RU2618240C2 - Нагреватель с ограничением температуры, в котором используется фазовое преобразование ферромагнитного материала - Google Patents

Нагреватель с ограничением температуры, в котором используется фазовое преобразование ферромагнитного материала Download PDF

Info

Publication number
RU2618240C2
RU2618240C2 RU2012140171A RU2012140171A RU2618240C2 RU 2618240 C2 RU2618240 C2 RU 2618240C2 RU 2012140171 A RU2012140171 A RU 2012140171A RU 2012140171 A RU2012140171 A RU 2012140171A RU 2618240 C2 RU2618240 C2 RU 2618240C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
temperature
formation
heater
ferromagnetic
conductor
Prior art date
Application number
RU2012140171A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2012140171A (ru
Inventor
Джон Майкл ВАЙТЕК
Майкл Патрик БРЕЙДИ
Джозеф Арно Мл. ХОРТОН
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of RU2012140171A publication Critical patent/RU2012140171A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2618240C2 publication Critical patent/RU2618240C2/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B36/00—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • E21B36/04—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B32—LAYERED PRODUCTS
    • B32B—LAYERED PRODUCTS, i.e. PRODUCTS BUILT-UP OF STRATA OF FLAT OR NON-FLAT, e.g. CELLULAR OR HONEYCOMB, FORM
    • B32B1/00—Layered products having a general shape other than plane
    • B32B1/08—Tubular products
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B32—LAYERED PRODUCTS
    • B32B—LAYERED PRODUCTS, i.e. PRODUCTS BUILT-UP OF STRATA OF FLAT OR NON-FLAT, e.g. CELLULAR OR HONEYCOMB, FORM
    • B32B15/00—Layered products comprising a layer of metal
    • B32B15/01—Layered products comprising a layer of metal all layers being exclusively metallic
    • B32B15/013—Layered products comprising a layer of metal all layers being exclusively metallic one layer being formed of an iron alloy or steel, another layer being formed of a metal other than iron or aluminium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B32—LAYERED PRODUCTS
    • B32B—LAYERED PRODUCTS, i.e. PRODUCTS BUILT-UP OF STRATA OF FLAT OR NON-FLAT, e.g. CELLULAR OR HONEYCOMB, FORM
    • B32B15/00—Layered products comprising a layer of metal
    • B32B15/01—Layered products comprising a layer of metal all layers being exclusively metallic
    • B32B15/013—Layered products comprising a layer of metal all layers being exclusively metallic one layer being formed of an iron alloy or steel, another layer being formed of a metal other than iron or aluminium
    • B32B15/015—Layered products comprising a layer of metal all layers being exclusively metallic one layer being formed of an iron alloy or steel, another layer being formed of a metal other than iron or aluminium the said other metal being copper or nickel or an alloy thereof
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B32—LAYERED PRODUCTS
    • B32B—LAYERED PRODUCTS, i.e. PRODUCTS BUILT-UP OF STRATA OF FLAT OR NON-FLAT, e.g. CELLULAR OR HONEYCOMB, FORM
    • B32B9/00—Layered products comprising a layer of a particular substance not covered by groups B32B11/00 - B32B29/00
    • B32B9/002—Layered products comprising a layer of a particular substance not covered by groups B32B11/00 - B32B29/00 comprising natural stone or artificial stone
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B32—LAYERED PRODUCTS
    • B32B—LAYERED PRODUCTS, i.e. PRODUCTS BUILT-UP OF STRATA OF FLAT OR NON-FLAT, e.g. CELLULAR OR HONEYCOMB, FORM
    • B32B9/00—Layered products comprising a layer of a particular substance not covered by groups B32B11/00 - B32B29/00
    • B32B9/04—Layered products comprising a layer of a particular substance not covered by groups B32B11/00 - B32B29/00 comprising such particular substance as the main or only constituent of a layer, which is next to another layer of the same or of a different material
    • B32B9/045—Layered products comprising a layer of a particular substance not covered by groups B32B11/00 - B32B29/00 comprising such particular substance as the main or only constituent of a layer, which is next to another layer of the same or of a different material of synthetic resin
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
    • C10G1/002—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal in combination with oil conversion- or refining processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
    • C10G1/02—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by distillation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/02—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing silicon
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/04—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing manganese
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/10—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing cobalt
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/12—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing tungsten, tantalum, molybdenum, vanadium, or niobium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/14—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing titanium or zirconium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/18—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium
    • C22C38/24—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with vanadium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/18—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium
    • C22C38/28—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with titanium or zirconium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/18—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium
    • C22C38/30—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with cobalt
    • 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
    • E21B43/17—Interconnecting two or more wells by fracturing or otherwise attacking the formation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/243—Combustion in situ
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/28—Dissolving minerals other than hydrocarbons, e.g. by an alkaline or acid leaching agent
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05F—SYSTEMS FOR REGULATING ELECTRIC OR MAGNETIC VARIABLES
    • G05F1/00—Automatic systems in which deviations of an electric quantity from one or more predetermined values are detected at the output of the system and fed back to a device within the system to restore the detected quantity to its predetermined value or values, i.e. retroactive systems
    • G05F1/10—Regulating voltage or current
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B32—LAYERED PRODUCTS
    • B32B—LAYERED PRODUCTS, i.e. PRODUCTS BUILT-UP OF STRATA OF FLAT OR NON-FLAT, e.g. CELLULAR OR HONEYCOMB, FORM
    • B32B2307/00—Properties of the layers or laminate
    • B32B2307/20—Properties of the layers or laminate having particular electrical or magnetic properties, e.g. piezoelectric
    • B32B2307/202—Conductive
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B32—LAYERED PRODUCTS
    • B32B—LAYERED PRODUCTS, i.e. PRODUCTS BUILT-UP OF STRATA OF FLAT OR NON-FLAT, e.g. CELLULAR OR HONEYCOMB, FORM
    • B32B2307/00—Properties of the layers or laminate
    • B32B2307/20—Properties of the layers or laminate having particular electrical or magnetic properties, e.g. piezoelectric
    • B32B2307/208—Magnetic, paramagnetic
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C21—METALLURGY OF IRON
    • C21D—MODIFYING THE PHYSICAL STRUCTURE OF FERROUS METALS; GENERAL DEVICES FOR HEAT TREATMENT OF FERROUS OR NON-FERROUS METALS OR ALLOYS; MAKING METAL MALLEABLE, e.g. BY DECARBURISATION OR TEMPERING
    • C21D2211/00—Microstructure comprising significant phases
    • C21D2211/001—Austenite
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C21—METALLURGY OF IRON
    • C21D—MODIFYING THE PHYSICAL STRUCTURE OF FERROUS METALS; GENERAL DEVICES FOR HEAT TREATMENT OF FERROUS OR NON-FERROUS METALS OR ALLOYS; MAKING METAL MALLEABLE, e.g. BY DECARBURISATION OR TEMPERING
    • C21D2211/00—Microstructure comprising significant phases
    • C21D2211/004—Dispersions; Precipitations
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C21—METALLURGY OF IRON
    • C21D—MODIFYING THE PHYSICAL STRUCTURE OF FERROUS METALS; GENERAL DEVICES FOR HEAT TREATMENT OF FERROUS OR NON-FERROUS METALS OR ALLOYS; MAKING METAL MALLEABLE, e.g. BY DECARBURISATION OR TEMPERING
    • C21D2211/00—Microstructure comprising significant phases
    • C21D2211/005—Ferrite
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C21—METALLURGY OF IRON
    • C21D—MODIFYING THE PHYSICAL STRUCTURE OF FERROUS METALS; GENERAL DEVICES FOR HEAT TREATMENT OF FERROUS OR NON-FERROUS METALS OR ALLOYS; MAKING METAL MALLEABLE, e.g. BY DECARBURISATION OR TEMPERING
    • C21D6/00—Heat treatment of ferrous alloys
    • C21D6/002—Heat treatment of ferrous alloys containing Cr
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C21—METALLURGY OF IRON
    • C21D—MODIFYING THE PHYSICAL STRUCTURE OF FERROUS METALS; GENERAL DEVICES FOR HEAT TREATMENT OF FERROUS OR NON-FERROUS METALS OR ALLOYS; MAKING METAL MALLEABLE, e.g. BY DECARBURISATION OR TEMPERING
    • C21D6/00—Heat treatment of ferrous alloys
    • C21D6/007—Heat treatment of ferrous alloys containing Co
    • 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
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S166/00—Wells
    • Y10S166/902—Wells for inhibiting corrosion or coating

Abstract

Группа изобретений относится к в основном к нагревателям со свойствами ограничения температуры. Нагреватель для нагрева подземного пласта содержит ферромагнитный проводник и электрический проводник, электрически соединенный с ферромагнитным проводником. При этом конфигурация нагревателя обеспечивает первое количество тепла при более низкой температуре и второе, уменьшенное количество тепла, когда нагреватель достигает выбранной температуры или входит в диапазон выбранной температуры, при которой ферромагнитный проводник претерпевает фазовое превращение из феррита в аустенит. Способ нагрева подземного слоя с использованием нагревателя заключается в том, что подают электрический ток в нагреватель, обеспечивая нагрев по меньшей мере участка подземного пласта. Техническим результатом является повышение эффективности и равномерности нагрева пласта. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 4 табл., 20 ил.

