RU2537712C2 - Нагрев подземных углеводородных пластов циркулируемой теплопереносящей текучей средой - Google Patents
Нагрев подземных углеводородных пластов циркулируемой теплопереносящей текучей средой Download PDFInfo
- Publication number
- RU2537712C2 RU2537712C2 RU2011119096/03A RU2011119096A RU2537712C2 RU 2537712 C2 RU2537712 C2 RU 2537712C2 RU 2011119096/03 A RU2011119096/03 A RU 2011119096/03A RU 2011119096 A RU2011119096 A RU 2011119096A RU 2537712 C2 RU2537712 C2 RU 2537712C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe
- heat transfer
- transfer fluid
- formation
- fluid
- 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
- 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
- E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
-
- 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
- E21B44/02—Automatic control of the tool feed
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01C—RESISTORS
- H01C3/00—Non-adjustable metal resistors made of wire or ribbon, e.g. coiled, woven or formed as grids
-
- H—ELECTRICITY
- H05—ELECTRIC TECHNIQUES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- H05B—ELECTRIC HEATING; ELECTRIC LIGHT SOURCES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; CIRCUIT ARRANGEMENTS FOR ELECTRIC LIGHT SOURCES, IN GENERAL
- H05B3/00—Ohmic-resistance heating
- H05B3/40—Heating elements having the shape of rods or tubes
- H05B3/42—Heating elements having the shape of rods or tubes non-flexible
- H05B3/48—Heating elements having the shape of rods or tubes non-flexible heating conductor embedded in insulating material
-
- 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
- E21B43/2405—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection in association with fracturing or crevice forming processes
-
- H—ELECTRICITY
- H05—ELECTRIC TECHNIQUES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- H05B—ELECTRIC HEATING; ELECTRIC LIGHT SOURCES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; CIRCUIT ARRANGEMENTS FOR ELECTRIC LIGHT SOURCES, IN GENERAL
- H05B2214/00—Aspects relating to resistive heating, induction heating and heating using microwaves, covered by groups H05B3/00, H05B6/00
- H05B2214/03—Heating of hydrocarbons
-
- 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
Группа изобретений относится к способам и системам для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов. Способ нагрева подземного пласта характеризуется тем, что вводят расплавленную соль в первый канал нагревателя типа «труба в трубе» в первом месте. При этом ввод расплавленной соли в первый канал включает в себя ввод расплавленной соли во внутреннюю трубу нагревателя типа «труба в трубе» и пропускание расплавленной соли через переключатель потока для перенаправления потока из внутренней трубы к кольцевой области между внутренней трубой и внешней трубой. Пропускают расплавленную соль через нагреватель типа «труба в трубе» в пласте ко второму месту, находящемуся на расстоянии от первого места, причем во время прохода расплавленной соли через нагреватель типа «труба в трубе» происходит перенос тепла от расплавленной соли к обрабатываемому участку. Выводят расплавленную соль из нагревателя типа «труба в трубе» в указанном втором месте. Техническим результатом является повышение эффективности прогрева пласта. 6 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 табл., 12 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится в целом к способам и системам для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов, таких как углеводородсодержащие пласты. В частности, некоторые варианты осуществления относятся к использованию циркуляционной системы с замкнутым контуром для нагрева части пласта в процессе конверсии in situ (внутри пласта).
Уровень техники
Углеводороды, получаемые из подземных пластов, часто используют в качестве энергетических ресурсов, в качестве разного рода сырья и в качестве потребительских продуктов. Озабоченность по поводу истощения существующих углеводородных ресурсов и озабоченность по поводу снижения в целом качества добываемых углеводородов привели к разработке способов для более эффективных добычи, переработки и/или применения имеющихся углеводородных ресурсов. Для извлечения углеводородных материалов из подземных пластов могут использоваться процессы in situ (внутри пласта). С целью обеспечения более легкого выведения углеводородного материала из подземного пласта может потребоваться изменение химических и/или физических свойств углеводородного материала в подземном пласте. Химические и физические изменения могут включать в себя реакции in situ, результатом которых становится образование извлекаемых флюидов, изменения состава, изменения растворимости, изменения плотности, фазовые изменения и/или изменения вязкости углеводородного материала в пласте. Флюидом могут быть (но без ограничения ими) газ, жидкость, эмульсия, суспензия и/или поток твердых частиц, который имеет характеристики текучести, подобные характеристикам текучести потока жидкости.
Для обработки углеводородсодержащего пласта с использованием способа тепловой обработки in situ может быть использовано множество различных типов скважин и стволов скважин. В некоторых вариантах осуществления для обработки пласта используются вертикальные и/или по существу вертикальные скважины. В некоторых вариантах осуществления для обработки пласта используются горизонтальные или по существу горизонтальные скважины (такие как J-образные и/или L-образные скважины) и/или u-образные скважины. В некоторых вариантах осуществления для обработки пласта используются комбинации горизонтальных скважин, вертикальных скважин и/или какие-либо другие комбинации. В определенных вариантах осуществления скважины проходят через покрывающий слой пласта к углеводородсодержащему слою пласта. В некоторых ситуациях тепло в скважинах теряется на нагрев покрывающего слоя. В некоторых ситуациях инфраструктура на поверхности и в покрывающем слое, используемая для поддерживания нагревателей и/или добывающего оборудования в горизонтальных стволах и u-образных стволах скважины, имеет большие размеры и/или содержит много компонентов.
В патенте США №7575052 (Sandberg et al.) описан процесс тепловой обработки in situ, в котором для нагрева одного или более обрабатываемых участков используется циркуляционная система. В этой циркуляционной системе может использоваться нагретая жидкая теплопереносящая среда, которая для переноса тепла к пласту проходит через сеть труб в пласте.
В публикации патентной заявки США №2008-0135254 (Vinegar et al.) описаны системы и способы для процесса обработки in situ, в которой использована циркуляционная система для нагрева одного или более обрабатываемых участков. В циркуляционной системе используется нагреваемая жидкая теплопереносящая среда, которая для переноса тепла к пласту проходит по трубам в пласте. В некоторых вариантах осуществления трубы расположены по меньшей мере в двух стволах скважин.
В публикации патентной заявки США №2009-0095476 (Nguyen et al.) описана нагревательная система, которая включает в себя трубопровод, расположенный в отверстии в подземном пласте. В трубопроводе находится изолированный проводник. В трубопроводе между частью изолированного проводника и частью трубопровода находится некоторый материал. Этим материалом может быть соль. При рабочей температуре нагревательной системы материал является текучей средой. Тепло переносится от изолированного проводника к текучей среде, от текучей среды к трубопроводу и от трубопровода к подземному пласту.
Для разработки способов и систем для экономичной добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из углеводородсодержащих пластов были приложены значительные усилия. Однако в настоящее время все еще существует много углеводородсодержащих пластов, из которых углеводороды, водород и/или другие продукты экономично добыты быть не могут. В связи с этим существует потребность в улучшенных способах и системах, которые бы снизили энергетические затраты на обработку пласта, понизили выбросы в процессе обработки, облегчили установку нагревательной системы и/или снизили потери тепла на нагрев покрывающего слоя по сравнению со способами добычи углеводородов, в которых используется наземная аппаратура.
Раскрытие изобретения
Описанные в заявке варианты осуществления относятся в целом к системам и способам для нагрева подземного пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения предлагаются одна или более систем и один или более способов для нагрева подземного пласта.
В некоторых вариантах осуществления изобретения предлагается способ нагрева подземного пласта, включающий: введение расплавленной соли в первый канал нагревателя типа «труба в трубе» в первом месте; пропускание расплавленной соли через нагреватель типа «труба в трубе» в пласте ко второму месту, при этом осуществляется перенос тепла от расплавленной соли к обрабатываемому участку во время прохода расплавленной соли через нагреватель типа «труба в трубе»; и вывод расплавленной соли из нагревателя типа «труба в трубе» во втором месте, расположенном на расстоянии от первого места.
В некоторых вариантах осуществления изобретения предлагается способ нагрева подземного пласта, включающий: введение вторичной теплопереносящей текучей среды в первый канал нагревателя для предварительного нагрева нагревателя; введение первичной теплопереносящей текучей среды во второй канал нагревателя; и остановку или уменьшение потока вторичной теплопереносящей текучей среды в первый канал после достижения температуры нагревателя, достаточной для обеспечения текучести первичной теплопереносящей текучей среды.
В некоторых вариантах осуществления изобретения предлагается система для нагрева подземного пласта, содержащая: по меньшей мере одну систему циркуляции текучей среды, выполненную с возможностью подачи горячей теплопереносящей текучей среды к множеству нагревателей в пласте; и множество нагревателей в пласте, соединенных с циркуляционной системой, при этом по меньшей мере один из нагревателей содержит: первый трубопровод; второй трубопровод, расположенный в первом трубопроводе; и первый переключатель потока, выполненный с возможностью пропускания через кольцевую область между первым трубопроводом и вторым трубопроводом текучей среды, протекающей через второй трубопровод.
В некоторых вариантах осуществления изобретения предлагается способ для нагрева подземного пласта, включающий: циркуляцию первой теплопереносящей текучей среды через нагреватель, расположенный в подземном пласте, для повышения температуры нагревателя до температуры, которая обеспечивает текучесть второй теплопереносящей текучей среды в нагревателе; остановку циркуляции первой теплопереносящей текучей среды через нагреватель; циркуляцию второй теплопереносящей текучей среды через нагреватель, расположенный в подземном пласте, для повышения температуры участка тепловой обработки, примыкающего к нагревателю.
В дополнительных вариантах осуществления признаки из отдельных вариантов осуществления могут быть объединены с признаками из любых других вариантов осуществления.
В дополнительных вариантах осуществления обработка подземного пласта проводится с использованием любого из описываемых здесь способов, систем и нагревателей.
В дополнительных вариантах осуществления к отдельным описанным в заявке вариантам осуществления могут добавляться дополнительные признаки.
Краткое описание чертежей
Преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными специалистам благодаря приведенному ниже детальному описанию со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых:
фиг.1 - схематический вид одного из вариантов осуществления одной из частей системы тепловой обработки in situ для обработки углеводородсодержащего пласта.
фиг.2 - схематическое представление одного из вариантов осуществления системы циркуляции теплопереносящей текучей среды для нагрева части пласта.
фиг.3 - схематическое представление одного из вариантов осуществления L-образного нагревателя для его применения с системой циркуляции теплопереносящей текучей среды для нагрева части пласта.
фиг.4 - вид сбоку одного из вариантов осуществления нагревателя типа «труба в трубе» для нагревательной системы с циркуляцией теплопереносящей текучей среды, примыкающей к обрабатываемому участку.
фиг.5 - представление одного из вариантов изобретения для нагрева различных частей нагревателя, с тем чтобы повторно пропускать поток теплопереносящей текучей среды в нагревателе.
фиг.6 - схематическое представление одного из вариантов осуществления нагревателей типа «труба в трубе» нагревательной системы циркуляции текучей среды, расположенной в пласте.
фиг.7 - вид в поперечном сечении одного из вариантов осуществления нагревателя типа «труба в трубе», примыкающего к покрывающему слою.
фиг.8 - схематическое представление одного из вариантов осуществления циркуляционной системы для жидкой теплопереносящей среды.
фиг.9 - зависимость средней температуры (°С) пласта от продолжительности (в днях) нагрева пласта с использованием расплавленной соли, циркулирующей через нагреватели типа «труба в трубе».
фиг.10 - зависимость температуры (°С) расплавленной соли и величины вводимой мощности (Вт/фут) от времени (в днях).
фиг.11 - зависимость температуры (°С) и величины вводимой мощности (Вт/фут) от времени (в днях) нагрева пласта с использованием расплавленной соли, циркулирующей через нагреватели, при длине нагрева 8000 фут (2780 м) и массовом расходе 18 кг/с.
фиг.12 - зависимость температуры (°С) и величины вводимой мощности (Вт/фут) от времени (в днях) нагрева пласта с использованием расплавленной соли, циркулирующей через нагреватели, при длине нагрева 8000 фут и массовом расходе 12 кг/с.
Хотя изобретение может иметь различные модификации и альтернативные формы, в виде примера на чертежах показаны конкретные варианты его осуществления, и они описаны подробно. Чертежи не обязательно масштабированы. Следует, однако, иметь в виду, что чертежи и их подробное описание не предназначены для ограничения изобретения конкретной раскрытой формой, а, наоборот, предполагается, что изобретение охватывает все модификации, эквиваленты и альтернативы, попадающие в объем настоящего изобретения, определенного прилагаемой формулой изобретения.
Осуществление изобретения
Следующее описание в целом относится к системам и способам обработки углеводородов в пласте. Такие пласты могут подвергаться обработке с целью получения углеводородных продуктов, водорода и других продуктов.
«Плотность в градусах АНИ» предполагает плотность в градусах АНИ при 15,5°С (60°F), определяемую согласно методу ASTM Method D6822 или ASTM Method D1298.
«Давление флюида» означает давление, создаваемое флюидом в пласте. «Литостатическим давлением» (иногда называемым «литостатическим напряжением») называется давление в пласте, равное весу на единицу площади вышележащей массы породы. «Гидростатическим давлением» является давление в пласте, создаваемое столбом воды.
Выражение «пласт» включает в себя один или более углеводородсодержащих слоев, один или более неуглеводородных слоев, покрывающий слой и/или подстилающий слой. Выражение «углеводородные слои» относится к слоям в пласте, которые содержат углеводороды. Углеводородные слои могут содержать неуглеводородный материал и углеводородный материал. Выражения «покрывающий слой» и/или «подстилающий слой» включают в себя один или более разных типов непроницаемых материалов. Например, покрывающий слой и/или подстилающий слой могут включать скальную породу, сланец, аргиллит или влажный/плотный карбонат. В некоторых вариантах осуществления операций тепловой обработки in situ покрывающий слой и/или подстилающий слой могут включать в себя углеводородсодержащий слой или углеводородсодержащие слои, которые относительно непроницаемы и не подвергаются действию температур во время проведения тепловой обработки in situ, результатом чего являются значительные изменения характеристик углеводородсодержащих слоев покрывающего слоя и/или подстилающего слоя. Например, подстилающий слой может содержать сланец или аргиллит, но подстилающий слой нельзя нагревать до температур пиролиза в процессе тепловой обработки in situ. В некоторых случаях покрывающий слой и/или подстилающий слой могут быть до некоторой степени проницаемыми.
Под "пластовыми флюидами" подразумеваются флюиды (текучие среды), которые присутствуют в пласте и могут включать в себя пиролизный флюид, синтез-газ, мобилизованные углеводороды и воду (водяной пар). Пластовые флюиды могут включать в себя как углеводородные флюиды, так и неуглеводородные флюиды. Выражение "мобилизованный флюид" относится к флюидам в углеводородсодержащем пласте, которые приобрели текучесть в результате тепловой обработки пласта. Под "добытыми флюидами" подразумеваются флюиды, извлеченные из пласта.
"Источником тепла" является любая система для подачи тепла по меньшей мере в какую-либо часть пласта в основном путем контактного и/или радиационного теплопереноса. Источником тепла могут быть, например, электропроводящие материалы и/или электронагреватели типа изолированного проводника, удлиненного элемента и/или проводника, расположенного в кабелепроводе. Нагревателем могут также быть системы, которые генерируют тепло за счет сжигания топлива вне пласта или в пласте. Этими системами могут быть наземные горелки, скважинные газовые горелки, беспламенные рассредоточенные комбустеры и природные рассредоточенные комбустеры. В некоторых вариантах осуществления тепло, подаваемое в или произведенное в одном или более источниках тепла, может быть получено от других источников энергии. Другие источники энергии могут нагревать пласт непосредственно, либо же их энергия может передаваться теплоносителю, который непосредственно или опосредованно нагревает пласт. Следует иметь в виду, что в одном или более источника тепла, которые доставляют тепло в пласт, могут использоваться различные источники энергии. Так, например, для данного пласта некоторые источника тепла могут подавать тепло от электропроводящих материалов, от электронагревателей сопротивления, некоторые источника тепла могут подавать тепло сгорания, а некоторые источники тепла могут подавать тепло от одного или более других источников энергии (например, химических реакций, солнечной энергии, энергии ветра, биомассы или других источников возобновляемой энергии). Химической реакцией может быть экзотермическая реакция (например, реакция окисления). Источник тепла может также включать электропроводящий материал или нагреватель, который подает тепло в зону вблизи и/или окружающую место нагрева, например в нагревательную скважину.
"Нагреватель" представляет собой любую систему или источник тепла, генерирующие тепло в скважине или в области, примыкающей к стволу скважины. Нагревателями могут быть, но не ограничиваясь ими, электронагреватели, горелки, камеры сгорания, которые взаимодействуют с материалом в пласте или материалом, полученным из пласта, и/или их комбинации.
«Тяжелые углеводороды» представляют собой вязкие углеводородные флюиды. Тяжелые углеводороды могут включать в себя высоковязкие углеводородные флюиды, такие как тяжелое масло, смола и/или асфальт. Тяжелые углеводороды могут включать в себя как углерод и водород, так и в меньших концентрациях серу, кислород и азот. В следовых количествах в тяжелых углеводородах могут присутствовать и другие элементы. Тяжелые углеводороды могут быть расклассифицированы по плотности в градусах АНИ. Обычно тяжелые углеводороды имеют плотность в градусах АНИ ниже примерно 20°. Тяжелое масло, например, обычно имеет плотность в градусах АНИ, равную примерно 10-20°, в то время как смола обычно имеет плотность в градусах АНИ ниже примерно 20°. Как правило, вязкость тяжелых углеводородов выше примерно 100 сП при 15°С. Тяжелые углеводороды могут включать в себя ароматические и другие сложные циклические углеводороды.
Тяжелые углеводороды могут находиться в относительно проницаемых пластах. Относительно проницаемый пласт может содержать тяжелые углеводороды, увлеченные, например, в песок или в карбонат.«Относительно проницаемый» в отношении пластов или их частей определяется как имеющий среднюю проницаемость, равную или превышающую 10 миллидарси (например, 10 или 100 миллидарси). «Относительно низкая проницаемость» в отношении пластов или их частей определяется как имеющий среднюю проницаемость меньше примерно 10 миллидарси. Один дарси равен приблизительно 0,99 мкм2. Непроницаемый слой обычно имеет проницаемость, меньшую примерно 0,1 миллидарси.
Некоторые типы пластов, которые содержат тяжелые углеводороды, могут также содержать (но не ограничиваясь ими) природные минеральные воски или природные асфальтиты. «Природные минеральные воски» встречаются, как правило, в существенно трубчатых жилах, которые могут иметь несколько метров в ширину, несколько километров в длину и сотни метров в глубину. «Природные асфальтиты» включают в себя твердые углеводороды ароматического состава и обычно встречаются в больших жилах. Извлечение из пластов in situ углеводородов, таких как минеральные воски и природные асфальтиты, может включать плавление с образованием жидких углеводородов и/или добычу углеводородов из пластов растворением.
«Углеводороды» определяются в общем случае как молекулы, образованные преимущественно атомами углерода и водорода. Углеводороды могут также включать в себя и другие элементы, например (но не ограничиваясь ими) галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или серу. Углеводородами могут быть (но не ограничиваясь ими) кероген, битум, пиробитум, нефти, природные минеральные воски и асфальтиты. Углеводороды могут находиться внутри минеральных матриц в земле или непосредственно рядом с ними. Матрицами могут быть (но не ограничиваясь ими) осадочная порода, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды. "Углеводородные флюиды" представляют собой флюиды, которые содержат углеводороды. Углеводородные флюиды могут включать, захватывать или быть захваченными неуглеводородными флюидами, например водородом, азотом, оксидом углерода, диоксидом углерода, сероводородом, водой и аммиаком.
«Процесс конверсии in situ» представляет собой процесс нагрева углеводородсодержащего пласта от источников тепла с целью повышения температуры по меньшей мере части пласта выше температуры пиролиза, в результате чего в пласте образуется пиролизный флюид.
«Процесс тепловой обработки in situ» представляет собой процесс нагрева углеводородсодержащего пласта источниками тепла с целью повышения температуры по меньшей мере части пласта выше некоторой температуры, в результате чего образуется мобилизованный флюид и происходит висбрекинг и/или пиролиз углеводородсодержащего материала, приводящие к образованию в пласте мобилизованных флюидов, флюидов висбрекинга и/или флюидов пиролиза.
Выражение «изолированный проводник» относится к любому удлиненному материалу, который способен проводить электричество и целиком или частично покрыт электроизоляционным материалом.
«Пиролиз» представляет собой разрыв химических связей в результате теплового воздействия. Например, пиролиз может включать в себя превращение какого-либо соединения в одно или более других веществ только за счет тепла. Чтобы инициировать пиролиз, тепло может подаваться в участок пласта.
Выражение «пиролизные флюиды» или «продукты пиролиза» относится к флюиду, образующемуся главным образом в процессе пиролиза углеводородов. Образующийся в результате пиролизных реакций флюид может смешиваться с другими флюидами в пласте. Такая смесь рассматривается как пиролизный флюид или пиролизный продукт. Используемое в настоящем описании выражение «зона пиролиза» относится к объему пласта (например, относительно проницаемого пласта, такого как пласт битуминозных песков), в котором проведена или проходит реакция с образованием пиролизного флюида.
"Суперпозиция тепла" означает подвод тепла от двух или более источников тепла к выбранному участку пласта таким образом, чтобы источники тепла влияли на температуру пласта по меньшей мере в одном месте между источниками тепла.
«Пласт битуминозных песков» представляет собой пласт, в котором углеводороды присутствуют преимущественно в виде тяжелых углеводородов и/или смолы, захваченных в минеральный зернистый каркас или другую хозяйскую литологию (например, песок или карбонат). Примеры пластов битуминозных песков включают такие пласты как пласты в Атабаске, Гросмонте и на Пис-ривер (все три в штате Альберта, Канада) и пласт Фаха в поясе Ориноко, Венесуэла.
Выражение «нагреватель с ограничением температуры» обычно относится к нагревателю, в котором регулируется выход тепла (например, снижается выход тепла) выше заданной температуры без использования внешнего контроля, такого как температурные контроллеры, регуляторы мощности, выпрямители и другие приборы. Нагреватели с ограничением температуры могут быть переменно-токовыми или запитываемыми модулируемым (например, прерывистым) постоянным током электронагревателями сопротивления.
Выражение «толщина» слоя относится к толщине поперечного сечения слоя, которое (поперечное сечение) перпендикулярно лицевой поверхности слоя.
Выражение «u-образный ствол скважины» относится к стволу скважины, который проходит от первого отверстия в пласте через по меньшей мере часть пласта и наружу через второе отверстие в пласте. В настоящем контексте ствол скважины может быть лишь грубо v- или u-образным в предположении, что для пласта, который рассматривается как «u-образный», «ножки» и не обязательно должны быть параллельными одна другой или перпендикулярными «основанию» u.
«Облагораживание» подразумевает повышение качества углеводородов. Например, облагораживание тяжелых углеводородов может привести к увеличению плотности в градусах АНИ тяжелых углеводородов.
Выражение «висбрекинг» относится к распутыванию молекул во флюиде в процессе тепловой обработки и/или к разрыву больших молекул на меньшие молекулы при тепловой обработке, что приводит к снижению вязкости флюида.
Выражение «вязкость», если не оговорено иное, относится к кинематической вязкости при 40°С. Вязкость определяется согласно методу ASTM Method D445.
Выражение «ствол скважины» относится к отверстию в пласте, выполненному бурением или внедрением в пласт трубопровода. Ствол скважины может иметь в существенной степени круглое поперечное сечение или поперечное сечение какой-либо иной формы. В соответствии с представлениями настоящей заявки, выражения «скважина» или «отверстие», относящиеся к отверстию в пласте, могут использоваться взаимозаменяемым образом по отношению к выражению «ствол скважины».