Description

Правительство США имеет определенные права на это изобретение в соответствии с соглашением №ERD-05-2516 между UT-Battelle LLC, работающей по генеральному контракту №DE-ACO5-00OR22725 для Министерства энергетики, и Shell Exploration and Production Company.
Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится в основном к нагревателям со свойствами ограничения температуры. Конкретные варианты осуществления относятся к нагревателям, используемым при обработке подземных пластов, таких, как углеводородсодержащие пласты, для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из пласта.
Уровень техники
Углеводороды, получаемые из подземных пластов, часто используются в качестве энергетических ресурсов, в качестве исходного сырья и в качестве потребительских продуктов. Беспокойство по поводу истощения имеющихся углеводородных ресурсов и беспокойство по поводу снижения качества добываемых углеводородов в целом привело к разработке процессов более эффективного извлечения, обработки и/или использования имеющихся углеводородных ресурсов. Для удаления углеводородных материалов из подземных пластов можно использовать процессы, проводимые in situ. Для обеспечения облегченного удаления 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, которые дают удаляемые флюиды, изменения композиций, изменения растворимости, изменения плотности, фазовые изменения и/или изменения скорости углеводородного материала в пласте. Флюиды могут быть, но не в ограничительном смысле, газом, жидкостью, эмульсией, суспензией и/или потоком твердых частиц, которые имеют характеристики течения, аналогичные течению жидкости.
Нагреватели могут быть установлены в стволах скважин для нагрева пласта во время проведения процесса in situ. Примеры процессов, проводимых in situ, проиллюстрированы в патентах США №№2634961 (Ljungstrom), 2732195 (Ljungstrom), 2780450 (Ljungstrom), 2789805 (Ljungstrom), 2923535 (Ljungstrom) и 4886118 (Van Meurs и др.).
Нагрев пластов горючих сланцев описан в патентах США №№2923535 (Ljungstrom) и 4886118 (Van Meurs и др.). К пласту горючих сланцев можно прикладывать нагрев, чтобы провести пиролиз керогена в пласте. Нагрев может также приводить к разрыву пласта, увеличивая проницаемость пласта. Повышенная проницаемость может обеспечить движение флюидов пласта в эксплуатационную скважину, по которой флюиды удаляются из пласта горючих сланцев. Например, в некоторых процессах, которые описал Ljungstrom, кислородсодержащую газовую среду вводят в проницаемый слой, предпочтительно еще горячий после стадии предварительного нагрева, чтобы инициировать сгорание.
Для нагрева подземного пласта можно использовать источник тепла. Для нагрева подземного пласта посредством излучения и/или проводимости, можно использовать электрические нагреватели. Электрический нагреватель может осуществлять резистивный нагрев элемента. В патенте США №2548360 (Germain) описан электрический нагревательный элемент, помещенный в вязкую нефть в стволе скважины. Этот нагревательный элемент нагревает нефть и делает ее более жидкой, обеспечивая выкачивание нефти из скважины. В патенте США №4716960 (Eastlund и др.) описана электрическая нагревательная труба нефтяной скважины, работающая за счет пропускания по этой трубе тока относительно низкого напряжения для предотвращения образования твердых частиц. В патенте США №5065818 (Van Egmond) описан электрический нагревательный элемент, который зацементирован в ствол скважины без кожуха, окружающего этот нагревательный элемент.
В патенте США №6023554 (Vinegar и др.) описан электрический нагревательный элемент, который расположен в обсадной трубе. Этот нагревательный элемент генерирует излучаемую энергию, которая нагревает обсадную трубу. Между обсадной трубой и пластом можно поместить гранулированный твердый наполнитель. Обсадная труба может нагревать наполнитель за счет теплопроводности, а он, в свою очередь, нагревает пласт за счет теплопроводности.
Некоторые нагреватели могут выходить из строя или отказывать из-за «горячих пятен» в пласте. Если температура вдоль любой точки нагревателя превышает или почти превышает максимальную рабочую температуру нагревателя, может потребоваться уменьшение мощности, подаваемой на весь нагреватель в целом, чтобы избежать отказа нагревателя и/или перегрева пласта в «горячих пятнах» в пласте или около них. Некоторые нагреватели не могут обеспечить равномерный нагрев вдоль длины нагревателя до тех пор, пока нагреватель не достигнет определенного предела температуры. Некоторые нагреватели не нагревают подземный пласт эффективно.
Поэтому выгодно иметь нагреватель, который обеспечивает равномерный нагрев вдоль длины нагревателя, нагревает поверхностный пласт эффективно, обеспечивает автоматическую коррекций температуры, когда участок пласта достигает выбранной температуры, и/или обладает, по существу линейными магнитными свойствами и большим коэффициентом мощности при температуре ниже выбранной температуры. Может оказаться выгодным использование нагревателей, которые ограничивают температуру на уровне температуры Кюри ферромагнитного материала в нагревателе или близком к этой температуре и/или на уровне, находящемся в пределах диапазона температуры фазового превращения ферромагнитного материала или близком к этому диапазону. Использование температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения ферромагнитного материала увеличивает диапазон металлургических композиций, которые можно использовать в нагревателях с ограничением температуры.
Сущность изобретения
Варианты осуществления, описываемые здесь, относятся в основном к системам, способам и нагревателям для обработки подземного пласта. Варианты осуществления, описываемые здесь, также относятся в основном к нагревателям, которые содержат новые композиции. Такие нагреватели можно получать путем использования систем и способов, описываемых в данной заявке.
В определенных вариантах осуществления, изобретение обеспечивает одну или более (один или более) систем, способов и/или нагревателей. В некоторых вариантах осуществления системы, способы и/или нагреватели используются для обработки подземного пласта.
В определенных вариантах осуществления, изобретение обеспечивает нагреватель, содержащий ферромагнитный проводник и электрический проводник, электрически соединенный с ферромагнитным проводником, причем конфигурация нагревателя обеспечивает первое количество тепла при более низкой температуре и конфигурация нагревателя обеспечивает второе, уменьшенное количество тепла, когда нагреватель достигает выбранной температуры или входит в диапазон выбранной температуры, при которой ферромагнитный проводник претерпевает фазовое превращение.
В дополнительных вариантах осуществления признаки из конкретных вариантов осуществления могут быть объединены с признаками из других вариантов осуществления. Например, признаки из одного варианта осуществления могут быть объединены с признаками любого из других вариантов осуществления.
В дополнительных вариантах осуществления, обработка подземного пласта осуществляется с использованием любого из способов, систем или нагревателей, описываемых здесь.
В дополнительных вариантах осуществления возможно внесение дополнительных признаков в описываемые здесь конкретные варианты осуществления.
Краткое описание чертежей
Преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными для специалистов в данной области техники, ознакомившихся с нижеследующим подробным описанием, приводимым со ссылками на прилагаемые чертежи, при этом:
на фиг.1 изображена иллюстрация стадий нагрева углеводородсодержащего пласта;
на фиг.2 показано схематическое изображение варианта осуществления участка системы термической обработки in situ, предназначенной для обработки углеводородсодержащего пласта;
на фиг.3, 4 и 5 показаны изображения сечений варианта осуществления нагревателя с ограничением температуры и с внешним проводником, имеющим ферромагнитную секцию и неферромагнитную секцию;
на фиг.6, 7, 8 и 9 показаны изображения сечений варианта осуществления нагревателя с ограничением температуры и с внешним проводником, имеющим ферромагнитную секцию и неферромагнитную секцию, расположенные внутри оболочки;
на фиг.10 изображен вариант осуществления нагревателя с ограничением температуры, в котором опорный элемент обеспечивает большую часть отводимого тепла при температуре ниже температуры Кюри ферромагнитного проводника;
на фиг.11 и 12 изображены варианты осуществления нагревателей с ограничением температуры, в каждом из которых рубашка обеспечивает большую часть отводимого тепла при температуре ниже температуры Кюри ферромагнитного проводника;
на фиг.13 изображены экспериментальные расчеты выраженных в массовых процентах долей фаз феррита и аустенита в зависимости от температуры для сплава железа ТС3;
на фиг.14 изображены экспериментальные расчеты выраженных в массовых процентах долей фаз феррита и аустенита в зависимости от температуры для сплава железа FM-4;
на фиг.15 изображены температура Кюри и диапазон температуры фазового превращения для нескольких сплавов железа;
на фиг.16 изображены экспериментальные расчеты выраженных в массовых процентах долей фаз феррита и аустенита в зависимости от температуры для железокобальтового сплава с 5,63 масс.% кобальта и 0,4 масс.% марганца;
на фиг.17 изображены экспериментальные расчеты выраженных в массовых процентах долей фаз феррита и аустенита в зависимости от температуры для железокобальтового сплава с 5,63 масс.% кобальта, 0,4 масс.% марганца и 0,01% углерода;
на фиг.18 изображены экспериментальные расчеты выраженных в массовых процентах долей фаз феррита и аустенита в зависимости от температуры для железокобальтового сплава с 5,63 масс.% кобальта, 0,4 масс.% марганца и 0,085% углерода;
на фиг.19 изображены экспериментальные расчеты выраженных в массовых процентах долей фаз феррита и аустенита в зависимости от температуры для железокобальтового сплава с 5,63 масс.% кобальта, 0,4 масс.% марганца, 0,085% углерода и 0,4% титана;
на фиг.20 изображены экспериментальные расчеты выраженных в массовых процентах долей фаз феррита и аустенита в зависимости от температуры для железохромовых сплавов, имеющих 12,25 масс.% хрома, 0,01% углерода, 0,5 масс.% марганца и 0,5 масс.% кремния.
Хотя в изобретение можно внести модификации и воплотить его в альтернативных формах, конкретные варианты его осуществления показаны в качестве примера на чертежах и могут быть подробно описаны ниже. Чертежи могут быть выполнены не в масштабе. Вместе с тем, следует понять, что чертежи и их подробное описание не предназначено для ограничения изобретения описываемой конкретной формой, а наоборот, нужно считать изобретение охватывающим все модификации, эквиваленты и альтернативы, находящиеся в рамках существа и объема притязаний настоящего изобретения, ограничиваемых прилагаемой формулой изобретения.
Осуществление изобретения
Нижеследующее описание относится в основном к системам и способам обработки углеводородов в пластах. Такие пласты можно обрабатывать для получения углеводородных продуктов, водорода и других продуктов.
Термин «переменный ток (ПТ)» относится к изменяющемуся во времени току, который меняет направление, по существу, синусоидально. ПТ обеспечивает поток электрических зарядов при наличии скин-эффекта в ферромагнитном проводнике.
В контексте нагревательных систем со сниженным отводимым теплом, а также соответствующих устройств и способов, термин «автоматически» означает, что такие системы, устройства и способы функционируют без использования внешнего управления (например, внешних контроллеров, таких, как контроллер с датчиком температуры и контуром обратной связи, пропорционально-интегрально-дифференциальньш (ПИД) контроллер или контроллер с предсказанием).
«Температура Кюри» - это температура, выше которой ферромагнитный материал теряет все свои ферромагнитные свойства. Помимо потери всех своих ферромагнитных свойств при температуре выше температуры Кюри, ферромагнитный материал начинает утрачивать свои ферромагнитные свойства, когда через этот ферромагнитный материал пропускается возрастающий электрический ток.
Термин «пласт» включает в себя один или более углеводородных слоев, один или более водородных слоев, покрывающие породы и/или нижележащие породы. «Углеводородные слои» относятся к слоям в пласте, которые содержат углеводороды. Углеводородные слои могут содержать не углеводородный материал и углеводородный материал. Термины «покрывающие породы» и/или «нижележащие породы», включают в себя один или более разных типов непроницаемых материалов. Например, покрывающие породы и/или нижележащие породы могут включать в себя скальную породу, сланец, аргиллит или влажный/плотный карбонат. В некоторых вариантах осуществления процессов термической обработки in situ покрывающие породы и/или нижележащие породы могут включать в себя углеводородсодержащие слои, которые относительно непроницаемы и не подвержены воздействию температур во время процессов термической обработки in situ, что приводит к изменениям важных характеристик углеводородсодержащих слоев покрывающих пород и/или нижележащих пород. Например, нижележащая порода может содержать сланец или аргиллит, но не может обеспечивать нагрев до температур пиролиза во время процесса термообработки in situ. В некоторых случаях покрывающая порода может содержать сланец или аргиллит, и/или нижележащая порода может быть в некоторой степени проницаемой.
Термин «флюиды пласта» относится к флюидам, присутствующим в пласте и может включать в себя флюиды пиролизации, синтез-газ, мобилизованный углеводород и воду (водяной пар). Флюиды пласта могут включать в себя углеводородные флюиды, а также не углеводородные флюиды. Термин «мобилизованный флюид» относится к флюидам в углеводородсодержащем пласте, которые оказываются способными течь в результате термической обработки пласта. Термин «добываемые флюиды» относится к флюидам, добываемым из пласта.
«Источник тепла» - это любая система для обеспечения нагрева, по меньшей мере, участка пласта посредством теплопередачи за счет теплопроводности и/или излучения тепла. Например, источник тепла может включать в себя электрические нагреватели, такие, как изолированный проводник, удлиненный элемент и/или проводник, расположенный в трубе. Источник тепла может также включать в себя системы, которые генерируют тепло за счет сгорания топлива снаружи или внутри пласта. Эти системы могут быть поверхностными нагревателями, скважинными газовыми горелками, камерами беспламенного сгорания с распределенными параметрами и камерами естественного сгорания с распределенными параметрами. В некоторых вариантах осуществления, тепло, обеспечиваемое в одном или более источников тепла или генерируемое в нем или в них, можно подводить посредством других источников энергии. Другие источники энергии могут обеспечивать прямой нагрев пласта, или энергия может подаваться в передающую среду, которая обеспечивает прямой или косвенный нагрев пласта. Следует понимать, что один или более источников тепла, которые подают тепло в пласт, могут использовать разные источники энергии. Так, например, для данного пласта некоторые источники тепла могут подавать тепло из электрических резистивных нагревателей, некоторые источники тепла могут подводить тепло сгорания, а некоторые источники тепла могут подводить тепло еще одного или нескольких других источников энергии (например, химических реакций, солнечной энергии, энергии ветра, биомассы или других источников возобновляемой энергии). Химическая реакция может включать в себя экзотермическую реакцию (например, реакцию окисления). Источник тепла может также включать в себя нагреватель, который подводит тепло в зону, расположенную вблизи или вокруг места нагрева, такую, как скважина, в которой находится нагреватель.
«Нагреватель» - это любая система или любой источник тепла в скважине или области около ствола скважины. Нагреватели могут быть, но не в ограничительном смысле, электрическими нагревателями, горелками, камерами сгорания, которые реагируют с материалом, находящемся в пласте или добываемом из него, и/или их комбинациями.
«Углеводороды» в общем случае определяются как вещества, молекулы которых образованы в основном атомами углерода и водорода. Углеводороды также могут включать в себя другие элементы, такие, как, но не в ограничительном смысле, галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или сера. Углеводороды могут быть, но не в ограничительном смысле, керогеном, битумом, пиробитумом, разновидностями нефти, природными минеральными парафинами и асфальтитами. Углеводороды могут находиться в матрицах минералов или рядом с этими матрицами в почве. Матрицы могут включать в себя, но не в ограничительном смысле, осадочную породу, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды. «Углеводородные флюиды» - это флюиды, которые включают в себя углеводороды. Углеводородные флюиды могут увлекать с собой не углеводородные флюиды или их могут увлекать с собой не углеводородные флюиды, такие, как водород, азот, монооксид углерода, диоксид углерода, сульфид водорода, вода и аммиак.
Термин «процесс конверсии in situ» относится к процессу нагрева углеводородсодержащего пласта с помощью источников тепла для подъема температуры, по меньшей мере, участка пласта выше температуры пиролиза, вследствие чего в пласте образуется флюид пиролизации.
Термин «процесс термической обработки in situ» относится к процессу нагрева углеводородсодержащего пласта с помощью источников тепла для подъема температуры, по меньшей мере, участка пласта выше температуры, что приводит к мобилизованному флюиду, легкому крекингу и/или пиролизу углеводородсодержащего материала, и поэтому в пласте происходит образование мобилизованного флюида, флюидов легкого крекинга и/или флюида пиролизации.
Термин «изолированный проводник» относится к удлиненному материалу, который способен проводить электричество и который покрыт, полностью или частично, электроизолирующим материалом.
«Пиролиз» - это разрыв химических связей вследствие нагрева. Например, пиролиз может включать в себя превращение соединения в одно или более других веществ только за счет тепла. Чтобы вызвать пиролиз, можно передавать тепло в секцию пласта.
Термин «флюиды» или «продукты пиролиза» относится к флюидам, получающимся, по существу, во время пиролиза углеводородов. Флюиды, получаемые посредством реакций пиролиза, могут быть смешаны с другими флюидами в пласте. Эту смесь и следует рассматривать как флюид пиролизации или продукт пиролиза. В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин «зона пиролиза» относится к объему пласта (например, относительно проницаемого пласта, такого, как пласт битуминозных песков), который вступает в реакцию или реагирует, образуя флюид пиролизации.
Термин «изменяющийся во времени ток» относится к электрическому току, который обеспечивает поток электрических зарядов при наличии скин-эффекта в ферромагнитном проводнике и имеет амплитуду, которая изменяется со временем. Измеряющийся во времени ток включает в себя переменный ток (ПТ) и модулированный постоянный ток (ПоТ).
«Соотношение пределов диапазона изменения параметров» - это соотношение наибольшего сопротивления по переменному току или модулированному постоянному току при температуре ниже температуры Кюри и наименьшего сопротивления при температуре выше температуры Кюри для заданного тока.
Термин «ствол скважины» относится к скважине в пласте, созданной посредством бурения или введения трубы в пласт. Ствол скважины может иметь, по существу, круглое поперечное сечение или другую форму поперечного сечения. В том смысле, в каком они употребляются здесь, термины «скважина» и «отверстие», когда они употребляются применительно к отверстию в пласте, можно использовать взаимозаменяемо с термином «ствол скважины».
Углеводороды в пластах можно обрабатывать различными способами для получения разных продуктов. В определенных вариантах осуществления, углеводороды в пластах обрабатываются постадийно. На фиг.1 изображены стадии нагрева углеводородсодержащего пласта. На фиг.1 также изображен пример выхода («Y») в баррелях нефтяного эквивалента на тонну (ось «у») пластовых флюидов их пласта в зависимости от температуры («Т») нагретого пласта в градусах Цельсия (ось «х»).
Во время нагрева на стадии 1 происходит десорбция метана и испарение воды. Посредством стадии 1 можно проводить быстрый нагрев пласта. Например, когда углеводородсодержащий пласт подвергают начальному нагреву, углеводороды в пласте десорбируют абсорбированный метан. Десорбированный метан можно добывать из пласта. Если углеводородсодержащий пласт продолжают нагревать, то в углеводородсодержащем пласте испаряется вода. В некоторых углеводородсодержащих пластах вода может занимать от 10% до 50% объема пор в пласте. В других пластах вода занимает большие или меньшие доли объема пор. Вода, как правило, испаряется в пласте между 160°С и 285°С при абсолютных давлениях от 600 кПа до 7000 кПа. В некоторых вариантах осуществления, испаренная вода дает изменения смачиваемости в пласте и/или повышенное пластовое давление. Изменения смачиваемости в пласте и/или повышенное пластовое давление могут влиять на реакции пиролиза или другие реакции в пласте. В определенных вариантах осуществления испаренную воду удаляют из пласта. В других вариантах осуществления испаренную воду используют для экстракции водяным паром и/или дистилляции в пласте или снаружи пласта. Удаление воды из пласта и увеличение объема пор в пласте увеличивают пространство для накопления углеводородов в объеме пор.
В определенных вариантах осуществления, после нагрева на стадии 1 пласт дополнительно нагревают, вследствие чего температура в пласте достигает (по меньшей мере) начальной температуры пиролизации (такой, как температура нижней точки диапазона температур, показанного в качестве стадии 2). Диапазон температур пиролиза изменяется в зависимости от типов углеводородов в пласте. Диапазон температур пиролиза может включать в себя температуры между 250°С и 900°С. Диапазон температур пиролиза для добычи желаемых продуктов может занимать лишь часть полного диапазона температур пиролиза. В некоторых вариантах осуществления, диапазон температур пиролиза для получение желаемых продуктов может включать в себя температуры между 250°С и 400°С или температуры между 270°С и 350°С. Если температура углеводородов в пласте медленно поднимается в диапазоне температур от 250°С до 400°С, получение продуктов пиролиза может, по существу, завершиться, когда температура достигает 400°С. Для получения желаемых продуктов, среднюю температуру углеводородов можно поднимать в диапазоне температур пиролиза со скоростью менее 5°С в сутки, менее 2°С в сутки, менее 1°С или менее 0,5°С в сутки. Нагрев углеводородсодержащего пласта с помощью множества источником тепла может обеспечить установление температурных градиентов около источников тепла, которые медленно поднимают температуру углеводородов в пласте в диапазоне температур пиролиза.
Скорость увеличения температуры в диапазоне температур пиролиза для желаемых продуктов может влиять на качество и количество пластовых флюидов, добываемых из углеводородсодержащего пласта. Медленный рост температуры в диапазоне температур пиролиза для желаемых продуктов может препятствовать мобилизации молекул с большой цепью в пласте. Медленный рост температуры в диапазоне температур пиролиза для желаемых продуктов может ограничить реакции между мобилизованными углеводородами, которые дают нежелательные продукты. Медленный рост температуры пласта в диапазоне температур пиролиза для желаемых продуктов может обеспечить добычу высококачественных углеводородов большой плотности, выражаемой в градусах Американского нефтяного института (API), из пласта. Медленный рост температуры пласта в диапазоне температур пиролиза для желаемых продуктов может обеспечить извлечение углеводородов, присутствующих в пласте, в качестве углеводородного продукта.
В некоторых вариантах осуществления обработки in situ, участок пласта нагревают до желаемой температуры вместо медленного повышения температуры в диапазоне температур. В некоторых вариантах осуществления, желаемая температура составляет 300°С, 325°С или 350°С. В качестве желаемой температуры можно выбрать и другие температуры. Суперпозиция тепла из нескольких источников тепла обеспечивает относительно быстрое и эффективное установление желаемой температуры в пласте. Энергию, вводимую в пласт из источников тепла, можно регулировать для поддержания температуры в пласте, по существу, на уровне желаемой температуры. Нагретый участок пласта поддерживают, по существу, на уровне желаемой температуры до тех пор, пока не прекратится пиролиз, вследствие чего добыча желаемых пластовых флюидов из пласта становится неэкономичной. Части пласта, которые подвергаются пиролизу, могут включать в себя области, нагретые до температур пиролиза посредством теплопередачи лишь от одного источника тепла.
В определенных вариантах осуществления, из пласта добывают пластовые флюиды, включающие в себя флюиды пиролизации. Когда температура пласта увеличивается, количество конденсируемых углеводородов в добываемом пластовом флюиде может уменьшаться. При высоких температурах пласт может давать главным образом метан и/или водород. Если углеводородсодержащий пласт нагревают по всему диапазону пиролиза в целом, этот пласт может давать лишь малые количества водорода вблизи верхнего предела диапазона пиролиза. После расходования всего имеющегося водорода обычно будет иметь место минимальный объем добычи флюида из пласта.
После пиролиза углеводородов, в пласте может по-прежнему присутствовать большое количество углерода и некоторое количество водорода. Значительную часть углерода, остающегося в пласте, можно добыть из пласта в форме синтез-газа. Генерирование синтез-газа может иметь место во время нагрева на стадии 3, изображенной на фиг.1. Стадия 3 может включать в себя нагрев углеводородсодержащего пласта до температуры, достаточной для генерирования синтез-газа. Например, синтез-газ можно получать в диапазоне температур от примерно 400°С до примерно 1200°С, от примерно 500°С до примерно 1100°С, или от примерно 550°С до примерно 1000°С. Температура нагретого участка пласта при введении в пласт флюида, генерирующего синтез-газ, определяет композицию синтез-газа, получаемого в пласте. Генерируемый синтез-газ можно извлекать из пласта по эксплуатационной скважине или эксплуатационным скважинам.
Суммарный запас энергии флюидов, добываемых их углеводородсодержащего пласта, может оставаться относительно постоянным на всем протяжении пиролиза и генерирования синтез-газа. Во время пиролиза при относительно низких пластовых температурах, значительная часть добываемых флюидов может представлять собой конденсируемые углеводороды, которые обладают большим запасом энергии. Вместе тем, при более высоких температурах пиролиза меньшая часть пластовых флюидов может включать в себя конденсируемые углеводороды. Тогда из пласта можно добывать больше неконденсируемых пластовых флюидов. Запас энергии на единицу объема добываемых флюидов может немного снизиться во время генерирования главным образом неконденсируемых пластовых флюидов. Во время генерирования синтез-газа, запас энергии на единицу объема получаемого синтез-газа значительно снижается по сравнению с запасом энергии флюидов пиролизации. Вместе с тем, объем получаемого синтез-газа будет во многих случаях существенно увеличиваться, тем самым компенсируя уменьшенный запас энергии.
На фиг.2 показано схематическое изображение варианта осуществления участка системы термической обработки in situ, предназначенной для обработки углеводородсодержащего пласта. Система обработки in situ может включать в себя барьерные скважины 200. Барьерные скважины используются для образования барьера вокруг зоны обработки. Барьер препятствует протеканию флюида в зону обработки и из нее. Барьерные скважины включают в себя, но не в ограничительном смысле, водопонижающие скважины, вакуумные скважины, улавливающие скважины, нагнетательные скважины, цементировочные скважины, замороженные скважины или их комбинации. В некоторых вариантах осуществления барьерные скважины 200 являются водопонижающими скважинами. Водопонижающие скважины могут удалять воду из участка пласта, подлежащего нагреву, или нагреваемого пласта, и/или препятствовать попаданию воды в жидком виде на такой участок или в такой пласт.В варианте осуществления, изображенном на фиг.2, барьерные скважины 200 показаны проходящими только вдоль одной стороны источников 202 тепла, но в типичном случае барьерные скважины окружают все источники 202 тепла или должны использоваться для нагрева зоны обработки пласта.
Источники 202 тепла находятся, по меньшей мере, на участке пласта. Источники 202 тепла могут включать в себя нагреватели, такие, как изолированные проводники, поверхностные горелки, камеры беспламенного сгорания с распределенными параметрами и/или камеры естественного сгорания с распределенными параметрами. Источники 202 тепла подводят тепло, по меньшей мере, к участку пласта для нагрева углеводородов в пласте. Энергию в источники 202 тепла можно подавать по линиям 204 питания. Линии 204 питания могут быть конструктивно разными в зависимости от типа источника тепла или источников тепла, используемого или используемых для нагрева пласта. Линии 204 питания для источников тепла могут передавать электричество для электрических нагревателей, могут транспортировать топливо для камер сгорания или могут транспортировать теплообменную текучую среду, которая циркулирует в пласте. В некоторых вариантах осуществления, электричество для процесса термической обработки in situ можно обеспечивать посредством атомной электростанции или атомных электростанций. Использование атомной энергии может обеспечить уменьшение или исключение выбросов диоксида углерода, обусловленных процессом термической обработки in situ.
Эксплуатационные скважины 206 используются для удаления пластового флюида из пласта. В некоторых вариантах осуществления, эксплуатационная скважина 206 включает в себя источник тепла. Источник тепла в эксплуатационной скважине может нагревать один или несколько участков пласта в эксплуатационной скважине или около нее. В некоторых вариантах осуществления процесса термической обработки in situ количество тепла, подводимого к пласту из эксплуатационной скважины, приходящееся на метр эксплуатационной скважины, меньше, чем количество тепла, подаваемого в пласт из источника тепла, который нагревает пласт, приходящееся на метр источника тепла. Тепло, подаваемое в скважину, может увеличивать проницаемость пласта рядом с эксплуатационной скважиной путем испарения и удаления флюида в жидкой фазе рядом с эксплуатационной скважиной и/или путем увеличения проницаемости пласта рядом с эксплуатационной скважиной за счет формирования макро- и/или микроразрывов.
В некоторых вариантах осуществления, источник тепла в эксплуатационной скважине 206 обеспечивает удаление паровой фазы пластовых флюидов из пласта. Обеспечение нагрева в эксплуатационной скважине или посредством нее может: (1) препятствовать конденсации и/или обратному течению добываемого флюида, когда добываемый флюид движется в эксплуатационной скважине вблизи покрывающих пород, добыча из которой экономически выгодна; (2) увеличивать тепло, вводимое в пласт; (3) увеличивать темп добычи из эксплуатационной скважины по сравнению с эксплуатационной скважиной без источника тепла; (4) препятствовать конденсации соединений с большим углеродным числом (С6 и более) в эксплуатационной скважине; и/или (5) увеличивать проницаемость пласта в эксплуатационной скважине или вблизи нее.
Подземное давление в пласте может соответствовать давлению флюидов, создаваемому в пласте. Когда температуры на нагреваемом участке пласта увеличиваются, давление на нагреваемом участке может увеличиваться в результате интенсифицированного образования флюидов и испарения воды. Управление скоростью флюидов среды может обеспечить управление давлением в пласте. Давление в пласте можно определять в ряде разных мест, таких, как около эксплуатационных скважин или вблизи них, около источников тепла или в них, либо в контрольных скважинах.
В некоторых углеводородсодержащих пластах добыча углеводородов из пласта задерживается до тех пор, пока, по меньшей мере, некоторые углеводороды в пласте не окажутся пиролизованными. Пластовые флюиды можно добывать из пласта, когда эти пластовые флюиды имеют выбранное качество. В некоторых вариантах осуществления, выбранное качество включает в себя плотность, составляющую, по меньшей мере, 20°, 30° или 40° API. Задержка добычи до тех пор, пока, по меньшей мере, некоторые углеводороды в пласте не окажутся пиролизованными, может увеличивать конверсию тяжелых углеводородов в легкие углеводороды. Начальная задержка добычи может минимизировать добычу тяжелых углеводородов из пласта. Добыча существенных количеств тяжелых углеводородов может потребовать наличия дорогостоящего оборудования и/или вызвать снижение строка службы эксплуатационного оборудования.
После достижения температур пиролиза и обеспечения добычи из пласта, давление в пласте можно изменять для изменения композиции добываемого пластового флюида и/или управления ею с целью регулирования процентной доли конденсируемого флюида по сравнению с неконденсируемым флюидом в пластовом флюиде и/или регулирования выражаемой в градусах API плотностью добываемого пластового флюида. Например, уменьшение давления может привести к большей составляющей конденсируемого флюида. Составляющая конденсируемого флюида может содержать повышенную процентную долю олефинов.
В некоторых вариантах осуществления процессов термической обработки in situ, давление в пласте можно поддерживать достаточно высоким, чтобы способствовать добыче пластового флюида с плотностью более 20° API. Поддержание повышенного давления может препятствовать оседанию пласта во время термической обработки in situ. Получение паровой фазы может обеспечить снижение габаритов коллекторных трубопроводов, используемых для транспортировки флюидов, добываемых из пласта. Поддержание повышенного давления может уменьшить или исключить потребность в сжатии пластовых флюидов на поверхности для транспортировки этих флюидов в коллекторных трубопроводах к оборудованию для обработки.
Поддержание повышенного давления на нагретом участке пласта может неожиданно обеспечить добычу больших количеств углеводородов повышенного качества и относительно малой молекулярной массы. Давление можно поддерживать таким образом, что добываемый флюид будет иметь минимальное количество соединений, в которых углеродное число превышает выбранное. Выбранное углеродное число может составлять, по большей мере, 25, по большей мере, 20, по большей мере, 12 или, по большей мере, 8. Некоторые соединения с большим углеродным числом могут быть вовлечены в пар в пласте и могут быть извлечены из пласта с этим паром. Поддержание повышенного давления в пласте может препятствовать вовлечению соединений с большим углеродным числом в пар. Соединения с большим углеродным числом и/или полициклические углеводородные соединения могут оставаться в жидкой фазе в пласте в течение значительных периодов времени. Значительные периоды времени могут обеспечивать достаточное время для пиролиза соединений с образованием соединений, имеющих меньшее углеродное число.
Пластовые флюиды, добываемые из эксплуатационных скважин 206, можно транспортировать по коллекторным трубопроводам 208 к оборудованию 210 для обработки. Пластовые флюиды также можно получать из источников 202 тепла. Например, флюиды можно получать из источников 202 тепла для управления давлением в пласте радом с источниками тепла. Флюиды, получаемые из источников 202 тепла, можно транспортировать по трубам или трубопроводам в коллекторный трубопровод 208, либо получаемые флюиды можно транспортировать по трубам или трубопроводам непосредственно к оборудованию 210 для обработки. Оборудование 210 для обработки может включать в себя разделительные агрегаты, реакционные агрегаты, агрегаты, повышающие качество, топливные элементы, турбины, резервуары и/или другие системы и агрегаты для обработки добываемых флюидов. Оборудование для обработки может обеспечивать получение транспортного топлива, по меньшей мере, из части углеводородов, добываемых из пласта. В некоторых вариантах осуществления, транспортное топливо может быть топливом для реактивных двигателей, таким, как JP-8.
Нагреватели с ограничением температуры могут быть выполнены в таких конфигурациях и/или могут включать в себя такие материалы, которые обеспечивают свойства автоматического ограничения температуры для нагревателя при определенных температурах. В определенных вариантах осуществления, в нагревателях с ограничением температуры используются ферромагнитные материалы. Ферромагнитный материал может обладать свойством самоограничения температуры на уровне температуры Кюри материала или около этого уровня и/или может иметь диапазон температуры фазового превращения, обеспечивающий уменьшенное количество тепла, когда к материалу прикладывают изменяющийся во времени ток. В некоторых вариантах осуществления, ферромагнитный материал обладает свойством самоограничения температуры нагревателя с ограничением температуры на уровне выбранной температуры, которая приблизительно соответствует температуре Кюри и/или находится в диапазоне температуры фазового превращения. В определенных вариантах осуществления, выбранная температура находится в пределах примерно 35°С, в пределах примерно 25°С, в пределах примерно 20°С или в пределах примерно 10°С от температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения. В определенных вариантах осуществления, ферромагнитные материалы соединены с другими материалами (например, материалами с высокой проводимостью, высокопрочными материалами, коррозионно-стойкими материалами или их комбинациями) для обеспечения различных электрических и/или механических свойств. Некоторые части нагревателя с ограничением температуры могут иметь меньшее электрическое сопротивление (обусловленное разными геометриями и/или использованием разных ферромагнитных и/или неферромагнитных материалов), чем другие части нагревателя с ограничением температуры. Наличие частей нагревателя с ограничением температуры с разными материалами и/или размерами обеспечивает адаптацию к желаемому теплу, отводимому из каждой части нагревателя.
Нагреватели с ограничением температуры могут оказаться надежнее, чем другие нагреватели. Нагреватели с ограничением температуры могут быть менее подверженными выходу из строя или отказу из-за «горячих пятен» в пласте. В некоторых вариантах осуществления, нагреватели с ограничением температуры обеспечивают, по существу, равномерный нагрев пласта. В некоторых вариантах осуществления, нагреватели с ограничением температуры способны нагревать пласт эффективнее за счет работы при большем среднем отводимом тепле по всей длине нагревателя. Нагреватель с ограничением температуры работает при большем среднем отводимом тепле по всей длине нагревателя, потому что не нужно уменьшать мощность, подводимую к нагревателю, для всего нагревателя в целом, как в случае с типичными нагревателями постоянной мощности, если температура в любой точке нагревателя превышает или почти превышает максимальную рабочую температуру нагревателя. Тепло, отводимое с участков нагревателя с ограничением температуры, достигающего температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения нагревателя, автоматически уменьшается без управляемого регулирования изменяющегося во времени тока, подаваемого в нагреватель. Отводимое тепло автоматически уменьшается из-за изменений электрических свойств (например, электрического сопротивления) участков нагревателя с ограничением температуры. Таким образом, мощность, подаваемая посредством нагревателя с ограничением температуры во время большей части процесса нагрева, оказывается большей.
В определенных вариантах осуществления, система, включающая в себя нагреватели с ограничением температуры, сначала обеспечивает первое отводимое тепло, а затем обеспечивает уменьшенное отводимое тепло (второе отводимое тепло) при температуре, близкой к температуре Кюри, равной ей или превышающей ее, либо близкой к диапазону температур фазового превращения электрически резистивного участка нагревателя, находящейся в его пределах или превышающей его, когда нагреватель с ограничением температуры запитывается изменяющимся во времени током. Первое отводимое тепло, это тепло, отводимое при температурах, ниже которых нагреватель с ограничением температуры начинает самоограничение. В некоторых вариантах осуществления, первое отводимое тепло, это тепло, отводимое при температуре примерно на 50°С, примерно на 75°С, примерно на 100°С или примерно на 125°С ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения ферромагнитного материала в нагревателе с ограничением температуры.
Нагреватель с ограничением температуры можно запитывать изменяющимся во времени током (переменным током или модулированным постоянным током), подаваемым в оборудование устья скважины. Оборудование устья скважины может включать в себя источник питания и другие компоненты (например, модулирующие компоненты, трансформаторы и/или конденсаторы), используемые при подводе мощности к нагревателю с ограничением температуры. Нагреватель с ограничением температуры может быть одним из многих нагревателей, используемых для нагрева участка пласта.
В определенных вариантах осуществления, нагреватель с ограничением температуры включает в себя проводник, который работает как нагреватель со скин-эффектом или эффектом близости, когда изменяющийся во времени ток подается в проводник. Скин-эффект ограничивает глубину проникновения тока вовнутрь проводника. В случае ферромагнитных материалов, скин-эффект ограничивается магнитной проницаемостью проводника. Относительная магнитная проницаемость ферромагнитных материалов в типичном случае находится между 10 и 1000 (например, относительная магнитная проницаемость ферромагнитных материалов в типичном случае составляет, по меньшей мере, 10 и может составлять, по меньшей мере, 50, 100, 500, 1000 или более). Когда температура ферромагнитного материала растет, превышая температуру Кюри или диапазон температуры фазового превращения, и/или когда увеличивается подаваемый электрический ток, магнитная проницаемость ферромагнитного материала существенно уменьшается, а скин-эффект быстро распространяется (например, скин-эффект распространяется обратно пропорционально корню квадратному из магнитной проницаемости). Снижение магнитной проницаемости приводит к уменьшению сопротивления проводника по переменному току или модулированному постоянному току при температуре, близкой к температуре Кюри, равной ей или превышающей ее, либо температуре, близкой к диапазону температуры фазового превращения, находящейся в нем или превышающей его, и/или приводит к тому, что подаваемый электрический ток увеличивается. Когда нагреватель с ограничением температуры запитывается, источником, по существу, постоянного тока, участки нагревателя, температура которых приближается к температуре Кюри, достигает или превышает ее и/или приближается к диапазону температуры фазового превращения, находится в этом диапазоне или превышает его, могут иметь сниженную теплоотдачу. На участках нагревателя с ограничением температуры, которые имеют температуру, не равную или близкую к температуре Кюри и/или не находящуюся в диапазоне температуры фазового превращения или не близкую к нему, нагрев посредством скин-эффекта может доминировать, что обеспечивает повышенную теплоотдачу нагревателя из-за большей резистивной нагрузки.
Нагреватели с ограничением по температуре Кюри использовались в оборудовании для пайки, нагревателях для медицинских применений и нагревательных элементах для печей (например, печей для выпечки пиццы). Некоторые из этих применений описаны в патентах США №№5579575 (Lamome и др.), 5065501 (Henschen и др.) и 5512732 (Yagnik и др.). В патенте США №4849611 (Whitney и др.) описано множество дискретных, отстоящих друг от друга нагревательных блоков, включающих в себя реактивный компонент, резистивный нагревательный компонент и реагирующий на температуру компонент.
Преимущество использования нагревателя с ограничением по температуре для нагрева углеводородов в пласте заключается в том, что проводник имеет температуру Кюри и/или диапазон температуры фазового превращения в желаемом рабочем диапазоне температур. Работа в пределах желаемого рабочего диапазона температур обеспечивает существенный ввод тепла в пласт с одновременным поддержанием температуры нагревателя с ограничением температуры, а также другого оборудования, ниже расчетных предельных температур. Расчетные предельные температуры, это температуры, при которых сказывается негативное влияние таки свойств, как коррозия, ползучесть и/или деформация. Свойства ограничения температуры проводника с ограничением температуры препятствуют перегреву или пережогу проводника рядом с «горячими пятнами» низкой теплопроводности в пласте. В некоторых вариантах осуществления, нагреватель с ограничением температуры способен понижать отдаваемое тепло или управлять им и/или выдерживать нагрев при температурах выше 25°С, 37°С, 100°С, 250°С, 500°С, 700°С, 800°С, 900°С или выше вплоть до 113°С, в зависимости от материалов, применяемых в нагревателе.
Нагреватель с ограничением температуры обеспечивает больший подвод тепла в пласт, чем нагреватели постоянной мощности, потому что подвод энергии в нагреватель с ограничением температуры не приходится ограничивать с целью адаптации к областям низкой теплопроводности рядом с нагревателем. Например, в горючих сланцах с месторождения Green River имеется различие в теплопроводности с коэффициентом 3 между слоями, наименее богатыми горючими сланцами, и слоями, наиболее богатыми горючими сланцами. Когда нагревают такой пласт, предлагаемый нагреватель с ограничением температуры передает в этот пласт существенно большее количество тепла, чем обычный нагреватель, работа которого ограничена температурой в слоях низкой теплопроводности. Отводимое тепло по всей длине обычного нагревателя приходится подгонять к слоям низкой теплопроводности, чтобы нагреватель не перегревался и не перегорал в слоях низкой теплопроводности. Отводимое тепло рядом со слоями низкой теплопроводности, которые находятся в условиях высокой температуры, уменьшится в случае нагревателя с ограничением температуры, а остальные участки нагревателя с ограничением температуры, которые не находятся в условиях высокой температуры, по-прежнему будут обеспечивать большое отводимое тепло. Поскольку нагреватели для нагрева углеводородных пластов в типичном случае имеют большие длины (например, по меньшей мере, 10 м, 100 м, 300 м, 500 м, 1 км или более, вплоть до 10 км), большую часть длины нагревателя с ограничением температуры можно эксплуатировать при температуре ниже температуры Кюри, и лишь на немногих участках нагревателя с ограничением температуры температура равна температуре Кюри или близка к ней либо находится в диапазоне температуры фазового превращения или близка к этому диапазону.
Применение нагревателей с ограничением температуры обеспечивает эффективную теплопередачу в пласт. Эффективная теплопередача обеспечивает сокращение времени, необходимого для нагрева пласта до желаемой температуры. Например, пиролиз в горючих сланцах с месторождения Green River, как правило, требует от 9,5 до 10 лет нагрева, когда используют 12-метровый скважинный промежуток между нагревателями, представляющими собой обычные нагреватели постоянной мощности. При том же промежутке между нагревателями, нагреватели с ограничением температуры могут обеспечить большее среднее отдаваемое тепло, поддерживая при этом температуры нагревательного оборудования ниже расчетных предельных температур оборудования. Пиролиз в пласте может происходить за меньшее время при большем среднем отдаваемом тепле, обеспечиваемом нагревателями с ограничением температуры, чем меньшее среднее отдаваемое тепло, обеспечиваемое нагревателями постоянной мощности. Например, пиролиз в горючих сланцах с месторождения Green River может произойти за 5 лет использования нагревателей с ограничением температуры при 12-метровом скважинном промежутке между нагревателями. Нагреватели с ограничением температуры противодействуют появлению «горячих пятнен» из-за неточного скважинного промежутка или бурения, при котором скважины с нагревателями оказываются слишком близкими друг к другу. В некоторых вариантах осуществления, нагреватели с ограничением температур обеспечивают со временем повышенную отдаваемую мощность для скважин с нагревателями, находящихся слишком близко друг к другу. Нагреватели с ограничением температуры также подводят больше мощности в областях рядом с покрывающими породами и нижележащими породами, компенсируя потери температуры в этих областях.
Нагреватели с ограничением температуры можно с выгодой использовать в пластах многих типов. Например, в пластах битуминозных песков или относительно проницаемых пластах, содержащих тяжелые углеводороды, нагреватели с ограничением температуры можно использовать для обеспечения управляемой низкой температуры на выходе с целью уменьшения вязкости флюидов, мобилизации флюидов и/или интенсификации радиального течения флюидов в стволе скважины или около него либо в пласте. Нагреватели с ограниченной температурой можно использовать для того, чтобы воспрепятствовать избыточному образованию нагара из-за перегрева области пласта около ствола скважины.
Применение нагревателей с ограничением температуры в некоторых вариантах осуществления исключает или снижает потребность в дорогостоящих схемах управления температурой. Например, применение нагревателей с ограничением температуры исключает или снижает потребность в проведении термометрии и/или потребность в использовании закрепленных термопар на нагревателях для оперативного контроля потенциального перегрева в «горячих пятнах».
В некоторых вариантах осуществления, фазовое превращение (например, превращение кристаллической фазы или изменение кристаллической структуры) материалов, используемых в нагревателе с ограничением температуры, изменяет выбранную температуру, при которой нагреватель осуществляет самоограничение. Ферромагнитный материал, используемый в нагревателе с ограничением температуры, может претерпевать фазовое превращение (например, превращение из феррита в аустенит), которое уменьшает магнитную проницаемость ферромагнитного материала. Это снижение магнитной проницаемости аналогично снижению магнитной проницаемости из-за магнитного фазового перехода ферромагнитного материала при температуре Кюри. Температура Кюри - это температура магнитного перехода фазы феррита ферромагнитного материала. Снижение магнитной проницаемости приводит к уменьшению сопротивления по переменному току или модулированному постоянному току нагревателя с ограничением температуры в случае, если температура близка к температуре фазового превращения и/или температуре Кюри ферромагнитного материала, равна этой температуре или превышает ее.
Фазовое превращение ферромагнитного материала может происходить в некотором диапазоне температур. Диапазон температуры фазового превращения зависит от ферромагнитного материала и может изменяться, например, от диапазона примерно 5°С до диапазона примерно 200°С Поскольку фазовое превращение происходит в некотором диапазоне температур, снижение магнитной проницаемости из-за фазового превращения происходит в этом диапазоне температур. Снижение магнитной проницаемости также может происходить в диапазоне температуры фазового превращения. В некоторых вариантах осуществления, фазовое превращение обратно в фазу с более низкой температурой ферромагнитного материала происходит медленнее, чем фазовое превращение в фазу с более высокой температурой (например, превращение из аустенита обратно в феррит медленнее, чем превращение из феррита в аустенит). Более медленное фазовое превращение обратно в фазу с более низкой температурой может вызывать гистерезисную работу нагревателя при температуре, находящейся в диапазоне температуры фазового превращения или близкой к этому диапазону, что позволяет нагревателю медленно увеличивать сопротивление нагревателя до большей величины после того, как сопротивление нагревателя снижается из-за высокой температуры.
В некоторых вариантах осуществления, диапазон температуры фазового превращения перекрывается со снижением магнитной проницаемости, когда температура достигает температуры Кюри ферромагнитного материала. Перекрытие может давать более быстрый спад электрического сопротивления в зависимости от температуры, чем в случае, если снижение магнитной проницаемости происходит только из-за приближения температуры к температуре Кюри. Перекрытие может также давать гистерезисное поведение нагревателя с ограничением температуры вблизи температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения.
В некоторых вариантах осуществления, гистерезисная работа из-за фазового преобразования обуславливает более гладкий переход, чем снижение магнитной проницаемости из-за магнитного фазового перехода при температуре Кюри. Более гладкий переход может оказаться проще управляемым (например, путем электрического управления с использованием устройства управления процессом, которое взаимодействует с источником питания), чем более резкий переход при температуре Кюри. В некоторых вариантах осуществления, температура Кюри находится внутри диапазона фазового превращения для выбранных металлургических композиций, используемых в нагревателях с ограничением температуры. Это явление обеспечивает нагреватели с ограничением температуры, обладающие свойствами плавного перехода при фазовом превращении в дополнение к резкому и определенному переходу из-за снижения магнитных свойств при температуре Кюри. Управление такими нагревателями с ограничением температуры может оказаться простым (благодаря фазовому превращению) при одновременном обеспечении конечных пределов температуры (благодаря явно выраженному переходу при температуре Кюри). Использование диапазона температур превращения вместо температуры Кюри и/или в дополнение к ней в нагревателях с ограничением температуры увеличивает количество и диапазон металлургических композиций, которые можно использовать в нагревателях с ограничением температуры.
В определенных вариантах осуществления в ферромагнитный материал вносят легирующие добавки для коррекции диапазона температуры фазового превращения. Например, добавка углерода в ферромагнитный материал может увеличить диапазон температуры фазового превращения и уменьшить начальную температуру фазового превращения. Добавка титана в ферромагнитный материал может увеличить начальную температуру фазового превращения и уменьшить диапазон температуры фазового превращения. Композиции сплавов можно корректировать для обеспечения желаемой температуры Кюри и желаемых свойств фазового превращения для ферромагнитного материала. Композиция сплава ферромагнитного материала может быть выбрана на основании желаемых свойств ферромагнитного материала (таких, но не в ограничительном смысле, как температура или диапазон температур перехода магнитной проницаемости, зависимость электрического сопротивления от профиля температуры или отдаваемая мощность). Добавка титана может обеспечить получение повышенных температур Кюри при добавке кобальта в нержавеющую сталь марки 410 путем увеличения диапазона температуры фазового преобразования феррита в аустенит до диапазона температур, который выше или значительно выше температуры Кюри ферромагнитного материала.
В некоторых вариантах осуществления, нагреватели с ограничением температуры экономичнее в изготовлении или производстве, чем стандартные нагреватели. Типичные ферромагнитные материалы включают в себя железо, углеродистую сталь или ферритную нержавеющую сталь. Такие материалы недороги по сравнению со сплавами нагревателей на основе никеля (такими, как нихром, Kanthal™ (от Bulten-Kanthal АВ, Швеция) и/или LOHM™ (от Driver-Harris Company, Харрисон, штат Нью-Джерси, США)), как правило, используемых в нагревателях с изолированными проводниками (кабелями с неорганической изоляцией). В одном варианте осуществления нагреватель с ограничением температуры изготавливают в виде непрерывных отрезков как нагреватель с изолированными проводниками, чтобы снизить затраты и повысить надежность.
На фиг.3-12 изображены различные варианты осуществления нагревателей с ограничением температуры. Один или более признаков варианта осуществления нагревателя с ограничением температуры, изображенного на любом из этих чертежей, может быть объединена с одним или более признаком других вариантов осуществления нагревателей с ограничением температуры, изображенных на любом из этих чертежей. В определенных вариантах осуществления, описываемых здесь, нагреватели с ограничением температуры имеют размеры, обеспечивающие работу на частоте 60 Гц переменного тока. Следует понять, что размеры нагревателя с ограничением температуры можно корректировать по сравнению с описываемыми здесь, для работы аналогичным образом на других частотах переменного тока или на модулированном постоянном токе.
На фиг.3 показано изображение поперечного сечения варианта осуществления нагревателя с ограничением температуры и с внешним проводником, имеющим ферромагнитную секцию и неферромагнитную секцию. На фиг.4 и 5 изображены поперечные сечения варианта осуществления, показанного на фиг.3. В одном варианте осуществления, ферромагнитная секция 212 используется для подвода тепла к углеводородным слоям в пласте. Неферромагнитная секция 214 используется в покрывающей породе. Неферромагнитная секция 214 подводит мало тепла или вообще не подводит его покрывающую породу, препятствуя таким образом потерям тепла в покрывающей породе и повышая эффективность нагревателя. Ферромагнитная секция 212 включает в себя ферромагнитный материал, такой, как нержавеющая сталь марки 409 или нержавеющая сталь марки 410. Ферромагнитная секция 212 имеет толщину 0,3 см. Неферромагнитная секция 214 выполнена из меди и имеет толщину 0,3 см. Внутренний проводник 216 выполнен из меди. Внутренний проводник 216 имеет диаметр 0,9 см. Электрический изолятор 218 выполнен из нитрида кремния, нитрида бора, порошка оксида магния или другого подходящего изолирующего материала. Электрический изолятор 218 имеет толщину от 0,1 см до 0,3 см.
На фиг.6 показано изображение поперечного сечения варианта осуществления нагревателя с ограничением температуры и с внешним проводником, имеющим ферромагнитную секцию и неферромагнитную секцию. На фиг.7, 8 и 9 изображены поперечные сечения варианта осуществления, показанного на фиг.6. Ферромагнитная секция 212 выполнена из нержавеющей стали марки 410 толщиной 0,6 см. Внутренний проводник 216 выполнен из меди диаметром 0,9 см. Внешний проводник 220 включает в себя ферромагнитный материал. Внешний проводник 220 обеспечивает некоторый нагрев в секции нагревателя, находящейся в покрывающей породе. Обеспечение некоторого нагрева в секции нагревателя, находящейся в покрывающей породе, препятствует конденсации или обратному течению флюидов в покрывающей породе. Внешний проводник 220 выполнен из нержавеющей стали марки 409, 410 или 446 с наружным диаметром 3,0 см и толщиной 0,6 см. Электрический изолятор 218 включает в себя прессованный порошок оксида магния толщиной 0,3 см. В некоторых вариантах осуществления, электрический изолятор 218 включает в себя нитрид кремния, нитрид бора или нитрид бора гексагонального типа. Проводящая секция 222 может соединять внутренний проводник 216 с ферромагнитной секцией 212 и/или внешним проводником 220.
Для нагревателя с ограничением температуры, в которой ферромагнитный проводник обеспечивает большую часть отводимого резистивного тепла при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения, а большая часть тока течет по материалу с весьма нелинейными функциональными зависимостями магнитного поля (Н) от магнитной индукции (В). Эти нелинейные функциональные зависимости обуславливают сильные индуктивные воздействия и искажения, которые приводят к пониженному коэффициенту мощности в нагревателе с ограничением температуры при температурах ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения. Эти воздействия могут сделать подачу электрической мощности в нагреватель с ограничением температуры трудно управляемой и могут привести к протеканию дополнительного тока по поверхности и/или проводникам электропитания, находящимся в покрывающей породе. Для компенсации этих воздействий и для управления нагревателями с ограничением температуры можно использовать дорогостоящие и/или трудно реализуемые системы управления, такие, как переменные конденсаторы или модулированные источники питания, в которых большая часть резистивного отдаваемого тепла обеспечивается протеканием тока по ферромагнитному материалу.
В некоторых вариантах осуществления нагревателей с ограничением температуры, ферромагнитный проводник ограничивает протекание электрического тока электрическим проводником, подключенным к ферромагнитному проводнику, когда нагреватель с ограничением температуры поддерживается при температуре ниже температуры Кюри или близкой к ней и/или ниже диапазона температуры фазового превращения ферромагнитного проводника или близкой к этому диапазону. Электрический проводник может представлять собой оболочку, рубашку, опорный элемент, коррозионно-стойкий элемент или другой электрически резистивный элемент. В некоторых вариантах осуществления, ферромагнитный проводник ограничивает большую часть протекающего электрического тока электрическим проводником, расположенным между крайним снаружи слоем и ферромагнитным проводником. Ферромагнитный проводник расположен в сечении нагревателя с ограничением температуры так, что магнитные свойства ферромагнитного проводника при температуре Кюри либо ниже нее и/или в диапазоне температуры фазового превращения ферромагнитного проводника либо ниже этого диапазона ограничивают электрическим проводником большую часть протекающего электрического тока. Большая часть протекающего электрического тока ограничена электрическим проводником благодаря скин-эффекту ферромагнитного проводника. Таким образом, большая часть тока течет по материалу, по существу, с линейными резистивными свойствами на протяжении большей части рабочего диапазона нагревателя.
В определенных вариантах осуществления, ферромагнитный проводник и электрический проводник расположены в сечении нагревателя с ограничением температуры так, что скин-эффект ферромагнитного материала ограничивает глубину электрического тока в электрическом проводнике и ферромагнитном проводнике при температурах ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения ферромагнитного проводника. Таким образом, электрический проводник обеспечивает большую часть отводимого электрически резистивного тепла нагревателя с ограничением температуры при температурах вплоть до температуры, равной или близкой к температуре Кюри и/или находящейся в диапазоне температуры фазового превращения ферромагнитного проводника или близкой к этому диапазону. В определенных вариантах осуществления, размеры электрического проводника можно выбирать с обеспечением желаемых характеристик отводимого тепла.
Поскольку большая часть тока протекает по электрическому проводнику при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения, нагреватель с ограничением температуры имеет зависимость сопротивления от профиля температуры, которая, по меньшей мере, частично отражает зависимость сопротивления материала в электрическом проводнике от профиля температуры. Таким образом, зависимость сопротивления от профиля температуры нагревателя с ограничением температуры является по существу, линейной ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения ферромагнитного проводника, если материал в электрическом проводнике имеет, по существу, линейную зависимость сопротивления от профиля температуры. Сопротивление нагревателя с ограничением температуры незначительно зависит или вообще не зависит от тока, текущего по нагревателю, пока температура является близкой к температуре Кюри и/или диапазону температуры фазового превращения. При температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения, ток протекает главным образом в электрическом проводнике, а не в ферромагнитном проводнике.
Зависимость сопротивления от профилей температуры для нагревателей с ограничением температуры, в которых ток протекает главным образом в электрическом проводнике, также имеет тенденцию к более резким снижениям сопротивления при температуре близкой к температуре Кюри или равной температуре Кюри и/или близкой к диапазону температуры фазового превращения ферромагнитного проводника либо находящейся в этом диапазоне. Более резкое снижение сопротивления при температуре близкой к или равной температуре Кюри и/или близкой к диапазону температуры фазового превращения либо находящейся в этом диапазоне может упростить управление по сравнению с более плавными снижениями сопротивления при температурах вблизи температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения, потому что через ферромагнитный материал протекает малый ток.
В определенных вариантах осуществления, материал и/или размеры материала в электрическом проводнике выбраны так, что нагреватель с ограничением температуры имеет желаемую зависимость сопротивления от профиля температуры при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения ферромагнитного проводника.
Нагреватели с ограничением температуры, в которых ток протекает главным образом в электрическом проводнике, а не в ферромагнитном проводнике, при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения, упрощают прогнозирование и/или управление. Поведение нагревателей с ограничением температуры, в которых ток протекает главным образом в электрическом проводнике, а не в ферромагнитном проводнике, при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения, можно прогнозировать, например, по зависимости их сопротивления от профиля температуры и/или зависимости их коэффициента мощности от профиля температуры. Зависимость сопротивления от профиля температуры и/или зависимость коэффициента мощности от профиля температуры можно оценивать и/или предсказывать, например, по экспериментальным измерениям, которые дают возможность оценить поведение нагревателя с ограничением температуры, аналитическим уравнениям, которые дают возможность оценить или предсказать поведение нагревателя с ограничением температуры, и/или имитационным экспериментам, которые дают возможность оценить или предсказать поведение нагревателя с ограничением температуры.