С целью получения множества разных продуктов пласт может обрабатываться различными способами. Для обработки пласта в процессе тепловой обработки in situ могут быть использованы разные стадии или процессы. В некоторых вариантах осуществления в одном или более участках пласта осуществляют добычу растворением для удаления из этих участков растворимых минералов. Добыча минералов растворением может проводиться до, во время и/или после проведения процесса тепловой обработки in situ. В некоторых вариантах осуществления средняя температура одного или более участков, в которых осуществляют добычу растворением, может поддерживаться ниже примерно 120°С.
В некоторых вариантах осуществления один или более участков пласта нагревают с целью удаления воды из этих участков и/или для удаления из этих участков метана и других летучих углеводородов. В некоторых вариантах осуществления во время удаления воды и летучих углеводородов средняя температура может быть повышена от температуры окружающей среды до температуры ниже примерно 220°С.
В некоторых вариантах осуществления один или более участков пласта нагревают до температур, которые обеспечивают движение и/или висбрекинг углеводородов в пласте. В некоторых вариантах осуществления среднюю температуру одного или более участков пласта повышают до температур мобилизации углеводородов в участках (например, до температуры в пределах от 100 до 250°С, от 120 до 240°С или от 150 до 230°С).
В некоторых вариантах осуществления один или более участков пласта нагревают до температур, которые обеспечивают протекание в пласте пиролизных реакций. В некоторых вариантах осуществления средняя температура одного или более участков пласта может быть повышена до температур пиролиза углеводородов в участках (например, до температуры в пределах 230-900°С, 240-400°С или 250-350°С).
Нагрев углеводородсодержащего пласта с помощью множества источников тепла может привести к установлению вокруг источников тепла тепловых градиентов, которые повышают температуру углеводородов в пласте до заданных значений при заданных скоростях нагрева. Скорость повышения температуры в диапазоне температур мобилизации и/или в диапазоне температур пиролиза для целевых продуктов может повлиять на качество и количество пластовых флюидов, добываемых из углеводородсодержащего пласта. Медленное повышение температуры пласта в диапазоне температур мобилизации и/или в диапазоне температур пиролиза может обеспечить добычу из пласта высококачественных, обладающих высокой плотностью в градусах АНИ углеводородов. Медленное повышение температуры пласта в диапазоне температур мобилизации и/или в диапазоне температур пиролиза может обеспечить извлечение в качестве углеводородного продукта большого количества находящихся в пласте углеводородов.
В некоторых вариантах осуществления тепловой обработки in situ вместо медленного повышения температуры в каком-либо температурном диапазоне одну из частей пласта нагревают до какой-либо заданной температуры. В некоторых вариантах осуществления заданная температура равна 300, 325 или 350°С. В качестве заданной температуры могут быть выбраны и другие температуры.
Суперпозиция тепла от источников тепла позволяет относительно быстро и эффективно устанавливать в пласте заданную температуру. Чтобы поддерживать температуру в пласте на близком к заданному уровне, можно регулировать поступление в пласт энергии от источников тепла.
Продукты мобилизации и/или пиролиза могут добываться из пласта через добывающие скважины. В некоторых вариантах осуществления среднюю температуру одного или более участков поднимают до температур мобилизации и добывают углеводороды через добывающие скважины. После того как обусловленная мобилизацией добыча снизится ниже установленного значения, средняя температура одного или более участков может быть повышена до температур пиролиза. В некоторых вариантах осуществления температуру одного или более участков повышают до температур пиролиза без проведения при этом добычи в значительном объеме до тех пор, пока не будут достигнуты температуры пиролиза. Пластовые флюиды, включая продукты пиролиза, могут добываться через добывающие скважины.
В некоторых вариантах осуществления средняя температура одного или более участков может быть повышена до температур, достаточных для того, чтобы обеспечить добычу синтез-газа после мобилизации и/или пиролиза. В некоторых вариантах осуществления температура углеводородов может быть повышена в достаточной степени для того, чтобы обеспечить образование синтез-газа без проведения при этом добычи в значительном объеме до тех пор, пока не будут достигнуты температуры, достаточные для обеспечения образования синтез-газа. Например, синтез-газ может образовываться в пределах температур от примерно 400 до примерно 1200°C, от примерно 500 до примерно 1100°С или от примерно 550 до примерно 1000°С. Образующий синтез-газ флюид (например, водяной пар и/или воду) можно вводить в участки пласта для генерирования там синтез-газа. Добыча синтез-газа может осуществляться через добывающие скважины.
Добыча с помощью раствора, извлечение летучих углеводородов и воды, мобилизация углеводородов, пиролиз углеводородов, генерирование синтез-газа и/или другие операции могут проводиться во время процесса тепловой обработки in situ. В некоторых вариантах осуществления некоторые операции могут проводиться после процесса тепловой обработки in situ. В число таких операций могут входить (но не ограничиваясь ими) рекуперация тепла из обработанных участков, хранение флюидов (например, воды и/или углеводородов) в предварительно обработанных участках и/или связывание диоксида углерода в предварительно обработанных участках.
На фиг.1 приведен схематический вид одного из вариантов осуществления части системы тепловой обработки in situ для обработки углеводородсодержащего пласта. Система тепловой обработки in situ может включать в себя барьерные скважины 100. Барьерные скважины используются для создания барьера вокруг обрабатываемого участка. Барьер препятствует потоку флюидов к обрабатываемому участку и/или из него. Барьерными скважинами могут быть (но не ограничиваются ими) водопонижающие скважины, вакуумные скважины, захватывающие скважины, нагнетательные скважины, растворные скважины, замораживающие скважины или их комбинации. В некоторых вариантах осуществления барьерными скважинами 100 являются водопонижающие скважины. Водопонижающие скважины могут удалять жидкую воду и/или препятствовать поступлению жидкой воды в часть предназначенного для нагрева пласта или в нагреваемый пласт. В приведенном на фиг.1 варианте осуществления барьерные скважины 100 показаны проходящими только вдоль одной стороны источников тепла 102, но, как правило, барьерные скважины опоясывают все используемые или предназначенные для использования источники тепла 102 для нагрева обрабатываемого участка пласта.
Источники тепла 102 помещают в по меньшей мере часть пласта. Источниками тепла 102 могут быть электропроводящие материалы. В некоторых вариантах осуществления нагревателями являются изолированные проводники, нагреватели типа проводников в каналах, наземные горелки, беспламенные рассредоточенные комбустеры и/или природные рассредоточенные комбустеры. Источниками тепла 102 могут быть и другие типы нагревателей. Для нагрева углеводородов в пласте источники тепла 102 подают тепло по меньшей мере к части пласта. Энергия может подводиться к источникам тепла 102 по подводящим линиям 104. Подводящие линии 104 могут быть структурно различными в зависимости от типа используемого для нагревания пласта источника тепла или источников тепла. Подводящие линии 104 для источников тепла могут пропускать электричество для электропроводящих материалов или электронагревателей, могут транспортировать топливо для комбустеров либо же могут переносить циркулирующую в пласте теплообменивающую текучую среду. В некоторых вариантах осуществления электричество для операции тепловой обработки in situ может подаваться от атомной электростанции или от атомных электростанций. Использование энергии атомных электростанций позволяет снизить или исключить выбросы диоксида углерода в процессе тепловой обработки in situ.
Нагревание пласта может приводить к некоторому увеличению проницаемости и/или пористости пласта. Увеличение проницаемости и/или пористости может быть обусловлено уменьшением массы в пласте в результате испарения и удаления воды, удаления углеводородов и/или образования трещин. Благодаря повышенной проницаемости и/или пористости пласта течение флюида в нагретой части пласта облегчается. Благодаря повышенной проницаемости и/или пористости флюид в нагретой части пласта может перемещаться через пласт на значительное расстояние. Это значительное расстояние может превышать 1000 м в зависимости от различных факторов, таких как проницаемость пласта, свойства флюида, температура пласта и перепад давления, обеспечивающий перемещение флюида. Способность флюида перемещаться на значительное расстояние в пласте позволяет располагать добывающие скважины 106 в пласте на относительно большом расстоянии одна от другой.
Добывающие скважины 106 используются для вывода из пласта пластового флюида. В некоторых вариантах осуществления добывающая скважина 106 включает в себя какой-либо источник тепла. Источник тепла в добывающей скважине может нагревать одну или более частей пласта в добывающей скважине или вблизи нее. В некоторых вариантах осуществления процесса обработки in situ количество тепла, подаваемого в пласт от добывающей скважины с одного метра добывающей скважины, меньше количества тепла, подаваемого в пласт источником тепла, который нагревает пласт, в расчете на один метр источника тепла. Воздействующее на пласт тепло из добывающей скважины может повысить проницаемость пласта вблизи добывающей скважины в результате испарения и удаления жидкофазного флюида вблизи добывающей скважины и/или повысить проницаемость пласта вблизи добывающей скважины в результате образования макро- и/или микротрещин.
В некоторых вариантах осуществления источник тепла в добывающей скважине 106 позволяет удалять из пласта паровую фазу пластовых флюидов. Обеспечение нагрева в добывающей скважине или через нее может: (1) препятствовать конденсации и/или возврату флегмы добываемого флюида, когда этот добываемый флюид движется в добывающей скважине вблизи покрывающего слоя; (2) увеличивать поступление тепла в пласт; (3) повышать скорость добычи из добывающей скважины по сравнению с добывающей скважиной без источника тепла; (4) препятствовать конденсации соединений с большим числом атомов углерода (углеводородов С6 и выше) в добывающей скважине; и/или (5) повышать проницаемость пласта в добывающей скважине или вблизи нее.
Подземное давление в пласте может соответствовать создаваемому в пласте давлению флюида. При повышении температур в нагретой части пласта давление в нагретой части может возрастать в результате теплового расширения флюидов, повышенного образования флюидов и испарения воды. Регулирование скорости вывода флюидов из пласта может позволить контролировать давление в пласте. Давление в пласте может определяться в нескольких разных участках, вблизи или в самих добывающих скважинах, вблизи или в самих источниках тепла, или в мониторинговых скважинах.
В некоторых углеводородсодержащих пластах добычу углеводородов из пласта задерживают до тех пор, пока по меньшей мере некоторая часть углеводородов в пласте не окажется мобилизованной и/или не подвергнется пиролизу. Пластовым флюид можно добывать из пласта тогда, когда пластовый флюид обладает заданным качеством. В некоторых вариантах осуществления заданное качество включает плотность в градусах АНИ, равную по меньшей мере примерно 20, 30 или 40°. Задержка добычи до тех пор, пока по меньшей мере некоторая часть углеводородов не окажется мобилизованной и/или не подвергнется пиролизу, может повысить превращение тяжелых углеводородов в легкие углеводороды. Задержка начала добычи может минимизировать добычу из пласта тяжелых углеводородов. Добыча значительных количеств тяжелых углеводородов могла бы потребовать дорогостоящего оборудования и/или уменьшить срок службы добывающего оборудования.
В некоторых вариантах осуществления допускается повышение давления, возникающего в результате расширения мобилизованных флюидов, пиролизных флюидов или других образовавшихся в пласте флюидов, хотя открытый путь к добывающим скважинам 106 или к какому-либо другому сбрасывающему давлению участку в пласте может еще не существовать. Можно допустить повышение давления до уровня литостатического давления. Трещины в углеводородсодержащем пласте могут образоваться тогда, когда давление флюида приближается к литостатическому. Трещины могут образоваться, например, от источников тепла 102 в нагреваемой части пласта в сторону добывающих скважин 106. Появление трещин в нагретой части может частично снижать давление в этой части. Чтобы помешать нежелательной добыче, растрескиванию покрывающего слоя или подстилающего слоя и/или коксованию углеводородов в пласте, может оказаться необходимым поддерживать давление в пласте ниже заданного уровня.
После достижения температур мобилизации и/или пиролиза и начала добычи из пласта давление в пласте можно менять с целью изменения и/или регулирования состава добываемого пластового флюида, регулирования содержания конденсируемого флюида по отношению к неконденсируемому флюиду в пластовом флюиде и/или регулирования плотности в градусах АНИ добываемого пластового флюида. Например, снижение давления может повлечь за собой добычу большего количества конденсируемого компонента флюида. Конденсируемый компонент флюида может иметь более высокое содержание олефинов.
В некоторых вариантах осуществления операции тепловой обработки in situ давление в пласте можно поддерживать достаточно высоким, чтобы стимулировать добычу пластового флюида с плотностью в градусах АНИ выше 20°. Поддержание повышенного давления в пласте может препятствовать оседанию пласта во время тепловой обработки in situ. Поддержание повышенного давления может уменьшить или исключить необходимость компримирования пластовых флюидов на поверхности перед отправкой этих флюидов в сборных трубопроводах на обрабатывающие устройства.
Неожиданным образом оказалось, что поддержание повышенного давления в нагретой части пласта может позволить добывать большие количества углеводородов повышенного качества с относительно низким молекулярным весом. Можно поддерживать такое давление, при котором добываемый пластовый флюид имел бы минимальное количество соединений с числом атомов углерода, большим заданного. Заданное число атомов углерода может быть в пределах до 25, до 20, до 12 или до 8. Некоторое количество соединений с большим числом атомов углерода может быть захвачено паром в пласте и может быть вынесено с паром из пласта. Поддержание повышенного давления в пласте может препятствовать вынесению паром соединений с большим числом атомов углерода и/или многоядерных углеводородных соединений. Соединения с большим числом атомов углерода и/или многоядерные углеводородные соединения могут оставаться в жидкой фазе в пласте в течение значительных периодов времени. Эти значительные периоды времени могут обеспечить соединениям достаточно времени для того, чтобы они были подвергнуты пиролизу с образованием соединений с меньшим числом атомов углерода.
Пластовый флюид, добываемый из добывающих скважин 106, может транспортироваться по сборному трубопроводу 108 к обрабатывающим устройствам 110. Пластовые флюиды могут также выводиться из источников тепла 102. Флюид может выводиться из источников тепла 102, например, с целью регулирования давления в пласте вблизи источников тепла. Флюид, выводимый из источников тепла 102, может транспортироваться по трубопроводу или систему труб непосредственно к обрабатывающим устройствам 110. В число обрабатывающих устройств 110 могут входить разделительные установки, реакционные установки, облагораживающие установки, топливные элементы, турбины, резервуары-хранилища и/или другие системы и установки для переработки добываемых пластовых флюидов. На обрабатывающих устройствах может производиться моторное топливо по меньшей мере из части добываемых из пласта углеводородов. В некоторых вариантах осуществления моторным топливом может быть ракетное топливо типа JP-8.
В некоторых вариантах осуществления источники тепла, источники энергии для источников тепла, добывающее оборудование, подающие линии и/или другую вспомогательную аппаратуру для источников тепла или добычи помещают в туннелях, чтобы иметь возможность использовать для обработки пласта меньшие по размерам источники тепла и/или меньшую по размерам аппаратуру. Помещение этой аппаратуры и/или конструкций в туннелях может при этом снизить энергетические расходы для обработки пласта, снижать выбросы в процессе обработки, облегчить установку нагревательной системы и/или снизить потери тепла на нагрев покрывающего слоя по сравнению со способами добычи углеводородов, в которых используется наземная аппаратура. Туннели могут, например, быть по существу горизонтальными туннелями и/или наклонными туннелями.
В некоторых вариантах осуществления процесса обработки in situ для нагрева пласта используется циркуляционная система. Использование циркуляционной системы для тепловой обработки углеводородсодержащего пласта in situ может снизить расходы на энергию для обработки пласта, уменьшить выбросы от процесса обработки и или облегчить установку нагревательной системы. В некоторых вариантах осуществления циркуляционная система представляет собой циркуляционную систему типа замкнутого контура. На фиг.2 дается схематическое представление системы для нагрева пласта с использованием циркуляционной системы. Система может использоваться для нагрева углеводородов, которые залегают относительно глубоко в грунте и которые находятся в относительно больших по протяженности пластах. В некоторых вариантах осуществления углеводороды могут находиться на глубине в 100, 200, 300 м или более от поверхности. Циркуляционная система может также использоваться для нагрева углеводородов, которые залегают в грунте не столь глубоко. Углеводороды могут находиться в пластах, протяженность которых достигает 1000 м, 3000 м, 5000 м или более. Нагреватели циркуляционной системы могут быть расположены относительно соседних с ними нагревателей таким образом, чтобы суперпозиция тепла между нагревателями циркуляционной системы обеспечивала подъем температуры пласта по меньшей мере выше температуры кипения водного пластового флюида в пласте.
В некоторых вариантах осуществления нагреватели 200 могут быть образованы в пласте путем пробуривания первого ствола скважины с последующим пробуриванием второго ствола скважины, соединенным с первым стволом. В u-образный ствол может быть помещена система труб, в результате чего образуется u-образный нагреватель. Нагреватели 200 соединены с системой 202 циркуляции теплопереносящей текучей среды с помощью системы труб. В некоторых вариантах осуществления используются другие правильные или неправильные схемы. Добывающие скважины и/или нагнетательные скважины могут иметь длинные существенно горизонтальные участки, подобные нагревающим частям нагревателей 200, либо же добывающие скважины и/или нагнетательные скважины могут быть ориентированы иным образом (например, скважины могут быть вертикально ориентированными скважинами или скважинами, включающими один или более наклонных участков).
Как следует из фиг.2, система 202 циркуляции теплопереносящей текучей среды включает в себя теплогенератор 204, первый теплообменник 206, второй теплообменник 208 и движущие текучую среду устройства 210. Теплогенератор 204 нагревает теплопереносящую текучую среду до высокой температуры. Теплогенератором 204 может быть печь, солнечный коллектор, химический реактор, ядерный реактор, топливный элемент и/или другие источники высоких температур, способные передавать тепло теплопереносящей текучей среде. Если теплопереносящей текучей средой является газ, движущими текучую среду устройствами 210 могут быть компрессоры. Если теплопереносящей текучей средой является жидкость, движущими текучую среду устройствами 210 могут быть насосы.
После выхода из пласта 212 теплопереносящая текучая среда проходит через первый теплообменник 206 и второй теплообменник 208 к движущим текучую среду устройствам 210. Первый теплообменник 206 переносит тепло между теплопереносящей текучей средой, выходящей из пласта 212, и теплопереносящей текучей средой, выходящей из движущих текучую среду устройств 210, в результате чего происходит повышение температуры теплопереносящей текучей среды, поступающей в теплогенератор 204, и снижение температуры теплопереносящей текучей среды, выходящей из пласта 212. Второй теплообменник 208 дополнительно понижает температуру текучей среды. В некоторых вариантах осуществления второй теплообменник 208 включает в себя или сам является резервуаром-хранилищем для теплопереносящей текучей среды.
Теплопереносящая текучая среда поступает из второго теплообменника 208 в движущие текучую среду устройства 210. Движущие текучую среду устройства 210 могут быть расположены перед теплогенератором 204, благодаря чему нет необходимости в том, чтобы движущие текучую среду устройства работали при высокой температуре.
В одном из вариантов осуществления теплопереносящей текучей средой является диоксид углерода. Теплогенератором 204 является печь, которая нагревает текучую среду до температуры в пределах от примерно 700 до примерно 920°С, от примерно 770 до примерно 870°С или от примерно 800 до примерно 850°С. В одном из вариантов осуществления теплогенератор 204 нагревает текучую среду до температуры примерно 820°С. Теплопереносящая текучая среда поступает из теплогенератора 204 в нагреватели 200. Тепло переносится от нагревателей 200 в прилегающий к нагревателям пласт 212. Температура выходящей из пласта 212 теплопереносящей текучей среды может быть в пределах от примерно 350 до примерно 580°С, от примерно 400 до примерно 530°С или от примерно 450 до примерно 500°С. В одном из вариантов осуществления температура выходящей из пласта 212 теплопереносящей текучей среды равна примерно 480°С. Можно использовать разный состав металлов системы труб, используемой для образования системы 220 циркуляции теплопереносящей текучей среды, что может значительно снизить стоимость системы труб. От теплогенератора 204 до точки, где температура значительно ниже, можно использовать высокотемпературную сталь, а от названной точки до первого теплообменника 206 может быть использована менее дорогая сталь. Для образования системы 220 циркуляции теплопереносящей текучей среды может быть использовано несколько марок стали.
В некоторых вариантах осуществления в качестве теплопереносящей текучей среды в системе циркуляции текучей среды используется садочная соль (например, соль, содержащая 60 вес.% NaNO3 и 40 вес.% KNO3). Садочная соль может иметь температуру плавления примерно 230°С и верхний предел рабочих температур примерно 565°С. В некоторых вариантах осуществления к садочной соли может добавляться LiNO3 (например, от примерно 10 до примерно 30 вес.% LiNO3) с целью получения тройных солевых смесей с более широкими пределами рабочих температур и более низкими температурами плавления при лишь небольшом снижении максимальной рабочей температуры по сравнению с садочной солью. Более низкая температура плавления тройных солевых смесей может ослабить требования, которые предъявляет предварительный нагрев, и позволить использование для предварительного нагрева системы труб циркуляционной системы находящейся под давлением воды или находящегося под давлением рассола. Скорости коррозии металла нагревателей, обусловленной композициями тройных солей при 550°С, сопоставимы со скоростью коррозии металла нагревателей, обусловленной садочной солью при 5б5°С. В таблице 1 приведены температуры плавления и верхние пределы для садочной соли и тройных солевых смесей. Водные растворы тройных солевых смесей могут переходить в расплавленную соль при удалении воды без затвердевания, что позволяет получать и/или хранить расплавленные соли в виде водных растворов.
Таблица 1 | |||
Азотнокислая соль | Состав азотнокислой соли (вес.%) | Температура плавления (°С) азотнокислой соли | Верхний предел рабочих температур (°С) азотнокислой соли |
Na:K | 60:40 | 230 | 600 |
Li:Na:K | 12:18:70 | 200 | 550 |
Li:Na:K | 20:28:52 | 150 | 550 |
Li:Na:K | 27:33:40 | 160 | 550 |
Li:Na:K | 30:18:52 | 120 | 550 |
Теплогенератором 204 может быть печь, нагревающая теплопереносящую текучую среду до температуры примерно 560°С. Возвратная температура теплопереносящей текучей среды может быть в пределах от примерно 350 до примерно 450°С. Система труб, принадлежащая системе 202 циркуляции теплопереносящей текучей среды, может быть изолирована и/или снабжена оперативным подогревом с целью облегчения пуска и обеспечения течения текучей среды.
В некоторых вариантах осуществления вместо u-образных стволов скважин могут использоваться вертикальные, наклонные или L-образные нагревательные стволы скважин (например, стволы, имеющие вход в некотором первом положении и выход в некотором втором положении). На фиг.3 изображен L-образный нагреватель 200. Нагреватель 200 может быть соединен с системой 202 циркуляции теплопереносящей текучей среды и может включать в себя подводящий трубопровод 214 и отводящий трубопровод 216. Система 202 циркуляции теплопереносящей текучей среды может подавать теплопереносящую текучую среду во множество нагревателей. Теплопереносящая текучая среда из системы 202 циркуляции теплопереносящей текучей среды может течь вниз по подводящему трубопроводу 214 и обратно вверх по отводящему трубопроводу 216. Подводящий трубопровод 214 и отводящий трубопровод 216 могут быть изолированы на участке покрывающего слоя 218. В некоторых вариантах осуществления подводящий трубопровод 214 может быть изолирован на участке покрывающего слоя 218 и углеводородсодержащего слоя 220 с целью уменьшения нежелательного теплопереноса между входящей и выходящей теплопереносящей текучей средой.
В некоторых вариантах осуществления примыкающие к покрывающему слою 218 части ствола скважины 222 являются большими по размеру, чем части ствола скважины, примыкающие к углеводородсодержащему слою 220. Наличие большего отверстия вблизи покрывающего слоя может позволить вводить изоляцию для ее использования в целях изолирования подводящего трубопровода 214 и/или отводящего трубопровода 216. Некоторые потери тепла в покрывающем слое от возвратного потока могут не влиять в заметной степени на эффективность, в особенности, когда теплопереносящей текучей средой является расплавленная соль или какая-либо другая текучая среда, которую необходимо нагревать, чтобы она оставалась жидкостью. Нагретый покрывающий слой вблизи нагревателя 200 может поддерживать теплопереносящую текучую среду в состоянии жидкости в течение достаточного времени в случае остановки циркуляции теплопереносящей текучей среды. Наличие определенного допуска на некоторый перенос тепла к покрывающему слою 218 может устранить необходимость в дорогостоящих изоляционных системах между отводящим трубопроводом 216 и покрывающим слоем. В некоторых вариантах осуществления между покрывающим слоем 218 и отводящим трубопроводом 216 используется изоляционный цемент.
В случае вертикальных, наклонных или L-образных нагревателей стволы шахт могут буриться на большую длину, чем это необходимо для размещения нагревателей без подвода энергии (например, установленных, но бездействующих нагревателей). Тепловое расширение нагревателей после подачи энергии может вызывать перемещение частей нагревателей за пределы длины стволов скважин, рассчитанных на создание пространства для теплового расширения нагревателей. В случае L-образных нагревателей остаточный буровой раствор и/или пластовый флюид в стволе скважины могут облегчить перемещение нагревателя вглубь ствола скважины по мере расширения нагревателя во время предварительного нагрева и/или нагрева теплопереносящей текучей средой.
В случае вертикальных или наклонных стволов скважин последние могут пробуриваться глубже, чем необходимо для размещения нагревателей без подвода энергии. Когда нагреватель предварительно нагревается и/или нагревается теплопереносящей текучей средой, он может расширяться за пределы глубины ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления у конца нагревателя может быть прикреплен расширительный рукав, чтобы предоставить пространство для теплового расширения в случае неустойчивых стволов скважин.
В некоторых вариантах осуществления для нагрева пласта в циркуляционной системе используется жидкость. Использование жидкой теплопереносящей текучей среды обеспечивает высокую общую энергоэффективность системы по сравнению с электрическим нагревом или газовыми нагревателями благодаря высокой энергоэффективности теплогенераторов, используемых для нагрева жидкой теплопереносящей текучей среды. Если для нагрева жидкой теплопереносящей текучей среды используются печи, выбросы диоксида углерода в процессе могут быть снижены по сравнению с электрическим нагревом или использованием газовых горелок, располагаемых в стволах скважин, благодаря эффективности печей. Если для нагрева жидкой теплопереносящей текучей среды используется атомная энергия, выбросы диоксида углерода в процессе могут быть значительно снижены или даже исключены. Наземные устройства для нагревательной системы могут быть созданы из обычной доступной промышленной аппаратуры в несложной компоновке. Обычная доступная аппаратура в несложной компоновке способна повысить надежность системы в целом.
В некоторых вариантах осуществления жидкой теплопереносящей текучей средой является расплавленная соль или какая-либо другая жидкость, которая обладает способностью затвердевать, если температура ниже некоторой выбранной температуры. Для гарантии того, чтобы теплопереносящая текучая среда оставалась в жидкой форме и чтобы теплопереносящая текучая среда имела температуру, которая бы позволяла теплопереносящей текучей среде протекать через нагреватели из циркуляционной системы, может потребоваться вторичная нагревательная система. В некоторых вариантах осуществления вторичная нагревательная система нагревает нагреватель и/или теплопереносящую текучую среду до температуры, которая достаточна для того, чтобы расплавлять и обеспечивать текучесть теплопереносящей текучей среды, вместо того, чтобы производить нагрев до более высокой температуры. Вторичная нагревательная система может потребоваться лишь на короткий период времени при пуске и/или повторном пуске системы циркуляции текучей среды. В некоторых вариантах осуществления вторичную нагревательную систему можно удалять из нагревателя. В некоторых вариантах осуществления вторичная нагревательная система не обязательно обладает ожидаемым сроком службы порядка срока службы нагревателя.
В некоторых вариантах осуществления в качестве теплопереносящей текучей среды используется расплавленная соль. Расплавленная соль из пласта попадает в изолированные возвратные резервуары-хранилища. Температуры в этих возвратных резервуарах-хранилищах могут быть, например, порядка примерно 350°С. Расплавленная соль из возвратных резервуаров-хранилищ может транспортироваться в печи с помощью насосов. Может возникать потребность в том, чтобы каждый насос перемещал от 4 до 30 кг/с расплавленной соли. Каждая из печей может обеспечивать тепло для расплавленной соли. Температуры на выходе расплавленной соли из печей могут быть равными примерно 550°С. Расплавленная соль может поступать из печей по системе труб к изолированным сырьевым резервуарам. Каждый сырьевой резервуар может подавать расплавленную соль, например, на 50 или более заглубленных в пласт систем труб. Расплавленная соль течет через пласт в направлении к возвратным резервуарам-хранилищам. В некоторых вариантах осуществления печи имеют кпд 90% или выше. В некоторых вариантах осуществления потери тепла в покрывающий слой составляют 8% или менее.
В некоторых вариантах осуществления нагреватели для циркуляционных систем включают в себя изоляцию по длине нагревателей, включая части нагревателей, которые используются для нагрева обрабатываемого участка. Изоляция может облегчить ввод нагревателей в пласт. Изоляция, примыкающая к частям, используемым для нагрева обрабатываемого участка, может быть достаточной для обеспечения изоляции во время предварительного нагрева, но может разрушаться при температурах, создаваемых при циркуляции теплопереносящей текучей среды в стационарном режиме. В некоторых вариантах осуществления изоляционный слой меняет излучаемость нагревателя, что уменьшает радиационный перенос тепла от нагревателя. После разрушения изоляции излучаемость нагревателя может усиливать радиационный перенос тепла к обрабатываемому участку. Изоляция может уменьшать время, необходимое для подъема температуры нагревателей и/или теплопереносящей текучей среды в нагревателях до температур, достаточных для обеспечения расплавления и текучести теплопереносящей текучей среды. В некоторых вариантах осуществления изоляция, примыкающая к частям нагревателей, которые должны нагревать обрабатываемый участок, может включать полимерные покрытия. В некоторых вариантах осуществления изоляция частей нагревателей, примыкающих к покрывающему слою, отлична от изоляции нагревателей, примыкающей к частям нагревателей, используемых для нагрева обрабатываемого участка. Изоляция нагревателей, примыкающих к покрывающему слою, может иметь ожидаемый срок службы, равный или больший срока службы нагревателей.
В некоторых вариантах осуществления в ствол скважины после или во время помещения туда нагревателя может быть введен нестойкий изоляционный материал (например, полимерная пена). Нестойкая изоляция может образовывать изоляцию на частях нагревателей, используемых для нагрева обрабатываемого участка во время предварительного нагрева. Используемая для нагрева обрабатываемого участка жидкая теплопереносящая текучая среда может повышать температуру нагревателя в достаточной степени для того, чтобы разрушить или удалить изоляционный слой.
В некоторых вариантах осуществления циркуляционные системы, в которых в качестве теплопереносящей текучей среды используется расплавленная соль или какая-либо другая жидкость, нагревателем может быть одиночный трубопровод в пласте. Этот трубопровод может быть предварительно нагрет до температуры, достаточной для обеспечения текучести теплопереносящей текучей среды. В некоторых вариантах осуществления вторичная теплопереносящая текучая среда циркулирует через трубопровод для предварительного нагрева трубопровода и примыкающего к трубопроводу пласта. После достижения достаточно высокой температуры трубопровода и/или примыкающего к трубопроводу пласта вторичная текучая среда может быть вытеснена из трубопровода, и по трубе может осуществляться циркуляция теплопереносящей текучей среды.
В некоторых вариантах осуществления для предварительного нагрева трубопровода могут использоваться водные растворы солевой композиции (например, Li:Na:K:NO3), которая предназначена для использования в качестве теплопереносящей текучей среды. Температура вторичной теплопереносящей текучей среды может быть ниже или равной температуре подповерхностного выхода устья скважины.
В некоторых вариантах осуществления вторичная теплопереносящая текучая среда (например, вода) нагревается до температуры в пределах от 0 до примерно 95°С или до температуры кипения вторичной теплопереносящей текучей среды. Солевую композицию можно добавлять к вторичной теплопереносящей текучей среде, когда она находится в резервуаре-хранилище циркуляционных систем. Состав соли и/или давление системы могут быть отрегулированы так, чтобы предотвратить закипание водного раствора при повышении температуры. После того как трубопровод нагреется до температуры, достаточной для обеспечения текучести расплавленной соли, остающаяся вода может быть удалена из водного раствора, в результате чего останется только расплавленная соль. Воду можно удалять с помощью упаривания, когда солевой раствор находится в резервуаре-хранилище циркуляционной системы. В некоторых вариантах осуществления температуру раствора расплавленной соли повышают до примерно 100°С. После предварительного нагрева трубопровода до температуры, достаточной для обеспечения текучести расплавленной соли, из солевого раствора может быть удалено значительное или все количество остающейся вторичной теплопереносящей текучей среды (например, воды), в результате чего останется только расплавленная соль. В некоторых вариантах осуществления температура раствора расплавленной соли в процессе упаривания составляет от 100 до 250°С.
После завершения операции тепловой обработки in situ расплавленная соль может быть охлаждена и к соли добавлена вода с образованием нового водного раствора. Водный раствор может быть оттранспортирован к другому подлежащему обработке участку, и процесс будет продолжен. Использование тройных расплавленных солей в виде водных растворов облегчает транспортирование раствора и позволяет обрабатывать с помощью одной и той же соли более одного участка пласта.
В некоторых вариантах осуществления циркуляционных систем, в которых в качестве теплопереносящей текучей среды используется расплавленная соль или какая-либо другая жидкость, нагреватель может иметь конфигурацию типа «труба в трубе». Используемая для нагрева пласта жидкая теплопереносящая текучая среда может течь через первый канал нагревателя. Через второй канал нагревателя типа «труба в трубе» может течь вторичная теплопереносящая текучая среда, обеспечивающая предварительный нагрев и/или надежность течения жидкой теплопереносящей текучей среды. После повышения температуры в нагревателе, которое достаточно, чтобы обеспечить непрерывное течение теплопереносящей текучей среды через нагреватель, в канале для вторичной теплопереносящей текучей среды может быть создан вакуум, чтобы ослабить теплоперенос от первого канала ко второму каналу. В некоторых вариантах осуществления канал для вторичной теплопереносящей текучей среды заполняется изоляционным материалом и/или блокируется каким-либо иным способом. Каналы в трубопроводе нагревателя типа «труба в трубе» могут содержать в себе внутренний трубопровод и кольцевое пространство между внутренним трубопроводом и внешним трубопроводом. В некоторых вариантах осуществления для перенаправления потока в нагревателе типа «труба в трубе» от внутреннего трубопровода к кольцевому пространству и/или наоборот могут быть использованы один или более переключателей потока.
На фиг.4 представлен вид сбоку одного из вариантов осуществления нагревателя 200 типа «труба в трубе» нагревательной системы с циркуляцией теплопереносящей текучей среды, примыкающей к обрабатываемому участку 300. Нагреватель 200 может быть помещен в ствол скважины 222. Нагреватель 200 может включать в себя внешний трубопровод 302 и внутренний трубопровод 302. Во время работы нагревателя 200 в основном режиме жидкая теплопереносящая текучая среда может протекать через кольцевое пространство 306 между внешним трубопроводом 302 и внутренним трубопроводом 302. Во время работы в основном режиме поток текучей среды через внутренний трубопровод 302 может быть излишним.
Во время предварительного нагрева и/или обеспечения текучести вторичная теплопереносящая текучая среда может течь через внутренний трубопровод 304. Вторичной текучей средой может быть (но, не ограничиваясь этим) воздух, диоксид углерода, выхлопной газ и/или природное или синтетическое масло (например, DowTherm A, Syltherm или Therminol 59), расплавленные при комнатной температуре соли (например, NaCl2-SrCl2, VCl4, SnCl4 или TiCl4), жидкая вода под высоким давлением, водяной пар или расплавленные при комнатной температуре металлические сплавы (например, эвтектика K-Na или эвтектика Ga-In-Sn). В некоторых вариантах осуществления внешний трубопровод 302 перед вводом в него используемой для нагрева пласта теплопереносящей текучей среды нагревается вторичной теплопереносящей текучей средой, проходящей через кольцевое пространство 306 (например, диоксидом углерода или выхлопным газом). Если используется выхлопной газ или какая-либо другая высокотемпературная текучая среда, для снижения температуры ниже верхнего предела рабочей температуры жидкой теплопереносящей текучей среды через нагреватель может пропускаться какая-либо другая теплопереносящая текучая среда (например, вода или водяной пар). Когда в нагреватель вводится жидкая теплопереносящая текучая среда, вторичная теплопереносящая текучая среда может быть вытеснена из кольцевого пространства. Вторичной теплопереносящей текучей средой во внутреннем трубопроводе 304 может быть та же текучая среда, что и вторичная теплопереносящая текучая среда, используемая для предварительного нагрева внешнего трубопровода 302 во время предварительного нагрева, или отличная от нее текучая среда. Использование двух разных вторичных теплопереносящих текучих сред может помочь в выявлении проблем с целостностью в нагревателе 200. Любые проблемы с целостностью могут быть установлены и исправлены перед началом использования расплавленной соли.
В некоторых вариантах осуществления вторичной теплопереносящей текучей средой, которая течет через кольцевое пространство 306 во время предварительного нагрева, является водная смесь соли, предназначенной для использования во время работы в основном режиме. Для повышения температуры, оставаясь в пределах до температуры кипения водной смеси, можно периодически повышать концентрацию соли. Для повышения температуры внешнего трубопровода 302 до температуры, достаточной для обеспечения возможности протекания расплавленной соли в кольцевом пространстве 306, можно использовать водную смесь. После достижения этой температуры остающуюся в водной смеси воду можно упарить из смеси, оставив расплавленную соль. Расплавленная соль может быть использована для тепловой обработки участка 300.
В некоторых вариантах осуществления внутренний трубопровод 304 может быть выполнен из относительно недорогого материала типа углеродистой стали. В некоторых вариантах осуществления внутренний трубопровод 304 выполнен из материала, остающегося неизменным на начальной ранней стадии процесса тепловой обработки. Внешний трубопровод 302 может быть выполнен из материала, стойкого к коррозии от расплавленной соли и пластового флюида (например, из стали Р91).
Для данной массовой скорости потока жидкой теплопереносящей текучей среды нагрев обрабатываемого участка с помощью жидкой теплопереносящей текучей среды, проходящей через кольцевое пространство 306 между внешним трубопроводом 302 и внутренним трубопроводом 304, может иметь определенные преимущества перед пропусканием жидкой теплопереносящей текучей среды через одиночный трубопровод. Протекание вторичной теплопереносящей текучей среды через внутренний трубопровод 304 может предварительно нагревать нагреватель 200 и обеспечивать течение, когда вначале используется жидкая теплопереносящая текучая среда и/или когда нужно возобновить поток после остановки циркуляции. Большая площадь наружной поверхности внешнего трубопровода 302 обеспечивает большую площадь поверхности для переноса тепла к пласту, в то время как количество необходимой для циркуляционной системы жидкой теплопереносящей текучей среды уменьшено из-за наличия внутреннего трубопровода 304. Циркулируемая жидкая теплопереносящая текучая среда может обеспечивать лучшее распределение расхода мощности по обрабатываемому участку благодаря повышенной скорости жидкой теплопереносящей текучей среды при одной и той массовой скорости потока. При этом может быть также повышена надежность нагревателя.
В некоторых вариантах осуществления теплопереносящая текучая среда (расплавленная соль) может загустевать, в результате чего течение теплопереносящей текучей среды через внешний трубопровод 302 и/или внутренний трубопровод 304 будет замедляться и/или нарушаться. Избирательный нагрев разных частей внутреннего трубопровода 304 может обеспечивать достаточно тепла для разных частей нагревателя 200, чтобы усилить поток теплопереносящей текучей среды через нагреватель. Чтобы иметь возможность пропускать через выбранные части нагревателя 200 электроток, эти части нагревателя могут включать в себя ферромагнитный материал, например изолированные проводники. Нагрев сопротивлением внутреннего трубопровода 304 переносит достаточно тепла к загущенной теплопереносящей текучей среде во внешнем трубопроводе 302 и/или внутреннем трубопроводе 304, чтобы понизить вязкость теплопереносящей текучей среды в трубопроводах в достаточной степени для получения потока, усиленного по сравнению с потоком до нагрева расплавленной соли. Использование меняющегося во времени потока позволяет пропускать поток вдоль внутреннего трубопровода, не пропуская через теплопереносящую текучую среду электроток.
На фиг.5 приводится схема для нагрева разных частей нагревателя 200 с целью возобновления потока загущенной или иммобилизованной теплопереносящей текучей среды (например, расплавленной соли) в нагревателе. В некоторых вариантах осуществления части внутреннего трубопровода 304 и/или внешнего трубопровода 302 включают в себя ферромагнитные материалы, заключенные в термоизоляцию. Таким образом, эти части внутреннего трубопровода 304 и/или внешнего трубопровода 302 могут быть изолированными проводниками 308. Изолированные проводники 308 могут работать как ограниченные по температуре нагреватели, или нагреватели со скин-эффектом. Благодаря скин-эффекту изолированных проводников 308 подаваемый на изолированные проводники электроток остается ограниченным внутренним трубопроводом 304 и/или внешним трубопроводом 302 и не протекает через находящуюся в трубопроводах теплопереносящую текучую среду.
В некоторых вариантах осуществления изолированные проводники 308 расположены вдоль выбранного участка внутреннего трубопровода 304 (например, по всей длины внутреннего трубопровода или только вдоль части внутреннего трубопровода, расположенного в покрывающем слое). Подача электричества на внутренний трубопровод 304 генерирует тепло в изолированных проводниках 308. Генерируемое тепло может нагревать загущенную или иммобилизованную теплопереносящую текучую среду вдоль выбранного участка внутреннего трубопровода. Генерируемое тепло может нагревать теплопереносящую текучую среду как внутри внутреннего трубопровода, так и в кольцевом пространстве между внутренним трубопроводом и внешним трубопроводом 302. В некоторых вариантах осуществления внутренний трубопровод 304 включает только изолированные проводники 308, расположенные вдоль части внутреннего трубопровода, расположенного в покрывающем слое. Эти изолированные проводники избирательно генерируют тепло вдоль части внутреннего трубопровода, расположенного в покрывающем слое 304. Избирательный нагрев части внутреннего трубопровода 304, расположенного в покрывающем слое, может переносить тепло к загущенной теплопереносящей текучей среде и возобновлять поток вдоль части внутреннего трубопровода, расположенного в покрывающем слое. Такой избирательный нагрев может удлинить срок службы нагревателя и минимизировать расходы на электронагрев за счет концентрирования тепла в области с наибольшей вероятностью загущения или иммобилизации теплопереносящей текучей среды.
В некоторых вариантах осуществления изолированные проводники 308 расположены вдоль выбранного участка внешнего трубопровода 302 (например, вдоль части внешнего трубопровода, расположенного в покрывающем слое). Подача электричества на внешний трубопровод 302 генерирует тепло в изолированных проводниках 308. Генерируемое тепло может выборочно нагревать вскрышные части кольцевого пространства между внутренним трубопроводом 304 и внешним трубопроводом 302. От внешнего трубопровода 302 может быть перенесено достаточно тепла, чтобы снизить вязкость загущенной теплопереносящей текучей среды и обеспечить нормальное течение расплавленной соли в кольцевом пространстве.
В некоторых вариантах осуществления наличие конфигурации нагревателя типа «труба в трубе» позволяет использовать переключатели потоков, перенаправляющие поток теплопереносящей текучей среды в нагревателе от течения через кольцевое пространство между внешним трубопроводом и внутренним трубопроводом, когда поток находится вблизи обрабатываемого участка, на течение через внутренний трубопровод, когда поток находится вблизи покрывающего слоя. На фиг.6 дается схематическое представление нагревателей 200 типа «труба в трубе», которые используются с циркуляционными системами 202, 202' для нагрева обрабатываемого участка 300. В некоторых вариантах осуществления нагреватели 200 включают в себя внешний трубопровод 302, внутренний трубопровод 304 и переключатели 310 потоков. Системы 202, 202' циркуляции текучей среды подают нагреваемую жидкую теплопереносящую текучую среду к устьям 311 скважин. Направление потока жидкой теплопереносящей текучей среды указано стрелками 312.
Теплопереносящая текучая среда из системы 202 циркуляции текучей среды проходит через устье 311 скважины к внутреннему трубопроводу 304. Теплопереносящая текучая среда проходит через переключатель 310 потока, который перенаправляет поток от внутреннего трубопровода 304 к кольцевому пространству между внешним трубопроводом 302 и внутренним трубопроводом. После этого теплопереносящая текучая среда течет через нагреватель 200 в обрабатываемом участке 300. Теплоперенос от теплопереносящей текучей среды подает тепло к обрабатываемому участку 300. Теплопереносящая текучая среда проходит затем через второй переключатель 310' потока, который перенаправляет поток от кольцевого пространства обратно во внутренний трубопровод 304. Теплопереносящая текучая среда выводится из пласта через второе устье 311' скважины и подается в систему 202' циркуляции текучей среды. Нагретая теплопереносящая текучая среда из системы 202' циркуляции текучей среды поступает через нагреватель 200' обратно в систему 202 циркуляции текучей среды.
Использование переключателей 310 для пропускания текучей среды через кольцевое пространство, когда текучая среда находится вблизи обрабатываемого участка 300, способствует повышенному переносу тепла к обрабатываемому участку частично благодаря большой площади теплопереноса внешнего трубопровода 302. Использование переключателей 310 потока для пропускания текучей среды через внутренний трубопровод, когда она находится вблизи покрывающего слоя 218, может снижать тепловые потери в покрывающем слое. Кроме того, нагреватели 200 могут быть изолированными вблизи покрывающего слоя 218 с целью снижения тепловых потерь в пласт.
На фиг.7 показан вид в поперечном сечении одного из вариантов осуществления нагревателя 200 типа «труба в трубе», примыкающего к покрывающему слою 218. Между внешним трубопроводом 302 и внутренним трубопроводом 304 может быть помещена изоляция 314. Жидкая теплопереносящая текучая среда может протекать через центр внутреннего трубопровода 304. Изоляция 314 может быть высокопористым изоляционным слоем, который препятствует радиации при высоких температурах (например, температурах выше 500°С) и делает возможным поток вторичной теплопереносящей текучей среды на стадиях предварительного нагрева и/или нагрева для обеспечения текучести. Во время работы в основном режиме поток текучей среды через кольцевое пространство между внешним трубопроводом 302 и внутренним трубопроводом 304 вблизи покрывающего слоя 218 может быть остановлен или ослаблен.
Внешний трубопровод 302 может быть заключен в изоляционный рукав 315. Изоляционные рукава 315 на каждой стороне u-образного нагревателя могут быть прочно соединены с внешним трубопроводом 302 на большом протяжении, когда система не нагревается, благодаря чему изоляционные рукава на каждой стороне u-образного ствола скважины способны удерживать вес нагревателя. Изоляционный рукав 315 может включать в себя наружный элемент, представляющий собой конструкционный элемент, обеспечивающий подъем нагревателя 200, чтобы скомпенсировать тепловое расширение нагревателя. Изоляционный рукав 315 может быть заключен в обсадную трубу 317. Обсадная труба 317 может быть сочленена с покрывающим слоем 218 с помощью изоляционного цемента 319. Изоляционным цементом 319 может быть цемент, обладающий низкой теплопроводностью и тем самым уменьшающий кондуктивные теплопотери. Изоляционным цементом 319 может, например, быть вермикулит/заполнитель цемента. Чтобы помешать подъему пластового флюида в стволе скважины и/или создать изолирующую газовую подушку, в зазор 321 между изоляционным рукавом 315 и обсадной трубой 317 может вводиться инертный газ.