В определенных вариантах осуществления, оцененное или спрогнозированное поведение нагревателя с ограничением температуры используют для управления нагревателем с ограничением температуры. Нагревателем с ограничением температуры можно управлять на основании измерений (оценок) сопротивления и/или коэффициента мощности во время работы нагревателя. В некоторых вариантах осуществления, управление мощностью или током, подаваемой или подаваемым в нагреватель с ограничением температуры, осуществляется на основании оценки сопротивления и/или коэффициента мощности нагревателя с ограничением температуры во время работы этого нагревателя и сравнения этой оценки со спрогнозированным поведением нагревателя с ограничением температуры. В определенных вариантах осуществления, управление нагревателем с ограничением температуры осуществляется без оценки температуры нагревателя или температуры около нагревателя. Управление нагревателем с ограничением температуры без измерения температуры исключает рабочие издержки, связанные с измерением температуры внутри скважины. Управление нагревателем с ограничением температуры на основании оценки сопротивления и/или коэффициента мощности нагревателя также сокращает время на проведение коррекций мощности или тока, подаваемой или подаваемого в нагреватель, по сравнению с управлением нагревателем на основании измеренной температуры.
Когда температура нагревателя с ограничением температуры достигает температуры Кюри либо превышает ее и/или достигает диапазона температуры фазового превращения ферромагнитного проводника либо превышает этот диапазон, снижение ферромагнитных свойств ферромагнитного проводника обеспечивает протекание электрического тока по большему участку электропроводного сечения нагревателя с ограничением температуры. Таким образом, электрическое сопротивление нагревателя с ограничением температуры уменьшается, и нагреватель с ограничением температуры автоматически обеспечивает уменьшенное отводимое тепло при температуре, равной или близкой к температуре Кюри и/или находящейся в диапазоне температуры фазового превращения ферромагнитного проводника или близкой к нему. В определенных вариантах осуществления, к ферромагнитному проводнику и электрическому проводнику подсоединен элемент, обладающий высокой электропроводностью, чтобы уменьшить сопротивление нагревателя с ограничением температуры при температуре, равной температуре Кюри или превышающей ее и/или находящейся в диапазоне температуры фазового превращения ферромагнитного проводника или превышающей его. Элемент, обладающий высокой электропроводностью, может быть внутренним проводником, жилой, или другим проводящим элементом из меди, алюминия, никеля или их сплавов.
Ферромагнитный проводник, который ограничивает бóльшую часть электрического тока электрическим проводником при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения, может иметь относительно малое сечение по сравнению с ферромагнитным проводником в нагревателях с ограничением температуры, которые используют ферромагнитный проводник для обеспечения большей части отводимого тепла при температуре вплоть до температуры Кюри или близкой к ней и/или вплоть до диапазона температуры фазового превращения или близкой к этому диапазону. Нагреватель с ограничением температуры, который использует электрический проводник для обеспечения большей части отдаваемого резистивного тепла при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения, имеет малую магнитную индуктивность при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения, потому что по ферромагнитному проводнику протекает меньший ток по сравнению с нагревателем с ограничением температуры, в котором ферромагнитный материал обеспечивает большую часть отводимого резистивного тепла при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения. Магнитное поле (Н) на радиусе (r) ферромагнитного проводника пропорционально току (I), протекающему по ферромагнитному проводнику и жиле, деленному на радиус, или:
Figure 00000001
,
Поскольку лишь часть тока протекает по ферромагнитному проводнику в случае нагревателя с ограничением температуры, в котором внешний проводник используется для обеспечения большей части отводимого резистивного тепла при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения, магнитное поле этого нагревателя с ограничением температуры может быть значительно слабее, чем магнитное поле нагревателя с ограничением температуры в котором большая часть тока протекает по ферромагнитному материалу. Относительная магнитная проницаемость (μ) для слабых магнитных полей может быть большой.
Глубина (δ) скин-слоя (проникновения поля) ферромагнитного проводника обратно пропорциональна корню квадратному из относительной магнитной проницаемости (μ):
Figure 00000002
,
Увеличение относительной магнитной проницаемости уменьшает глубину скин-слоя ферромагнитного проводника. Вместе с тем, поскольку лишь часть тока протекает по ферромагнитному проводнику при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения, радиус (или толщину) ферромагнитного проводника можно уменьшить в случае магнитных материалов с большими относительными магнитными проницаемостями, чтобы компенсировать уменьшенную глубину проникновения поля при одновременном обеспечении скин-эффекта, ограничивающего глубину проникновения электрического тока в электрический проводник при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения ферромагнитного проводника. Радиус (или толщина) ферромагнитного проводника может находиться в диапазоне между 0,3 мм и 8 мм, между 0,3 мм и 2 мм или между 2 мм и 4 мм в зависимости от относительной магнитной проницаемости ферромагнитного проводника. Уменьшение толщины ферромагнитного проводника уменьшает затраты на изготовление нагревателя с ограничением температуры, поскольку затраты на ферромагнитный материал имеют тенденцию составлять значительную часть стоимости нагревателя с ограничением температуры. Увеличение относительной магнитной проницаемости ферромагнитного проводника обеспечивает большее соотношение пределов диапазона изменения параметров для нагревателя с ограничением температуры при температуре, равной температуре Кюри или близкой к ней, и/или находящейся в диапазоне температуры фазового превращения ферромагнитного проводника или близкой к нему.
Ферромагнитные материалы (такие, как очищенное железо или железокобальтовые сплавы) с большой относительной магнитной проницаемостью (например, по меньшей мере, 200, по меньшей мере, 1000, по меньшей мере, 1×104 или, по меньшей мере, 1×105) и/или высокими температурами Кюри (например, по меньшей мере, 600°С, по меньшей мере, 700°С или, по меньшей мере, 800°С) имеют тенденцию к меньшей коррозионной стойкости и/или меньшей механической прочности при высоких температурах. Электрический проводник может обеспечить коррозионную стойкость и/или большую механическую прочность при высоких температурах для нагревателя с ограничением температуры. Таким образом, электрический проводник можно выбирать главным образом по его ферромагнитным свойствам.
Ограничение электрическим проводником большей части протекающего электрического тока при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения ферромагнитного проводника уменьшает изменения в коэффициенте мощности. Поскольку лишь часть электрического тока протекает по ферромагнитному проводнику при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения, нелинейные ферромагнитные свойства ферромагнитного проводника оказывают малое влияние на коэффициент мощности нагревателя с ограничением температуры или вообще не оказывают такое влияние, за исключением температур, равных температуре Кюри или близких к ней, и/или находящихся в диапазоне температуры фазового превращения ферромагнитного проводника или близких к нему. Даже при температуре, равной температуре Кюри или близкой к ней, и/или находящейся в диапазоне температуры фазового превращения ферромагнитного проводника или близкой к нему, упомянутое влияние на коэффициент мощности уменьшается по сравнению с нагревателями с ограничением температуры, в которых ферромагнитный проводник обеспечивает большую часть отводимого резистивного тепла при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения. Таким образом, потребность во внешней компенсации (например, посредством переменных конденсаторов или модификации сигнала) с целью коррекции изменений в индуктивной нагрузке нагревателя с ограничением температуры для поддержания относительно большого коэффициента мощности является либо незначительной, либо вообще отсутствует.
На фиг.10 изображен вариант осуществления нагревателя с ограничением температуры, в котором опорный элемент обеспечивает большую часть отводимого тепла при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения ферромагнитного проводника. Жила 226 представляет собой внутренний проводник нагревателя с ограничением температуры. В определенных вариантах осуществления, жила 226 выполнена из материала, обладающего высокой электропроводностью, такого, как медь или алюминий. В некоторых вариантах осуществления, жила 226 выполнена из медного сплава, который обеспечивает механическую прочность и хорошую электрическую проводимость, например, из дисперсионно упрочненной меди. В одном варианте осуществления, жила 226 выполнена из материала Glidcopa (от SCM Metal Products, Inc., Рисеч Триангл Парк, штат Северная Каролина, США). Ферромагнитный проводник 228 представляет собой тонкий слой ферромагнитного материала между электрическим проводником 232 и жилой 226. В определенных вариантах осуществления, электрическим проводник 232 также является опорным элементом 230. В определенных вариантах осуществления, ферромагнитный проводник 228 выполнен из железа или сплава железа. В некоторых вариантах осуществления, ферромагнитный проводник 228 включает в себя ферромагнитный материал с большой относительной магнитной проницаемостью. Например, ферромагнитный проводник 228 может быть выполнен из очищенного железа, такого, как слиточное железо марки Armco (от АК Steel Ltd., Соединенное Королевство). Железо с некоторыми примесями в типичном случае имеет относительную магнитную проницаемость порядка 400. Очистка железа посредством отжига железа в газообразном водороде (Н2) при 1450°С увеличивает относительную магнитную проницаемость железа. Увеличение относительной магнитной проницаемости ферромагнитного проводника 228 обеспечивает уменьшение толщины ферромагнитного проводника. Например, толщина неочищенного железа может составлять приблизительно 4,5 мм, а толщина очищенного железа составляет приблизительно 0,76 мм.
В определенных вариантах осуществления, электрический проводник 232 обеспечивает опору для ферромагнитного проводника 228 и нагревателя с ограничением температуры. Электрический проводник может быть выполнен из материала, который обеспечивает надлежащую механическую прочность при температуре, близкой к температуре Кюри или превышающей ее и/или близкой к диапазону температуры фазового превращения ферромагнитного проводника 228 или превышающей этот диапазон. В определенных вариантах осуществления, электрический проводник 232 представляет собой коррозионностойкий элемент.Электрический проводник 232 (опорный элемент 230) может обеспечить опору для ферромагнитного проводника 228 и коррозионную стойкость. Электрический проводник 232 выполнен из материала, который обеспечивает желаемое отдаваемое электрически резистивное тепло при температуре вплоть до и/или выше температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения ферромагнитного проводника 228.
В одном варианте осуществления, электрический проводник 232 выполнен из нержавеющей стали марки 347Н. В некоторых вариантах осуществления, электрический проводник 232 выполнен из другого электропроводного, обладающего надлежащей механической прочностью и коррозионно-стойкого материала. Например, электрический проводник 232 может быть выполнен из сплава 304Н, 316Н, 347Н, NF709, Incoloy® 800Н (от Inco Alloys International, Хантингтон, штат Западная Виргиния, США), сплава Haynes HR120® или сплава Inconel® 617.
В некоторых вариантах осуществления, электрический проводник 232 (опорный элемент 230) включает в себя разные сплавы в разных частях нагревателя с ограничением температуры. Например, нижний участок электрического проводника 232 (опорного элемента 230) выполнен из нержавеющей стали марки 347Н, а верхний участок электрического проводника (опорного элемента) выполнен из сплава HF709. В определенных вариантах осуществления, на разных участках электрического проводника (опорного элемента) используются разные сплавы, чтобы увеличить механическую прочность электрического проводника (опорного элемента), одновременно поддерживая желаемые нагревательные свойства для нагревателя с ограничением температуры.
В некоторых вариантах осуществления, ферромагнитный проводник 228 включает в себя разные ферромагнитные проводники на разных участках нагревателя с ограничением температуры. Разные ферромагнитные проводники можно использовать на разных участках нагревателя с ограничением температуры, чтобы изменить температуру Кюри и/или диапазон температуры фазового превращения, а значит - и максимальную рабочую температуру на разных участках. В некоторых вариантах осуществления, температура Кюри на верхнем участке нагревателя с ограничением температуры ниже, чем температура Кюри на нижнем участке нагревателя. Более низкая температура Кюри на верхнем участке увеличивает время до разрушения (при испытании на длительную прочность) на верхнем участке нагревателя.
В варианте осуществления, изображенном на фиг.10, ферромагнитный проводник 228, электрический проводник 232 и жила 226 имеют такие размеры, что глубина скин-слоя ферромагнитного проводника ограничивает глубину проникновения большей части протекающего электрического тока опорным элементом, когда температура ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового превращения ферромагнитного проводника. Таким образом, электрический проводник 232 обеспечивает большую часть отводимого электрически резистивного тепла нагревателя с ограничением температуры при температуре вплоть до температуры, равной температуре Кюри или превышающей ее и/или находящейся в диапазоне температуры фазового превращения ферромагнитного проводника 228 или превышающей этот диапазон. В определенных вариантах осуществления, нагреватель с ограничением температуры, изображенный на фиг.10, меньше (например, имеет наружный диаметр 3 см, 2,9 см, 2,5 см или менее), чем другие нагреватели с ограничением температуры, в которых не используется проводник 232 для обеспечения большей части отводимого электрически резистивного тепла. Нагреватель с ограничением температуры, изображенный на фиг.10, может быть меньше потому, что ферромагнитный проводник 228 является тонким по сравнению с габаритами ферромагнитного проводника, необходимого для нагревателя с ограничением температуры, в котором большая часть отводимого резистивного тепла обеспечивается ферромагнитным проводником.
В некоторых вариантах осуществления, опорный элемент и коррозионно-стойкий элемент являются разными элементами в нагревателе с ограничением температуры. На фиг.11 и 12 изображены варианты осуществления нагревателей с ограничением температуры, в каждом из которых рубашка обеспечивает большую часть отводимого тепла при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового преобразования ферромагнитного проводника. В этих вариантах осуществления, электрический проводник 232 представляет собой рубашку 224. Электрический проводник 232, ферромагнитный проводник 228, опорный элемент 230 и жила 226 (на фиг.11) или внутренний проводник 216 (на фиг.12) имеют такие размеры, что глубина скин-слоя ферромагнитного проводника ограничивает глубину проникновения большей части протекающего электрического тока толщиной рубашки. В определенных вариантах осуществления, электрический проводник 232 представляет собой материал, являющийся коррозионно-стойким, и обеспечивает отводимое электрически резистивное тепло при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового преобразования ферромагнитного проводника 228. Например, электрический проводник 232 выполнен из нержавеющей стали марки 825 или нержавеющей стали марки 347Н. В некоторых вариантах осуществления, электрический проводник 232 имеет малую толщину (например, порядка 0,5 мм).
Показанная на фиг.11 жила 226 выполнена из материала, обладающего высокой электропроводностью, такого, как медь или алюминий. Опорный элемент 230 выполнен из нержавеющей стали марки 347Н или другого материала с надлежащей механической прочностью при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового преобразования ферромагнитного проводника 228.
Показанный на фиг.12 опорный элемент 230 представляет собой жилу нагревателя с ограничением температуры и выполнен из нержавеющей стали марки 347Н или другого материала с надлежащей механической прочностью при температуре ниже температуры Кюри и/или диапазона температуры фазового преобразования ферромагнитного проводника 228. Внутренний проводник 216 выполнен из материала, обладающего высокой электропроводностью, такого, как медь или алюминий.
Примеры
Ниже приводятся неограничительные примеры.
На фиг.13 изображены экспериментальные расчеты выраженных в массовых процентах долей фаз феррита и аустенита в зависимости от температуры для сплава железа ТС3 (0,1 масс.% углерода, 5 масс.% кобальта, 12 масс.% хрома, 0,5 масс.% марганца, 0,5 масс.% кремния). Кривая 234 отображает выраженную в массовых процентах долю фазы феррита. Кривая 236 отображает выраженную в массовых процентах долю фазы аустенита. Стрелка указывает температуру Кюри сплава. Как показано на фиг.13, фазовое превращение происходило вблизи температуры Кюри, но не перекрывалось с температурой Кюри для этого сплава.
На фиг.14 изображены экспериментальные расчеты выраженных в массовых процентах фаз феррита и аустенита в зависимости от температуры для сплава железа FM-4 (0,1 масс.% углерода, 5 масс.% кобальта, 0,5 масс.% марганца, 0,5 масс.% кремния). Кривая 238 отображает выраженную в массовых процентах долю фазы феррита. Кривая 240 отображает выраженную в массовых процентах долю фазы аустенита. Стрелка указывает температуру Кюри сплава. Как показано на фиг.14, интервал температур фазового превращения при отсутствии хрома в сплаве расширился и этот интервал перекрывался с температурой Кюри для этого сплава.
Расчеты температуры Кюри (Тс) и поведения фазового превращения проводились для различных смесей кобальта, углерода, марганца, кремния, ванадия и титана с использованием программного обеспечения для термодинамических расчетов (TermoCalc от TermoCalc Software, Inc. (Мак-Мюррей, штат Пенсильвания, США) и JMatPro от Sente Software, Ltd. (Гилдфорд, Соединенное Королевство)) для прогнозирования влияния дополнительных элементов на температуру Кюри для выбранных композиций, температуру (А1, при которой феррит превращается в парамагнитный аустенит, а также фаз, присутствующих при этих температурах. Во всех расчетах использовали расчетную равновесную температуру 700°С для определения температуры Кюри феррита. Как показано в таблице 1, когда выраженная в процентах доля кобальта в композиции увеличивалась, Тс увеличивалась, a A1 уменьшалась, однако Тс оставалась выше А1. Увеличение температуры A1 можно прогнозировать при достаточном добавлении карбидообразующих элементов - ванадия, титана, ниобия, тантала и вольфрама. Например, в сплаве, который включает в себя примерно 0,1 масс.% вольфрама, можно использовать примерно 0,5 масс.% карбидообразующих элементов. Добавление карбидообразующих элементов обеспечивает замену карбидной фазы F3C карбидной фазой МС.Исходя из этих вычислений, можно считать, что избыточные количества ванадия проявили себя не оказывающими влияния на Тс, а избыточные количества карбидообразующих элементов снижали Тс.
Таблица 1
Композиция (масс.%, остальное - Fe) Результаты расчетов
Со С Mn Si V Ti Тс (ЕС) A1 (ЕС) присутствующие фазы (~700ЕС)
0 0.1 0.5 0.5 0 0 758 716 феррит + Fe3C (FM2)
2 0.1 0.5 0.5 0 0 776 726 феррит + Fe3C (FM4)
5 0.1 0.5 0.5 0 0 803 740 феррит + Fe3C (FM6)
8 0.1 0.5 0.5 0 0 829 752 феррит + Fe3C (FM8)
5 0.1 0.5 0.5 0.2 0 803 740 феррит + Fe3C + VC
5 0.1 0.5 0.5 0.4 0 802 773 феррит + Fe3C + VC
5 0.1 0.5 0.5 0.5 0 802 830 феррит + VC
5 0.1 0.5 0.5 0.6 0 802 855 феррит + VC
5 0.1 0.5 0.5 0.8 0 803 880 феррит + VC
5 0.1 0.5 0.5 1.0 0 805 896 феррит + VC
5 0.1 0.5 0.5 1.5 0 807 928 феррит + VC
5 0.1 0.5 0.5 2.0 0 810 959 феррит + VC
6 0.1 0.5 0.5 0.5 0 811 835 феррит + VC
7 0.1 0.5 0.5 0.5 0 819 839 феррит + VC
8 0.1 0.5 0.5 0.5 0 828 843 феррит + VC
Композиция (масс.%, остальное - Fe) Результаты расчетов
Со С Mn Si V Ti Тс (ЕС) A1 (ЕС) присутствующие фазы (~700ЕС)
9 0.1 0.5 0.5 0.5 0 836 847 феррит + VC
10 0.1 0.5 0.5 0.5 0 845 852 феррит + VC
11 0.1 0.5 0.5 0.5 0 853 856 феррит + VC
12 0.1 0.5 0.5 0.5 0 861 859 феррит + VC
10 0.1 0.5 0.5 1.0 0 847 907 феррит + VC
11 0.1 0.5 0.5 1.0 0 855 909 феррит + VC
12 0.1 0.5 0.5 1.0 0 863 911 феррит + VC
13 0.1 0.5 0.5 1.0 0 871 913 феррит + VC
14 0.1 0.5 0.5 1.0 0 879 915 феррит + VC
15 0.1 0.5 0.5 1.0 0 886 917 феррит + VC
17 0.1 0.5 0.5 1.0 0 902 920 феррит + VC
20 0.1 0.5 0.5 1.0 0 924 926 феррит + VC
5 0.1 0.5 0.5 0 0.2 802 738 феррит + Fe3C + TiC
5 0.1 0.5 0.5 0 0.3 802 738 феррит + Fe3C + TiC
5 0.1 0.5 0.5 0 0.4 802 867 феррит + TiC
5 0.1 0.5 0.5 0 0.45 802 896 феррит + TiC
5 0.1 0.5 0.5 0 0.5 801 902 феррит + TiC
5 0.1 0.5 0.5 0 1.0 795 934 феррит + TiC
8 0.1 0.5 0.5 0 0.5 827 905 феррит + TiC
10 0.1 0.5 0.5 0 0.5 844 908 феррит + TiC
11 0.1 0.5 0.5 0 0.5 852 909 феррит + TiC
12 0.1 0.5 0.5 0 0.5 860 911 феррит + TiC
13 0.1 0.5 0.5 0 0.5 868 912 феррит + TiC
14 0.1 0.5 0.5 0 0.5 876 914 феррит + TiC
15 0.1 0.5 0.5 0 0.5 884 915 феррит + TiC
17 0.1 0.5 0.5 0 0.5 899 918 феррит + TiC
18 0.1 0.5 0.5 0 0.5 907 920 феррит + TiC
19 0.1 0.5 0.5 0 0.5 914 921 феррит + TiC
20 0.1 0.5 0.5 0 0.5 922 923 феррит + TiC
21 0.1 0.5 0.5 0 0.5 929 924 феррит + TiC
21 0.1 0.5 0.5 0 0.6 928 926 феррит + TiC
21 0.1 0.5 0.5 0 0.7 926 928 феррит + TiC
21 0.1 0.5 0.5 0 0.8 925 930 феррит + TiC
21 0.1 0.5 0.5 0 1.0 922 934 феррит + TiC
22 0.1 0.5 0.5 0 1.0 930 935 феррит + TiC
23 0.1 0.5 0.5 0 1.0 937 936 феррит + TiC
Подготавливали несколько железокобальтовых сплавов, а их композиции приведены в таблице 2. Эти литейные сплавы обрабатывали, получая пруток и проволоку, а в таблице перечислены измеренные и расчетные значения Тс для прутков. Использовали средние значения замеров Тс при охлаждении и нагреве, поскольку во время нагрева и охлаждения наблюдался необратимый эффект гистерезиса. Как показано в таблице 2, согласованность между расчетной Тс и измеренной Тс была приемлемой.
Измерение Тс проводили методом тора, при реализации которого обматывали тор материалом образца. Посредине длины подсоединяли термопару.
Таблица 2
Обозначение сплава Номинальная композиция (масс.%, остальное - Fe) Тс (ЕС) (метод тора) Тс (ЕС) (расчетная)
Со С Mn Si
FM1 0 0 0 0 768 770
FM2 0 0.1 0.5 0.5 -- 758
FM3 5 0 0 0 -- 818
FM4 5 0.1 0.5 0.5 -- 803
FM5 8 0 0 0 -- 842
FM6 8 0.1 0.5 0.5 - 826
FM7 10 0 0 0 863 859
FM8 10 0.1 0.5 0.5 -- 846
На фиг.15 изображены температура Кюри (горизонтальные полоски) и диапазон температуры фазового превращения (вертикальные заштрихованные полоски) для нескольких сплавов железа. Столбец 242 отображает железокобальтовый сплав FM-2. Столбец 244 отображает железокобальтовый сплав FM-4. Столбец 246 отображает железокобальтовый сплав FM-6. Столбец 248 отображает железокобальтовый сплав FM-8. Столбец 250 отображает сплав ТС1 нержавеющей стали марки 410 с кобальтом. Столбец 252 отображает сплав ТС2 нержавеющей стали марки 410 с кобальтом. Столбец 254 отображает сплав ТС3 нержавеющей стали марки 410 с кобальтом. Столбец 256 отображает сплав ТС4 нержавеющей стали марки 410 с кобальтом. Столбец 258 отображает сплав ТС5 нержавеющей стали марки 410 с кобальтом. Как показано на фиг.15, железокобальтовые сплавы (FM-2, FM-4, FM-6, FM-8) имели большие диапазоны температуры фазового превращения, которые перекрываются с температурой Кюри. Сплавы нержавеющей стали марки 410 с кобальтом (TC1, ТС2, ТС3, ТС4, ТС5) имели малые диапазоны температуры фазового превращения. Диапазоны температуры фазового превращения для сплавов TC1, ТС2, ТС3 были выше температуры Кюри. Диапазон температуры фазового превращения для сплава ТС4 был ниже температуры Кюри. Таким образом, нагреватель с ограничением температуры, в котором используется сплав ТС4, может обеспечить самоограничение при температуре ниже температуры Кюри сплава ТС4.
На фиг.16-19 изображены влияния легирующей добавки на железокобальтовые сплавы. На фиг.16 и 17 изображены влияния добавки углерода в железокобальтовый сплав. На фиг.18 и 19 изображены влияния добавки титана в железокобальтовый сплав.
На фиг.16 изображены экспериментальные расчеты выраженных в массовых процентах фаз феррита и аустенита в зависимости от температуры для железокобальтового сплава с 5,63 масс.% кобальта и 0,4 масс.% марганца. Кривая 260 отображает выраженную в массовых процентах долю фазы феррита. Кривая 262 отображает выраженную в массовых процентах долю фазы аустенита. Стрелка указывает температуру Кюри сплава. Как показано на фиг.16, фазовое превращение происходило вблизи температуры Кюри, но не перекрывалось с температурой Кюри для этого сплава.
На фиг.17 изображены экспериментальные расчеты выраженных в массовых процентах фаз феррита и аустенита в зависимости от температуры для железокобальтового сплава с 5,63 масс.% кобальта, 0,4 масс.% марганца и 0,01% углерода. Кривая 264 отображает выраженную в массовых процентах долю фазы феррита. Кривая 266 отображает выраженную в массовых процентах долю фазы аустенита. Стрелка указывает температуру Кюри сплава. Как показано на фиг.16 и 17, фазовое превращение расширялось при добавке углерода в сплав, при этом сначала происходило смещение фазового превращения в сторону меньшей температуры. Таким образом, углерод можно добавлять в сплав железа, чтобы понизить начальную температуру и расширить диапазон температуры фазового превращения.
На фиг.18 изображены экспериментальные расчеты выраженных в массовых процентах фаз феррита и аустенита в зависимости от температуры для железокобальтового сплава с 5,63 масс.% кобальта, 0,4 масс.% марганца и 0,085% углерода. Кривая 268 отображает выраженную в массовых процентах долю фазы феррита. Кривая 270 отображает выраженную в массовых процентах долю фазы аустенита. Стрелка указывает температуру Кюри сплава. Как показано на фиг.18, фазовое превращение перекрывалось с температурой Кюри сплава.
На фиг.19 изображены экспериментальные расчеты выраженных в массовых процентах фаз феррита и аустенита в зависимости от температуры для железокобальтового сплава с 5,63 масс.% кобальта, 0,4 масс.% марганца, 0,085% углерода и 0,4% титана. Кривая 272 отображает выраженную в массовых процентах долю фазы феррита. Кривая 274 отображает выраженную в массовых процентах долю фазы аустенита. Стрелка указывает температуру Кюри сплава. Как показано на фиг.18 и 19, фазовое превращение сужалось при добавке титана в сплав, при этом сначала происходило смещение фазового превращения в сторону большей температуры. Таким образом, углерод можно добавлять в сплав железа, чтобы повысить начальную температуру и сузить диапазон температуры фазового превращения.
На фиг.20 изображены экспериментальные расчеты выраженных в массовых процентах фаз феррита и аустенита в зависимости от температуры для сплава того типа, который содержит нержавеющую сталь марки 410 (12 масс.% хрома, 0,1 масс.% углерода, 0,5 масс.% марганца, 0,5 масс.% кремния, а остальное - железо). Кривая 276 отображает выраженную в массовых процентах долю фазы феррита. Кривая 278 отображает выраженную в массовых процентах долю фазы аустенита. Стрелка указывает температуру Кюри сплава. Как показано на фиг.20, температура Кюри снижалась при добавке хрома.
Расчеты температуры Кюри (Тс) и поведения фазового превращения проводились для различных смесей кобальта, углерода, марганца, кремния, ванадия и титана с использованием программного обеспечения для термодинамических расчетов (TermoCalc от TermoCalc Software, Inc. для прогнозирования влияния дополнительных элементов на температуру Кюри для выбранных композиций, температуру (A1), при которой феррит превращается в парамагнитный аустенит, а также фаз, присутствующих при этих температурах. Во всех расчетах использовали расчетную равновесную температуру 700°С для определения температуры Кюри феррита. Как показано в таблице 3, когда выраженная в процентах доля кобальта в композиции увеличивалась, Тс увеличивалась, а A1 уменьшалась. Как показано в таблице 3, добавление ванадия и/или титана увеличивало А1 Добавление ванадия может обеспечить возможность использования возросших количеств хрома в нагревателях, Действие которых основано на температуре Кюри.
Таблица 3
Композиция (масс.%, остальное - Fe) Результаты расчетов
Со Cr С Mn Si V Ti Тс (ЕС) А1 (ЕС)
0 12 0.1 0.5 0.5 0 0 723 814
2 12 0.1 0.5 0.5 0 0 739 800
4 12 0.1 0.5 0.5 0 0 754 788
6 12 0.1 0.5 0.5 0 0 769 780
8 12 0.1 0.5 0.5 0 0 783 773
10 12 0.1 0.5 0.5 0 0 797 766
0 12 0.1 0.5 0.5 1 0 726
2 12 0.1 0.5 0.5 1 0 741
4 12 0.1 0.5 0.5 1 0 756
Композиция (масс.%, остальное - Fe) Результаты расчетов
Со Cr С Mn Si V Ti Tc (ЕС) A1 (ЕС)
6 12 0.1 0.5 0.5 1 0 770
8 12 0.1 0.5 0.5 1 0 784 794
10 12 0.1 0.5 0.5 1 0 797
0 12 0.1 0.5 0.5 2 0 726
2 12 0.1 0.5 0.5 2 0 742
6 12 0.1 0.5 0.5 2 0 772
8 12 0.1 0.5 0.5 2 0 785 817
10 12 0.1 0.5 0.5 2 0 797
0 12 0.1 0.5 0.5 0 0.5 718 863
2 12 0.1 0.5 0.5 0 0.5 733 825
4 12 0.1 0.5 0.5 0 0.5 747 803
6 12 0.1 0.5 0.5 0 0.5 761 787
8 12 0.1 0.5 0.5 0 0.5 775 775
10 12 0.1 0.5 0.5 0 0.5 788 767
0 12 0.1 0.5 0.5 1 0.5 721
2 12 0.1 0.5 0.5 1 0.5 736
4 12 0.1 0.5 0.5 1 0.5 750
6 12 0.1 0.5 0.5 1 0.5 763
8 12 0.1 0.5 0.5 1 0.5 776
10 12 0.1 0.5 0.5 1 0.5 788
0 12 0.1 0.5 0.5 2 0.5 725
2 12 0.1 0.5 0.5 2 0.5 738
4 12 0.1 0.5 0.5 2 0.5 752
6 12 0.1 0.5 0.5 2 0.5 764
8 12 0.1 0.5 0.5 2 0.5 777
10 12 0.1 0.5 0.5 2 0.5 788
0 12 0.1 0.5 0.5 0 1 712 >1000
2 12 0.1 0.5 0.5 0 1 727 877
4 12 0.1 0.5 0.5 0 1 741 836
6 12 0.1 0.5 0.5 0 1 755 810
8 12 0.1 0.5 0.5 0 1 768 794
10 12 0.1 0.5 0.5 0 1 781 780
0 12 0.1 0.5 0.5 1 1 715
2 12 0.1 0.5 0.5 1 1 730
4 12 0.1 0.5 0.5 1 1 743
6 12 0.1 0.5 0.5 1 1 757
8 12 0.1 0.5 0.5 1 1 770 821
10 12 0.1 0.5 0.5 1 1 782
0 12 0.1 0.5 0.5 2 1 718
2 12 0.1 0.5 0.5 2 1 732
4 12 0.1 0.5 0.5 2 1 745
6 12 0.1 0.5 0.5 2 1 758
8 12 0.1 0.5 0.5 2 1 770 873
10 12 0.1 0.5 0.5 2 1 782
0 12 0.1 0.3 0.5 0 0 727 826
2 12 0.1 0.3 0.5 0 0 742 810
4 12 0.1 0.3 0.5 0 0 758 800
Композиция (масс.%, остальное - Fe) Результаты расчетов
Со Cr С Mn Si V Ti Тс (ЕС) А1 (ЕС)
6 12 0.1 0.3 0.5 0 0 772 791
8 12 0.1 0.3 0.5 0 0 786 784
10 12 0.1 0.3 0.5 0 0 800 777
0 12 0.1 0.3 0.5 1 0 730
2 12 0.1 0.3 0.5 1 0 745
4 12 0.1 0.3 0.5 1 0 760
6 12 0.1 0.3 0.5 1 0 774
8 12 0.1 0.3 0.5 1 0 787
10 12 0.1 0.3 0.5 1 0 801
0 12 0.1 0.3 0.5 2 0 730
2 12 0.1 0.3 0.5 2 0 746
4 12 0.1 0.3 0.5 2 0 762
6 12 0.1 0.3 0.5 2 0 775
8 12 0.1 0.3 0.5 2 0 788
10 12 0.1 0.3 0.5 2 0 801
0 12 0.1 0.3 0.5 0 0.5 722
2 12 0.1 0.3 0.5 0 0.5 737
4 12 0.1 0.3 0.5 0 0.5 751
6 12 0.1 0.3 0.5 0 0.5 765
8 12 0.1 0.3 0.5 0 0.5 779
10 12 0.1 0.3 0.5 0 0.5 792
0 12 0.1 0.3 0.5 1 0.5 725
2 12 0.1 0.3 0.5 1 0.5 740
4 12 0.1 0.3 0.5 1 0.5 753
6 12 0.1 0.3 0.5 1 0.5 767
8 12 0.1 0.3 0.5 1 0.5 780
10 12 0.1 0.3 0.5 1 0.5 792
0 12 0.1 0.3 0.5 2 0.5 728
2 12 0.1 0.3 0.5 2 0.5 742
4 12 0.1 0.3 0.5 2 0.5 755
6 12 0.1 0.3 0.5 2 0.5 768
8 12 0.1 0.3 0.5 2 0.5 780
10 12 0.1 0.3 0.5 2 0.5 792
0 12 0.1 0.3 0.5 0 1 715
2 12 0.1 0.3 0.5 0 1 730
4 12 0.1 0.3 0.5 0 1 745
6 12 0.1 0.3 0.5 0 1 759
8 12 0.1 0.3 0.5 0 1 772
10 12 0.1 0.3 0.5 0 1 785
0 12 0.1 0.3 0.5 1 1 719
2 12 0.1 0.3 0.5 1 1 733
6 12 0.1 0.3 0.5 1 1 760
8 12 0.1 0.3 0.5 1 1 773 834
10 12 0.1 0.3 0.5 1 1 786
0 12 0.1 0.3 0.5 2 1 722
4 12 0.1 0.3 0.5 1 1 747
4 12 0.1 0.3 0.5 2 1 749
6 12 0.1 0.3 0.5 2 1 762
Композиция (масс.%, остальное - Fe) Результаты расчетов
Со Cr С Mn Si V Ti Тс (ЕС) А1 (ЕС)
8 12 0.1 0.3 0.5 2 1 774 886
10 12 0.1 0.3 0.5 2 1 786
7.5 12.25 0.1 0.3 0.5 0 0 781 785
8.0 12.25 0.1 0.3 0.5 0 0 785 783
8.5 12.25 0.1 0.3 0.5 0 0 788 781
9.0 12.25 0.1 0.3 0.5 0 0 792 779
9.5 12.25 0.1 0.3 0.5 0 0 795 778
10.0 12.25 0.1 0.3 0.5 0 0 798 776
6.0 12.25 0.1 0.5 0.5 0 0 767 780
6.5 12.25 0.1 0.5 0.5 0 0 771 778
7.0 12.25 0.1 0.5 0.5 0 0 774 776
7.5 12.25 0.1 0.5 0.5 0 0 778 774
7.5 12.25 0.1 0.3 0.5 1 0 782 812
8.0 12.25 0.1 0.3 0.5 1 0 786 809
8.5 12.25 0.1 0.3 0.5 1 0 789 806
9.0 12.25 0.1 0.3 0.5 1 0 792 804
9.5 12.25 0.1 0.3 0.5 1 0 795 801
10.0 12.25 0.1 0.3 0.5 1 0 799 799
7.5 12.25 0.1 0.5 0.5 1 0 779 801
8.0 12.25 0.1 0.5 0.5 1 0 782 799
8.5 12.25 0.1 0.5 0.5 1 0 785 796
9.0 12.25 0.1 0.5 0.5 1 0 788 793
9.5 12.25 0.1 0.5 0.5 1 0 792 791
10.0 12.25 0.1 0.5 0.5 1 0 795 788
7.5 12.25 0.1 0.3 0.5 0 0.5 774 788
8.0 12.25 0.1 0.3 0.5 0 0.5 777 785
8.5 12.25 0.1 0.3 0.5 0 0.5 781 782
9.0 12.25 0.1 0.3 0.5 0 0.5 784 780
7.5 12.25 0.1 0.5 0.5 0 0.5 770 777
8.0 12.25 0.1 0.5 0.5 0 0.5 774 774
8.5 12.25 0.1 0.5 0.5 0 0.5 777 771
7.5 12.25 0.1 0.3 0.5 1 0.5 775 823
8.0 12.25 0.1 0.3 0.5 1 0.5 778 819
8.5 12.25 0.1 0.3 0.5 1 0.5 782 814
9.0 12.25 0.1 0.3 0.5 1 0.5 785 810
9.5 12.25 0.1 0.3 0.5 1 0.5 788 807
10.0 12.25 0.1 0.3 0.5 1 0.5 791 803
10.5 12.25 0.1 0.3 0.5 1 0.5 794 800
11.0 12.25 0.1 0.3 0.5 1 0.5 797 797
7.5 12.25 0.1 0.5 0.5 1 0.5 771 811
8.0 12.25 0.1 0.5 0.5 1 0.5 775 807
8.5 12.25 0.1 0.5 0.5 1 0.5 778 803
9.0 12.25 0.1 0.5 0.5 1 0.5 781 799
9.5 12.25 0.1 0.5 0.5 1 0.5 784 796
10.0 12.25 0.1 0.5 0.5 1 0.5 787 792
10.5 12.25 0.1 0.5 0.5 1 0.5 790 789
Подготавливали несколько железокобальтовых сплавов, а их композиции приведены в таблице 4. Эти литейные сплавы обрабатывали, получая пруток и проволоку, а в таблице перечислены измеренные и расчетные значения Тс наряду с калориметрическими измерениями.
Таблица 4
Обозначение сплава Номинальная композиция (масс.%, остальное - Fe) Тс (ЕС) (метод тора) Тс (ЕС) (калориметрия) Тс (ЕС) (расчетная) А1 (ЕС)