На фиг.8 дается схематическое представление одного из вариантов осуществления циркуляционной системы 202, которая подает жидкую теплопереносящую текучую среду в расположенные в пласте нагреватели типа «труба в трубе» (например, нагреватели, изображенные на фиг.6). Циркуляционная система 202 может включать в себя теплогенератор 204, компрессор 316, теплообменник 318, выхлопную систему 320, резервуар-хранилище 322 для жидкости, движущие текучую среду устройства 210 (например, насосы), подающий коллектор 324, возвратный коллектор 326 и систему 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды. В некоторых вариантах осуществления теплогенератором 204 является печь. Топливо для теплогенератора 204 может подаваться по топливной линии 330. Количество топлива, подаваемого в теплогенератор 204, может регулироваться с помощью регулирующего клапана 332 в зависимости от температуры горячей теплопереносящей текучей среды, измеряемой с помощью температурного монитора 334.
Окислитель для теплогенератора 204 может подаваться по линии 336 окислителя. Выхлоп из теплогенератора 204 может проходить через теплообменник 318 к выхлопной системе 320. Окислитель из компрессора 316 может проходить через теплообменник 318 с целью нагрева его выхлопом из теплогенератора 204.
В некоторых вариантах осуществления для подачи нагревающей текучей среды в систему 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды во время предварительного нагрева и/или пуска циркуляции текучей среды клапан 338 может быть открыт в сторону нагревателей. В некоторых вариантах осуществления выхлопной газ циркулирует через нагреватели с помощью системы 228 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды. В некоторых вариантах осуществления выхлопной газ проходит через один или более теплообменников системы 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды для нагрева циркулирующей через нагреватели текучей среды.
Во время предварительного нагрева система 228 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды может подавать вторичную теплопереносящую текучую среду во внутренний трубопровод нагревателей и/или в кольцевое пространство между внутренним трубопроводом и внешним трубопроводом. Линия 340 может подавать вторичную теплопереносящую текучую среду на часть подающего коллектора 324, которая подает текучую среду во внутренние трубопроводы нагревателей. Линия 342 может подавать вторичную теплопереносящую текучую среду на часть подающего коллектора 324, которая подает текучую среду в кольцевые пространства между внутренними трубопроводами и внешними трубопроводами нагревателей. Линия 344 может возвращать вторичную теплопереносящую текучую среду из части возвратного коллектора 326, которая возвращает текучую среду из внутренних трубопроводов нагревателей. Линия 346 может возвращать вторичную теплопереносящую текучую среду из части возвратного коллектора 326, которая возвращает текучую среду из кольцевых пространств нагревателей. Клапаны 348 системы 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды могут разрешать или останавливать вторичный теплопереносящий поток к или от подающего коллектора 324 и/или возвратного коллектора 326. Во время предварительного нагрева все клапаны 348 могут быть открыты. На стадии нагрева для обеспечения текучести клапаны 348 для линии 340 и для линии 344 могут быть закрыты, а клапаны 348 для линии 342 и линии 346 могут быть открыты. Жидкая теплопереносящая текучая среда из теплогенератора 204 может подаваться к части подающего коллектора 324, которая подает текучую среду во внутренние трубопроводы нагревателей на стадии нагрева для обеспечения текучести. Жидкая теплопереносящая текучая среда может возвращаться в резервуар-хранилище 322 из части возвратного коллектора 326, которая возвращает текучую среду из внутренних трубопроводов нагревателей. Во время работы в основном режиме все клапаны 348 могут быть закрыты.
В некоторых вариантах осуществления система 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды является мобильной системой. Как только устанавливается рабочий поток теплопереносящей текучей среды через нагреватели, мобильная система 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды может быть перемещена и соединена с другой циркуляционной системой, которая еще не была запущена в работу.
Во время работы в основном режиме жидкая теплопереносящая текучая среда из возвратного коллектора 326 может поступать в резервуар-хранилище 322 для жидкости. Резервуар-хранилище 322 для жидкости может быть изолирован и снабжен оперативным подогревом. Оперативный подогрев может включать в себя систему 350 циркуляции водяного пара, которая заставляет водяной пар циркулировать через змеевики в резервуаре-хранилище 322 для жидкости. Пропускаемый через змеевики пар поддерживает заданную температуру или заданный диапазон температур теплопереносящей текучей среды в резервуаре-хранилище 322 для жидкости.
Движущие текучую среду устройства 210 могут перемещать жидкую теплопереносящую текучую среду из резервуара-хранилища 322 для жидкости к теплогенератору 204. В некоторых вариантах осуществления движущими текучую среду устройствами 210 являются погруженные насосы, которые помещаются в резервуаре-хранилище 322 для жидкости. Присутствие движущих текучую среду устройств 210 в резервуарах-хранилищах может надежно поддерживать температуру насосов в пределах их рабочих температур. При этом теплопереносящая текучая среда может выполнять функцию смазки для этих насосов. В резервуаре-хранилище 322 может помещаться одна или более резервных насосных систем. Резервная насосная система используется в случае отказа первичной насосной системы или в случае необходимости в ее техническом осмотре.
В период пуска теплогенератора 204 клапаны 352 могут направлять жидкую теплопереносящую текучую среду в резервуар-хранилище для жидкости. После завершения предварительного нагрева нагревателя в пласте клапаны 352 могут быть переконфигурированы на направление жидкой теплопереносящей текучей среды к части подающего коллектора 324, которая подает жидкую теплопереносящую текучую среду во внутренний трубопровод предварительно нагретого нагревателя. Возвратная жидкая теплопереносящая текучая среда из внутреннего трубопровода предварительно нагретого возвратного трубопровода может проходить через часть возвратного коллектора 326, в которую поступает прошедшая через пласт теплопереносящая текучая среда, после чего теплопереносящая текучая среда направляется в резервуар-хранилище 322 для жидкости.
Чтобы начать использовать циркуляционную систему 202, резервуар-хранилище 322 для жидкости может быть нагрет с использованием системы 350 циркуляции водяного пара. Теплопереносящая текучая среда может вводиться в резервуар-хранилище 322 для жидкости. Теплопереносящая текучая среда может загружаться в виде твердых частиц, которые плавятся в резервуаре-хранилище 322 для жидкости, либо же в резервуар-хранилище 322 для жидкости может загружаться жидкая теплопереносящая текучая среда. Для циркуляции теплопереносящей текучей среды из резервуара-хранилища 322 для жидкости к теплогенератору и обратно может быть запущен теплогенератор 204 и использованы движущие текучую среду устройства 210. Для нагрева нагревателей в пласте, которые соединены с подающими коллекторами 324 и возвратными коллекторами 326, может быть использована система 328 вторичной теплопереносящей текучей среды. Подача вторичной теплопереносящей текучей среды к части подающего коллектора 324, которая запитывает внутренние трубопроводы нагревателей, может быть остановлена. Возврат вторичной теплопереносящей текучей среды из части возвратного коллектора, куда поступает теплопереносящая текучая среда из внутренних трубопроводов нагревателей, также может быть остановлен. Теплопереносящая текучая среда из теплогенератора 204 может после этого направляться во внутренний трубопровод нагревателей.
Теплопереносящая текучая среда может течь через внутренние трубопроводы нагревателей до переключателей потока, которые перенаправляют поток теплопереносящей текучей среды от внутренних трубопроводов к кольцевым пространствам между внутренними трубопроводами и внешними трубопроводами. После этого теплопереносящая текучая среда может проходить через переключатели потока, которые перенаправляют поток обратно к внутренним трубопроводам. Присоединенные к нагревателям клапаны могут разрешать теплопереносящей текучей среде течь к отдельным нагревателям с целью их последовательного пуска вместо того, чтобы иметь систему циркуляции теплопереносящей текучей среды, которая бы подавала теплопереносящую текучую среду сразу на все нагреватели.
В возвратный коллектор 326 поступает теплопереносящая текучая среда, прошедшая через нагреватели в пласте, которые запитываются от второй системы циркуляции теплопереносящей текучей среды. Из возвратного коллектора 326 теплопереносящая текучая среда может направляться обратно в резервуар-хранилище 322 для жидкости.
Во время начального нагрева система 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды может продолжать осуществлять циркуляцию вторичной теплопереносящей текучей среды через часть нагревателя, в которую не поступает теплопереносящая текучая среда, поступающая из теплогенератора 204. В некоторых вариантах осуществления система 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды направляет вторичную теплопереносящую текучую среду в одном направлении с потоком теплопереносящей текучей среды, поступающей из теплогенератора 204. В некоторых вариантах осуществления система 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды направляет вторичную теплопереносящую текучую среду в направлении, противоположном потоку теплопереносящей текучей среды, поступающей из теплогенератора 204. Вторичная теплопереносящая текучая среда может обеспечивать постоянный поток теплопереносящей текучей среды, поступающей из теплогенератора 204. Поток вторичной теплопереносящей текучей среды может быть остановлен, если выходящая из пласта вторичная теплопереносящая текучая среда горячее вторичной теплопереносящей текучей среды, подаваемой в пласт, из-за теплопереноса с теплопереносящей текучей средой, поступающей из теплогенератора 204. В некоторых вариантах осуществления поток вторичной теплопереносящей текучей среды может быть остановлен, если через определенный период времени возникнут другие условия.
Примеры
Ниже приводятся не ограничивающие изобретения примеры.
Имитация системы циркуляции расплавленной соли. Имитация была проведена с использованием расплавленной соли в циркуляционной системе, предназначенной для нагрева горючесланцевого пласта. Расстояние между скважинами составляло 30 фут (примерно 9,14 м) и обрабатываемый участок составлял 5000 фут (примерно 1,5 км) пласта, окружающего по существу горизонтальную часть системы труб. Толщина покрывающего слоя была равной 984 фут (примерно 300 м). Система труб в пласте включает внутренний трубопровод, расположенный во внешнем трубопроводе. Примыкающий к обрабатываемому участку внешний трубопровод представляет собой 4'' (10,2 см) трубу, относящуюся к сортаменту 80, а расплавленная соль течет по кольцевому пространству между внешним трубопроводом и внутренним трубопроводом. В пределах покрывающего слоя пласта расплавленная соль течет по внутреннему трубопроводу. Перед обрабатываемым участком первый переключатель текучей среды в сети труб перенаправляет поток от внутреннего трубопровода к кольцевому пространству, а после обрабатываемого участка второй переключатель текучей среды в сети труб перенаправляет поток от кольцевого пространства к внутреннему трубопроводу.
На фиг.9 приводится время достижения заданной температуры продуктивного коллектора, равной 340°С, для разных массовых скоростей потока или разных температур на входе. Кривая 354 описывает случай для температуры расплавленной соли на входе равной 550°С и массовой скорости потока 6 кг/с. Время достижения заданной температуры составило 1195 суток. Кривая 356 описывает случай для температуры расплавленной соли на входе равной 550°С и массовой скорости потока 12 кг/с. Время достижения заданной температуры составило 745 суток.
На фиг.10 приводится зависимость температуры расплавленной соли в конце обрабатываемого участка и расхода вводимой мощности от времени для случаев, когда температура расплавленной соли на входе равна 550°С. Кривая 360 описывает температуру расплавленной соли в конце обрабатываемого участка для случая, когда массовая скорость потока составляла 6 кг/с. Кривая 360 описывает температуру расплавленной соли в конце обрабатываемого участка для случая, когда массовая скорость потока составляла 12 кг/с. Кривая 364 описывает расхода вводимой мощности в пласт (Вт/фут) для случая, когда массовая скорость потока составляла 6 кг/с. Кривая 364 описывает расход вводимой в пласт мощности (Вт/фут) для случая, когда массовая скорость потока составляла 12 кг/с. Экспериментальные точки в виде кружков указывают на прекращение нагрева.
На фиг.11 и фиг.12 приводятся результаты имитации для нагревающих частей нагревателей равных 8000 фут (примерно 2,4 км), помещенных в пласт Grosmont (Канада), для двух разных массовых скоростей потока. На фиг.11 приведены результаты для массовой скорости потока 18 кг/с. Кривая 368 описывает температуру на входе в нагреватель, равную примерно 540°С. Кривая 370 описывает температуру нагревателя на выходе. Кривая 372 описывает среднюю температуру нагретого объема. Кривая 374 описывает расход вводимой в пласт мощности. На фиг.12 приведены результаты для массовой скорости потока 12 кг/с. Кривая 376 описывает температуру на входе в нагреватель, равную примерно 540°С. Кривая 376 описывает температуру на выходе из нагревателя. Кривая 382 описывает расход вводимой в пласт мощности.
Приведенные примеры демонстрируют способ применения системы, который включает в себя по меньшей мере одну систему циркуляции текучей среды, сконфигурированную таким образом, чтобы она обеспечивала подачу горячей теплопереносящей текучей среды к множеству нагревателей в пласте, соединенных с циркуляционной системой. По меньшей мере один из нагревателей включает в себя первый трубопровод, второй трубопровод, расположенный в первом трубопроводе, и первый переключатель потока. Этот переключатель потока сконфигурирован так, чтобы позволять текучей среде, текущей через второй трубопровод, течь через кольцевое пространство между первым трубопроводом и вторым трубопроводом.
На основании настоящего описания специалисту в данной области станут очевидны дополнительные модификации и альтернативные варианты осуществления разных аспектов изобретения. Соответственным образом, это описание следует рассматривать лишь как иллюстративное, целью которого является показать специалистам общее направление выполнения изобретения. Следует иметь в виду, что показанные и описанные в заявке формы изобретения следует рассматривать как предпочтительные в настоящий момент варианты осуществления. Описанные в заявке элементы и материалы могут быть заменены другими, порядок частей и операций может быть изменен на обратный, а некоторые признаки изобретения могут быть использованы независимым образом и при этом все из них, как это должно быть очевидным специалистам, содержат в себе выгоду от описания настоящего изобретения. Описанные в заявке элементы могут быть изменены в рамках сути и объема изобретения в том виде, в каком оно описано в приведенной ниже формуле изобретения. Наконец, следует иметь в виду, что описанные в заявке независимым образом признаки в некоторых вариантах осуществления могут быть объединены.
Claims (21)
1. Способ нагрева подземного пласта, характеризующийся тем, что:
вводят расплавленную соль в первый канал нагревателя типа «труба в трубе» в первом месте; при этом ввод расплавленной соли в первый канал включает в себя ввод расплавленной соли во внутреннюю трубу нагревателя типа «труба в трубе» и пропускание расплавленной соли через переключатель потока для перенаправления потока из внутренней трубы к кольцевой области между внутренней трубой и внешней трубой,
пропускают расплавленную соль через нагреватель типа «труба в трубе» в пласте ко второму месту, находящемуся на расстоянии от первого места, причем во время прохода расплавленной соли через нагреватель типа «труба в трубе» происходит перенос тепла от расплавленной соли к обрабатываемому участку, и
выводят расплавленную соль из нагревателя типа «труба в трубе» в указанном втором месте.
вводят расплавленную соль в первый канал нагревателя типа «труба в трубе» в первом месте; при этом ввод расплавленной соли в первый канал включает в себя ввод расплавленной соли во внутреннюю трубу нагревателя типа «труба в трубе» и пропускание расплавленной соли через переключатель потока для перенаправления потока из внутренней трубы к кольцевой области между внутренней трубой и внешней трубой,
пропускают расплавленную соль через нагреватель типа «труба в трубе» в пласте ко второму месту, находящемуся на расстоянии от первого места, причем во время прохода расплавленной соли через нагреватель типа «труба в трубе» происходит перенос тепла от расплавленной соли к обрабатываемому участку, и
выводят расплавленную соль из нагревателя типа «труба в трубе» в указанном втором месте.
2. Способ по п.1, в котором ввод расплавленной соли в первый канал включает в себя ввод теплопереносящей текучей среды во внутреннюю трубу нагревателя типа «труба в трубе».
3. Способ по п.1, в котором дополнительно пропускают расплавленную соль через второй переключатель потока для перенаправления потока из кольцевой области между внутренней трубой и внешней трубой для протекания через внутреннюю трубу.
4. Способ по п.1, в котором дополнительно вводят вторичную теплопереносящую текучую среду во второй канал нагревателя типа «труба в трубе» для обеспечения текучести расплавленной соли в первом канале.
5. Способ по п.4, в котором дополнительно прекращают или уменьшают поток вторичной теплопереносящей текучей среды во втором канале после того, как температура нагревателя достигнет величины, достаточной для обеспечения текучести расплавленной соли.
6. Способ по п.5, в котором дополнительно вводят третью теплопереносящую текучую среду в первый канал нагревателя до введения расплавленной соли для предварительного нагрева первого канала и выводят по меньшей мере часть третьей теплопереносящей текучей среды из первого канала.
7. Способ по п.6, в котором удаление по меньшей мере части третьей теплопереносящей текучей среды включает в себя замещение третьей теплопереносящей текучей среды расплавленной солью.
8. Способ нагрева подземного пласта, характеризующийся тем, что:
вводят вторичную теплопереносящую текучую среду в первый канал нагревателя для предварительного нагрева нагревателя;
вводят первичную теплопереносящую текучую среду во второй канал нагревателя, и
прекращают или уменьшают поток вторичной теплопереносящей текучей среды в первый канал после того, как температура нагревателя достигнет величины, достаточной для обеспечения текучести первичной теплопереносящей текучей среды.
вводят вторичную теплопереносящую текучую среду в первый канал нагревателя для предварительного нагрева нагревателя;
вводят первичную теплопереносящую текучую среду во второй канал нагревателя, и
прекращают или уменьшают поток вторичной теплопереносящей текучей среды в первый канал после того, как температура нагревателя достигнет величины, достаточной для обеспечения текучести первичной теплопереносящей текучей среды.
9. Способ по п.8, в котором дополнительно вводят третью теплопереносящую текучую среду во второй канал до введения первичной теплопереносящей текучей среды для предварительного нагрева второго канала и выводят по меньшей мере часть третьей теплопереносящей текучей среды из второго канала.
10. Способ по п.9, в котором вывод по меньшей мере части третьей теплопереносящей текучей среды включает в себя замещение третьей теплопереносящей текучей среды первичной теплопереносящей текучей средой.
11. Система для нагрева подземного пласта, содержащая:
по меньшей мере одну систему циркуляции текучей среды, выполненную с возможностью обеспечения множества нагревателей в пласте горячей теплопереносящей текучей средой, и
множество нагревателей в пласте, соединенных с циркуляционной системой, при этом по меньшей мере один из нагревателей содержит:
первую трубу;
вторую трубу, расположенную в первой трубе; и
первый переключатель потока, выполненный с возможностью изменять направление потока текучей среды от протекания через вторую трубу, когда текучая среда находится вблизи покровного слоя пласта, на протекание через кольцевую область между первой и второй трубой, когда текучая среда находится вблизи области теплообработки в пласте.
по меньшей мере одну систему циркуляции текучей среды, выполненную с возможностью обеспечения множества нагревателей в пласте горячей теплопереносящей текучей средой, и
множество нагревателей в пласте, соединенных с циркуляционной системой, при этом по меньшей мере один из нагревателей содержит:
первую трубу;
вторую трубу, расположенную в первой трубе; и
первый переключатель потока, выполненный с возможностью изменять направление потока текучей среды от протекания через вторую трубу, когда текучая среда находится вблизи покровного слоя пласта, на протекание через кольцевую область между первой и второй трубой, когда текучая среда находится вблизи области теплообработки в пласте.
12. Система по п.11, в которой один или более нагревателей являются L-образными нагревателями.
13. Система по п.11, в которой текучей средой является расплавленная соль, причем расплавленная соль протекает через вторую трубу, примыкающую по меньшей мере к части покрывающего слоя, при этом горячая теплопереносящая текучая среда протекает через кольцевую область между первой и второй трубой, примыкающей по меньшей мере к части обрабатываемого участка.
14. Система по п.11, в которой по меньшей мере одна система циркуляции текучей среды содержит первую систему циркуляции текучей среды вблизи первой стороны обрабатываемого участка и вторую систему циркуляции текучей среды вблизи второй стороны обрабатываемого участка, при этом первая система циркуляции выполнена с возможностью подачи расплавленной соли на входы в первый ряд нагревателей, а вторая система циркуляции выполнена с возможностью приема расплавленной соли с выходов первого ряда нагревателей.
15. Способ нагрева подземного пласта, включающий этапы, на которых:
осуществляют циркуляцию первой теплопереносящей текучей среды через нагреватель, расположенный в подземном пласте, для повышения температуры нагревателя до температуры, которая обеспечивает текучесть второй теплопереносящей текучей среды в нагревателе;
прекращают циркуляцию первой теплопереносящей текучей среды через нагреватель;
осуществляют циркуляцию второй теплопереносящей текучей среды через нагреватель, расположенный в подземном пласте, для повышения температуры обрабатываемого участка, примыкающего к нагревателю.
осуществляют циркуляцию первой теплопереносящей текучей среды через нагреватель, расположенный в подземном пласте, для повышения температуры нагревателя до температуры, которая обеспечивает текучесть второй теплопереносящей текучей среды в нагревателе;
прекращают циркуляцию первой теплопереносящей текучей среды через нагреватель;
осуществляют циркуляцию второй теплопереносящей текучей среды через нагреватель, расположенный в подземном пласте, для повышения температуры обрабатываемого участка, примыкающего к нагревателю.
16. Способ по п.15, в котором нагреватель содержит трубу в пласте.
17. Способ по п.15, в котором нагреватель является нагревателем типа «труба в трубе», при этом первая теплопереносящая текучая среда протекает через нагреватель по первому каналу, а вторая теплопереносящая текучая среда протекает через нагреватель по второму каналу.
18. Система для нагрева подземного пласта, включающая:
по меньшей мере одну систему циркуляции текучей среды, выполненную с возможностью обеспечения множества нагревателей в пласте горячей теплопереносящей текучей средой; и
множество нагревателей в пласте, соединенных с системой циркуляции, при этом по меньшей мере один из нагревателей содержит:
первую трубу;
вторую трубу, расположенную в первой трубе; и
первый переключатель потока, выполненный с возможностью изменять направление потока текучей среды от протекания через вторую трубу, когда текучая среда находится вблизи покровного слоя пласта, на протекание через кольцевую область между первой и второй трубой, когда текучая среда находится вблизи области теплообработки в пласте;
при этом по меньшей мере часть первой трубы выполнена с возможностью резистивного нагрева при подаче электрического тока в указанную часть, причем резистивное тепло сконфигурировано для нагрева теплопереносящей текучей среды, с тем чтобы поддерживать протекание теплопереносящей текучей среды в нагревателе.
по меньшей мере одну систему циркуляции текучей среды, выполненную с возможностью обеспечения множества нагревателей в пласте горячей теплопереносящей текучей средой; и
множество нагревателей в пласте, соединенных с системой циркуляции, при этом по меньшей мере один из нагревателей содержит:
первую трубу;
вторую трубу, расположенную в первой трубе; и
первый переключатель потока, выполненный с возможностью изменять направление потока текучей среды от протекания через вторую трубу, когда текучая среда находится вблизи покровного слоя пласта, на протекание через кольцевую область между первой и второй трубой, когда текучая среда находится вблизи области теплообработки в пласте;
при этом по меньшей мере часть первой трубы выполнена с возможностью резистивного нагрева при подаче электрического тока в указанную часть, причем резистивное тепло сконфигурировано для нагрева теплопереносящей текучей среды, с тем чтобы поддерживать протекание теплопереносящей текучей среды в нагревателе.
19. Система по п.18, в которой указанная часть первой трубы, выполненная с возможностью резистивного нагревания, содержит часть первой трубы, расположенную в покрывающем слое.