(расчетная)
Со Cr С Mn Si V Ti
TC1b 0.02 13.2 0.08 0.45 0.69 0 0.01 692 -- 717 819
ТС2 2.44 12.3 0.10 0.48 0.47 0 0.01 -- -- 742 793
ТС3 4.81 12.3 0.10 0.48 0.46 0 0.01 -- -- 761 783
ТС4 9.75 12.2 0.07 0.49 0.47 0 0.01 759/ 682* -- 793 765
ТС5 9.80 12.2 0.10 0.48 0.46 1.02 0.01 -- -- 795 790
ТС6 7.32 12.3 0.12 0.29 0.46 0.89 0.46 754 752 775 813
ТС7 7.46 12.1 0.11 0.27 0.46 0.92 0 747 757 785 811
ТС8 7.49 12.1 0.11 0.28 0.45 0 0 761 774 784 786
* Две величины представляют время Тс во время нагревания и Тс во время последующего охлаждения
Дополнительные модификации и альтернативные варианты осуществления различных аспектов изобретения могут стать очевидными для специалистов в данной области техники в свете этого описания. Соответственно, это описание следует считать лишь иллюстративным и предназначенным для того, чтобы в общих чертах изложить для специалистов в данной области техники способ осуществления этого изобретения. Следует понять, что показанные и описанные здесь формы осуществления приведены как предпочтительные в настоящее время варианты осуществления. Элементы и материалы можно заменять по сравнению с теми, которые проиллюстрированы и описаны, детали и процессы можно сделать обратимыми, а определенные признаки изобретения можно использовать независимо, причем все это будет очевидно для специалистов в данной области техники после того, как они ознакомятся с описанием изобретения. В рамках существа и объема притязаний изобретения, охарактеризованных в нижеследующей формуле изобретения, в описанные здесь элементы можно внести изменения. Кроме того, следует понять, что признаки, описанные здесь, можно объединить в определенных вариантах осуществления.