20. Система для нагрева подземного пласта, содержащая:
по меньшей мере одну систему циркуляции текучей среды, выполненную с возможностью обеспечения множества нагревателей в пласте горячей теплопереносящей текучей средой; и
множество нагревателей в пласте, соединенных с системой циркуляции, при этом по меньшей мере один из нагревателей содержит:
первую трубу;
вторую трубу, расположенную в первой трубе; и
первый переключатель потока, выполненный с возможностью изменять направление потока текучей среды от протекания через вторую трубу, когда текучая среда находится вблизи покровного слоя пласта, на протекание через кольцевую область между первой и второй трубой, когда текучая среда находится вблизи области теплообработки в пласте.
при этом по меньшей мере часть второй трубы выполнена с возможностью резистивного нагрева при подаче электрического тока в указанную часть, причем резистивное тепло сконфигурировано для нагрева теплопереносящей текучей среды, с тем чтобы поддерживать протекание теплопереносящей текучей среды в нагревателе.
по меньшей мере одну систему циркуляции текучей среды, выполненную с возможностью обеспечения множества нагревателей в пласте горячей теплопереносящей текучей средой; и
множество нагревателей в пласте, соединенных с системой циркуляции, при этом по меньшей мере один из нагревателей содержит:
первую трубу;
вторую трубу, расположенную в первой трубе; и
первый переключатель потока, выполненный с возможностью изменять направление потока текучей среды от протекания через вторую трубу, когда текучая среда находится вблизи покровного слоя пласта, на протекание через кольцевую область между первой и второй трубой, когда текучая среда находится вблизи области теплообработки в пласте.
при этом по меньшей мере часть второй трубы выполнена с возможностью резистивного нагрева при подаче электрического тока в указанную часть, причем резистивное тепло сконфигурировано для нагрева теплопереносящей текучей среды, с тем чтобы поддерживать протекание теплопереносящей текучей среды в нагревателе.
21. Система по п.20, в которой указанная часть второй трубы, выполненная с возможностью резистивного нагрева, содержит часть второй трубы, расположенную в покрывающем слое.
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10497408P | 2008-10-13 | 2008-10-13 | |
US61/104,974 | 2008-10-13 | ||
US16849809P | 2009-04-10 | 2009-04-10 | |
US61/168,498 | 2009-04-10 | ||
PCT/US2009/060090 WO2010045097A1 (en) | 2008-10-13 | 2009-10-09 | Circulated heated transfer fluid heating of subsurface hydrocarbon formations |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2011119096A RU2011119096A (ru) | 2012-11-20 |
RU2537712C2 true RU2537712C2 (ru) | 2015-01-10 |
Family
ID=42097829
Family Applications (6)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011119084/03A RU2518700C2 (ru) | 2008-10-13 | 2009-10-09 | Применение саморегулирующихся ядерных реакторов при обработке подземного пласта |
RU2011119096/03A RU2537712C2 (ru) | 2008-10-13 | 2009-10-09 | Нагрев подземных углеводородных пластов циркулируемой теплопереносящей текучей средой |
RU2011119093/03A RU2524584C2 (ru) | 2008-10-13 | 2009-10-09 | Системы и способы обработки подземного пласта с помощью электрических проводников |
RU2011119095/03A RU2529537C2 (ru) | 2008-10-13 | 2009-10-09 | Системы для обработки подземного пласта с циркулируемой теплопереносящей текучей средой |
RU2011119081/03A RU2530729C2 (ru) | 2008-10-13 | 2009-10-09 | Системы и способы формирования подземных стволов скважин |
RU2011119086/03A RU2518649C2 (ru) | 2008-10-13 | 2009-10-09 | Использование саморегулирующихся ядерных реакторов при обработке подземного пласта |
Family Applications Before (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011119084/03A RU2518700C2 (ru) | 2008-10-13 | 2009-10-09 | Применение саморегулирующихся ядерных реакторов при обработке подземного пласта |
Family Applications After (4)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011119093/03A RU2524584C2 (ru) | 2008-10-13 | 2009-10-09 | Системы и способы обработки подземного пласта с помощью электрических проводников |
RU2011119095/03A RU2529537C2 (ru) | 2008-10-13 | 2009-10-09 | Системы для обработки подземного пласта с циркулируемой теплопереносящей текучей средой |
RU2011119081/03A RU2530729C2 (ru) | 2008-10-13 | 2009-10-09 | Системы и способы формирования подземных стволов скважин |
RU2011119086/03A RU2518649C2 (ru) | 2008-10-13 | 2009-10-09 | Использование саморегулирующихся ядерных реакторов при обработке подземного пласта |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (14) | US8353347B2 (ru) |
EP (6) | EP2334900A1 (ru) |
JP (6) | JP5611962B2 (ru) |
CN (5) | CN102187055B (ru) |
AU (6) | AU2009303604B2 (ru) |
BR (2) | BRPI0920141A2 (ru) |
CA (6) | CA2739086A1 (ru) |
IL (5) | IL211950A (ru) |
RU (6) | RU2518700C2 (ru) |
WO (7) | WO2010045102A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2753290C1 (ru) * | 2021-02-10 | 2021-08-12 | Общество с ограниченной ответственностью «АСДМ-Инжиниринг» | Способ и система для борьбы с асфальтосмолопарафиновыми и/или газогидратными отложениями в нефтегазовых скважинах |
Families Citing this family (236)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6688387B1 (en) | 2000-04-24 | 2004-02-10 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce a hydrocarbon condensate |
US6923257B2 (en) | 2001-04-24 | 2005-08-02 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation to produce a condensate |
WO2003036039A1 (en) | 2001-10-24 | 2003-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ production of a blending agent from a hydrocarbon containing formation |
US8161998B2 (en) * | 2007-06-04 | 2012-04-24 | Matos Jeffrey A | Frozen/chilled fluid for pipelines and for storage facilities |
NZ567052A (en) | 2003-04-24 | 2009-11-27 | Shell Int Research | Thermal process for subsurface formations |
EP1738052B1 (en) | 2004-04-23 | 2008-04-16 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Inhibiting reflux in a heated well of an in situ conversion system |
US7987613B2 (en) * | 2004-10-12 | 2011-08-02 | Great River Energy | Control system for particulate material drying apparatus and process |
US7575052B2 (en) | 2005-04-22 | 2009-08-18 | Shell Oil Company | In situ conversion process utilizing a closed loop heating system |
WO2007149622A2 (en) | 2006-04-21 | 2007-12-27 | Shell Oil Company | Sulfur barrier for use with in situ processes for treating formations |
US8159825B1 (en) | 2006-08-25 | 2012-04-17 | Hypres Inc. | Method for fabrication of electrical contacts to superconducting circuits |
US20080083566A1 (en) * | 2006-10-04 | 2008-04-10 | George Alexander Burnett | Reclamation of components of wellbore cuttings material |
RU2451170C2 (ru) | 2006-10-20 | 2012-05-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Процесс поэтапного нагревания в шахматном порядке пластов, содержащих углеводороды |
WO2008097471A1 (en) * | 2007-02-02 | 2008-08-14 | Shivvers Steve D | High efficiency drier with multi stage heating and drying zones |
AU2009201961B2 (en) * | 2007-02-12 | 2011-04-14 | Valkyrie Commissioning Services, Inc | Apparatus and methods for subsea control system testing |
US8327681B2 (en) | 2007-04-20 | 2012-12-11 | Shell Oil Company | Wellbore manufacturing processes for in situ heat treatment processes |
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 |
AU2008312713B2 (en) | 2007-10-19 | 2012-06-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems, methods, and processes utilized for treating subsurface formations |
US8318131B2 (en) | 2008-01-07 | 2012-11-27 | Mcalister Technologies, Llc | Chemical processes and reactors for efficiently producing hydrogen fuels and structural materials, and associated systems and methods |
US9188086B2 (en) | 2008-01-07 | 2015-11-17 | Mcalister Technologies, Llc | Coupled thermochemical reactors and engines, and associated systems and methods |
AT10660U1 (de) * | 2008-03-19 | 2009-07-15 | Binder Co Ag | Trockner mit kühlmedium |
CN102007266B (zh) | 2008-04-18 | 2014-09-10 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于处理地下含烃地层的系统和方法 |
CA2739086A1 (en) | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Using self-regulating nuclear reactors in treating a subsurface formation |
US8441361B2 (en) | 2010-02-13 | 2013-05-14 | Mcallister Technologies, Llc | Methods and apparatuses for detection of properties of fluid conveyance systems |
US20110203776A1 (en) * | 2009-02-17 | 2011-08-25 | Mcalister Technologies, Llc | Thermal transfer device and associated systems and methods |
US8851170B2 (en) | 2009-04-10 | 2014-10-07 | Shell Oil Company | Heater assisted fluid treatment of a subsurface formation |
US7792250B1 (en) * | 2009-04-30 | 2010-09-07 | Halliburton Energy Services Inc. | Method of selecting a wellbore cement having desirable characteristics |
GB2474249B (en) * | 2009-10-07 | 2015-11-04 | Mark Collins | An apparatus for generating heat |
US8257112B2 (en) | 2009-10-09 | 2012-09-04 | Shell Oil Company | Press-fit coupling joint for joining insulated conductors |
EP2486380B1 (en) * | 2009-10-09 | 2018-09-05 | Shell Oil Company | Methods for assessing a temperature in a subsurface formation |
US9466896B2 (en) | 2009-10-09 | 2016-10-11 | Shell Oil Company | Parallelogram coupling joint for coupling insulated conductors |
US8356935B2 (en) | 2009-10-09 | 2013-01-22 | Shell Oil Company | Methods for assessing a temperature in a subsurface formation |
CA2754975C (en) * | 2009-10-28 | 2017-10-10 | Csir | Integrated sensing device for assessing integrity of a rock mass and corresponding method |
US8386221B2 (en) * | 2009-12-07 | 2013-02-26 | Nuovo Pignone S.P.A. | Method for subsea equipment subject to hydrogen induced stress cracking |
US8602658B2 (en) * | 2010-02-05 | 2013-12-10 | Baker Hughes Incorporated | Spoolable signal conduction and connection line and method |
CN102844266A (zh) | 2010-02-13 | 2012-12-26 | 麦卡利斯特技术有限责任公司 | 用于生产基于氢的燃料和结构元件的具有可透射表面的反应器容器以及相关的系统和方法 |
WO2011100704A2 (en) * | 2010-02-13 | 2011-08-18 | Mcalister Roy E | Chemical reactors with re-radiating surfaces and associated systems and methods |
US8397828B2 (en) * | 2010-03-25 | 2013-03-19 | Baker Hughes Incorporated | Spoolable downhole control system and method |
US9033042B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-05-19 | Shell Oil Company | Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations |
US8485256B2 (en) | 2010-04-09 | 2013-07-16 | Shell Oil Company | Variable thickness insulated conductors |
US8739874B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-06-03 | Shell Oil Company | Methods for heating with slots in hydrocarbon formations |
US8833453B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-09-16 | Shell Oil Company | Electrodes for electrical current flow heating of subsurface formations with tapered copper thickness |
US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
US8939207B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-01-27 | Shell Oil Company | Insulated conductor heaters with semiconductor layers |
US20110277992A1 (en) * | 2010-05-14 | 2011-11-17 | Paul Grimes | Systems and methods for enhanced recovery of hydrocarbonaceous fluids |
CN103109138B (zh) | 2010-05-25 | 2016-01-13 | 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 |
CA2811795A1 (en) * | 2010-10-08 | 2012-04-12 | Renfeng Richard Cao | Methods of heating a subsurface formation using electrically conductive particles |
RU2585776C2 (ru) * | 2010-10-08 | 2016-06-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способы соединения изолированных проводников |
US8943686B2 (en) | 2010-10-08 | 2015-02-03 | Shell Oil Company | Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors |
US8586866B2 (en) | 2010-10-08 | 2013-11-19 | Shell Oil Company | Hydroformed splice for insulated conductors |
US8857051B2 (en) | 2010-10-08 | 2014-10-14 | Shell Oil Company | System and method for coupling lead-in conductor to insulated conductor |
US20130251547A1 (en) * | 2010-12-28 | 2013-09-26 | Hansen Energy Solutions Llc | Liquid Lift Pumps for Gas Wells |
US9139316B2 (en) | 2010-12-29 | 2015-09-22 | Cardinal Health 414, Llc | Closed vial fill system for aseptic dispensing |
US20120228286A1 (en) * | 2011-03-09 | 2012-09-13 | Central Garden And Pet Company | Inductive Heating Device for Aquarium Tanks |
JP5399436B2 (ja) * | 2011-03-30 | 2014-01-29 | 公益財団法人地球環境産業技術研究機構 | 貯留物質の貯留装置および貯留方法 |
JP2014512082A (ja) | 2011-04-08 | 2014-05-19 | シエル・インターナシヨナル・リサーチ・マートスハツペイ・ベー・ヴエー | 絶縁導体を接合するシステム |
US9016370B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
CN103703621B (zh) * | 2011-04-08 | 2017-03-01 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于联结绝缘导体的电绝缘压实 |
US8978769B2 (en) * | 2011-05-12 | 2015-03-17 | Richard John Moore | Offshore hydrocarbon cooling system |
CN102200004A (zh) * | 2011-05-12 | 2011-09-28 | 刘锋 | 游梁式抽油机专用节能配套装置及其抽油机 |
US8887806B2 (en) | 2011-05-26 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for quantifying cement blend components |
WO2013012822A1 (en) * | 2011-07-15 | 2013-01-24 | Cardinal Health 414, Llc | Systems, methods, and devices for producing, manufacturing, and control of radiopharmaceuticals |
WO2013012813A1 (en) | 2011-07-15 | 2013-01-24 | Cardinal Health 414, Llc | Modular cassette synthesis unit |
US9417332B2 (en) | 2011-07-15 | 2016-08-16 | Cardinal Health 414, Llc | Radiopharmaceutical CZT sensor and apparatus |
AU2012287009B2 (en) | 2011-07-25 | 2018-01-18 | H2 Catalyst, Llc | Methods and systems for producing hydrogen |
WO2013025659A1 (en) | 2011-08-12 | 2013-02-21 | Mcalister Technologies, Llc | Reducing and/or harvesting drag energy from transport vehicles, includings for chemical reactors, and associated systems and methods |
US8669014B2 (en) | 2011-08-12 | 2014-03-11 | Mcalister Technologies, Llc | Fuel-cell systems operable in multiple modes for variable processing of feedstock materials and associated devices, systems, and methods |
US8888408B2 (en) | 2011-08-12 | 2014-11-18 | Mcalister Technologies, Llc | Systems and methods for collecting and processing permafrost gases, and for cooling permafrost |
US8911703B2 (en) | 2011-08-12 | 2014-12-16 | Mcalister Technologies, Llc | Reducing and/or harvesting drag energy from transport vehicles, including for chemical reactors, and associated systems and methods |
EP2742207A4 (en) | 2011-08-12 | 2016-06-29 | Mcalister Technologies Llc | SYSTEMS AND METHODS FOR EXTRACTING AND PROCESSING GASES FROM SUBMERGED SOURCES |
WO2013025650A1 (en) | 2011-08-12 | 2013-02-21 | Mcalister Technologies, Llc | Mobile transport platforms for producing hydrogen and structural materials and associated systems and methods |
US8826657B2 (en) | 2011-08-12 | 2014-09-09 | Mcallister Technologies, Llc | Systems and methods for providing supplemental aqueous thermal energy |
US8734546B2 (en) | 2011-08-12 | 2014-05-27 | Mcalister Technologies, Llc | Geothermal energization of a non-combustion chemical reactor and associated systems and methods |
WO2013025655A2 (en) | 2011-08-12 | 2013-02-21 | Mcalister Technologies, Llc | Systems and methods for providing supplemental aqueous thermal energy |
US8673509B2 (en) | 2011-08-12 | 2014-03-18 | Mcalister Technologies, Llc | Fuel-cell systems operable in multiple modes for variable processing of feedstock materials and associated devices, systems, and methods |
WO2013025640A2 (en) * | 2011-08-12 | 2013-02-21 | Mcalister Technologies, Llc | Geothermal energization of a non-combustion chemical reactor and associated systems and methods |
JO3141B1 (ar) | 2011-10-07 | 2017-09-20 | Shell Int Research | الوصلات المتكاملة للموصلات المعزولة |
JO3139B1 (ar) | 2011-10-07 | 2017-09-20 | Shell Int Research | تشكيل موصلات معزولة باستخدام خطوة اختزال أخيرة بعد المعالجة الحرارية. |
WO2013052566A1 (en) * | 2011-10-07 | 2013-04-11 | Shell Oil Company | Using dielectric properties of an insulated conductor in a subsurface formation to assess properties of the insulated conductor |
CA2850741A1 (en) | 2011-10-07 | 2013-04-11 | Manuel Alberto GONZALEZ | Thermal expansion accommodation for circulated fluid systems used to heat subsurface formations |
US9243482B2 (en) | 2011-11-01 | 2016-01-26 | Nem Energy B.V. | Steam supply for enhanced oil recovery |
CA2854787A1 (en) * | 2011-11-07 | 2013-05-16 | Oklahoma Safety Equipment Company, Inc. (Oseco) | Pressure relief device, system, and method |
CN102436856A (zh) * | 2011-12-13 | 2012-05-02 | 匡仲平 | 核泄漏事故引发的核辐射污染规避方法 |
RU2485300C1 (ru) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи нефти в трещиноватых коллекторах |
EP2610570B1 (en) * | 2011-12-29 | 2016-11-23 | Ipsen, Inc. | Heating element arrangement for a vacuum heat treating furnace |
ES2482668T3 (es) * | 2012-01-03 | 2014-08-04 | Quantum Technologie Gmbh | Aparato y procedimiento para la explotación de arenas petrolíferas |
CN104428489A (zh) | 2012-01-23 | 2015-03-18 | 吉尼Ip公司 | 地下含烃地层的原位热处理的加热器模式 |
US9605524B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-03-28 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
CN104302870B (zh) * | 2012-02-18 | 2018-04-20 | 吉尼Ip公司 | 用于加热含烃岩床的方法与系统 |
CA2811666C (en) | 2012-04-05 | 2021-06-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors |
US9303487B2 (en) * | 2012-04-30 | 2016-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Heat treatment for removal of bauschinger effect or to accelerate cement curing |
RU2600095C2 (ru) * | 2012-05-04 | 2016-10-20 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Способ оптимального размещения горизонтальных скважин и программный носитель информации |
US10210961B2 (en) | 2012-05-11 | 2019-02-19 | Ge-Hitachi Nuclear Energy Americas, Llc | System and method for a commercial spent nuclear fuel repository turning heat and gamma radiation into value |
EP2850155B1 (en) * | 2012-05-16 | 2018-04-04 | Chevron U.S.A., Inc. | Process for removing mercury from fluids |
US9447674B2 (en) * | 2012-05-16 | 2016-09-20 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ method and system for removing heavy metals from produced fluids |
JP2013249605A (ja) * | 2012-05-31 | 2013-12-12 | Ihi Corp | ガスハイドレート回収装置 |
CN104508417B (zh) | 2012-06-11 | 2017-03-29 | 7Ac技术公司 | 用于湍流式耐腐蚀的热交换器的方法和系统 |
US10076001B2 (en) * | 2012-07-05 | 2018-09-11 | Nvent Services Gmbh | Mineral insulated cable having reduced sheath temperature |
US8424784B1 (en) | 2012-07-27 | 2013-04-23 | MBJ Water Partners | Fracture water treatment method and system |
US9896918B2 (en) | 2012-07-27 | 2018-02-20 | Mbl Water Partners, Llc | Use of ionized water in hydraulic fracturing |
US9222342B2 (en) * | 2012-08-13 | 2015-12-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Initiating production of clathrates by use of thermosyphons |
EP3348783B1 (en) * | 2012-09-20 | 2020-07-15 | nVent Services GmbH | Downhole wellbore heating system |
WO2014058777A1 (en) | 2012-10-09 | 2014-04-17 | Shell Oil Company | Method for heating a subterranean formation penetrated by a wellbore |
CA2899141A1 (en) * | 2012-10-16 | 2014-04-24 | Genie Ip B.V. | System and method for thermally treating a subsurface formation by a heated molten salt mixture |
US10443315B2 (en) * | 2012-11-28 | 2019-10-15 | Nextstream Wired Pipe, Llc | Transmission line for wired pipe |
RU2549654C2 (ru) * | 2012-12-04 | 2015-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Краснодарский Компрессорный Завод" | Азотная компрессорная станция для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
WO2014089164A1 (en) | 2012-12-04 | 2014-06-12 | 7Ac Technologies, Inc. | Methods and systems for cooling buildings with large heat loads using desiccant chillers |
CA2893876A1 (en) | 2012-12-06 | 2014-06-12 | Wintershall Holding GmbH | Arrangement and method for introducing heat into a geological formation by means of electromagnetic induction |
GB201223055D0 (en) * | 2012-12-20 | 2013-02-06 | Carragher Paul | Method and apparatus for use in well abandonment |
CN105121965B (zh) | 2013-03-01 | 2018-05-15 | 7Ac技术公司 | 干燥剂空气调节方法和系统 |
US20140251608A1 (en) * | 2013-03-05 | 2014-09-11 | Cenovus Energy Inc. | Single vertical or inclined well thermal recovery process |
US20140251596A1 (en) * | 2013-03-05 | 2014-09-11 | Cenovus Energy Inc. | Single vertical or inclined well thermal recovery process |
CN105121966B (zh) | 2013-03-14 | 2018-06-01 | 7Ac技术公司 | 用于液体干燥剂空气调节系统改造的方法和系统 |
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 |
US8926719B2 (en) | 2013-03-14 | 2015-01-06 | Mcalister Technologies, Llc | Method and apparatus for generating hydrogen from metal |
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 |
DE102013104643B3 (de) * | 2013-05-06 | 2014-06-18 | Borgwarner Beru Systems Gmbh | Korona-Zündeinrichtung |
US20160060961A1 (en) * | 2013-05-21 | 2016-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | High-voltage drilling methods and systems using hybrid drillstring conveyance |
KR102223241B1 (ko) | 2013-06-12 | 2021-03-05 | 7에이씨 테크놀로지스, 아이엔씨. | 천장형 액체 흡습제 공조 시스템 |
US9382785B2 (en) | 2013-06-17 | 2016-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Shaped memory devices and method for using same in wellbores |
NZ717494A (en) | 2013-09-20 | 2020-07-31 | Baker Hughes Inc | Method of inhibiting fouling on a metallic surface using a surface modifying treatment agent |
US9701892B2 (en) | 2014-04-17 | 2017-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well |
WO2015042486A1 (en) | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Composites for use in stimulation and sand control operations |
AU2014321293B2 (en) | 2013-09-20 | 2017-10-19 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using surface modifying treatment agents to treat subterranean formations |
CA2922717C (en) | 2013-09-20 | 2019-05-21 | Terry D. Monroe | Organophosphorus containing composites for use in well treatment operations |
CN105555908B (zh) | 2013-09-20 | 2019-10-08 | 贝克休斯公司 | 使用表面改性金属处理剂处理地下地层的方法 |
DE102013018210A1 (de) * | 2013-10-30 | 2015-04-30 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren zur Erzeugung eines zusammenhängenden Eiskörpers bei einer Bodenvereisung |
AU2013409495B2 (en) * | 2013-12-30 | 2017-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ranging using current profiling |
US10597579B2 (en) * | 2014-01-13 | 2020-03-24 | Conocophillips Company | Anti-retention agent in steam-solvent oil recovery |
US20160312598A1 (en) * | 2014-01-24 | 2016-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and Criteria for Trajectory Control |
CA3176275A1 (en) | 2014-02-18 | 2015-08-18 | Athabasca Oil Corporation | Cable-based well heater |
WO2015134974A1 (en) * | 2014-03-07 | 2015-09-11 | Greenfire Energy Inc | Process and method of producing geothermal power |
US9637996B2 (en) | 2014-03-18 | 2017-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Downhole uses of nanospring filled elastomers |
EP3120083B1 (en) | 2014-03-20 | 2020-07-01 | 7AC Technologies, Inc. | Rooftop liquid desiccant systems and methods |
US9618435B2 (en) * | 2014-03-31 | 2017-04-11 | Dmar Engineering, Inc. | Umbilical bend-testing |
RU2686564C2 (ru) | 2014-04-04 | 2019-04-29 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Изолированные проводники, сформированные с использованием стадии окончательного уменьшения размера после термической обработки |
WO2015192232A1 (en) | 2014-06-19 | 2015-12-23 | Evolution Engineering Inc. | Downhole system with integrated backup sensors |
GB2527847A (en) * | 2014-07-04 | 2016-01-06 | Compactgtl Ltd | Catalytic reactors |
RU2559250C1 (ru) * | 2014-08-01 | 2015-08-10 | Олег Васильевич Коломийченко | Забойная каталитическая сборка для теплового воздействия на пласты, содержащие углеводороды и твердые органические вещества |
US9451792B1 (en) * | 2014-09-05 | 2016-09-27 | Atmos Nation, LLC | Systems and methods for vaporizing assembly |
US9939421B2 (en) * | 2014-09-10 | 2018-04-10 | Saudi Arabian Oil Company | Evaluating effectiveness of ceramic materials for hydrocarbons recovery |
US10159548B2 (en) | 2014-09-17 | 2018-12-25 | Garrison Dental Solutions, L.L.C. | Dental curing light |
RU2569375C1 (ru) * | 2014-10-21 | 2015-11-27 | Николай Борисович Болотин | Способ и устройство для подогрева продуктивного нефтесодержащего пласта |
DE102014223621A1 (de) * | 2014-11-19 | 2016-05-19 | Siemens Aktiengesellschaft | Lagerstättenheizung |