Claims (16)

1. Нагреватель для нагрева подземного пласта, содержащий:
ферромагнитный проводник и
электрический проводник, электрически соединенный с ферромагнитным проводником,
в котором конфигурация нагревателя обеспечивает первое количество тепла при более низкой температуре и второе, уменьшенное количество тепла, когда нагреватель достигает выбранной температуры или входит в диапазон выбранной температуры, при которой ферромагнитный проводник претерпевает фазовое превращение из феррита в аустенит.
2. Нагреватель по п. 1, в котором ферромагнитный проводник расположен относительно внешнего электрического проводника таким образом, что электромагнитное поле, создаваемое с помощью изменяющегося во времени тока в ферромагнитном проводнике, ограничивает большую часть протекающего электрического тока внешним электрическим проводником при температурах ниже выбранной температуры или близких к ней.
3. Нагреватель по п. 1 или 2, в котором электрический проводник обеспечивает большую часть отводимого резистивного тепла нагревателя при температурах приблизительно до выбранной температуры или выбранного диапазона температур фазового превращения ферромагнитного проводника.
4. Нагреватель по любому из пп. 1 или 2, осуществляющий самоограничение при температуре, близкой к температуре или диапазону температур фазового превращения.
5. Нагреватель по любому из пп. 1 или 2, в котором фазовое превращение является обратимым.
6. Нагреватель по любому из пп. 1 или 2, в котором температура Кюри ферромагнитного материала находится в пределах диапазона температур фазового превращения ферромагнитного материала.
7. Нагреватель по любому из пп. 1 или 2, в котором ферромагнитный проводник содержит дополнительный материал, конфигурация которого обеспечивает коррекцию выбранной температуры или выбранного диапазона температур ферромагнитного проводника.
8. Нагреватель по п. 7, в котором добавка материала обеспечивает коррекцию ширины диапазона температуры фазового превращения.
9. Нагреватель по любому из пп. 1 или 2, имеющий соотношение пределов диапазона изменения параметров по меньшей мере 2:1.
10. Нагреватель по любому из пп. 1 или 2, конфигурация которого обеспечивает нагрев углеводородсодержащего слоя в углеводородсодержащем пласте таким образом, что тепло передается от нагревателя к углеводородам в углеводородсодержащем слое для мобилизации по меньшей мере некоторых углеводородов в этом слое.
11. Способ нагрева подземного слоя с использованием нагревателя по любому из пп. 1-10, заключающийся в том, что подают электрический ток в нагреватель, обеспечивая нагрев по меньшей мере участка подземного пласта.
12. Способ по п. 11, в котором подземный пласт содержит углеводороды и теплопередачу в пласт осуществляют таким образом, что по меньшей мере часть углеводородов в этом пласте пиролизуются.
13. Способ по любому из пп. 11 или 12, дополнительно предусматривающий добычу из пласта текучего флюида.
RU2012140171A 2006-04-21 2012-09-19 Нагреватель с ограничением температуры, в котором используется фазовое преобразование ферромагнитного материала RU2618240C2 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US79429806P 2006-04-21 2006-04-21
US60/794,298 2006-04-21
US85309606P 2006-10-20 2006-10-20
US60/853,096 2006-10-20

Related Parent Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008145876/03A Division RU2008145876A (ru) 2006-04-21 2007-04-20 Нагреватели с ограничением температуры, в которых используется фазовое преобразование ферромагнитного материала

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012140171A RU2012140171A (ru) 2014-03-27
RU2618240C2 true RU2618240C2 (ru) 2017-05-03

Family

ID=38625760

Family Applications (6)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008145876/03A RU2008145876A (ru) 2006-04-21 2007-04-20 Нагреватели с ограничением температуры, в которых используется фазовое преобразование ферромагнитного материала
RU2008145878A RU2441138C2 (ru) 2006-04-21 2007-04-20 Коррекция композиций сплавов для достижения выбранных свойств в нагревателях с ограничением температуры
RU2008145874/02A RU2455381C2 (ru) 2006-04-21 2007-04-20 Высокопрочные сплавы
RU2008145882A RU2415259C2 (ru) 2006-04-21 2007-04-20 Последовательное нагревание множества слоев углеводородсодержащего пласта
RU2008145880A RU2439289C2 (ru) 2006-04-21 2007-04-20 Барьер из серы для использования с процессами на месте залегания для обработки пластов
RU2012140171A RU2618240C2 (ru) 2006-04-21 2012-09-19 Нагреватель с ограничением температуры, в котором используется фазовое преобразование ферромагнитного материала

Family Applications Before (5)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008145876/03A RU2008145876A (ru) 2006-04-21 2007-04-20 Нагреватели с ограничением температуры, в которых используется фазовое преобразование ферромагнитного материала
RU2008145878A RU2441138C2 (ru) 2006-04-21 2007-04-20 Коррекция композиций сплавов для достижения выбранных свойств в нагревателях с ограничением температуры
RU2008145874/02A RU2455381C2 (ru) 2006-04-21 2007-04-20 Высокопрочные сплавы
RU2008145882A RU2415259C2 (ru) 2006-04-21 2007-04-20 Последовательное нагревание множества слоев углеводородсодержащего пласта
RU2008145880A RU2439289C2 (ru) 2006-04-21 2007-04-20 Барьер из серы для использования с процессами на месте залегания для обработки пластов

Country Status (13)

Country Link
US (17) US7683296B2 (ru)
EP (4) EP2010755A4 (ru)
JP (2) JP5166402B2 (ru)
KR (3) KR101440312B1 (ru)
AU (6) AU2007309735B2 (ru)
CA (6) CA2649802A1 (ru)
GB (1) GB2454071B (ru)
IL (4) IL194164A (ru)
NZ (2) NZ571338A (ru)
RU (6) RU2008145876A (ru)
TW (1) TWI437105B (ru)
WO (6) WO2007149622A2 (ru)
ZA (1) ZA200807896B (ru)