EP3667190A1 (en) | 2014-11-21 | 2020-06-17 | 7AC Technologies, Inc. | Methods and systems for mini-split liquid desiccant air conditioning |
AR103391A1 (es) | 2015-01-13 | 2017-05-03 | Bp Corp North America Inc | Métodos y sistemas para producir hidrocarburos desde roca productora de hidrocarburos a través del tratamiento combinado de la roca y la inyección de agua posterior |
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 |
FR3032564B1 (fr) * | 2015-02-11 | 2017-03-03 | Saipem Sa | Procede de raccordement de cables d'une section unitaire de conduite destinee a etre assemblee verticalement sur une conduite sous-marine de transport de fluides |
CN107709698B (zh) | 2015-04-03 | 2021-01-01 | 拉马·劳·叶伦杜尔 | 含烃地层的聚焦原位电加热的设备及方法 |
US10280747B2 (en) * | 2015-05-20 | 2019-05-07 | Saudi Arabian Oil Company | Sampling techniques to detect hydrocarbon seepage |
GB2539045A (en) * | 2015-06-05 | 2016-12-07 | Statoil Asa | Subsurface heater configuration for in situ hydrocarbon production |
US11359338B2 (en) * | 2015-09-01 | 2022-06-14 | 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 |
AU2016348531B2 (en) | 2015-11-06 | 2022-04-14 | Oklahoma Safety Equipment Company, Inc. | Rupture disc device and method of assembly thereof |
US10304591B1 (en) * | 2015-11-18 | 2019-05-28 | Real Power Licensing Corp. | Reel cooling method |
EP3387526B1 (en) | 2015-12-09 | 2019-08-07 | Truva Corporation | Environment-aware cross-layer communication protocol in underground oil reservoirs |
CN106917616B (zh) * | 2015-12-28 | 2019-11-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 稠油油藏的预热装置及方法 |
GB2547672B (en) * | 2016-02-25 | 2018-02-21 | Rejuvetech Ltd | System and method |
US10067201B2 (en) * | 2016-04-14 | 2018-09-04 | Texas Instruments Incorporated | Wiring layout to reduce magnetic field |
WO2017189397A1 (en) | 2016-04-26 | 2017-11-02 | Shell Oil Company | Roller injector for deploying insulated conductor heaters |
GB2550849B (en) * | 2016-05-23 | 2020-06-17 | Equinor Energy As | Interface and integration method for external control of the drilling control system |
US10125588B2 (en) * | 2016-06-30 | 2018-11-13 | Must Holding Llc | Systems and methods for recovering bitumen from subterranean formations |
NO343262B1 (en) * | 2016-07-22 | 2019-01-14 | Norges Miljoe Og Biovitenskapelige Univ Nmbu | Solar thermal collecting and storage |
CN106292277B (zh) * | 2016-08-15 | 2020-01-07 | 上海交通大学 | 基于全局滑模控制的亚临界火电机组协调控制方法 |
CN106168119B (zh) * | 2016-08-15 | 2018-07-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井下电加热水平生产井管柱结构 |
WO2018067715A1 (en) | 2016-10-06 | 2018-04-12 | Shell Oil Company | High voltage, low current mineral insulated cable heater |
WO2018067713A1 (en) | 2016-10-06 | 2018-04-12 | Shell Oil Company | Subsurface electrical connections for high voltage, low current mineral insulated cable heaters |
CN106595113A (zh) * | 2016-12-12 | 2017-04-26 | 吉林省联冠石油科技有限公司 | 超导加温换热装置及换热方法 |
EP3337290B1 (en) * | 2016-12-13 | 2019-11-27 | Nexans | Subsea direct electric heating system |
CN110199009A (zh) * | 2017-01-31 | 2019-09-03 | 沙特阿拉伯石油公司 | 原位hic增长监测探针 |
US10041163B1 (en) | 2017-02-03 | 2018-08-07 | Ge-Hitachi Nuclear Energy Americas Llc | Plasma spray coating for sealing a defect area in a workpiece |
US20180292133A1 (en) * | 2017-04-05 | 2018-10-11 | Rex Materials Group | Heat treating furnace |
EP3389088A1 (en) * | 2017-04-12 | 2018-10-17 | ABB Schweiz AG | Heat exchanging arrangement and subsea electronic system |
CN107387180B (zh) * | 2017-07-17 | 2019-08-20 | 浙江陆特能源科技股份有限公司 | 地层煤就地化浆供热系统及地层煤就地化浆发电供热的方法 |
US10649427B2 (en) | 2017-08-14 | 2020-05-12 | Schlumberger Technology Corporation | Electrical power transmission for well construction apparatus |
US10697275B2 (en) | 2017-08-14 | 2020-06-30 | Schlumberger Technology Corporation | Electrical power transmission for well construction apparatus |
US10745975B2 (en) | 2017-08-14 | 2020-08-18 | Schlumberger Technology Corporation | Electrical power transmission for well construction apparatus |
US10699822B2 (en) * | 2017-08-14 | 2020-06-30 | Schlumberger Technology Corporation | Electrical power transmission for well construction apparatus |
US10760348B2 (en) | 2017-08-14 | 2020-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Electrical power transmission for well construction apparatus |
US10724341B2 (en) | 2017-08-14 | 2020-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Electrical power transmission for well construction apparatus |
RU2652909C1 (ru) * | 2017-08-28 | 2018-05-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-техническая и торгово-промышленная фирма "ТЕХНОПОДЗЕМЭНЕРГО" (ООО "Техноподземэнерго") | Шахтно-скважинный газотурбинно-атомный нефтегазодобывающий комплекс (комбинат) |
US10662709B2 (en) | 2017-09-06 | 2020-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Local electrical room module for well construction apparatus |
US10472953B2 (en) | 2017-09-06 | 2019-11-12 | Schlumberger Technology Corporation | Local electrical room module for well construction apparatus |
US10655292B2 (en) | 2017-09-06 | 2020-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Local electrical room module for well construction apparatus |
ES2884110T3 (es) * | 2017-09-12 | 2021-12-10 | Milano Politecnico | Mezclas a base de CO2 como fluido de trabajo en ciclos termodinámicos |
CA3075856A1 (en) * | 2017-09-13 | 2019-03-21 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Pvdf pipe and methods of making and using same |
US10704371B2 (en) * | 2017-10-13 | 2020-07-07 | Chevron U.S.A. Inc. | Low dielectric zone for hydrocarbon recovery by dielectric heating |
EP3704415A4 (en) | 2017-11-01 | 2021-11-03 | 7AC Technologies, Inc. | TANK SYSTEM FOR AN AIR CONDITIONING SYSTEM WITH LIQUID DRYING AGENTS |
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 |
US20200326028A1 (en) * | 2017-11-06 | 2020-10-15 | Concept Group Llc | Thermally-insulated modules and related methods |
MX2020004909A (es) | 2017-11-13 | 2020-10-05 | Essex Furukawa Magnet Wire Usa Llc | Artículos de alambre de bobinado que tienen cavidades internas. |
US11274856B2 (en) * | 2017-11-16 | 2022-03-15 | Ari Peter Berman | Method of deploying a heat exchanger pipe |
RU2669647C1 (ru) * | 2017-11-29 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
US10399895B2 (en) * | 2017-12-13 | 2019-09-03 | Pike Technologies Of Wisconsin, Inc. | Bismuth-indium alloy for liquid-tight bonding of optical windows |
US10201042B1 (en) * | 2018-01-19 | 2019-02-05 | Trs Group, Inc. | Flexible helical heater |
CN107991158B (zh) * | 2018-01-29 | 2021-11-12 | 山东交通学院 | 可控击实温度的沥青混合料马歇尔击实仪及试验方法 |
US10822942B2 (en) * | 2018-02-13 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Telemetry system including a super conductor for a resource exploration and recovery system |
RS64424B1 (sr) * | 2018-02-21 | 2023-09-29 | Me Well Services Petrol Ve Saha Hizmetleri San Tic Ltd Sti | Sistem za ubrizgavanje gasa |
US10137486B1 (en) * | 2018-02-27 | 2018-11-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for thermal treatment of contaminated material |
US11149538B2 (en) * | 2018-03-01 | 2021-10-19 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Systems and methods for determining bending of a drilling tool, the drilling tool having electrical conduit |
US10837248B2 (en) | 2018-04-25 | 2020-11-17 | Skye Buck Technology, LLC. | Method and apparatus for a chemical capsule joint |
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 |
US11638331B2 (en) | 2018-05-29 | 2023-04-25 | Kontak LLC | Multi-frequency controllers for inductive heating and associated systems and methods |
US11555473B2 (en) | 2018-05-29 | 2023-01-17 | Kontak LLC | Dual bladder fuel tank |
US11053775B2 (en) * | 2018-11-16 | 2021-07-06 | Leonid Kovalev | Downhole induction heater |
CN109779625B (zh) * | 2019-01-25 | 2022-09-09 | 华北科技学院 | 一种基于钻孔煤屑尺寸分布状况的突出预测方法与装置 |
CN112180815A (zh) * | 2019-07-01 | 2021-01-05 | 苏州五蕴明泰科技有限公司 | 控制废弃物燃烧过程中二氧化碳排放量的方法 |
US11835675B2 (en) | 2019-08-07 | 2023-12-05 | Saudi Arabian Oil Company | Determination of geologic permeability correlative with magnetic permeability measured in-situ |
CN110705110B (zh) * | 2019-10-09 | 2023-04-14 | 浙江强盛压缩机制造有限公司 | 大型往复压缩机高压填料盒的应力和应变计算方法 |
CN110954676B (zh) * | 2019-12-03 | 2021-06-29 | 同济大学 | 用于模拟盾构下穿既有隧道施工可视化试验装置 |
US11559847B2 (en) | 2020-01-08 | 2023-01-24 | General Electric Company | Superalloy part and method of processing |
CN111271038A (zh) * | 2020-03-12 | 2020-06-12 | 内蒙古科技大学 | 一种低渗透性煤体的新型煤层气增产方法 |
US10912154B1 (en) | 2020-08-06 | 2021-02-02 | Michael E. Brown | Concrete heating system |
CN112096294A (zh) * | 2020-09-13 | 2020-12-18 | 江苏刘一刀精密机械有限公司 | 一种高导向性新型金刚石钻头 |
CN112252121B (zh) * | 2020-11-11 | 2021-11-16 | 浙江八咏新型材料有限责任公司 | 一种市政道路施工用沥青加热熔融装置 |
US11851996B2 (en) | 2020-12-18 | 2023-12-26 | Jack McIntyre | Oil production system and method |
CN112324409B (zh) * | 2020-12-31 | 2021-07-06 | 西南石油大学 | 一种在油层中原位产生溶剂开采稠油的方法 |
US11642709B1 (en) | 2021-03-04 | 2023-05-09 | Trs Group, Inc. | Optimized flux ERH electrode |
RU2756155C1 (ru) * | 2021-03-04 | 2021-09-28 | Акционерное общество «Зарубежнефть» | Внутрискважинный кольцевой нагреватель |
RU2756152C1 (ru) * | 2021-03-04 | 2021-09-28 | Акционерное общество «Зарубежнефть» | Внутрискважинный пучковый нагреватель |
US11214450B1 (en) * | 2021-03-11 | 2022-01-04 | Cciip Llc | Method of proofing an innerduct/microduct and proofing manifold |
CN113051725B (zh) * | 2021-03-12 | 2022-09-09 | 哈尔滨工程大学 | 基于通用型辅助变量法的det与relap5耦合的动态特性分析方法 |
GB202104638D0 (en) * | 2021-03-31 | 2021-05-12 | Head Philip | Bismuth metal to metal encapsulated electrical power cable system for ESP |
US11713651B2 (en) | 2021-05-11 | 2023-08-01 | Saudi Arabian Oil Company | Heating a formation of the earth while drilling a wellbore |
US11619097B2 (en) | 2021-05-24 | 2023-04-04 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for laser downhole extended sensing |
US11725504B2 (en) | 2021-05-24 | 2023-08-15 | Saudi Arabian Oil Company | Contactless real-time 3D mapping of surface equipment |
CN113153250B (zh) * | 2021-06-11 | 2021-11-19 | 盐城瑞德石化机械有限公司 | 一种设有限位机构的稳定型井下配注器 |
CN113266327A (zh) * | 2021-07-05 | 2021-08-17 | 西南石油大学 | 一种油气井下多功能涡流加热装置与方法 |
US11879328B2 (en) | 2021-08-05 | 2024-01-23 | Saudi Arabian Oil Company | Semi-permanent downhole sensor tool |
US20230130169A1 (en) * | 2021-10-26 | 2023-04-27 | Jack McIntyre | Fracturing Hot Rock |
US11860077B2 (en) | 2021-12-14 | 2024-01-02 | Saudi Arabian Oil Company | Fluid flow sensor using driver and reference electromechanical resonators |
CN114300213B (zh) * | 2022-01-24 | 2024-01-26 | 中国科学院电工研究所 | 一种高热导铌三锡超导线圈及其制作方法 |
CN114508336B (zh) * | 2022-01-30 | 2022-09-30 | 中国矿业大学 | 一种用于松软煤层的钻孔、解卡和致裂一体装置及方法 |
US11867049B1 (en) | 2022-07-19 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole logging tool |
CN115050529B (zh) * | 2022-08-15 | 2022-10-21 | 中国工程物理研究院流体物理研究所 | 一种高安全性新型水电阻 |
CN115340241A (zh) * | 2022-08-27 | 2022-11-15 | 辽宁大学 | 一种循环利用的矿井水处理装置 |
US11913329B1 (en) | 2022-09-21 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Untethered logging devices and related methods of logging a wellbore |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3358756A (en) * | 1965-03-12 | 1967-12-19 | Shell Oil Co | Method for in situ recovery of solid or semi-solid petroleum deposits |
US4257650A (en) * | 1978-09-07 | 1981-03-24 | Barber Heavy Oil Process, Inc. | Method for recovering subsurface earth substances |
US4401162A (en) * | 1981-10-13 | 1983-08-30 | Synfuel (An Indiana Limited Partnership) | In situ oil shale process |
US5816325A (en) * | 1996-11-27 | 1998-10-06 | Future Energy, Llc | Methods and apparatus for enhanced recovery of viscous deposits by thermal stimulation |
RU2133335C1 (ru) * | 1996-09-11 | 1999-07-20 | Юрий Алексеевич Трутнев | Способ разработки нефтяных месторождений и переработки нефти и устройство для его осуществления |
RU2223397C2 (ru) * | 2001-07-19 | 2004-02-10 | Хайрединов Нил Шахиджанович | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2004115602A (ru) * | 2001-10-24 | 2005-10-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) | Способы и устройства для нагревания внутри формации, содержащей углеводороды, со вскрытием, соприкасающимся с земной поверхностью в двух местоположениях |
Family Cites Families (1043)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US345586A (en) | 1886-07-13 | Oil from wells | ||
SE123136C1 (ru) | 1948-01-01 | |||
US48994A (en) * | 1865-07-25 | Improvement in devices for oil-wells | ||
US2734579A (en) * | 1956-02-14 | Production from bituminous sands | ||
US1457690A (en) * | 1923-06-05 | Percival iv brine | ||
SE126674C1 (ru) | 1949-01-01 | |||
SE123138C1 (ru) | 1948-01-01 | |||
US94813A (en) * | 1869-09-14 | Improvement in torpedoes for oil-wells | ||
CA899987A (en) | 1972-05-09 | Chisso Corporation | Method for controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin effect current | |
US326439A (en) * | 1885-09-15 | Protecting wells | ||
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 |
US2013838A (en) | 1932-12-27 | 1935-09-10 | Rowland O Pickin | Roller core drilling bit |
US2288857A (en) * | 1937-10-18 | 1942-07-07 | Union Oil Co | Process for the removal of bitumen from bituminous deposits |
US2244255A (en) | 1939-01-18 | 1941-06-03 | Electrical Treating Company | Well clearing system |
US2208087A (en) * | 1939-11-06 | 1940-07-16 | Carlton J Somers | Electric heater |
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 |
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 |
US2595728A (en) * | 1945-03-09 | 1952-05-06 | Westinghouse Electric Corp | Polysiloxanes containing allyl radicals |
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 |
US2500305A (en) * | 1946-05-28 | 1950-03-14 | Thermactor Corp | Electric oil well heater |
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 |
US2647196A (en) * | 1950-11-06 | 1953-07-28 | Union Oil Co | Apparatus for heating oil wells |
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 |
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 |
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 |
US2759877A (en) * | 1952-03-18 | 1956-08-21 | Sinclair Refining Co | Process and separation apparatus for use in the conversions of hydrocarbons |
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 |
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 |
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 |
US2801699A (en) | 1954-12-24 | 1957-08-06 | Pure Oil Co | Process for temporarily and selectively sealing a well |
US2787325A (en) | 1954-12-24 | 1957-04-02 | Pure Oil Co | Selective treatment of geological formations |
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 |
US2818118A (en) * | 1955-12-19 | 1957-12-31 | Phillips Petroleum Co | Production of oil by in situ combustion |
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 |
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 |
US3080918A (en) * | 1957-08-29 | 1963-03-12 | Richfield Oil Corp | Petroleum recovery from subsurface oil bearing formation |
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 |
GB876401A (en) * | 1957-12-23 | 1961-08-30 | Exxon Research Engineering Co | Moving bed nuclear reactor for process irradiation |
US3085957A (en) * | 1957-12-26 | 1963-04-16 | Richfield Oil Corp | Nuclear reactor for heating a subsurface stratum |
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 |
US3079995A (en) * | 1958-04-16 | 1963-03-05 | Richfield Oil Corp | Petroleum recovery from subsurface oil-bearing formation |
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 |
US2950240A (en) * | 1958-10-10 | 1960-08-23 | Socony Mobil Oil Co Inc | Selective cracking of aliphatic hydrocarbons |
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 |
US3036632A (en) * | 1958-12-24 | 1962-05-29 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovery of hydrocarbon materials from earth formations by application of heat |
US3097690A (en) | 1958-12-24 | 1963-07-16 | Gulf Research Development Co | Process for heating a subsurface formation |
US2937228A (en) * | 1958-12-29 | 1960-05-17 | Robinson Machine Works Inc | Coaxial cable splice |
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 |
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 |
US3181613A (en) | 1959-07-20 | 1965-05-04 | Union Oil Co | Method and apparatus for subterranean heating |
US3113623A (en) | 1959-07-20 | 1963-12-10 | Union Oil Co | Apparatus for underground retorting |
US3116792A (en) * | 1959-07-27 | 1964-01-07 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
US3132692A (en) | 1959-07-27 | 1964-05-12 | Phillips Petroleum Co | Use of formation heat from in situ combustion |
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 |
US3131763A (en) * | 1959-12-30 | 1964-05-05 | Texaco Inc | Electrical borehole heater |
US3220479A (en) | 1960-02-08 | 1965-11-30 | Exxon Production Research Co | Formation stabilization system |
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 |
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 |
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 |
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 |
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 |
US3272261A (en) | 1963-12-13 | 1966-09-13 | Gulf Research Development Co | Process for recovery of oil |
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 |
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 |
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 |
US3262500A (en) * | 1965-03-01 | 1966-07-26 | Beehler Vernon D | Hot water flood system for oil wells |
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 |
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 |
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 |
US3386515A (en) * | 1965-12-03 | 1968-06-04 | Dresser Ind | Well completion apparatus |
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 |
US3410796A (en) | 1966-04-04 | 1968-11-12 | Gas Processors Inc | Process for treatment of saline waters |
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 |
US3428125A (en) * | 1966-07-25 | 1969-02-18 | Phillips Petroleum Co | Hydro-electropyrolysis of oil shale in situ |
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 | ||
US3515213A (en) | 1967-04-19 | 1970-06-02 | Shell Oil Co | Shale oil recovery process using heated oil-miscible fluids |
US3598182A (en) * | 1967-04-25 | 1971-08-10 | Justheim Petroleum Co | Method and apparatus for in situ distillation and hydrogenation of carbonaceous materials |
US3474863A (en) | 1967-07-28 | 1969-10-28 | Shell Oil Co | Shale oil extraction process |
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 |
NL154577B (nl) * | 1967-11-15 | 1977-09-15 | Shell Int Research | Werkwijze voor het winnen van koolwaterstoffen vanuit een permeabele ondergrondse formatie. |
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 |
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 |
US3547193A (en) | 1969-10-08 | 1970-12-15 | Electrothermic Co | Method and apparatus for recovery of minerals from sub-surface formations using electricity |
US3661423A (en) | 1970-02-12 | 1972-05-09 | Occidental Petroleum Corp | In situ process for recovery of carbonaceous materials from subterranean deposits |
US3943160A (en) | 1970-03-09 | 1976-03-09 | Shell Oil Company | Heat-stable calcium-compatible waterflood surfactant |
US3647358A (en) | 1970-07-23 | 1972-03-07 | Anti Pollution Systems | Method of catalytically inducing oxidation of carbonaceous materials by the use of molten salts |
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 |
US4305463A (en) | 1979-10-31 | 1981-12-15 | Oil Trieval Corporation | Oil recovery method and apparatus |
US3703929A (en) * | 1970-11-06 | 1972-11-28 | Union Oil Co | Well for transporting hot fluids through a permafrost zone |
US3679812A (en) | 1970-11-13 | 1972-07-25 | Schlumberger Technology Corp | Electrical suspension cable for well tools |
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 |
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 |
US3782465A (en) * | 1971-11-09 | 1974-01-01 | Electro Petroleum | Electro-thermal process for promoting oil recovery |
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 |
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 |
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 |
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 |
US3948755A (en) | 1974-05-31 | 1976-04-06 | Standard Oil Company | Process for recovering and upgrading hydrocarbons from oil shale and tar sands |
ZA753184B (en) | 1974-05-31 | 1976-04-28 | Standard Oil Co | Process for recovering upgraded hydrocarbon products |
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 |
GB1507675A (en) | 1974-06-21 | 1978-04-19 | Pyrotenax Of Ca Ltd | Heating cables and manufacture thereof |
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 |
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 |
US4014575A (en) | 1974-07-26 | 1977-03-29 | Occidental Petroleum Corporation | System for fuel and products of oil shale retort |
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 |
US3986556A (en) | 1975-01-06 | 1976-10-19 | Haynes Charles A | Hydrocarbon recovery from earth strata |
US3958636A (en) | 1975-01-23 | 1976-05-25 | Atlantic Richfield Company | Production of bitumen from a tar sand formation |
US4042026A (en) | 1975-02-08 | 1977-08-16 | Deutsche Texaco Aktiengesellschaft | Method for initiating an in-situ recovery process by the introduction of oxygen |
US3972372A (en) | 1975-03-10 | 1976-08-03 | Fisher Sidney T | Exraction of hydrocarbons in situ from underground hydrocarbon deposits |
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 |
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 |
US4037658A (en) | 1975-10-30 | 1977-07-26 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from an underground formation |
US3994340A (en) | 1975-10-30 | 1976-11-30 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from tar sand |
US3994341A (en) | 1975-10-30 | 1976-11-30 | Chevron Research Company | Recovering viscous petroleum from thick tar sand |
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 |
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 |
US4022280A (en) * | 1976-05-17 | 1977-05-10 | Stoddard Xerxes T | Thermal recovery of hydrocarbons by washing an underground sand |
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 |
US4193451A (en) | 1976-06-17 | 1980-03-18 | The Badger Company, Inc. | Method for production of organic products from kerogen |
US4487257A (en) | 1976-06-17 | 1984-12-11 | Raytheon Company | Apparatus and 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 |
US4083604A (en) * | 1976-11-15 | 1978-04-11 | Trw Inc. | Thermomechanical fracture for recovery system in oil shale deposits |
US4065183A (en) | 1976-11-15 | 1977-12-27 | Trw Inc. | Recovery system for oil shale deposits |
US4059308A (en) | 1976-11-15 | 1977-11-22 | Trw Inc. | Pressure swing recovery system for oil shale deposits |
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 |
US4084637A (en) | 1976-12-16 | 1978-04-18 | Petro Canada Exploration Inc. | Method of producing viscous materials from subterranean formations |
US4089374A (en) * | 1976-12-16 | 1978-05-16 | In Situ Technology, Inc. | Producing methane from coal in situ |
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 |
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 |
US4144935A (en) | 1977-08-29 | 1979-03-20 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
US4140180A (en) | 1977-08-29 | 1979-02-20 | Iit Research Institute | 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 |
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 |
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 |
US4197911A (en) | 1978-05-09 | 1980-04-15 | Ramcor, Inc. | Process for in situ coal gasification |
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 |
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 |
US4457365A (en) | 1978-12-07 | 1984-07-03 | Raytheon Company | In situ radio frequency selective heating system |
US4299086A (en) | 1978-12-07 | 1981-11-10 | Gulf Research & Development Company | Utilization of energy obtained by substoichiometric combustion of low heating value gases |