Families Citing this family (397)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6880635B2 (en) 2000-04-24 2005-04-19 Shell Oil Company In situ production of synthesis gas from a coal formation, the synthesis gas having a selected H2 to CO ratio
US6991032B2 (en) 2001-04-24 2006-01-31 Shell Oil Company In situ thermal processing of an oil shale formation using a pattern of heat sources
US7452454B2 (en) 2001-10-02 2008-11-18 Henkel Kgaa Anodized coating over aluminum and aluminum alloy coated substrates
AU2002359315B2 (en) 2001-10-24 2007-11-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation via backproducing through a heater well
DE10245103A1 (de) * 2002-09-27 2004-04-08 General Electric Co. Schaltschrank für eine Windenergieanlage und Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage
WO2004038174A2 (en) 2002-10-24 2004-05-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Staged and/or patterned heating during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation
US8403037B2 (en) 2009-12-08 2013-03-26 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
US8327931B2 (en) 2009-12-08 2012-12-11 Baker Hughes Incorporated Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same
US9101978B2 (en) 2002-12-08 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal compact
US9682425B2 (en) 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
US9079246B2 (en) 2009-12-08 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Method of making a nanomatrix powder metal compact
US9109429B2 (en) 2002-12-08 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Engineered powder compact composite material
NZ567052A (en) 2003-04-24 2009-11-27 Shell Int Research Thermal process for subsurface formations
DE10323774A1 (de) * 2003-05-26 2004-12-16 Khd Humboldt Wedag Ag Verfahren und Anlage zur thermischen Trocknung eines nass vermahlenen Zementrohmehls
US8296968B2 (en) * 2003-06-13 2012-10-30 Charles Hensley Surface drying apparatus and method
NZ550443A (en) 2004-04-23 2010-02-26 Shell Int Research Inhibiting reflux in a heated well of an in situ conversion system
FI20045353A (fi) * 2004-09-24 2006-03-25 Sandvik Tamrock Oy Menetelmä kiven rikkomiseksi
DE102005000782A1 (de) * 2005-01-05 2006-07-20 Voith Paper Patent Gmbh Trockenzylinder
US7500528B2 (en) 2005-04-22 2009-03-10 Shell Oil Company Low temperature barrier wellbores formed using water flushing
AU2006239962B8 (en) 2005-04-22 2010-04-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. In situ conversion system and method of heating a subsurface formation
NZ567257A (en) * 2005-10-24 2011-02-25 Shell Int Research Method of cracking a crude product to produce additional crude products
DE102006029506B4 (de) * 2005-10-28 2018-10-11 Volkswagen Ag Eingabevorrichtung
WO2007126676A2 (en) 2006-04-21 2007-11-08 Exxonmobil Upstream Research Company In situ co-development of oil shale with mineral recovery
RU2008145876A (ru) 2006-04-21 2010-05-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) Нагреватели с ограничением температуры, в которых используется фазовое преобразование ферромагнитного материала
US20080017381A1 (en) * 2006-06-08 2008-01-24 Nicholas Baiton Downhole steam generation system and method
EP1902825B1 (de) * 2006-09-20 2011-11-09 ECON Maschinenbau und Steuerungstechnik GmbH Vorrichtung zum Entwässern und Trocknen von Feststoffen, insbesondere von unterwassergranulierten Kunststoffen
US7665524B2 (en) * 2006-09-29 2010-02-23 Ut-Battelle, Llc Liquid metal heat exchanger for efficient heating of soils and geologic formations
JO2982B1 (ar) 2006-10-13 2016-03-15 Exxonmobil Upstream Res Co المسافات المنتظمة المثلى بين الابار لاستخراج الزيت الصخري الموقعي
CA2667274A1 (en) 2006-10-20 2008-05-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems and processes for use in treating subsurface formations
DE102007008292B4 (de) * 2007-02-16 2009-08-13 Siemens Ag Vorrichtung und Verfahren zur In-Situ-Gewinnung einer kohlenwasserstoffhaltigen Substanz unter Herabsetzung deren Viskosität aus einer unterirdischen Lagerstätte
AU2008227164B2 (en) 2007-03-22 2014-07-17 Exxonmobil Upstream Research Company Resistive heater for in situ formation heating
EP2142758A1 (en) 2007-04-20 2010-01-13 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Parallel heater system for subsurface formations
DK2150557T3 (en) 2007-05-03 2016-08-29 Auterra Inc Product containing monomer and polymers of titanyler and processes for their preparation.
WO2008153697A1 (en) 2007-05-25 2008-12-18 Exxonmobil Upstream Research Company A process for producing hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant
JP5063195B2 (ja) * 2007-05-31 2012-10-31 ラピスセミコンダクタ株式会社 データ処理装置
US8378280B2 (en) * 2007-06-06 2013-02-19 Areva Solar, Inc. Integrated solar energy receiver-storage unit
AU2008262309A1 (en) * 2007-06-06 2008-12-18 Areva Solar, Inc. Combined cycle power plant
GB2467670B (en) 2007-10-04 2012-08-01 Intellikine Inc Chemical entities and therapeutic uses thereof
US7866386B2 (en) 2007-10-19 2011-01-11 Shell Oil Company In situ oxidation of subsurface formations
US8869891B2 (en) * 2007-11-19 2014-10-28 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas
CA2705198A1 (en) * 2007-11-19 2009-05-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems and methods for producing oil and/or gas
US7669659B1 (en) * 2008-01-29 2010-03-02 Lugo Mario R System for preventing hydrate formation in chemical injection piping for subsea hydrocarbon production
US7740062B2 (en) * 2008-01-30 2010-06-22 Alberta Research Council Inc. System and method for the recovery of hydrocarbons by in-situ combustion
KR100943343B1 (ko) * 2008-02-11 2010-02-19 삼성모바일디스플레이주식회사 평판표시장치
US8272216B2 (en) * 2008-02-22 2012-09-25 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Method for converting solar thermal energy
US20100003184A1 (en) * 2008-02-22 2010-01-07 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Method for storing solar thermal energy
CN101959992B (zh) * 2008-02-27 2013-09-04 国际壳牌研究有限公司 用于生产油和/或气的系统和方法
US8637542B2 (en) 2008-03-14 2014-01-28 Intellikine, Inc. Kinase inhibitors and methods of use
WO2009114874A2 (en) 2008-03-14 2009-09-17 Intellikine, Inc. Benzothiazole kinase inhibitors and methods of use
JP5365037B2 (ja) 2008-03-18 2013-12-11 トヨタ自動車株式会社 水素生成装置、アンモニア燃焼内燃機関、及び燃料電池
WO2009117118A1 (en) * 2008-03-18 2009-09-24 Robertson John S Energy conversion system
EP2262978A1 (en) 2008-04-18 2010-12-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Using mines and tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations
GB2460668B (en) * 2008-06-04 2012-08-01 Schlumberger Holdings Subsea fluid sampling and analysis
FR2932842B1 (fr) * 2008-06-24 2010-08-20 Inst Francais Du Petrole Methode de traitement des abords des puits de stockage de gaz acides
WO2009158333A2 (en) * 2008-06-25 2009-12-30 Boston Scientific Scimed, Inc. Medical devices for delivery of therapeutic agent in conjunction with galvanic corrosion
KR20110039326A (ko) 2008-07-08 2011-04-15 인텔리카인, 인크. 키나제 억제제 및 사용 방법
EP2315909B1 (en) * 2008-07-17 2019-12-04 Vetco Gray Scandinavia AS System and method for sub-cooling hydrocarbon production fluid for transport
US8297355B2 (en) * 2008-08-22 2012-10-30 Texaco Inc. Using heat from produced fluids of oil and gas operations to produce energy
DE102008039449A1 (de) * 2008-08-25 2010-03-04 Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen Emissionsfreies Karftwerk
JP2010073002A (ja) * 2008-09-19 2010-04-02 Hoya Corp 画像処理装置およびカメラ
US9561068B2 (en) 2008-10-06 2017-02-07 Virender K. Sharma Method and apparatus for tissue ablation
US20100114082A1 (en) 2008-10-06 2010-05-06 Sharma Virender K Method and Apparatus for the Ablation of Endometrial Tissue
US10695126B2 (en) 2008-10-06 2020-06-30 Santa Anna Tech Llc Catheter with a double balloon structure to generate and apply a heated ablative zone to tissue
US9561066B2 (en) 2008-10-06 2017-02-07 Virender K. Sharma Method and apparatus for tissue ablation
US10064697B2 (en) 2008-10-06 2018-09-04 Santa Anna Tech Llc Vapor based ablation system for treating various indications
CN102187054B (zh) * 2008-10-13 2014-08-27 国际壳牌研究有限公司 地下烃地层的循环传热流体的加热
EP2347099A4 (en) 2008-10-30 2017-05-10 C6 Combustion Technologies, LP Toroidal boundary layer gas turbine
US9052116B2 (en) 2008-10-30 2015-06-09 Power Generation Technologies Development Fund, L.P. Toroidal heat exchanger
US8476431B2 (en) 2008-11-03 2013-07-02 Itellikine LLC Benzoxazole kinase inhibitors and methods of use
ES2467112T3 (es) * 2008-11-07 2014-06-11 Saint-Gobain Performance Plastics Corporation Método de formación de un cierre hermético termoplástico de diámetro grande
EP2350222B1 (en) 2008-11-07 2020-02-26 Saint-Gobain Performance Plastics Corporation Large diameter thermoplastic seal
US20100115831A1 (en) * 2008-11-10 2010-05-13 Green Knight Technologies, Llc Soil treatments with greenhouse gas
DE102008055468B4 (de) * 2008-12-01 2010-09-02 Nukem Technologies Gmbh Verfahren und Anordnung zur Herstellung von Brennstoffkernen
US8398862B1 (en) * 2008-12-05 2013-03-19 Charles Saron Knobloch Geothermal recovery method and system
CN102325959B (zh) 2009-02-23 2014-10-29 埃克森美孚上游研究公司 通过原位加热生产页岩油后的水处理
US8616323B1 (en) 2009-03-11 2013-12-31 Echogen Power Systems Hybrid power systems
EP2406562B1 (en) * 2009-03-13 2014-12-17 Regents of the University of Minnesota Carbon dioxide-based geothermal energy generation systems and methods related thereto
US8991510B2 (en) 2009-03-13 2015-03-31 Regents Of The University Of Minnesota Carbon dioxide-based geothermal energy generation systems and methods related thereto
US8181906B2 (en) * 2009-04-02 2012-05-22 Raytheon Company Method and apparatus for ram deceleration in a launch system
US9701177B2 (en) * 2009-04-02 2017-07-11 Henkel Ag & Co. Kgaa Ceramic coated automotive heat exchanger components
US8851170B2 (en) 2009-04-10 2014-10-07 Shell Oil Company Heater assisted fluid treatment of a subsurface formation
US20100266087A1 (en) * 2009-04-16 2010-10-21 Searete Llc, A Limited Liability Corporation Of The State Of Delaware Nuclear fission reactor, flow control assembly, methods therefor and a flow control assembly system
WO2010132081A1 (en) * 2009-04-16 2010-11-18 Searete Llc Nuclear fission reactor having flow control assembly
US8369474B2 (en) 2009-04-16 2013-02-05 The Invention Science Fund I, Llc Nuclear fission reactor, flow control assembly, methods therefor and a flow control assembly system
US8320513B2 (en) * 2009-04-16 2012-11-27 The Invention Science Fund I, Llc Nuclear fission reactor, flow control assembly, methods therefor and a flow control assembly system
US9107666B2 (en) 2009-04-17 2015-08-18 Domain Surgical, Inc. Thermal resecting loop
US9265556B2 (en) 2009-04-17 2016-02-23 Domain Surgical, Inc. Thermally adjustable surgical tool, balloon catheters and sculpting of biologic materials
US8523850B2 (en) 2009-04-17 2013-09-03 Domain Surgical, Inc. Method for heating a surgical implement
US9078655B2 (en) 2009-04-17 2015-07-14 Domain Surgical, Inc. Heated balloon catheter
EP2419621A4 (en) 2009-04-17 2015-03-04 Echogen Power Systems SYSTEM AND METHOD FOR MANAGING HEAT PROBLEMS IN GAS TURBINE ENGINES
US9131977B2 (en) 2009-04-17 2015-09-15 Domain Surgical, Inc. Layered ferromagnetic coated conductor thermal surgical tool
NO331231B1 (no) * 2009-05-26 2011-11-07 Framo Eng As Undersjoisk system for transport av fluid
US9074465B2 (en) 2009-06-03 2015-07-07 Schlumberger Technology Corporation Methods for allocating commingled oil production
US8587138B2 (en) * 2009-06-04 2013-11-19 Kevin Statler Systems for the recovery of gas and/or heat from the melting of metals and/or the smelting of ores and conversion thereof to electricity
CN102575532B (zh) 2009-06-22 2015-03-18 艾克竣电力系统股份有限公司 用于对入口气体进行温度调节的系统和方法
US8523487B2 (en) * 2009-06-25 2013-09-03 International Business Machines Corporation Co-disposal and co-storage of desalination concentrated brine waste product and carbon dioxide waste product
US8405001B2 (en) 2009-07-13 2013-03-26 Illinois Tool Works Inc Hybrid welding systems and devices
US9316404B2 (en) 2009-08-04 2016-04-19 Echogen Power Systems, Llc Heat pump with integral solar collector
US8613195B2 (en) 2009-09-17 2013-12-24 Echogen Power Systems, Llc Heat engine and heat to electricity systems and methods with working fluid mass management control
US8869531B2 (en) 2009-09-17 2014-10-28 Echogen Power Systems, Llc Heat engines with cascade cycles
US8794002B2 (en) 2009-09-17 2014-08-05 Echogen Power Systems Thermal energy conversion method
US8813497B2 (en) 2009-09-17 2014-08-26 Echogen Power Systems, Llc Automated mass management control
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
US8257112B2 (en) 2009-10-09 2012-09-04 Shell Oil Company Press-fit coupling joint for joining insulated conductors
WO2011049675A1 (en) * 2009-10-22 2011-04-28 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for producing geothermal energy
GB0919067D0 (en) * 2009-10-30 2009-12-16 Sck Cen Coated nuclear reactor fuel particles
US8425651B2 (en) 2010-07-30 2013-04-23 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix metal composite
US9243475B2 (en) 2009-12-08 2016-01-26 Baker Hughes Incorporated Extruded powder metal compact
US10240419B2 (en) 2009-12-08 2019-03-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat
US8573295B2 (en) 2010-11-16 2013-11-05 Baker Hughes Incorporated Plug and method of unplugging a seat
US8528633B2 (en) 2009-12-08 2013-09-10 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
US9127515B2 (en) 2010-10-27 2015-09-08 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix carbon composite
US9227243B2 (en) 2009-12-08 2016-01-05 Baker Hughes Incorporated Method of making a powder metal compact
US8616283B2 (en) * 2009-12-11 2013-12-31 E I Du Pont De Nemours And Company Process for treating water in heavy oil production using coated heat exchange units
US8863839B2 (en) 2009-12-17 2014-10-21 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations
US8672029B2 (en) * 2009-12-30 2014-03-18 Schlumberger Technology Corporation System for reducing foam in mixing operations
US8512009B2 (en) * 2010-01-11 2013-08-20 Baker Hughes Incorporated Steam driven pump for SAGD system
WO2011087474A1 (en) * 2010-01-15 2011-07-21 Rigidized Metals Corporation Methods of forming enhanced-surface walls for use in apparatae
US8875780B2 (en) * 2010-01-15 2014-11-04 Rigidized Metals Corporation Methods of forming enhanced-surface walls for use in apparatae for performing a process, enhanced-surface walls, and apparatae incorporating same
US20110186295A1 (en) * 2010-01-29 2011-08-04 Kaminsky Robert D Recovery of Hydrocarbons Using Artificial Topseals
WO2011104442A1 (fr) * 2010-02-23 2011-09-01 Arcelormittal Investigación Y Desarrollo Sl Moule, procédé de fabrication d'un moule et procédé de fabrication d'un produit en matière plastique ou composite au moyen de ce moule
US8424610B2 (en) 2010-03-05 2013-04-23 Baker Hughes Incorporated Flow control arrangement and method
US8502120B2 (en) 2010-04-09 2013-08-06 Shell Oil Company Insulating blocks and methods for installation in insulated conductor heaters
US8875788B2 (en) 2010-04-09 2014-11-04 Shell Oil Company Low temperature inductive heating of subsurface formations
CN102844520B (zh) * 2010-04-09 2016-02-03 国际壳牌研究有限公司 在地下地层中安装两个或更多个加热器的方法
US8939207B2 (en) 2010-04-09 2015-01-27 Shell Oil Company Insulated conductor heaters with semiconductor layers
CA2793673A1 (en) * 2010-04-09 2011-10-13 John Michael Karanikas Methods for heating with slots in hydrocarbon formations
US8739874B2 (en) 2010-04-09 2014-06-03 Shell Oil Company Methods for heating with slots in hydrocarbon formations
US9127523B2 (en) 2010-04-09 2015-09-08 Shell Oil Company Barrier methods for use 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
US20110279097A1 (en) * 2010-05-13 2011-11-17 David Wise System and method for using condition sensors/switches to change capacitance value
US20110277992A1 (en) * 2010-05-14 2011-11-17 Paul Grimes Systems and methods for enhanced recovery of hydrocarbonaceous fluids
WO2011146082A2 (en) * 2010-05-21 2011-11-24 Univeristy Of Utah Research Foundation Methods and systems for co2 sequestration
US8322423B2 (en) 2010-06-14 2012-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Oil-based grouting composition with an insulating material
US9062240B2 (en) 2010-06-14 2015-06-23 Halliburton Energy Services, Inc. Water-based grouting composition with an insulating material
CA2804133A1 (en) * 2010-06-28 2012-01-12 Mcconway & Torley, Llc Improved ferro-alloys
CA2804310A1 (en) * 2010-07-19 2012-01-26 Climax Molybdenum Company Stainless steel alloy
US8851794B2 (en) 2010-07-22 2014-10-07 Conocophillips Company Methods and systems for sulfur disposal
US8776884B2 (en) 2010-08-09 2014-07-15 Baker Hughes Incorporated Formation treatment system and method
WO2012030425A1 (en) 2010-08-30 2012-03-08 Exxonmobil Upstream Research Company Wellbore mechanical integrity for in situ pyrolysis
BR112013001022A2 (pt) * 2010-08-30 2016-05-24 Exxonmobil Upstream Res Compony redução de olefina para geração de óleo por pirólise in situ
SE535153C2 (sv) * 2010-09-08 2012-05-02 Metso Paper Karlstad Ab Positioneringsanordning för evakueringsrör i en torkcylinder
WO2012037346A1 (en) * 2010-09-15 2012-03-22 Conocophillips Company Simultaneous conversion and recovery of bitumen using rf
US9419288B2 (en) * 2010-10-06 2016-08-16 Enersys Advanced Systems, Inc. Thermal battery for power systems
US8857051B2 (en) 2010-10-08 2014-10-14 Shell Oil Company System and method for coupling lead-in conductor to insulated conductor
US8943686B2 (en) 2010-10-08 2015-02-03 Shell Oil Company Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors
US8732946B2 (en) 2010-10-08 2014-05-27 Shell Oil Company Mechanical compaction of insulator for insulated conductor splices
US9090955B2 (en) 2010-10-27 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal composite
CA2810832C (en) 2010-11-05 2017-10-31 Midrex Technologies, Inc. Reformer tube apparatus having variable wall thickness and associated method of manufacture
US9039794B2 (en) 2010-11-05 2015-05-26 Midrex Technologies, Inc. Reformer tube apparatus having variable wall thickness and associated method of manufacture
US8616001B2 (en) 2010-11-29 2013-12-31 Echogen Power Systems, Llc Driven starter pump and start sequence
US8783034B2 (en) 2011-11-07 2014-07-22 Echogen Power Systems, Llc Hot day cycle
US8857186B2 (en) 2010-11-29 2014-10-14 Echogen Power Systems, L.L.C. Heat engine cycles for high ambient conditions
US8776518B1 (en) 2010-12-11 2014-07-15 Underground Recovery, LLC Method for the elimination of the atmospheric release of carbon dioxide and capture of nitrogen from the production of electricity by in situ combustion of fossil fuels
US9033033B2 (en) 2010-12-21 2015-05-19 Chevron U.S.A. Inc. Electrokinetic enhanced hydrocarbon recovery from oil shale
WO2012088476A2 (en) 2010-12-22 2012-06-28 Chevron U.S.A. Inc. In-situ kerogen conversion and recovery
MX2013007200A (es) 2010-12-22 2013-10-17 Nexen Inc Metodo de fracturacion de hidrocarburos de alta presion a peticion y proceso relacionado.
US8789595B2 (en) 2011-01-14 2014-07-29 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for sand consolidation
BR112013015406A2 (pt) 2011-01-19 2017-09-26 Nexen Inc bomba centrífuga de múltiplos estágios de alta pressão para fraturamento de reservas de hidrocarboneto
US8850832B2 (en) * 2011-01-25 2014-10-07 Friedrich Air Conditioning Co, Ltd. Apparatus and method for installation by unlicensed personnel of a pre-charged, ductless heating/cooling system
JP5287962B2 (ja) * 2011-01-26 2013-09-11 株式会社デンソー 溶接装置
US8951311B2 (en) * 2011-02-17 2015-02-10 U.S. Department Of Energy Method and system for controlling a gasification or partial oxidation process
US20130312950A1 (en) * 2011-02-18 2013-11-28 Linc Energy Ltd. Igniting an underground coal seam in an underground coal gasification process, ucg
CN103491962B (zh) 2011-02-23 2016-10-12 因特利凯有限责任公司 激酶抑制剂的组合及其用途
WO2012123380A2 (en) 2011-03-11 2012-09-20 Puregeneration (Uk) Ltd Production and use of cyanoguanidine and cyanamide
US8662169B2 (en) 2011-04-07 2014-03-04 Baker Hughes Incorporated Borehole metal member bonding system and method
US9016370B2 (en) 2011-04-08 2015-04-28 Shell Oil Company Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment
CA2868742A1 (en) 2011-04-08 2013-07-18 Domain Surgical, Inc. Impedance matching circuit
US8932279B2 (en) 2011-04-08 2015-01-13 Domain Surgical, Inc. System and method for cooling of a heated surgical instrument and/or surgical site and treating tissue
RU2587459C2 (ru) 2011-04-08 2016-06-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Системы для соединения изолированных проводников
US8631876B2 (en) 2011-04-28 2014-01-21 Baker Hughes Incorporated Method of making and using a functionally gradient composite tool
US20120273539A1 (en) * 2011-04-28 2012-11-01 GM Global Technology Operations LLC Support structure and method of manufacturing the same
US9080098B2 (en) 2011-04-28 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Functionally gradient composite article
WO2012158722A2 (en) 2011-05-16 2012-11-22 Mcnally, David, J. Surgical instrument guide
US9139928B2 (en) 2011-06-17 2015-09-22 Baker Hughes Incorporated Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment
US9707739B2 (en) 2011-07-22 2017-07-18 Baker Hughes Incorporated Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same
US8783365B2 (en) 2011-07-28 2014-07-22 Baker Hughes Incorporated Selective hydraulic fracturing tool and method thereof
US9833838B2 (en) 2011-07-29 2017-12-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9643250B2 (en) 2011-07-29 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9057242B2 (en) 2011-08-05 2015-06-16 Baker Hughes Incorporated Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate
US9033055B2 (en) 2011-08-17 2015-05-19 Baker Hughes Incorporated Selectively degradable passage restriction and method
US9856547B2 (en) 2011-08-30 2018-01-02 Bakers Hughes, A Ge Company, Llc Nanostructured powder metal compact
US9109269B2 (en) 2011-08-30 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Magnesium alloy powder metal compact
US9090956B2 (en) 2011-08-30 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Aluminum alloy powder metal compact
US9643144B2 (en) 2011-09-02 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method to generate and disperse nanostructures in a composite material
US9347119B2 (en) 2011-09-03 2016-05-24 Baker Hughes Incorporated Degradable high shock impedance material
US9187990B2 (en) 2011-09-03 2015-11-17 Baker Hughes Incorporated Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system
US9133695B2 (en) 2011-09-03 2015-09-15 Baker Hughes Incorporated Degradable shaped charge and perforating gun system
US9526558B2 (en) 2011-09-13 2016-12-27 Domain Surgical, Inc. Sealing and/or cutting instrument
WO2013055391A1 (en) 2011-10-03 2013-04-18 Echogen Power Systems, Llc Carbon dioxide refrigeration cycle
WO2013052561A2 (en) 2011-10-07 2013-04-11 Shell Oil Company Thermal expansion accommodation for circulated fluid systems used to heat subsurface formations
JO3139B1 (ar) 2011-10-07 2017-09-20 Shell Int Research تشكيل موصلات معزولة باستخدام خطوة اختزال أخيرة بعد المعالجة الحرارية.
JO3141B1 (ar) 2011-10-07 2017-09-20 Shell Int Research الوصلات المتكاملة للموصلات المعزولة
US9080917B2 (en) 2011-10-07 2015-07-14 Shell Oil Company System and methods for using dielectric properties of an insulated conductor in a subsurface formation to assess properties of the insulated conductor
US9080441B2 (en) 2011-11-04 2015-07-14 Exxonmobil Upstream Research Company Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis
US8272557B1 (en) 2011-11-11 2012-09-25 Lincoln Global, Inc. Shield for a cutting or welding torch
US9284812B2 (en) 2011-11-21 2016-03-15 Baker Hughes Incorporated System for increasing swelling efficiency
KR102151368B1 (ko) 2011-12-06 2020-09-04 도메인 서지컬, 인크. 수술 기기로의 전원공급 제어 시스템 및 그 방법
US20150315886A1 (en) * 2011-12-09 2015-11-05 Dmitry Ivanovich Potapenko Well treatment with high solids content fluids
US8851177B2 (en) 2011-12-22 2014-10-07 Chevron U.S.A. Inc. In-situ kerogen conversion and oxidant regeneration
US8701788B2 (en) 2011-12-22 2014-04-22 Chevron U.S.A. Inc. Preconditioning a subsurface shale formation by removing extractible organics
US9181467B2 (en) 2011-12-22 2015-11-10 Uchicago Argonne, Llc Preparation and use of nano-catalysts for in-situ reaction with kerogen
AU2012367347A1 (en) 2012-01-23 2014-08-28 Genie Ip B.V. Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation
AU2012367826A1 (en) 2012-01-23 2014-08-28 Genie Ip B.V. Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation
US9010416B2 (en) 2012-01-25 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Tubular anchoring system and a seat for use in the same
US9068428B2 (en) 2012-02-13 2015-06-30 Baker Hughes Incorporated Selectively corrodible downhole article and method of use
CA2811666C (en) 2012-04-05 2021-06-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors
AU2013256824A1 (en) * 2012-05-04 2014-11-20 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for containment and improved recovery in heated hydrocarbon containing formations by optimal placement of fractures and production wells
WO2013165711A1 (en) 2012-05-04 2013-11-07 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material
US9605508B2 (en) 2012-05-08 2017-03-28 Baker Hughes Incorporated Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same
EP2852488B1 (en) 2012-05-23 2020-11-25 Saint-Gobain Performance Plastics Corporation Methods of forming large diameter thermoplastic seal and seal ring
US8992771B2 (en) 2012-05-25 2015-03-31 Chevron U.S.A. Inc. Isolating lubricating oils from subsurface shale formations
WO2014031526A1 (en) 2012-08-20 2014-02-27 Echogen Power Systems, L.L.C. Supercritical working fluid circuit with a turbo pump and a start pump in series configuration
EP2888436B1 (en) * 2012-08-27 2019-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Annular safety valve sealing package
US9118226B2 (en) 2012-10-12 2015-08-25 Echogen Power Systems, Llc Heat engine system with a supercritical working fluid and processes thereof
US9341084B2 (en) 2012-10-12 2016-05-17 Echogen Power Systems, Llc Supercritical carbon dioxide power cycle for waste heat recovery
US9869167B2 (en) 2012-11-12 2018-01-16 Terracoh Inc. Carbon dioxide-based geothermal energy generation systems and methods related thereto
US11449018B2 (en) 2012-11-16 2022-09-20 U.S. Well Services, LLC System and method for parallel power and blackout protection for electric powered hydraulic fracturing
US9650879B2 (en) 2012-11-16 2017-05-16 Us Well Services Llc Torsional coupling for electric hydraulic fracturing fluid pumps
US9840901B2 (en) 2012-11-16 2017-12-12 U.S. Well Services, LLC Remote monitoring for hydraulic fracturing equipment
US10526882B2 (en) 2012-11-16 2020-01-07 U.S. Well Services, LLC Modular remote power generation and transmission for hydraulic fracturing system
US10036238B2 (en) 2012-11-16 2018-07-31 U.S. Well Services, LLC Cable management of electric powered hydraulic fracturing pump unit
US9745840B2 (en) 2012-11-16 2017-08-29 Us Well Services Llc Electric powered pump down
US11476781B2 (en) 2012-11-16 2022-10-18 U.S. Well Services, LLC Wireline power supply during electric powered fracturing operations
US9650871B2 (en) 2012-11-16 2017-05-16 Us Well Services Llc Safety indicator lights for hydraulic fracturing pumps
US9893500B2 (en) 2012-11-16 2018-02-13 U.S. Well Services, LLC Switchgear load sharing for oil field equipment
US9995218B2 (en) 2012-11-16 2018-06-12 U.S. Well Services, LLC Turbine chilling for oil field power generation
US9410410B2 (en) 2012-11-16 2016-08-09 Us Well Services Llc System for pumping hydraulic fracturing fluid using electric pumps
US9970278B2 (en) 2012-11-16 2018-05-15 U.S. Well Services, LLC System for centralized monitoring and control of electric powered hydraulic fracturing fleet
US10119381B2 (en) 2012-11-16 2018-11-06 U.S. Well Services, LLC System for reducing vibrations in a pressure pumping fleet
US10020711B2 (en) 2012-11-16 2018-07-10 U.S. Well Services, LLC System for fueling electric powered hydraulic fracturing equipment with multiple fuel sources
US10407990B2 (en) 2012-11-16 2019-09-10 U.S. Well Services, LLC Slide out pump stand for hydraulic fracturing equipment
US10232332B2 (en) 2012-11-16 2019-03-19 U.S. Well Services, Inc. Independent control of auger and hopper assembly in electric blender system
US9611728B2 (en) 2012-11-16 2017-04-04 U.S. Well Services Llc Cold weather package for oil field hydraulics
US10254732B2 (en) 2012-11-16 2019-04-09 U.S. Well Services, Inc. Monitoring and control of proppant storage from a datavan
US9062808B2 (en) 2012-11-20 2015-06-23 Elwha Llc Underwater oil pipeline heating systems
WO2014086594A1 (de) 2012-12-06 2014-06-12 Siemens Aktiengesellschaft Anordnung und verfahren zum eintragen von wärme in eine geologische formation mittels elektromagnetischer induktion
EP3964151A3 (en) 2013-01-17 2022-03-30 Virender K. Sharma Apparatus for tissue ablation
WO2014117074A1 (en) 2013-01-28 2014-07-31 Echogen Power Systems, L.L.C. Process for controlling a power turbine throttle valve during a supercritical carbon dioxide rankine cycle
WO2014117068A1 (en) 2013-01-28 2014-07-31 Echogen Power Systems, L.L.C. Methods for reducing wear on components of a heat engine system at startup
US9194221B2 (en) 2013-02-13 2015-11-24 Harris Corporation Apparatus for heating hydrocarbons with RF antenna assembly having segmented dipole elements and related methods
CA2843041C (en) 2013-02-22 2017-06-13 Anschutz Exploration Corporation Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water
US9708196B2 (en) 2013-02-22 2017-07-18 Anschutz Exploration Corporation Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water
US9364773B2 (en) 2013-02-22 2016-06-14 Anschutz Exploration Corporation Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water
US11440815B2 (en) 2013-02-22 2022-09-13 Anschutz Exploration Corporation Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water
BR112015021396A2 (pt) 2013-03-04 2017-08-22 Echogen Power Systems Llc Sistemas de motor de calor com circuitos de dióxido de carbono supercrítico de alto potência útil
US20140251596A1 (en) * 2013-03-05 2014-09-11 Cenovus Energy Inc. Single vertical or inclined well thermal recovery process
US20140251608A1 (en) * 2013-03-05 2014-09-11 Cenovus Energy Inc. Single vertical or inclined well thermal recovery process
US10316644B2 (en) 2013-04-04 2019-06-11 Shell Oil Company Temperature assessment using dielectric properties of an insulated conductor heater with selected electrical insulation
EP2806007B1 (en) 2013-05-24 2017-04-05 Services Pétroliers Schlumberger Methods for maintaining zonal isolation in a subterranean well
CA2912824A1 (en) * 2013-05-30 2014-12-04 Clean Coal Technologies, Inc. Treatment of coal
US9695875B2 (en) 2013-07-17 2017-07-04 Roller Bearing Company Of America, Inc. Top drive bearing for use in a top drive system, and made of non-vacuum arc remelted steel configured to achieve an extended life cycle at least equivalent to a life factor of three for a vacuum arc remelted steel
US9816339B2 (en) 2013-09-03 2017-11-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole
WO2015048186A1 (en) * 2013-09-24 2015-04-02 Oborn Environmental Solutions, LLC Automated systems and methods for production of gas from groundwater aquifers
WO2015054637A1 (en) 2013-10-10 2015-04-16 Scoperta, Inc. Methods of selecting material compositions and designing materials having a target property
US9322779B2 (en) * 2013-10-16 2016-04-26 Baker Hughes Incorporated Methods of measuring the fouling tendency of hydrocarbon fluids
US9512699B2 (en) 2013-10-22 2016-12-06 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process
US9394772B2 (en) 2013-11-07 2016-07-19 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation
US20150167403A1 (en) * 2013-12-13 2015-06-18 Trican Well Service, Ltd. System for coating tubing encapsulated cable for insertion into coil tubing
JP6217426B2 (ja) * 2014-02-07 2017-10-25 いすゞ自動車株式会社 廃熱回収システム
US11167343B2 (en) 2014-02-21 2021-11-09 Terves, Llc Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
US10865465B2 (en) 2017-07-27 2020-12-15 Terves, Llc Degradable metal matrix composite
US10150713B2 (en) 2014-02-21 2018-12-11 Terves, Inc. Fluid activated disintegrating metal system
RU2563510C1 (ru) * 2014-03-21 2015-09-20 Общество с ограниченной ответственностью "НТЦ Геофизика" Призабойный скважинный нагреватель и способ повышения нефтеотдачи с его применением
AU2015241248B2 (en) * 2014-04-04 2017-03-16 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Traveling unit and work vehicle
EP3131488A1 (en) 2014-04-17 2017-02-22 Boston Scientific Scimed, Inc. Medical devices for therapeutic heat treatments
CN105093146A (zh) * 2014-05-07 2015-11-25 哈尔滨飞机工业集团有限责任公司 低压探测器试验器
US10357306B2 (en) 2014-05-14 2019-07-23 Domain Surgical, Inc. Planar ferromagnetic coated surgical tip and method for making
US10316694B2 (en) 2014-07-31 2019-06-11 Garrett Transportation I Inc. Stainless steel alloys, turbocharger turbine housings formed from the stainless steel alloys, and methods for manufacturing the same
US9896752B2 (en) 2014-07-31 2018-02-20 Honeywell International Inc. Stainless steel alloys, turbocharger turbine housings formed from the stainless steel alloys, and methods for manufacturing the same
US9534281B2 (en) 2014-07-31 2017-01-03 Honeywell International Inc. Turbocharger turbine housings formed from the stainless steel alloys, and methods for manufacturing the same
US9451792B1 (en) * 2014-09-05 2016-09-27 Atmos Nation, LLC Systems and methods for vaporizing assembly
DE202014007322U1 (de) * 2014-09-08 2015-12-09 Innovative ThermoAnalytic Instruments KG Heizhaubenvorrichtung mit neuartiger Anordnung der Heizeinrichtung
CN107075931B (zh) 2014-09-17 2019-09-17 沙特阿拉伯石油公司 用于脐带管部署型电潜泵系统的悬挂器
WO2016073252A1 (en) 2014-11-03 2016-05-12 Echogen Power Systems, L.L.C. Active thrust management of a turbopump within a supercritical working fluid circuit in a heat engine system
DE102014223621A1 (de) * 2014-11-19 2016-05-19 Siemens Aktiengesellschaft Lagerstättenheizung
AU2015350481A1 (en) 2014-11-21 2017-05-25 Exxonmobil Upstream Research Company Method of recovering hydrocarbons within a subsurface formation
RU2728107C2 (ru) 2014-11-25 2020-07-28 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Пиролиз для создания давления в нефтяных пластах
US20160169451A1 (en) * 2014-12-12 2016-06-16 Fccl Partnership Process and system for delivering steam
US9910026B2 (en) 2015-01-21 2018-03-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc High temperature tracers for downhole detection of produced water
CA2983062C (en) 2015-02-03 2022-06-14 The Nanosteel Company, Inc. Infiltrated ferrous materials
US10378303B2 (en) 2015-03-05 2019-08-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole tool and method of forming the same
US10066156B2 (en) * 2015-04-14 2018-09-04 Saudi Arabian Oil Company Supercritical carbon dioxide emulsified acid
US10221637B2 (en) 2015-08-11 2019-03-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding
US9803508B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation from waste heat in integrated crude oil diesel hydrotreating and aromatics facilities
US9803145B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation from waste heat in integrated crude oil refining, aromatics, and utilities facilities
US9745871B2 (en) 2015-08-24 2017-08-29 Saudi Arabian Oil Company Kalina cycle based conversion of gas processing plant waste heat into power
US9803513B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation from waste heat in integrated aromatics, crude distillation, and naphtha block facilities
US9803506B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation from waste heat in integrated crude oil hydrocracking and aromatics facilities
US9803505B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation from waste heat in integrated aromatics and naphtha block facilities
US10227899B2 (en) 2015-08-24 2019-03-12 Saudi Arabian Oil Company Organic rankine cycle based conversion of gas processing plant waste heat into power and cooling
US9725652B2 (en) 2015-08-24 2017-08-08 Saudi Arabian Oil Company Delayed coking plant combined heating and power generation
US9803507B2 (en) * 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation using independent dual organic Rankine cycles from waste heat systems in diesel hydrotreating-hydrocracking and continuous-catalytic-cracking-aromatics facilities
US9803511B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation using independent dual organic rankine cycles from waste heat systems in diesel hydrotreating-hydrocracking and atmospheric distillation-naphtha hydrotreating-aromatics facilities
EP3359141B1 (en) 2015-10-07 2022-02-16 Boston Scientific Scimed, Inc. Mixture of lafesih magnetic nanoparticles with different curie temperatures to improve inductive heating efficiency for hyperthermia therapy
TW201733664A (zh) * 2015-11-13 2017-10-01 艾克頌美孚研究工程公司 烴逆滲透膜及分離
WO2017095402A1 (en) 2015-12-02 2017-06-08 Halliburton Energy Services, Inc. Acousto-electromagnetic measurement through use of doppler spectrum for casing corrosion evaluation
US10016810B2 (en) 2015-12-14 2018-07-10 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof
US10443312B2 (en) * 2015-12-28 2019-10-15 Michael J Davis System and method for heating the ground
US9856141B2 (en) * 2016-01-07 2018-01-02 Fluor Technologies Corporation Method for avoiding expensive sour water stripper metallurgy in a gasification plant
WO2017127722A1 (en) 2016-01-20 2017-07-27 Lucent Medical Systems, Inc. Low-frequency electromagnetic tracking
GB2546808B (en) * 2016-02-01 2018-09-12 Rolls Royce Plc Low cobalt hard facing alloy
GB2546809B (en) * 2016-02-01 2018-05-09 Rolls Royce Plc Low cobalt hard facing alloy
EP3418412B1 (en) * 2016-02-19 2021-04-07 Nippon Steel Corporation Steel useful as material for chains
US11331140B2 (en) 2016-05-19 2022-05-17 Aqua Heart, Inc. Heated vapor ablation systems and methods for treating cardiac conditions
US10968729B2 (en) * 2016-06-09 2021-04-06 Glenn Clay SYLVESTER Downhole heater
US11084984B2 (en) * 2016-06-10 2021-08-10 Neotechnology Llc Processes and systems for improvement of heavy crude oil using induction heating
US10125588B2 (en) * 2016-06-30 2018-11-13 Must Holding Llc Systems and methods for recovering bitumen from subterranean formations
IT201600074309A1 (it) * 2016-07-15 2018-01-15 Eni Spa Sistema per la trasmissione dati bidirezionale cableless in un pozzo per l’estrazione di fluidi di formazione.
US10209392B2 (en) * 2016-08-02 2019-02-19 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for monitoring for scale
KR101824580B1 (ko) * 2016-08-26 2018-02-01 하이윈 테크놀로지스 코포레이션 선형 이동 시스템의 윤활 작동 검출 방법
US10844303B1 (en) * 2016-08-29 2020-11-24 Gale Campbell Method for the production of fuel oil
KR102545083B1 (ko) 2016-11-01 2023-06-19 더 나노스틸 컴퍼니, 인코포레이티드 분말 층 융합용 3ｄ 인쇄 가능한 경질 철계 금속 합금
CA2987665C (en) 2016-12-02 2021-10-19 U.S. Well Services, LLC Constant voltage power distribution system for use with an electric hydraulic fracturing system
US11396002B2 (en) * 2017-03-28 2022-07-26 Uop Llc Detecting and correcting problems in liquid lifting in heat exchangers
US10968399B2 (en) 2017-04-07 2021-04-06 Citgo Petroleum Corporation Online coke removal in a heater pass
US10100245B1 (en) 2017-05-15 2018-10-16 Saudi Arabian Oil Company Enhancing acid fracture conductivity
US10280724B2 (en) 2017-07-07 2019-05-07 U.S. Well Services, Inc. Hydraulic fracturing equipment with non-hydraulic power
EP3435493B1 (de) * 2017-07-27 2020-03-25 Siemens Aktiengesellschaft Steckbare hochspannungsdurchführung und hochspannungsanlage mit der steckbaren hochspannungsdurchführung
US10480354B2 (en) 2017-08-08 2019-11-19 Saudi Arabian Oil Company Natural gas liquid fractionation plant waste heat conversion to simultaneous power and potable water using Kalina cycle and modified multi-effect-distillation system
US10677104B2 (en) 2017-08-08 2020-06-09 Saudi Arabian Oil Company Natural gas liquid fractionation plant waste heat conversion to simultaneous power, cooling and potable water using integrated mono-refrigerant triple cycle and modified multi-effect-distillation system
US10663234B2 (en) 2017-08-08 2020-05-26 Saudi Arabian Oil Company Natural gas liquid fractionation plant waste heat conversion to simultaneous cooling capacity and potable water using kalina cycle and modified multi-effect distillation system
US10443453B2 (en) 2017-08-08 2019-10-15 Saudi Araabian Oil Company Natural gas liquid fractionation plant cooling capacity and potable water generation using integrated vapor compression-ejector cycle and modified multi-effect distillation system
US10684079B2 (en) * 2017-08-08 2020-06-16 Saudi Arabian Oil Company Natural gas liquid fractionation plant waste heat conversion to simultaneous power and cooling capacities using modified goswami system
US10662824B2 (en) 2017-08-08 2020-05-26 Saudi Arabian Oil Company Natural gas liquid fractionation plant waste heat conversion to power using organic Rankine cycle
US10494958B2 (en) 2017-08-08 2019-12-03 Saudi Arabian Oil Company Natural gas liquid fractionation plant waste heat conversion to simultaneous power and cooling capacities using integrated organic-based compressor-ejector-expander triple cycles system
US10451359B2 (en) 2017-08-08 2019-10-22 Saudi Arabian Oil Company Natural gas liquid fractionation plant waste heat conversion to power using Kalina cycle
US10487699B2 (en) 2017-08-08 2019-11-26 Saudi Arabian Oil Company Natural gas liquid fractionation plant waste heat conversion to cooling capacity using kalina cycle
US10626756B2 (en) 2017-08-08 2020-04-21 Saudi Arabian Oil Company Natural gas liquid fractionation plant waste heat conversion to power using dual turbines organic Rankine cycle
US10436077B2 (en) 2017-08-08 2019-10-08 Saudi Arabian Oil Company Natural gas liquid fractionation plant waste heat conversion to potable water using modified multi-effect distillation system
US10690407B2 (en) 2017-08-08 2020-06-23 Saudi Arabian Oil Company Natural gas liquid fractionation plant waste heat conversion to simultaneous power and potable water using organic Rankine cycle and modified multi-effect-distillation systems
US10480355B2 (en) 2017-08-08 2019-11-19 Saudi Arabian Oil Company Natural gas liquid fractionation plant waste heat conversion to simultaneous power, cooling and potable water using modified goswami cycle and new modified multi-effect-distillation system
CA3075856A1 (en) * 2017-09-13 2019-03-21 Chevron Phillips Chemical Company Lp Pvdf pipe and methods of making and using same
US10655443B2 (en) 2017-09-21 2020-05-19 Saudi Arabian Oil Company Pulsed hydraulic fracturing with geopolymer precursor fluids
CA3078509A1 (en) 2017-10-05 2019-04-11 U.S. Well Services, LLC Instrumented fracturing slurry flow system and method
US10408031B2 (en) 2017-10-13 2019-09-10 U.S. Well Services, LLC Automated fracturing system and method
AR114805A1 (es) 2017-10-25 2020-10-21 U S Well Services Llc Método y sistema de fracturación inteligente
US10371633B2 (en) 2017-10-30 2019-08-06 Saudi Arabian Oil Company Determining a specific gravity of a sample
US20190145658A1 (en) * 2017-11-16 2019-05-16 Akurate Dynamics, Llc In-line electric heater for plural component materials
KR101997733B1 (ko) * 2017-11-21 2019-07-08 주식회사 포스코 스텝 플레이트
CA3084596A1 (en) 2017-12-05 2019-06-13 U.S. Well Services, LLC Multi-plunger pumps and associated drive systems
US10648311B2 (en) 2017-12-05 2020-05-12 U.S. Well Services, LLC High horsepower pumping configuration for an electric hydraulic fracturing system
JP7259767B2 (ja) * 2018-01-31 2023-04-18 株式会社プロテリアル 超硬合金製複合ロール
CA3090408A1 (en) 2018-02-05 2019-08-08 U.S. Well Services, LLC Microgrid electrical load management
EP3543368B1 (fr) * 2018-03-20 2020-08-05 The Swatch Group Research and Development Ltd Alliages à haute entropie pour composants d'habillage
US11035207B2 (en) 2018-04-16 2021-06-15 U.S. Well Services, LLC Hybrid hydraulic fracturing fleet
CN108812184B (zh) * 2018-04-20 2020-06-09 重庆市涪陵页岩气环保研发与技术服务中心 以页岩气水基钻屑和污泥发酵产物配制人工土壤的方法
CN108665989B (zh) * 2018-05-10 2020-08-04 中广核核电运营有限公司 核电站乏燃料相关组件剪切缩容方法
EP3801324A4 (en) 2018-06-01 2022-03-30 Santa Anna Tech LLC MULTI-STAGE STEAM-BASED ABLATION TREATMENT METHODS AND STEAM GENERATION AND DISTRIBUTION SYSTEMS
US11211801B2 (en) 2018-06-15 2021-12-28 U.S. Well Services, LLC Integrated mobile power unit for hydraulic fracturing
US10883388B2 (en) 2018-06-27 2021-01-05 Echogen Power Systems Llc Systems and methods for generating electricity via a pumped thermal energy storage system
CA3044153C (en) * 2018-07-04 2020-09-15 Eavor Technologies Inc. Method for forming high efficiency geothermal wellbores
US20200080405A1 (en) * 2018-09-06 2020-03-12 Buffalo Potash Corp. Downhole heating methods for solution mining
US10648270B2 (en) 2018-09-14 2020-05-12 U.S. Well Services, LLC Riser assist for wellsites
US10895136B2 (en) 2018-09-26 2021-01-19 Saudi Arabian Oil Company Methods for reducing condensation
CN108979606B (zh) * 2018-09-30 2023-09-12 北京科技大学 一种页岩气增产装置
US11208878B2 (en) 2018-10-09 2021-12-28 U.S. Well Services, LLC Modular switchgear system and power distribution for electric oilfield equipment
CN109513930B (zh) * 2018-11-30 2021-07-20 湖南英捷高科技有限责任公司 一种高强度涡轮增压器喷嘴环叶片及其制备方法
US10577679B1 (en) 2018-12-04 2020-03-03 General Electric Company Gamma prime strengthened nickel superalloy for additive manufacturing
CN109339746B (zh) * 2018-12-07 2020-08-25 中国矿业大学 一种顶板离层水与煤系气协同疏排方法
RU2699879C1 (ru) * 2018-12-13 2019-09-11 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский технологический университет "МИСиС" Способ получения композиционного материала на основе ванадиевого сплава и стали
CN109342698B (zh) * 2018-12-20 2024-01-26 中国矿业大学(北京) 一种盾构隧道上覆土体沉降模拟试验平台及试验方法
US11578577B2 (en) 2019-03-20 2023-02-14 U.S. Well Services, LLC Oversized switchgear trailer for electric hydraulic fracturing
US11180371B2 (en) 2019-04-12 2021-11-23 J. Dustin Hultine Integrated synthesis of commodity chemicals from waste plastic
US11728709B2 (en) 2019-05-13 2023-08-15 U.S. Well Services, LLC Encoderless vector control for VFD in hydraulic fracturing applications
CN110209122B (zh) * 2019-06-18 2021-01-26 广东工业大学 一种多轴运动平台的控制方法、装置、介质及设备
CA208741S (en) 2019-08-01 2022-04-07 Nicoventures Trading Ltd Aerosol generating device
US11542786B2 (en) 2019-08-01 2023-01-03 U.S. Well Services, LLC High capacity power storage system for electric hydraulic fracturing
US11230661B2 (en) 2019-09-05 2022-01-25 Saudi Arabian Oil Company Propping open hydraulic fractures
US11665786B2 (en) * 2019-12-05 2023-05-30 Applied Materials, Inc. Solid state heater and method of manufacture
BR112022011772A2 (pt) * 2019-12-16 2022-08-30 Schlumberger Technology Bv Módulo de membrana
US11009162B1 (en) 2019-12-27 2021-05-18 U.S. Well Services, LLC System and method for integrated flow supply line
US11352548B2 (en) 2019-12-31 2022-06-07 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer
US11435120B2 (en) 2020-05-05 2022-09-06 Echogen Power Systems (Delaware), Inc. Split expansion heat pump cycle
CN111663918A (zh) * 2020-07-10 2020-09-15 中勘资源勘探科技股份有限公司 一种采煤地面注浆工艺及注浆结构
CN112160738B (zh) * 2020-09-18 2021-12-28 西安交通大学 一种煤炭地下原位热解的布井结构及其构建方法
US11662288B2 (en) 2020-09-24 2023-05-30 Saudi Arabian Oil Company Method for measuring API gravity of petroleum crude oils using angle-resolved fluorescence spectra
KR20230117402A (ko) 2020-12-09 2023-08-08 수퍼크리티컬 스토리지 컴퍼니, 인크. 3 저장조 전기 열 에너지 저장 시스템
US11867028B2 (en) 2021-01-06 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Gauge cutter and sampler apparatus
USD985187S1 (en) 2021-01-08 2023-05-02 Nicoventures Trading Limited Aerosol generator
CN112727431B (zh) * 2021-01-12 2022-04-01 西南石油大学 一种用于煤炭地下气化的多功能生产井井口装置
CN112962021B (zh) * 2021-01-25 2022-06-10 唐山钢铁集团有限责任公司 激光拼焊后用于整体热冲压成形的强塑钢板及生产方法
US11930565B1 (en) * 2021-02-05 2024-03-12 Mainstream Engineering Corporation Carbon nanotube heater composite tooling apparatus and method of use
US11585176B2 (en) 2021-03-23 2023-02-21 Saudi Arabian Oil Company Sealing cracked cement in a wellbore casing
CN113149245B (zh) * 2021-04-14 2022-04-08 四川大学 基于水动力因素提高酸性矿山废水处理效率的方法
CN113430406B (zh) * 2021-05-21 2022-01-14 中国科学院金属研究所 一种沉淀强化CoCrNiAlNb多主元合金及其制备方法
CN113161738B (zh) * 2021-05-25 2021-08-31 中国电子科技集团公司第二十九研究所 一种低频宽带曲面电路的制备方法
CN113252421B (zh) * 2021-06-17 2021-09-21 西南石油大学 一种测量天然气中微量碳同位素和重组分的装置及方法
RU208860U1 (ru) * 2021-07-06 2022-01-18 Михаил Леонидович Струпинский Нагревательное устройство
USD984730S1 (en) 2021-07-08 2023-04-25 Nicoventures Trading Limited Aerosol generator
US11668171B2 (en) * 2021-08-31 2023-06-06 Saudi Arabian Oil Company Methodology to increase oil production rates in gravity drainage CO2 gas injection processes
US11859122B2 (en) * 2021-10-19 2024-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Enhanced carbon sequestration via foam cementing
US11867012B2 (en) 2021-12-06 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Gauge cutter and sampler apparatus
CN114856499A (zh) * 2022-05-12 2022-08-05 重庆大学 原位氧化生成二氧化碳提高煤层气井产量方法
CN115492558B (zh) * 2022-09-14 2023-04-14 中国石油大学(华东) 一种海域天然气水合物降压开采井筒中水合物二次生成防治装置及防治方法
CN115788366A (zh) * 2022-11-29 2023-03-14 西南石油大学 一种多介质混合多喷量可变井口直径井喷模拟实验装置