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 |
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 |
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 |
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 |
US4228854A (en) | 1979-08-13 | 1980-10-21 | Alberta Research Council | Enhanced oil recovery using electrical means |
US4256945A (en) | 1979-08-31 | 1981-03-17 | Iris Associates | Alternating current electrically resistive heating element having intrinsic temperature control |
US4701587A (en) | 1979-08-31 | 1987-10-20 | Metcal, Inc. | Shielded 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 |
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 |
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 |
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 |
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 |
US4477376A (en) | 1980-03-10 | 1984-10-16 | Gold Marvin H | Castable mixture for insulating spliced high voltage cable |
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 |
JPS56146588A (en) * | 1980-04-14 | 1981-11-14 | Mitsubishi Electric Corp | Electric heating electrode device for hydrocarbon based underground resources |
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 |
US4317485A (en) * | 1980-05-23 | 1982-03-02 | Baker International Corporation | Pump catcher apparatus |
US4409090A (en) | 1980-06-02 | 1983-10-11 | University Of Utah | Process for recovering products from tar sand |
JPS6015109B2 (ja) * | 1980-06-03 | 1985-04-17 | 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 |
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 |
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 |
DE3030110C2 (de) | 1980-08-08 | 1983-04-21 | Vsesojuznyj neftegazovyj naučno-issledovatel'skij institut, Moskva | Verfahren zur Gewinnung von Erdöl durch Grubenbaue und durch Wärmezufuhr |
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 |
JPS57116891A (en) * | 1980-12-30 | 1982-07-21 | Kobe Steel Ltd | Method of and apparatus for generating steam on shaft bottom |
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 |
JPS57116891U (ru) | 1981-01-12 | 1982-07-20 | ||
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 |
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 |
US4378048A (en) | 1981-05-08 | 1983-03-29 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases using different platinum catalysts |
US4429745A (en) | 1981-05-08 | 1984-02-07 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery method |
US4384614A (en) | 1981-05-11 | 1983-05-24 | Justheim Pertroleum Company | Method of retorting oil shale by velocity flow of super-heated air |
US4403110A (en) | 1981-05-15 | 1983-09-06 | Walter Kidde And Company, Inc. | Electrical cable splice |
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 |
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 |
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 |
US4397732A (en) | 1982-02-11 | 1983-08-09 | International Coal Refining Company | Process for coal liquefaction employing selective coal feed |
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 |
US4412585A (en) | 1982-05-03 | 1983-11-01 | Cities Service Company | Electrothermal process for recovering hydrocarbons |
US4415034A (en) | 1982-05-03 | 1983-11-15 | Cities Service Company | Electrode well completion |
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 |
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 |
US4463988A (en) | 1982-09-07 | 1984-08-07 | Cities Service Co. | Horizontal heated plane process |
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 |
US4695713A (en) | 1982-09-30 | 1987-09-22 | Metcal, Inc. | Autoregulating, electrically shielded heater |
US4927857A (en) | 1982-09-30 | 1990-05-22 | Engelhard Corporation | Method of methanol production |
CA1214815A (en) | 1982-09-30 | 1986-12-02 | John F. Krumme | 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 |
DE3365337D1 (en) | 1982-11-22 | 1986-09-18 | Shell Int Research | Process for the preparation of a fischer-tropsch catalyst, a catalyst so prepared and use of this catalyst in the preparation of hydrocarbons |
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 |
US4520229A (en) | 1983-01-03 | 1985-05-28 | Amerace Corporation | Splice connector housing and assembly of cables employing same |
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 |
US4886118A (en) | 1983-03-21 | 1989-12-12 | Shell Oil Company | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeability and subsequently produce oil |
US4640352A (en) | 1983-03-21 | 1987-02-03 | Shell Oil Company | In-situ steam drive oil recovery process |
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 |
EP0130671A3 (en) | 1983-05-26 | 1986-12-17 | Metcal Inc. | Multiple temperature autoregulating heater |
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 |
US4583046A (en) | 1983-06-20 | 1986-04-15 | Shell Oil Company | Apparatus for focused electrode induced polarization logging |
US4658215A (en) | 1983-06-20 | 1987-04-14 | Shell Oil Company | Method for 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 |
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 |
US4542648A (en) | 1983-12-29 | 1985-09-24 | Shell Oil Company | Method of correlating a core sample with its original position in a borehole |
US4613754A (en) | 1983-12-29 | 1986-09-23 | Shell Oil Company | Tomographic calibration apparatus |
US4635197A (en) | 1983-12-29 | 1987-01-06 | Shell Oil Company | High resolution tomographic imaging method |
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 |
US4583242A (en) | 1983-12-29 | 1986-04-15 | Shell Oil Company | Apparatus for positioning a sample in a computerized axial tomographic scanner |
US4662439A (en) | 1984-01-20 | 1987-05-05 | Amoco Corporation | Method of underground conversion of coal |
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 |
US4552214A (en) | 1984-03-22 | 1985-11-12 | Standard Oil Company (Indiana) | Pulsed in situ retorting in an array of oil shale retorts |
US4637464A (en) | 1984-03-22 | 1987-01-20 | Amoco Corporation | In situ retorting of oil shale with pulsed water purge |
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 |
US4597441A (en) | 1984-05-25 | 1986-07-01 | World Energy Systems, Inc. | Recovery of oil by in situ hydrogenation |
US4620592A (en) | 1984-06-11 | 1986-11-04 | Atlantic Richfield Company | Progressive sequence for viscous oil recovery |
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 |
JPS6177795A (ja) * | 1984-09-26 | 1986-04-21 | 株式会社東芝 | 原子炉用制御棒 |
US4616705A (en) | 1984-10-05 | 1986-10-14 | Shell Oil Company | Mini-well temperature profiling process |
JPS61102990A (ja) * | 1984-10-24 | 1986-05-21 | 近畿イシコ株式会社 | 基礎工事用機械の昇降装置 |
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 |
JPS61118692A (ja) * | 1984-11-13 | 1986-06-05 | ウエスチングハウス エレクトリック コ−ポレ−ション | 加圧水型原子炉発電システムの運転方法 |
US4669542A (en) | 1984-11-21 | 1987-06-02 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous recovery of crude from multiple zones in a reservoir |
US4634187A (en) | 1984-11-21 | 1987-01-06 | Isl Ventures, Inc. | Method of in-situ leaching of ores |
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 |
US4614392A (en) | 1985-01-15 | 1986-09-30 | Moore Boyd B | Well bore electric pump power cable connector for multiple individual, insulated conductors of a pump power cable |
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 |
US4670634A (en) | 1985-04-05 | 1987-06-02 | Iit Research Institute | In situ decontamination of spills and landfills by radio frequency heating |
CA1267675A (en) | 1985-04-19 | 1990-04-10 | Erwin Karl Ernst Stanzel | Sheet heater |
US4601333A (en) * | 1985-04-29 | 1986-07-22 | Hughes Tool Company | Thermal slide joint |
JPS61282594A (ja) * | 1985-06-05 | 1986-12-12 | 日本海洋掘削株式会社 | ストリングスの測長方法 |
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 |
NO853394L (no) * | 1985-08-29 | 1987-03-02 | You Yi Tu | Anordning for aa sperre et borehull ved boring etter oljekilder e.l. |
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 |
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 |
US4793421A (en) * | 1986-04-08 | 1988-12-27 | Becor Western Inc. | Programmed automatic drill control |
US4651825A (en) | 1986-05-09 | 1987-03-24 | Atlantic Richfield Company | Enhanced well production |
GB2190162A (en) * | 1986-05-09 | 1987-11-11 | Kawasaki Thermal Systems Inc | Thermally insulated telescopic pipe coupling |
US4814587A (en) | 1986-06-10 | 1989-03-21 | Metcal, Inc. | High power self-regulating heater |
US4682652A (en) | 1986-06-30 | 1987-07-28 | Texaco Inc. | Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells |
US4893504A (en) | 1986-07-02 | 1990-01-16 | Shell Oil Company | Method for determining capillary pressure and relative permeability by imaging |
US4769602A (en) | 1986-07-02 | 1988-09-06 | Shell Oil Company | Determining multiphase saturations by NMR imaging of multiple nuclides |
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 |
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 |
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 |
US5043668A (en) | 1987-08-26 | 1991-08-27 | Paramagnetic Logging Inc. | Methods and apparatus for measurement of electronic properties of geological formations through borehole casing |
US5316664A (en) | 1986-11-24 | 1994-05-31 | Canadian Occidental Petroleum, Ltd. | Process for recovery of hydrocarbons and rejection of sand |
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 |
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 |
US4827761A (en) | 1987-06-25 | 1989-05-09 | Shell Oil Company | Sample holder |
US4856341A (en) | 1987-06-25 | 1989-08-15 | Shell Oil Company | Apparatus for analysis of failure of material |
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 |
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 |
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 |
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 |
US4884635A (en) | 1988-08-24 | 1989-12-05 | Texaco Canada Resources | Enhanced oil recovery with a mixture of water and aromatic hydrocarbons |
US4842070A (en) | 1988-09-15 | 1989-06-27 | Amoco Corporation | Procedure for improving reservoir sweep efficiency using paraffinic or asphaltic hydrocarbons |
US4928765A (en) | 1988-09-27 | 1990-05-29 | Ramex Syn-Fuels International | Method and apparatus for shale gas recovery |
GB8824111D0 (en) * | 1988-10-14 | 1988-11-23 | Nashcliffe Ltd | Shaft excavation system |
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 |
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 |
US4974425A (en) | 1988-12-08 | 1990-12-04 | Concept Rkk, 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 |
ATE138491T1 (de) * | 1989-03-13 | 1996-06-15 | Univ Utah Res Found | Verfahren und vorrichtung zur energieerzeugung |
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 |
NL8901138A (nl) | 1989-05-03 | 1990-12-03 | Nkf Kabel Bv | Insteekverbinding voor hoogspanningskunststofkabels. |
US4959193A (en) * | 1989-05-11 | 1990-09-25 | General Electric Company | Indirect passive cooling system for liquid metal cooled nuclear reactors |
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 |
US5656239A (en) | 1989-10-27 | 1997-08-12 | Shell Oil Company | Method for recovering contaminants from soil utilizing electrical heating |
US4984594A (en) * | 1989-10-27 | 1991-01-15 | Shell Oil Company | Vacuum method for removing soil contamination utilizing surface electrical heating |
US4986375A (en) | 1989-12-04 | 1991-01-22 | Maher Thomas P | Device for facilitating drill bit retrieval |
US5336851A (en) * | 1989-12-27 | 1994-08-09 | Sumitomo Electric Industries, Ltd. | Insulated electrical conductor wire having a high operating temperature |
US5020596A (en) | 1990-01-24 | 1991-06-04 | Indugas, Inc. | Enhanced oil recovery system with a radiant tube heater |
US5082055A (en) | 1990-01-24 | 1992-01-21 | Indugas, Inc. | Gas fired 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 |
TW215446B (ru) | 1990-02-23 | 1993-11-01 | Furukawa Electric Co Ltd | |
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 |
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 |
US5046559A (en) | 1990-08-23 | 1991-09-10 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing hydrocarbon bearing deposits in formations having shale 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 |
US5042579A (en) | 1990-08-23 | 1991-08-27 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive 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 |
US5182427A (en) | 1990-09-20 | 1993-01-26 | Metcal, Inc. | Self-regulating heater utilizing ferrite-type body |
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 |
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 |
US5400430A (en) | 1990-10-01 | 1995-03-21 | Nenniger; John E. | Method for injection well stimulation |
JPH0827387B2 (ja) * | 1990-10-05 | 1996-03-21 | 動力炉・核燃料開発事業団 | 耐熱高速中性子遮蔽材 |
US5408047A (en) | 1990-10-25 | 1995-04-18 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Transition joint for oil-filled cables |
US5070533A (en) | 1990-11-07 | 1991-12-03 | Uentech Corporation | Robust electrical heating systems for mineral wells |
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. |
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) |
US5065818A (en) | 1991-01-07 | 1991-11-19 | Shell Oil Company | Subterranean heaters |
US5060287A (en) | 1990-12-04 | 1991-10-22 | Shell Oil Company | Heater utilizing copper-nickel alloy core |
US5190405A (en) | 1990-12-14 | 1993-03-02 | Shell Oil Company | Vacuum method for removing soil contaminants utilizing thermal conduction heating |
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 |
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 |
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 |
CA2043092A1 (en) | 1991-05-23 | 1992-11-24 | Bruce C. W. Mcgee | Electrical heating of oil reservoir |
US5117912A (en) | 1991-05-24 | 1992-06-02 | Marathon Oil Company | Method of positioning tubing within a horizontal well |
EP0589960B1 (en) | 1991-06-17 | 1997-01-02 | Electric Power Research Institute, Inc | Power plant utilizing compressed air energy storage |
DK0519573T3 (da) | 1991-06-21 | 1995-07-03 | Shell Int Research | Hydrogenerings-katalysator og fremgangsmåde |
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 |
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 |
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 |
DE69209466T2 (de) | 1991-12-16 | 1996-08-14 | Inst Francais Du Petrole | Aktive oder passive Überwachungsanordnung für unterirdische Lagerstätte mittels fester Stationen |
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 |
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 |
US5392854A (en) | 1992-06-12 | 1995-02-28 | Shell Oil Company | Oil recovery process |
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 |
JP3276407B2 (ja) * | 1992-07-03 | 2002-04-22 | 東京瓦斯株式会社 | 地下の炭化水素水和物の採取法 |
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 |
US5276720A (en) * | 1992-11-02 | 1994-01-04 | General Electric Company | Emergency cooling system and method |
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 |
US5384430A (en) * | 1993-05-18 | 1995-01-24 | Baker Hughes Incorporated | Double armor cable with auxiliary line |
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 |
WO1995006093A1 (en) | 1993-08-20 | 1995-03-02 | Technological Resources Pty. Ltd. | Enhanced hydrocarbon recovery method |
US5358058A (en) | 1993-09-27 | 1994-10-25 | Reedrill, Inc. | Drill automation control system |
US5377556A (en) * | 1993-09-27 | 1995-01-03 | Teleflex Incorporated | Core element tension mechanism having length adjust |
US5377756A (en) | 1993-10-28 | 1995-01-03 | Mobil Oil Corporation | Method for producing low permeability reservoirs using a single well |
US5388643A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Coalbed methane recovery using pressure swing adsorption separation |
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 |
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 |
US5388640A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for producing methane-containing gaseous mixtures |
US5388645A (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 |
US5433271A (en) | 1993-12-20 | 1995-07-18 | Shell Oil Company | Heat injection process |
US5404952A (en) | 1993-12-20 | 1995-04-11 | Shell Oil Company | Heat injection process and apparatus |
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 |
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 |
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 |
US5503226A (en) | 1994-06-22 | 1996-04-02 | Wadleigh; Eugene E. | Process for recovering hydrocarbons by thermally assisted gravity segregation |
AU2241695A (en) | 1994-07-18 | 1996-02-16 | Babcock & Wilcox Co., The | Sensor transport system for flash butt welder |
US5632336A (en) | 1994-07-28 | 1997-05-27 | Texaco Inc. | Method for improving injectivity of fluids in oil reservoirs |
US5747750A (en) | 1994-08-31 | 1998-05-05 | Exxon Production Research Company | Single well system for mapping sources of acoustic energy |
US5449047A (en) * | 1994-09-07 | 1995-09-12 | Ingersoll-Rand Company | Automatic control of drilling system |
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 |
US5553189A (en) | 1994-10-18 | 1996-09-03 | Shell Oil Company | Radiant plate heater for treatment of contaminated surfaces |
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 |
US5624188A (en) | 1994-10-20 | 1997-04-29 | West; David A. | Acoustic thermometer |
TNSN95131A1 (fr) | 1994-12-21 | 1996-02-06 | Shell Int Research | Forage orientable avec moteur de fond |
US5554453A (en) | 1995-01-04 | 1996-09-10 | Energy Research Corporation | Carbonate fuel cell system with thermally integrated gasification |
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 |
AU4700496A (en) | 1995-01-12 | 1996-07-31 | Baker Hughes Incorporated | A measurement-while-drilling acoustic system employing multiple, segmented transmitters and receivers |
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 |
US5594211A (en) | 1995-02-22 | 1997-01-14 | Burndy Corporation | Electrical solder splice connector |
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 |
US5935421A (en) | 1995-05-02 | 1999-08-10 | Exxon Research And Engineering Company | Continuous in-situ combination process for upgrading heavy oil |
US5569845A (en) | 1995-05-16 | 1996-10-29 | Selee Corporation | Apparatus and method for detecting molten salt in molten metal |
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 |
AU3721295A (en) | 1995-06-20 | 1997-01-22 | Elan Energy | Insulated and/or concentric coiled tubing |
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 |
JPH0972738A (ja) * | 1995-09-05 | 1997-03-18 | Fujii Kiso Sekkei Jimusho:Kk | ボアホール壁面の性状調査方法と装置 |
US5899958A (en) | 1995-09-11 | 1999-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Logging while drilling borehole imaging and dipmeter device |
DE19536378A1 (de) | 1995-09-29 | 1997-04-03 | Bayer Ag | Heterocyclische Aryl-, Alkyl- und Cycloalkylessigsäureamide |
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 |
RU2102587C1 (ru) * | 1995-11-10 | 1998-01-20 | Линецкий Александр Петрович | Способ разработки и увеличения степени извлечения нефти, газа и других полезных ископаемых из земных недр |
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 |
GB9526120D0 (en) | 1995-12-21 | 1996-02-21 | Raychem Sa Nv | Electrical connector |
WO1997024509A1 (en) | 1995-12-27 | 1997-07-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Flameless combustor |
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 |
US5784530A (en) | 1996-02-13 | 1998-07-21 | Eor International, Inc. | Iterated electrodes for oil wells |
US5751895A (en) | 1996-02-13 | 1998-05-12 | Eor International, Inc. | Selective excitation of heating electrodes for oil wells |
US5826655A (en) | 1996-04-25 | 1998-10-27 | Texaco Inc | Method for enhanced recovery of viscous oil deposits |
NO302493B1 (no) * | 1996-05-13 | 1998-03-09 | Maritime Hydraulics As | Glideskjöt |
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 |
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 |
AU740616B2 (en) | 1996-06-21 | 2001-11-08 | Syntroleum Corporation | Synthesis gas production system and method |
US5788376A (en) | 1996-07-01 | 1998-08-04 | General Motors Corporation | Temperature sensor |
PE17599A1 (es) | 1996-07-09 | 1999-02-22 | Syntroleum Corp | Procedimiento para convertir gases a liquidos |
US6806233B2 (en) * | 1996-08-02 | 2004-10-19 | M-I Llc | Methods of using reversible phase oil based drilling fluid |
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 |
US7426961B2 (en) | 2002-09-03 | 2008-09-23 | Bj Services Company | Method of treating subterranean formations with porous particulate materials |
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 |
US6631563B2 (en) * | 1997-02-07 | 2003-10-14 | James Brosnahan | Survey apparatus and methods for directional wellbore surveying |
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 |
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 |
EA200100862A1 (ru) | 1997-05-02 | 2002-08-29 | Сенсор Хайвей Лимитед | Способ выработки электрической энергии в скважине |
US5802870A (en) | 1997-05-02 | 1998-09-08 | Uop Llc | Sorption cooling process and system |
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 |
US5927408A (en) | 1997-05-22 | 1999-07-27 | Bucyrus International, Inc. | Head brake release with memory and method of controlling a drill head |
WO1998055240A1 (en) | 1997-06-05 | 1998-12-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Remediation method |
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 |
US6112808A (en) | 1997-09-19 | 2000-09-05 | Isted; Robert Edward | Method and apparatus for subterranean thermal conditioning |
SK286044B6 (sk) * | 1997-06-19 | 2008-01-07 | European Organization For Nuclear Research | Spôsob exponovania materiálu, spôsob produkovaniaužitočného izotopu a spôsob transmutácie zahrnujúci spôsob exponovania |
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 |
WO1999001640A1 (fr) | 1997-07-01 | 1999-01-14 | Alexandr Petrovich Linetsky | Procede d'exploitation de gisements de gaz et de petrole et d'accroissement du taux d'extraction de gaz et de petrole |
US5992522A (en) | 1997-08-12 | 1999-11-30 | Steelhead Reclamation Ltd. | Process and seal for minimizing interzonal migration in boreholes |
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 |
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 |
DE69813031D1 (de) | 1997-12-11 | 2003-05-08 | Alberta Res Council | Erdölaufbereitungsverfahren in situ |
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 |
US6540018B1 (en) | 1998-03-06 | 2003-04-01 | Shell Oil Company | Method and apparatus for heating a wellbore |
US6247542B1 (en) | 1998-03-06 | 2001-06-19 | Baker Hughes Incorporated | Non-rotating sensor assembly for measurement-while-drilling applications |
MA24902A1 (fr) | 1998-03-06 | 2000-04-01 | Shell Int Research | Rechauffeur electrique |
US6269876B1 (en) | 1998-03-06 | 2001-08-07 | Shell Oil Company | Electrical heater |
US6035701A (en) | 1998-04-15 | 2000-03-14 | Lowry; William E. | Method and system to locate leaks in subsurface containment structures using tracer gases |
MXPA00011040A (es) | 1998-05-12 | 2003-08-01 | Lockheed Corp | Sistema y proceso para recuperacion de hidrocarburo secundario. |
US6016868A (en) | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Production of synthetic crude oil from heavy hydrocarbons recovered by in situ hydrovisbreaking |
US6016867A (en) | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Upgrading and recovery of heavy crude oils and natural bitumens by in situ hydrovisbreaking |
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 |
US6388947B1 (en) | 1998-09-14 | 2002-05-14 | Tomoseis, Inc. | Multi-crosswell profile 3D imaging and method |
NO984235L (no) | 1998-09-14 | 2000-03-15 | Cit Alcatel | Oppvarmingssystem for metallrør for rõoljetransport |
ATE319912T1 (de) | 1998-09-25 | 2006-03-15 | Tesco Corp | System, vorrichtung und verfahren zur installierung von steuerleitungen in einer erdbohrung |
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 |
US6138753A (en) | 1998-10-30 | 2000-10-31 | Mohaupt Family Trust | Technique for treating hydrocarbon wells |
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 |
US6280000B1 (en) | 1998-11-20 | 2001-08-28 | Joseph A. Zupanick | Method for production of gas from a coal seam using intersecting well bores |
US6269881B1 (en) | 1998-12-22 | 2001-08-07 | Chevron U.S.A. Inc | Oil recovery method for waxy crude oil using alkylaryl sulfonate surfactants derived from alpha-olefins and the alpha-olefin compositions |
CN2357124Y (zh) * | 1999-01-15 | 2000-01-05 | 辽河石油勘探局曙光采油厂 | 可伸缩热采封隔器 |
US6078868A (en) | 1999-01-21 | 2000-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Reference signal encoding for seismic while drilling measurement |
WO2000047868A1 (en) * | 1999-02-09 | 2000-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Completion equipment having a plurality of fluid paths for use in a well |
US6739409B2 (en) | 1999-02-09 | 2004-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for a downhole NMR MWD tool configuration |
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 |
US7591304B2 (en) * | 1999-03-05 | 2009-09-22 | Varco I/P, Inc. | Pipe running tool having wireless telemetry |
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 |
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 |
US6519308B1 (en) * | 1999-06-11 | 2003-02-11 | General Electric Company | Corrosion mitigation system for liquid metal nuclear reactors with passive decay heat removal systems |
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 |
US6446737B1 (en) | 1999-09-14 | 2002-09-10 | Deep Vision Llc | Apparatus and method for rotating a portion of a drill string |
US6196350B1 (en) | 1999-10-06 | 2001-03-06 | Tomoseis Corporation | Apparatus and method for attenuating tube waves in a borehole |
US6193010B1 (en) | 1999-10-06 | 2001-02-27 | Tomoseis Corporation | System for generating a seismic signal 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 |
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 |
US6633236B2 (en) | 2000-01-24 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters |
US6679332B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-01-20 | Shell Oil Company | Petroleum well having downhole sensors, communication and power |
US7259688B2 (en) | 2000-01-24 | 2007-08-21 | Shell Oil Company | Wireless reservoir production control |
SE514931C2 (sv) | 2000-03-02 | 2001-05-21 | Sandvik Ab | Bergborrkrona samt förfarande för dess tillverkning |
MY128294A (en) | 2000-03-02 | 2007-01-31 | 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 |
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 |
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 |
US7011154B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
US6688387B1 (en) | 2000-04-24 | 2004-02-10 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce a hydrocarbon condensate |
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 |
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 |
US7096953B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-08-29 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a movable heating element |
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 |
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 |
US6584406B1 (en) | 2000-06-15 | 2003-06-24 | Geo-X Systems, Ltd. | Downhole process control method utilizing seismic communication |
AU2002246492A1 (en) | 2000-06-29 | 2002-07-30 | Paulo S. Tubel | Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors |
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 |
FR2817172B1 (fr) * | 2000-11-29 | 2003-09-26 | Inst Francais Du Petrole | Reacteur de conversion chimique d'une charge avec apports de chaleur et circulation croisee de la charge et d'un catalyseur |
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 |
US6554075B2 (en) * | 2000-12-15 | 2003-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | CT drilling rig |
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 |
US20020153141A1 (en) | 2001-04-19 | 2002-10-24 | Hartman Michael G. | Method for pumping fluids |
US7051807B2 (en) | 2001-04-24 | 2006-05-30 | Shell Oil Company | In situ thermal recovery from a relatively permeable formation with quality control |
US6923257B2 (en) | 2001-04-24 | 2005-08-02 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation to produce a condensate |
NZ529140A (en) | 2001-04-24 | 2005-07-29 | Shell Int Research | In situ recovery from a tar sands formation |
AU2002303481A1 (en) | 2001-04-24 | 2002-11-05 | Shell Oil Company | In situ recovery from a relatively low permeability 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 |
CA2448314C (en) | 2001-07-03 | 2010-03-09 | Cci Thermal Technologies Inc. | Corrugated metal ribbon heating element |
US20030029617A1 (en) | 2001-08-09 | 2003-02-13 | Anadarko Petroleum Company | Apparatus, method and system for single well solution-mining |
US6591908B2 (en) * | 2001-08-22 | 2003-07-15 | Alberta Science And Research Authority | Hydrocarbon production process with decreasing steam and/or water/solvent ratio |
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 |
US7077199B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-07-18 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil reservoir formation |
MXPA04003711A (es) | 2001-10-24 | 2005-09-08 | Shell Int Research | Aislamiento de suelo con una barrera congelada anterior al tratamiento termico conductivo del suelo. |
US7104319B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
WO2003036039A1 (en) | 2001-10-24 | 2003-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ production of a blending agent 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 |
US6969123B2 (en) | 2001-10-24 | 2005-11-29 | Shell Oil Company | Upgrading and mining of coal |
US7090013B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-08-15 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids |
US6736222B2 (en) | 2001-11-05 | 2004-05-18 | Vector Magnetics, Llc | Relative drill bit direction measurement |
US6679326B2 (en) | 2002-01-15 | 2004-01-20 | Bohdan Zakiewicz | Pro-ecological mining system |
US6684948B1 (en) | 2002-01-15 | 2004-02-03 | Marshall T. Savage | Apparatus and method for heating subterranean formations using fuel cells |
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 |
US6715553B2 (en) * | 2002-05-31 | 2004-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating gas in well fluids |
US6942037B1 (en) | 2002-08-15 | 2005-09-13 | Clariant Finance (Bvi) Limited | Process for mitigation of wellbore contaminants |
WO2004018828A1 (en) | 2002-08-21 | 2004-03-04 | Presssol Ltd. | Reverse circulation directional and horizontal drilling using concentric coil tubing |
WO2004025666A2 (en) * | 2002-09-16 | 2004-03-25 | The Regents Of The University Of California | Self-regulating nuclear power module |
US20080069289A1 (en) * | 2002-09-16 | 2008-03-20 | Peterson Otis G | Self-regulating nuclear power module |
JP2004111620A (ja) | 2002-09-18 | 2004-04-08 | Murata Mfg Co Ltd | イグナイタトランス |
US8224164B2 (en) | 2002-10-24 | 2012-07-17 | Shell Oil Company | Insulated conductor temperature limited heaters |
CN1717529B (zh) * | 2002-10-24 | 2010-05-26 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于加热地下或者地下井孔的方法和系统 |
CA2504877C (en) | 2002-11-06 | 2014-07-22 | Canitron Systems, Inc. | Down hole induction and resistive heating tool and method of operating same |
WO2004048892A1 (en) * | 2002-11-22 | 2004-06-10 | Reduct | Method for determining a track of a geographical trajectory |
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 |
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 |
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 |
US7073577B2 (en) | 2003-08-29 | 2006-07-11 | Applied Geotech, Inc. | Array of wells with connected permeable zones for hydrocarbon recovery |
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 |
US7441603B2 (en) | 2003-11-03 | 2008-10-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydrocarbon recovery from impermeable oil shales |
US6978837B2 (en) * | 2003-11-13 | 2005-12-27 | Yemington Charles R | Production of natural gas from hydrates |
JP3914994B2 (ja) * | 2004-01-28 | 2007-05-16 | 独立行政法人産業技術総合研究所 | メタンハイドレート堆積層からの天然ガス生産設備と発電設備を具備する統合設備 |
GB2412389A (en) * | 2004-03-27 | 2005-09-28 | Cleansorb Ltd | Process for treating underground formations |
EP1738052B1 (en) | 2004-04-23 | 2008-04-16 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Inhibiting reflux in a heated well of an in situ conversion system |
US7652395B2 (en) | 2004-09-03 | 2010-01-26 | Watlow Electric Manufacturing Company | Integrally coupled power control system having a solid state relay |
US7398823B2 (en) | 2005-01-10 | 2008-07-15 | Conocophillips Company | Selective electromagnetic production tool |
US7575052B2 (en) * | 2005-04-22 | 2009-08-18 | Shell Oil Company | In situ conversion process utilizing a closed loop heating system |
WO2006116130A1 (en) | 2005-04-22 | 2006-11-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Varying properties along lengths of temperature limited heaters |
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 |
WO2007002111A1 (en) | 2005-06-20 | 2007-01-04 | Ksn Energies, Llc | Method and apparatus for in-situ radiofrequency assisted gravity drainage of oil (ragd) |
WO2007040406A1 (en) | 2005-10-03 | 2007-04-12 | Wirescan As | System and method for monitoring of electrical cables |
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 |
JP5570723B2 (ja) | 2005-10-24 | 2014-08-13 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | 原油生成物の分解による追加の原油生成物の製造方法 |
RU2303198C1 (ru) * | 2006-01-10 | 2007-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Самарский государственный технический университет | Котельная установка |
US7647967B2 (en) | 2006-01-12 | 2010-01-19 | Jimni Development LLC | Drilling and opening reservoir using an oriented fissure to enhance hydrocarbon flow and method of making |
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 |
US7445041B2 (en) * | 2006-02-06 | 2008-11-04 | Shale And Sands Oil Recovery Llc | Method and system for extraction of hydrocarbons from oil shale |
EP1984599B1 (en) | 2006-02-16 | 2012-03-21 | Chevron U.S.A., Inc. | Kerogen extraction from subterranean oil shale resources |
CA2649850A1 (en) | 2006-04-21 | 2007-11-01 | Osum Oil Sands Corp. | Method of drilling from a shaft for underground recovery of hydrocarbons |
WO2007149622A2 (en) | 2006-04-21 | 2007-12-27 | Shell Oil Company | Sulfur barrier for use with in situ processes for treating formations |
WO2007126676A2 (en) | 2006-04-21 | 2007-11-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
US7461705B2 (en) * | 2006-05-05 | 2008-12-09 | Varco I/P, Inc. | Directional drilling control |
CN101131886A (zh) * | 2006-08-21 | 2008-02-27 | 吕应中 | 固有安全、防核扩散、和成本低廉的核能生产方法与装置 |
US7705607B2 (en) | 2006-08-25 | 2010-04-27 | Instrument Manufacturing Company | Diagnostic methods for electrical cables utilizing axial tomography |
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 |
GB0618108D0 (en) * | 2006-09-14 | 2006-10-25 | Technip France Sa | Subsea umbilical |
WO2008033536A2 (en) | 2006-09-14 | 2008-03-20 | Carter Ernest E | 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 |
BRPI0719858A2 (pt) | 2006-10-13 | 2015-05-26 | Exxonmobil Upstream Res Co | Fluido de hidrocarbonetos, e, método para produzir fluidos de hidrocarbonetos. |
WO2008048451A2 (en) * | 2006-10-13 | 2008-04-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Improved method of developing subsurface freeze zone |
BRPI0719248A2 (pt) | 2006-10-13 | 2014-04-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Métodos para espaçar e para arranjar poços de aquecimento para um processo de conversão in situ |
RU2451170C2 (ru) | 2006-10-20 | 2012-05-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Процесс поэтапного нагревания в шахматном порядке пластов, содержащих углеводороды |
US7823655B2 (en) | 2007-09-21 | 2010-11-02 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Directional drilling control |
US7730936B2 (en) | 2007-02-07 | 2010-06-08 | Schlumberger Technology Corporation | Active cable for wellbore heating and distributed temperature sensing |
DE102007040606B3 (de) | 2007-08-27 | 2009-02-26 | Siemens Ag | Verfahren und Vorrichtung zur in situ-Förderung von Bitumen oder Schwerstöl |
RU2339809C1 (ru) * | 2007-03-12 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ сооружения и эксплуатации паронагнетательной скважины |
AU2008227167B2 (en) | 2007-03-22 | 2013-08-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Granular electrical connections for in situ formation heating |
JP5396268B2 (ja) * | 2007-03-28 | 2014-01-22 | ルネサスエレクトロニクス株式会社 | 半導体装置 |
US8327681B2 (en) | 2007-04-20 | 2012-12-11 | Shell Oil Company | Wellbore manufacturing processes for in situ heat treatment processes |
US7788967B2 (en) | 2007-05-02 | 2010-09-07 | Praxair Technology, Inc. | Method and apparatus for leak detection |
CA2682687C (en) | 2007-05-15 | 2013-11-05 | 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 |
CN201106404Y (zh) * | 2007-10-10 | 2008-08-27 | 中国石油天然气集团公司 | 套管钻井专用随钻扩眼器 |
AU2008312713B2 (en) | 2007-10-19 | 2012-06-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems, methods, and processes utilized for treating subsurface formations |
RU2494233C2 (ru) * | 2007-11-19 | 2013-09-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ добычи нефти и/или газа |
WO2009073727A1 (en) | 2007-12-03 | 2009-06-11 | Osum Oil Sands Corp. | Method of recovering bitumen from a tunnel or shaft with heating elements and recovery wells |
WO2009100301A1 (en) * | 2008-02-07 | 2009-08-13 | Shell Oil Company | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery |
CN101959993B (zh) * | 2008-02-07 | 2013-08-07 | 国际壳牌研究有限公司 | 强化烃采收的方法和组合物 |
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 |
CN102007266B (zh) | 2008-04-18 | 2014-09-10 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于处理地下含烃地层的系统和方法 |
US8277642B2 (en) | 2008-06-02 | 2012-10-02 | Korea Technology Industries, Co., Ltd. | System for separating bitumen from oil sands |
CA2739086A1 (en) | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Using self-regulating nuclear reactors in treating a subsurface formation |
US7909093B2 (en) | 2009-01-15 | 2011-03-22 | Conocophillips Company | In situ combustion as adjacent formation heat source |
US8812069B2 (en) | 2009-01-29 | 2014-08-19 | Hyper Tech Research, Inc | Low loss joint for superconducting wire |
EP2415325A4 (en) | 2009-04-02 | 2018-02-28 | Tyco Thermal Controls LLC | Mineral insulated skin effect heating cable |
US8851170B2 (en) | 2009-04-10 | 2014-10-07 | Shell Oil Company | Heater assisted fluid treatment of a subsurface formation |
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 |
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 |
US9033042B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-05-19 | Shell Oil Company | Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations |
US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
US8739874B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-06-03 | Shell Oil Company | Methods for heating with slots in hydrocarbon formations |
US8939207B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-01-27 | Shell Oil Company | Insulated conductor heaters with semiconductor layers |
US8833453B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-09-16 | Shell Oil Company | Electrodes for electrical current flow heating of subsurface formations with tapered copper thickness |
US8485256B2 (en) | 2010-04-09 | 2013-07-16 | Shell Oil Company | Variable thickness insulated conductors |
CA2811795A1 (en) | 2010-10-08 | 2012-04-12 | Renfeng Richard Cao | Methods of heating a subsurface formation using electrically conductive particles |
JP2014512082A (ja) | 2011-04-08 | 2014-05-19 | シエル・インターナシヨナル・リサーチ・マートスハツペイ・ベー・ヴエー | 絶縁導体を接合するシステム |
US20130087551A1 (en) | 2011-10-07 | 2013-04-11 | Shell Oil Company | Insulated conductors with dielectric screens |
WO2013052566A1 (en) | 2011-10-07 | 2013-04-11 | Shell Oil Company | Using dielectric properties of an insulated conductor in a subsurface formation to assess properties of the insulated conductor |
-
2009
- 2009-10-09 CA CA2739086A patent/CA2739086A1/en not_active Abandoned
- 2009-10-09 AU AU2009303604A patent/AU2009303604B2/en not_active Ceased
- 2009-10-09 US US12/576,782 patent/US8353347B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-09 US US12/576,751 patent/US9129728B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-09 US US12/576,790 patent/US8267170B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-09 CA CA2738939A patent/CA2738939A1/en not_active Abandoned
- 2009-10-09 WO PCT/US2009/060099 patent/WO2010045102A1/en active Application Filing
- 2009-10-09 CA CA2738805A patent/CA2738805A1/en not_active Abandoned
- 2009-10-09 US US12/576,722 patent/US20100101783A1/en not_active Abandoned
- 2009-10-09 RU RU2011119084/03A patent/RU2518700C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-10-09 JP JP2011531190A patent/JP5611962B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-09 CA CA2739088A patent/CA2739088A1/en not_active Abandoned
- 2009-10-09 US US12/576,825 patent/US8881806B2/en active Active
- 2009-10-09 JP JP2011531191A patent/JP2012508838A/ja not_active Ceased
- 2009-10-09 AU AU2009303609A patent/AU2009303609B2/en not_active Ceased
- 2009-10-09 AU AU2009303606A patent/AU2009303606B2/en not_active Ceased
- 2009-10-09 WO PCT/US2009/060100 patent/WO2010045103A1/en active Application Filing
- 2009-10-09 JP JP2011531195A patent/JP5611963B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-09 WO PCT/US2009/060090 patent/WO2010045097A1/en active Application Filing
- 2009-10-09 CN CN200980140451.2A patent/CN102187055B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-09 AU AU2009303610A patent/AU2009303610A1/en not_active Abandoned
- 2009-10-09 CA CA2738804A patent/CA2738804A1/en not_active Abandoned
- 2009-10-09 EP EP09821045A patent/EP2334900A1/en not_active Withdrawn
- 2009-10-09 WO PCT/US2009/060162 patent/WO2010045115A2/en active Application Filing
- 2009-10-09 CN CN200980140450.8A patent/CN102187052B/zh active Active
- 2009-10-09 RU RU2011119096/03A patent/RU2537712C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-10-09 RU RU2011119093/03A patent/RU2524584C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-10-09 EP EP09821046A patent/EP2361343A1/en not_active Withdrawn
- 2009-10-09 AU AU2009303608A patent/AU2009303608B2/en not_active Ceased
- 2009-10-09 US US12/576,772 patent/US9022118B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-09 WO PCT/US2009/060097 patent/WO2010045101A1/en active Application Filing
- 2009-10-09 US US12/576,763 patent/US8256512B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-09 US US12/576,815 patent/US9051829B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-09 US US12/576,800 patent/US8261832B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-09 US US12/576,707 patent/US8267185B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-09 AU AU2009303605A patent/AU2009303605B2/en not_active Ceased
- 2009-10-09 JP JP2011531193A patent/JP2012509417A/ja not_active Ceased
- 2009-10-09 JP JP2011531189A patent/JP5611961B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-09 US US12/576,845 patent/US20100155070A1/en not_active Abandoned
- 2009-10-09 CN CN2009801436706A patent/CN102203377A/zh active Pending
- 2009-10-09 BR BRPI0920141A patent/BRPI0920141A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-10-09 RU RU2011119095/03A patent/RU2529537C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-10-09 EP EP09821048A patent/EP2361344A1/en not_active Withdrawn
- 2009-10-09 RU RU2011119081/03A patent/RU2530729C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-10-09 US US12/576,732 patent/US8220539B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-09 WO PCT/US2009/060093 patent/WO2010045099A1/en active Application Filing
- 2009-10-09 CA CA2739039A patent/CA2739039C/en active Active
- 2009-10-09 EP EP09821050A patent/EP2334901A1/en not_active Withdrawn
- 2009-10-09 US US12/576,697 patent/US8281861B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-09 EP EP09821044A patent/EP2361342A1/en not_active Withdrawn
- 2009-10-09 CN CN2009801404495A patent/CN102187053A/zh active Pending
- 2009-10-09 EP EP09821049A patent/EP2334894A1/en not_active Withdrawn
- 2009-10-09 JP JP2011531194A patent/JP2012509418A/ja active Pending
- 2009-10-09 WO PCT/US2009/060092 patent/WO2010045098A1/en active Application Filing
- 2009-10-09 RU RU2011119086/03A patent/RU2518649C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-10-09 BR BRPI0919775A patent/BRPI0919775A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-10-09 CN CN200980140452.7A patent/CN102187054B/zh not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-03-27 IL IL211950A patent/IL211950A/en not_active IP Right Cessation
- 2011-03-27 IL IL211951A patent/IL211951A/en not_active IP Right Cessation
- 2011-03-29 IL IL211991A patent/IL211991A/en not_active IP Right Cessation
- 2011-03-29 IL IL211990A patent/IL211990A/en not_active IP Right Cessation
- 2011-03-29 IL IL211989A patent/IL211989A/en not_active IP Right Cessation
-
2016
- 2016-03-30 US US15/085,561 patent/US20160281482A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3358756A (en) * | 1965-03-12 | 1967-12-19 | Shell Oil Co | Method for in situ recovery of solid or semi-solid petroleum deposits |
US4257650A (en) * | 1978-09-07 | 1981-03-24 | Barber Heavy Oil Process, Inc. | Method for recovering subsurface earth substances |
US4401162A (en) * | 1981-10-13 | 1983-08-30 | Synfuel (An Indiana Limited Partnership) | In situ oil shale process |
RU2133335C1 (ru) * | 1996-09-11 | 1999-07-20 | Юрий Алексеевич Трутнев | Способ разработки нефтяных месторождений и переработки нефти и устройство для его осуществления |
US5816325A (en) * | 1996-11-27 | 1998-10-06 | Future Energy, Llc | Methods and apparatus for enhanced recovery of viscous deposits by thermal stimulation |
RU2223397C2 (ru) * | 2001-07-19 | 2004-02-10 | Хайрединов Нил Шахиджанович | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2004115602A (ru) * | 2001-10-24 | 2005-10-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) | Способы и устройства для нагревания внутри формации, содержащей углеводороды, со вскрытием, соприкасающимся с земной поверхностью в двух местоположениях |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2753290C1 (ru) * | 2021-02-10 | 2021-08-12 | Общество с ограниченной ответственностью «АСДМ-Инжиниринг» | Способ и система для борьбы с асфальтосмолопарафиновыми и/или газогидратными отложениями в нефтегазовых скважинах |
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2537712C2 (ru) | Нагрев подземных углеводородных пластов циркулируемой теплопереносящей текучей средой | |
US9399905B2 (en) | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations | |
RU2439289C2 (ru) | Барьер из серы для использования с процессами на месте залегания для обработки пластов | |
JP5566371B2 (ja) | 地表下炭化水素含有地層を処理するための鉱坑及びトンネルの使用 | |
JP5149959B2 (ja) | 地下累層用の並列ヒーターシステム | |
CN102947539B (zh) | 传导对流回流干馏方法 | |
WO2008051825A1 (en) | Wax barrier for use with in situ processes for treating formations | |
WO2008128252A1 (en) | Apparatus, system, and method for in-situ extraction of hydrocarbons | |
RU2319830C2 (ru) | Способ и устройство для нагревания внутри формации, содержащей углеводороды, со вскрытием, соприкасающимся с земной поверхностью в двух местоположениях | |
AU2011237624B2 (en) | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations | |
US20150285032A1 (en) | Methods and apparatus for storage and recovery of hydrocarbon fluids | |
RU2323332C2 (ru) | Тепловая обработка углеводородсодержащего пласта по месту залегания с использованием естественно распределенной камеры сгорания | |
IL222203A (en) | Methods and facility for the storage and production of hydrocarbon liquids |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171010 |