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU94028251A (ru) * 1994-07-27 1996-05-10 В.Ф. Бочкарь Композиция углеводородного топлива
US20040140096A1 (en) * 2002-10-24 2004-07-22 Sandberg Chester Ledlie Insulated conductor temperature limited heaters
RU2238392C1 (ru) * 2003-03-11 2004-10-20 Открытое акционерное общество "Камкабель" Нагреватель для нефтяной скважины и нагревательный кабель для использования в этом нагревателе
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 (979)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA899987A (en) 1972-05-09 Chisso Corporation Method for controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin effect current
US345586A (en) 1886-07-13 Oil from wells
US48994A (en) 1865-07-25 Improvement in devices for oil-wells
SE123138C1 (ru) 1948-01-01
US94813A (en) * 1869-09-14 Improvement in torpedoes for oil-wells
US1457690A (en) * 1923-06-05 Percival iv brine
US326439A (en) 1885-09-15 Protecting wells
US2732195A (en) 1956-01-24 Ljungstrom
SE123136C1 (ru) 1948-01-01
SE126674C1 (ru) 1949-01-01
US463197A (en) * 1891-11-17 Electrical conduit
US2734579A (en) 1956-02-14 Production from bituminous sands
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
US1913395A (en) 1929-11-14 1933-06-13 Lewis C Karrick Underground gasification of carbonaceous material-bearing substances
US1998123A (en) 1932-08-25 1935-04-16 Socony Vacuum Oil Co Inc Process and apparatus for the distillation and conversion of hydrocarbons
US2244255A (en) 1939-01-18 1941-06-03 Electrical Treating Company Well clearing system
US2244256A (en) 1939-12-16 1941-06-03 Electrical Treating Company Apparatus for clearing wells
US2319702A (en) 1941-04-04 1943-05-18 Socony Vacuum Oil Co Inc Method and apparatus for producing oil wells
US2370507A (en) 1941-08-22 1945-02-27 Texas Co Production of gasoline hydrocarbons
US2365591A (en) 1942-08-15 1944-12-19 Ranney Leo Method for producing oil from viscous deposits
US2423674A (en) 1942-08-24 1947-07-08 Johnson & Co A Process of catalytic cracking of petroleum hydrocarbons
US2381256A (en) 1942-10-06 1945-08-07 Texas Co Process for treating hydrocarbon fractions
US2390770A (en) 1942-10-10 1945-12-11 Sun Oil Co Method of producing petroleum
US2484063A (en) 1944-08-19 1949-10-11 Thermactor Corp Electric heater for subsurface materials
US2472445A (en) 1945-02-02 1949-06-07 Thermactor Company Apparatus for treating oil and gas bearing strata
US2546315A (en) * 1945-05-25 1951-03-27 Hotpoint Inc Electric heater
US2481051A (en) 1945-12-15 1949-09-06 Texaco Development Corp Process and apparatus for the recovery of volatilizable constituents from underground carbonaceous formations
US2444755A (en) 1946-01-04 1948-07-06 Ralph M Steffen Apparatus for oil sand heating
US2634961A (en) 1946-01-07 1953-04-14 Svensk Skifferolje Aktiebolage Method of electrothermal production of shale oil
US2466945A (en) 1946-02-21 1949-04-12 In Situ Gases Inc Generation of synthesis gas
US2497868A (en) 1946-10-10 1950-02-21 Dalin David Underground exploitation of fuel deposits
US2939689A (en) 1947-06-24 1960-06-07 Svenska Skifferolje Ab Electrical heater for treating oilshale and the like
US2786660A (en) * 1948-01-05 1957-03-26 Phillips Petroleum Co Apparatus for gasifying coal
US2548360A (en) * 1948-03-29 1951-04-10 Stanley A Germain Electric oil well heater
US2685930A (en) * 1948-08-12 1954-08-10 Union Oil Co Oil well production process
US2630307A (en) 1948-12-09 1953-03-03 Carbonic Products Inc Method of recovering oil from oil shale
US2595979A (en) 1949-01-25 1952-05-06 Texas Co Underground liquefaction of coal
US2642943A (en) * 1949-05-20 1953-06-23 Sinclair Oil & Gas Co Oil recovery process
US2593477A (en) 1949-06-10 1952-04-22 Us Interior Process of underground gasification of coal
GB674082A (en) 1949-06-15 1952-06-18 Nat Res Dev Improvements in or relating to the underground gasification of coal
GB676543A (en) 1949-11-14 1952-07-30 Telegraph Constr & Maintenance Improvements in the moulding and jointing of thermoplastic materials for example in the jointing of electric cables
US2670802A (en) * 1949-12-16 1954-03-02 Thermactor Company Reviving or increasing the production of clogged or congested oil wells
GB687088A (en) 1950-11-14 1953-02-04 Glover & Co Ltd W T Improvements in the manufacture of insulated electric conductors
US2714930A (en) 1950-12-08 1955-08-09 Union Oil Co Apparatus for preventing paraffin deposition
US2695163A (en) 1950-12-09 1954-11-23 Stanolind Oil & Gas Co Method for gasification of subterranean carbonaceous deposits
GB697189A (en) 1951-04-09 1953-09-16 Nat Res Dev Improvements relating to the underground gasification of coal
US2630306A (en) 1952-01-03 1953-03-03 Socony Vacuum Oil Co Inc Subterranean retorting of shales
US2757739A (en) 1952-01-07 1956-08-07 Parelex Corp Heating apparatus
US2780450A (en) 1952-03-07 1957-02-05 Svenska Skifferolje Ab Method of recovering oil and gases from non-consolidated bituminous geological formations by a heating treatment in situ
US2777679A (en) * 1952-03-07 1957-01-15 Svenska Skifferolje Ab Recovering sub-surface bituminous deposits by creating a frozen barrier and heating in situ
US2789805A (en) 1952-05-27 1957-04-23 Svenska Skifferolje Ab Device for recovering fuel from subterraneous fuel-carrying deposits by heating in their natural location using a chain heat transfer member
US2761663A (en) 1952-09-05 1956-09-04 Louis F Gerdetz Process of underground gasification of coal
US2780449A (en) 1952-12-26 1957-02-05 Sinclair Oil & Gas Co Thermal process for in-situ decomposition of oil shale
US2825408A (en) 1953-03-09 1958-03-04 Sinclair Oil & Gas Company Oil recovery by subsurface thermal processing
US2750339A (en) * 1953-04-03 1956-06-12 Exxon Research Engineering Co Method for inhibiting corrosion
US2771954A (en) 1953-04-29 1956-11-27 Exxon Research Engineering Co Treatment of petroleum production wells
US2703621A (en) * 1953-05-04 1955-03-08 George W Ford Oil well bottom hole flow increasing unit
US2743906A (en) 1953-05-08 1956-05-01 William E Coyle Hydraulic underreamer
US2803305A (en) 1953-05-14 1957-08-20 Pan American Petroleum Corp Oil recovery by underground combustion
US2914309A (en) 1953-05-25 1959-11-24 Svenska Skifferolje Ab Oil and gas recovery from tar sands
US2847306A (en) 1953-07-01 1958-08-12 Exxon Research Engineering Co Process for recovery of oil from shale
US2902270A (en) 1953-07-17 1959-09-01 Svenska Skifferolje Ab Method of and means in heating of subsurface fuel-containing deposits "in situ"
US2890754A (en) 1953-10-30 1959-06-16 Svenska Skifferolje Ab Apparatus for recovering combustible substances from subterraneous deposits in situ
US2882218A (en) 1953-12-09 1959-04-14 Kellogg M W Co Hydrocarbon conversion process
US2890755A (en) 1953-12-19 1959-06-16 Svenska Skifferolje Ab Apparatus for recovering combustible substances from subterraneous deposits in situ
US2841375A (en) 1954-03-03 1958-07-01 Svenska Skifferolje Ab Method for in-situ utilization of fuels by combustion
US2794504A (en) 1954-05-10 1957-06-04 Union Oil Co Well heater
US2793696A (en) 1954-07-22 1957-05-28 Pan American Petroleum Corp Oil recovery by underground combustion
US2824795A (en) * 1954-07-30 1958-02-25 Babcock & Wilcox Co Forgeable high strength austenitic alloy with copper, molybdenum, and columbium-tantalum additions
US2824797A (en) * 1954-07-30 1958-02-25 Babcock & Wilcox Co Forgeable high strength austenitic alloy with copper, molybdeum, columbium-tantalum,vanadium, and nitrogen additions
US2923535A (en) 1955-02-11 1960-02-02 Svenska Skifferolje Ab Situ recovery from carbonaceous deposits
US2799341A (en) 1955-03-04 1957-07-16 Union Oil Co Selective plugging in oil wells
US2801089A (en) 1955-03-14 1957-07-30 California Research Corp Underground shale retorting process
US2862558A (en) 1955-12-28 1958-12-02 Phillips Petroleum Co Recovering oils from formations
US2819761A (en) 1956-01-19 1958-01-14 Continental Oil Co Process of removing viscous oil from a well bore
US2857002A (en) 1956-03-19 1958-10-21 Texas Co Recovery of viscous crude oil
US2906340A (en) 1956-04-05 1959-09-29 Texaco Inc Method of treating a petroleum producing formation
US2991046A (en) 1956-04-16 1961-07-04 Parsons Lional Ashley Combined winch and bollard device
US2889882A (en) 1956-06-06 1959-06-09 Phillips Petroleum Co Oil recovery by in situ combustion
US3120264A (en) 1956-07-09 1964-02-04 Texaco Development Corp Recovery of oil by in situ combustion
US3016053A (en) 1956-08-02 1962-01-09 George J Medovick Underwater breathing apparatus
US2997105A (en) 1956-10-08 1961-08-22 Pan American Petroleum Corp Burner apparatus
US2932352A (en) 1956-10-25 1960-04-12 Union Oil Co Liquid filled well heater
US2804149A (en) 1956-12-12 1957-08-27 John R Donaldson Oil well heater and reviver
US2952449A (en) 1957-02-01 1960-09-13 Fmc Corp Method of forming underground communication between boreholes
US3127936A (en) 1957-07-26 1964-04-07 Svenska Skifferolje Ab Method of in situ heating of subsurface preferably fuel containing deposits
US2942223A (en) 1957-08-09 1960-06-21 Gen Electric Electrical resistance heater
US2906337A (en) 1957-08-16 1959-09-29 Pure Oil Co Method of recovering bitumen
US3007521A (en) * 1957-10-28 1961-11-07 Phillips Petroleum Co Recovery of oil by in situ combustion
US3010516A (en) 1957-11-18 1961-11-28 Phillips Petroleum Co Burner and process for in situ combustion
US2954826A (en) 1957-12-02 1960-10-04 William E Sievers Heated well production string
US2994376A (en) 1957-12-27 1961-08-01 Phillips Petroleum Co In situ combustion process
US3061009A (en) 1958-01-17 1962-10-30 Svenska Skifferolje Ab Method of recovery from fossil fuel bearing strata
US3062282A (en) 1958-01-24 1962-11-06 Phillips Petroleum Co Initiation of in situ combustion in a carbonaceous stratum
US3051235A (en) 1958-02-24 1962-08-28 Jersey Prod Res Co Recovery of petroleum crude oil, by in situ combustion and in situ hydrogenation
US3004603A (en) 1958-03-07 1961-10-17 Phillips Petroleum Co Heater
US3032102A (en) 1958-03-17 1962-05-01 Phillips Petroleum Co In situ combustion method
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
US3097690A (en) 1958-12-24 1963-07-16 Gulf Research Development Co Process for heating a subsurface formation
US3036632A (en) 1958-12-24 1962-05-29 Socony Mobil Oil Co Inc Recovery of hydrocarbon materials from earth formations by application of heat
US2969226A (en) 1959-01-19 1961-01-24 Pyrochem Corp Pendant parting petro pyrolysis process
US3017168A (en) 1959-01-26 1962-01-16 Phillips Petroleum Co In situ retorting of oil shale
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
US3004911A (en) 1959-12-11 1961-10-17 Phillips Petroleum Co Catalytic cracking process and two unit system
US3006142A (en) * 1959-12-21 1961-10-31 Phillips Petroleum Co Jet engine combustion processes
US3131763A (en) 1959-12-30 1964-05-05 Texaco Inc Electrical borehole heater
US3163745A (en) 1960-02-29 1964-12-29 Socony Mobil Oil Co Inc Heating of an earth formation penetrated by a well borehole
US3127935A (en) 1960-04-08 1964-04-07 Marathon Oil Co In situ combustion for oil recovery in tar sands, oil shales and conventional petroleum reservoirs
US3137347A (en) 1960-05-09 1964-06-16 Phillips Petroleum Co In situ electrolinking of oil shale
US3139928A (en) 1960-05-24 1964-07-07 Shell Oil Co Thermal process for in situ decomposition of oil shale
US3058730A (en) 1960-06-03 1962-10-16 Fmc Corp Method of forming underground communication between boreholes
US3106244A (en) 1960-06-20 1963-10-08 Phillips Petroleum Co Process for producing oil shale in situ by electrocarbonization
US3142336A (en) * 1960-07-18 1964-07-28 Shell Oil Co Method and apparatus for injecting steam into subsurface formations
US3105545A (en) 1960-11-21 1963-10-01 Shell Oil Co Method of heating underground formations
US3164207A (en) 1961-01-17 1965-01-05 Wayne H Thessen Method for recovering oil
US3138203A (en) * 1961-03-06 1964-06-23 Jersey Prod Res Co Method of underground burning
US3191679A (en) 1961-04-13 1965-06-29 Wendell S Miller Melting process for recovering bitumens from the earth
US3207220A (en) 1961-06-26 1965-09-21 Chester I Williams Electric well heater
US3114417A (en) * 1961-08-14 1963-12-17 Ernest T Saftig Electric oil well heater apparatus
US3246695A (en) 1961-08-21 1966-04-19 Charles L Robinson Method for heating minerals in situ with radioactive materials
US3057404A (en) 1961-09-29 1962-10-09 Socony Mobil Oil Co Inc Method and system for producing oil tenaciously held in porous formations
US3183675A (en) * 1961-11-02 1965-05-18 Conch Int Methane Ltd Method of freezing an earth formation
US3170842A (en) * 1961-11-06 1965-02-23 Phillips Petroleum Co Subcritical borehole nuclear reactor and process
US3209825A (en) 1962-02-14 1965-10-05 Continental Oil Co Low temperature in-situ combustion
US3205946A (en) 1962-03-12 1965-09-14 Shell Oil Co Consolidation by silica coalescence
US3141924A (en) 1962-03-16 1964-07-21 Amp Inc Coaxial cable shield braid terminators
US3165154A (en) * 1962-03-23 1965-01-12 Phillips Petroleum Co Oil recovery by in situ combustion
US3149670A (en) * 1962-03-27 1964-09-22 Smclair Res Inc In-situ heating process
US3214890A (en) 1962-04-19 1965-11-02 Marathon Oil Co Method of separation of hydrocarbons by a single absorption oil
US3149672A (en) 1962-05-04 1964-09-22 Jersey Prod Res Co Method and apparatus for electrical heating of oil-bearing formations
US3208531A (en) * 1962-08-21 1965-09-28 Otis Eng Co Inserting tool for locating and anchoring a device in tubing
US3182721A (en) 1962-11-02 1965-05-11 Sun Oil Co Method of petroleum production by forward in situ combustion
US3288648A (en) 1963-02-04 1966-11-29 Pan American Petroleum Corp Process for producing electrical energy from geological liquid hydrocarbon formation
US3258069A (en) 1963-02-07 1966-06-28 Shell Oil Co Method for producing a source of energy from an overpressured 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
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
US3294680A (en) * 1964-11-18 1966-12-27 Lancy Lab Treatment of spent cooling waters
US3380913A (en) 1964-12-28 1968-04-30 Phillips Petroleum Co Refining of effluent from in situ combustion operation
US3332480A (en) 1965-03-04 1967-07-25 Pan American Petroleum Corp Recovery of hydrocarbons by thermal methods
US3338306A (en) 1965-03-09 1967-08-29 Mobil Oil Corp Recovery of heavy oil from oil sands
US3358756A (en) 1965-03-12 1967-12-19 Shell Oil Co Method for in situ recovery of solid or semi-solid petroleum deposits
US3262741A (en) 1965-04-01 1966-07-26 Pittsburgh Plate Glass Co Solution mining of potassium chloride
US3299202A (en) 1965-04-02 1967-01-17 Okonite Co Oil well cable
DE1242535B (de) 1965-04-13 1967-06-22 Deutsche Erdoel Ag Verfahren zur Restausfoerderung von Erdoellagerstaetten
US3316344A (en) 1965-04-26 1967-04-25 Central Electr Generat Board Prevention of icing of electrical conductors
US3342267A (en) 1965-04-29 1967-09-19 Gerald S Cotter Turbo-generator heater for oil and gas wells and pipe lines
US3278234A (en) 1965-05-17 1966-10-11 Pittsburgh Plate Glass Co Solution mining of potassium chloride
US3352355A (en) 1965-06-23 1967-11-14 Dow Chemical Co Method of recovery of hydrocarbons from solid hydrocarbonaceous formations
US3349845A (en) 1965-10-22 1967-10-31 Sinclair Oil & Gas Company Method of establishing communication between wells
US3379248A (en) 1965-12-10 1968-04-23 Mobil Oil Corp In situ combustion process utilizing waste heat
FR91375E (fr) * 1966-01-13 1968-05-31 Electro Chimie Soc D Aciers améliorés
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
US3476556A (en) * 1966-03-23 1969-11-04 Hitachi Ltd Austenitic heat-resisting steel containing niobium and vanadium
US3410977A (en) 1966-03-28 1968-11-12 Ando Masao Method of and apparatus for heating the surface part of various construction materials
DE1615192B1 (de) 1966-04-01 1970-08-20 Chisso Corp Induktiv beheiztes Heizrohr
US3513913A (en) 1966-04-19 1970-05-26 Shell Oil Co Oil recovery from oil shales by transverse combustion
US3372754A (en) 1966-05-31 1968-03-12 Mobil Oil Corp Well assembly for heating a subterranean formation
US3399623A (en) 1966-07-14 1968-09-03 James R. Creed Apparatus for and method of producing viscid oil
US3412011A (en) 1966-09-02 1968-11-19 Phillips Petroleum Co Catalytic cracking and in situ combustion process for producing hydrocarbons
NL153755C (nl) * 1966-10-20 1977-11-15 Stichting Reactor Centrum Werkwijze voor het vervaardigen van een elektrisch verwarmingselement, alsmede verwarmingselement vervaardigd met toepassing van deze werkwijze.
US3465819A (en) 1967-02-13 1969-09-09 American Oil Shale Corp Use of nuclear detonations in producing hydrocarbons from an underground formation
US3389975A (en) 1967-03-10 1968-06-25 Sinclair Research Inc Process for the recovery of aluminum values from retorted shale and conversion of sodium aluminate to sodium aluminum carbonate hydroxide
NL6803827A (ru) 1967-03-22 1968-09-23
US3438439A (en) * 1967-05-29 1969-04-15 Pan American Petroleum Corp Method for plugging formations by production of sulfur therein
US3623979A (en) * 1967-06-29 1971-11-30 Texaco Inc Composition and process for inhibiting corrosion in oil wells
US3528501A (en) 1967-08-04 1970-09-15 Phillips Petroleum Co Recovery of oil from oil shale
US3434541A (en) 1967-10-11 1969-03-25 Mobil Oil Corp In situ combustion process
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
US3540999A (en) 1969-01-15 1970-11-17 Universal Oil Prod Co Jet fuel kerosene and gasoline production from gas oils
US3614986A (en) 1969-03-03 1971-10-26 Electrothermic Co Method for injecting heated fluids into mineral bearing formations
US3562401A (en) 1969-03-03 1971-02-09 Union Carbide Corp Low temperature electric transmission systems
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
US3572838A (en) 1969-07-07 1971-03-30 Shell Oil Co Recovery of aluminum compounds and oil from oil shale formations
US3599714A (en) 1969-09-08 1971-08-17 Roger L Messman Method of recovering hydrocarbons by in situ combustion
US3614387A (en) 1969-09-22 1971-10-19 Watlow Electric Mfg Co Electrical heater with an internal thermocouple
US3547193A (en) 1969-10-08 1970-12-15 Electrothermic Co Method and apparatus for recovery of minerals from sub-surface formations using electricity
US3702886A (en) 1969-10-10 1972-11-14 Mobil Oil Corp Crystalline zeolite zsm-5 and method of preparing the same
US3679264A (en) 1969-10-22 1972-07-25 Allen T Van Huisen Geothermal in situ mining and retorting system
US3661423A (en) 1970-02-12 1972-05-09 Occidental Petroleum Corp In situ process for recovery of carbonaceous materials from subterranean deposits
US3943160A (en) 1970-03-09 1976-03-09 Shell Oil Company Heat-stable calcium-compatible waterflood surfactant
US3858397A (en) 1970-03-19 1975-01-07 Int Salt Co Carrying out heat-promotable chemical reactions in sodium chloride formation cavern
US3676078A (en) 1970-03-19 1972-07-11 Int Salt Co Salt solution mining and geothermal heat utilization system
US3709979A (en) 1970-04-23 1973-01-09 Mobil Oil Corp Crystalline zeolite zsm-11
US3657520A (en) * 1970-08-20 1972-04-18 Michel A Ragault Heating cable with cold outlets
US3759574A (en) 1970-09-24 1973-09-18 Shell Oil Co Method of producing hydrocarbons from an oil shale formation
US3661424A (en) 1970-10-20 1972-05-09 Int Salt Co Geothermal energy recovery from deep caverns in salt deposits by means of air flow
US4305463A (en) 1979-10-31 1981-12-15 Oil Trieval Corporation Oil recovery method and apparatus
US3679812A (en) 1970-11-13 1972-07-25 Schlumberger Technology Corp Electrical suspension cable for well tools
US3765477A (en) 1970-12-21 1973-10-16 Huisen A Van Geothermal-nuclear energy release and recovery system
US3680633A (en) 1970-12-28 1972-08-01 Sun Oil Co Delaware Situ combustion initiation process
US3675715A (en) 1970-12-30 1972-07-11 Forrester A Clark Processes for secondarily recovering oil
US3770614A (en) 1971-01-15 1973-11-06 Mobil Oil Corp Split feed reforming and n-paraffin elimination from low boiling reformate
US3688070A (en) * 1971-02-09 1972-08-29 Harry J Smith Work enclosure welding of aluminum tubing or the like
US3832449A (en) 1971-03-18 1974-08-27 Mobil Oil Corp Crystalline zeolite zsm{14 12
US3748251A (en) 1971-04-20 1973-07-24 Mobil Oil Corp Dual riser fluid catalytic cracking with zsm-5 zeolite
US3700280A (en) 1971-04-28 1972-10-24 Shell Oil Co Method of producing oil from an oil shale formation containing nahcolite and dawsonite
US3770398A (en) 1971-09-17 1973-11-06 Cities Service Oil Co In situ coal gasification process
US3893918A (en) 1971-11-22 1975-07-08 Engineering Specialties Inc Method for separating material leaving a well
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
US4016245A (en) 1973-09-04 1977-04-05 Mobil Oil Corporation Crystalline zeolite and method of preparing same
US3881551A (en) 1973-10-12 1975-05-06 Ruel C Terry Method of extracting immobile hydrocarbons
US3907045A (en) 1973-11-30 1975-09-23 Continental Oil Co Guidance system for a horizontal drilling apparatus
US3853185A (en) 1973-11-30 1974-12-10 Continental Oil Co Guidance system for a horizontal drilling apparatus
US3882941A (en) 1973-12-17 1975-05-13 Cities Service Res & Dev Co In situ production of bitumen from oil shale
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
US4005305A (en) * 1974-06-11 1977-01-25 Crc-Crose International, Inc. Shielding apparatus
US3948758A (en) 1974-06-17 1976-04-06 Mobil Oil Corporation Production of alkyl aromatic hydrocarbons
US4006778A (en) 1974-06-21 1977-02-08 Texaco Exploration Canada Ltd. Thermal recovery of hydrocarbon from tar sands
US4026357A (en) 1974-06-26 1977-05-31 Texaco Exploration Canada Ltd. In situ gasification of solid hydrocarbon materials in a subterranean formation
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
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
US4042026A (en) 1975-02-08 1977-08-16 Deutsche Texaco Aktiengesellschaft Method for initiating an in-situ recovery process by the introduction of oxygen
US3970822A (en) * 1975-03-17 1976-07-20 Watlow Electric Manufacturing Company Electric cartridge heater
US4096163A (en) 1975-04-08 1978-06-20 Mobil Oil Corporation Conversion of synthesis gas to hydrocarbon mixtures
US3924680A (en) 1975-04-23 1975-12-09 In Situ Technology Inc Method of pyrolysis of coal in situ
US3973628A (en) 1975-04-30 1976-08-10 New Mexico Tech Research Foundation In situ solution mining of coal
US4016239A (en) 1975-05-22 1977-04-05 Union Oil Company Of California Recarbonation of spent oil shale
US3987851A (en) 1975-06-02 1976-10-26 Shell Oil Company Serially burning and pyrolyzing to produce shale oil from a subterranean oil shale
US3986557A (en) 1975-06-06 1976-10-19 Atlantic Richfield Company Production of bitumen from tar sands
CA1064890A (en) * 1975-06-10 1979-10-23 Mae K. Rubin Crystalline zeolite, synthesis and use thereof
US3950029A (en) 1975-06-12 1976-04-13 Mobil Oil Corporation In situ retorting of oil shale
US3993132A (en) 1975-06-18 1976-11-23 Texaco Exploration Canada Ltd. Thermal recovery of hydrocarbons from tar sands
US4069868A (en) 1975-07-14 1978-01-24 In Situ Technology, Inc. Methods of fluidized production of coal in situ
US4007786A (en) * 1975-07-28 1977-02-15 Texaco Inc. Secondary recovery of oil by steam stimulation plus the production of electrical energy and mechanical power
US4199024A (en) 1975-08-07 1980-04-22 World Energy Systems Multistage gas generator
US3954140A (en) 1975-08-13 1976-05-04 Hendrick Robert P Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction
US3986349A (en) 1975-09-15 1976-10-19 Chevron Research Company Method of power generation via coal gasification and liquid hydrocarbon synthesis
US3994341A (en) 1975-10-30 1976-11-30 Chevron Research Company Recovering viscous petroleum from thick tar sand
US3994340A (en) 1975-10-30 1976-11-30 Chevron Research Company Method of recovering viscous petroleum from tar sand
US4037658A (en) 1975-10-30 1977-07-26 Chevron Research Company Method of recovering viscous petroleum from an underground formation
US4087130A (en) 1975-11-03 1978-05-02 Occidental Petroleum Corporation Process for the gasification of coal in situ
US4018279A (en) 1975-11-12 1977-04-19 Reynolds Merrill J In situ coal combustion heat recovery method
US4105887A (en) * 1975-11-18 1978-08-08 Boc Limited Welding apparatus and method
US4078608A (en) 1975-11-26 1978-03-14 Texaco Inc. Thermal oil recovery method
US4018280A (en) 1975-12-10 1977-04-19 Mobil Oil Corporation Process for in situ retorting of oil shale
US3992474A (en) 1975-12-15 1976-11-16 Uop Inc. Motor fuel production with fluid catalytic cracking of high-boiling alkylate
US4019575A (en) 1975-12-22 1977-04-26 Chevron Research Company System for recovering viscous petroleum from thick tar sand
US4017319A (en) 1976-01-06 1977-04-12 General Electric Company Si3 N4 formed by nitridation of sintered silicon compact containing boron
US3999607A (en) 1976-01-22 1976-12-28 Exxon Research And Engineering Company Recovery of hydrocarbons from coal
US4031956A (en) 1976-02-12 1977-06-28 In Situ Technology, Inc. Method of recovering energy from subsurface petroleum reservoirs
US4008762A (en) 1976-02-26 1977-02-22 Fisher Sidney T Extraction of hydrocarbons in situ from underground hydrocarbon deposits
US4010800A (en) 1976-03-08 1977-03-08 In Situ Technology, Inc. Producing thin seams of coal in situ
US4048637A (en) 1976-03-23 1977-09-13 Westinghouse Electric Corporation Radar system for detecting slowly moving targets
DE2615874B2 (de) 1976-04-10 1978-10-19 Deutsche Texaco Ag, 2000 Hamburg Anwendung eines Verfahrens zum Gewinnen von Erdöl und Bitumen aus unterirdischen Lagerstätten mittels einer Verbrennungfront bei Lagerstätten beliebigen Gehalts an intermediären Kohlenwasserstoffen im Rohöl bzw. Bitumen
GB1544245A (en) 1976-05-21 1979-04-19 British Gas Corp Production of substitute natural gas
US4049053A (en) 1976-06-10 1977-09-20 Fisher Sidney T Recovery of hydrocarbons from partially exhausted oil wells by mechanical wave heating
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
US4059308A (en) 1976-11-15 1977-11-22 Trw Inc. Pressure swing recovery system for oil shale deposits
US4140184A (en) 1976-11-15 1979-02-20 Bechtold Ira C Method for producing hydrocarbons from igneous sources
US4077471A (en) 1976-12-01 1978-03-07 Texaco Inc. Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations
US4089374A (en) 1976-12-16 1978-05-16 In Situ Technology, Inc. Producing methane from coal in situ
US4084637A (en) 1976-12-16 1978-04-18 Petro Canada Exploration Inc. Method of producing viscous materials from subterranean formations
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
US4277416A (en) 1977-02-17 1981-07-07 Aminoil, Usa, Inc. Process for producing methanol
US4137720A (en) 1977-03-17 1979-02-06 Rex Robert W Use of calcium halide-water as a heat extraction medium for energy recovery from hot rock systems
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
CA1112561A (en) * 1977-12-05 1981-11-17 Leonid M. Ruzin Method of thermal-mine recovery of oil and fluent bitumens
US4114688A (en) 1977-12-05 1978-09-19 In Situ Technology Inc. Minimizing environmental effects in production and use of coal
DE2756248A1 (de) * 1977-12-16 1979-06-21 Tucker Metallwaren Gmbh Klammer zur halterung von leisten, insbesondere zierleisten
US4156174A (en) 1977-12-30 1979-05-22 Westinghouse Electric Corp. Phase-angle regulator
US4158467A (en) 1977-12-30 1979-06-19 Gulf Oil Corporation Process for recovering shale oil
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
US4197911A (en) 1978-05-09 1980-04-15 Ramcor, Inc. Process for in situ coal gasification
US4274046A (en) * 1978-05-24 1981-06-16 Maxwell Laboratories, Inc. AC Resonance transformer
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
ES474736A1 (es) 1978-10-31 1979-04-01 Empresa Nacional Aluminio Sistema de generacion y autocontrol de la forma de onda y - tension o corriente aplicable a procesos de coloracion elec-trolitica del aluminio anodizado.
US4311340A (en) 1978-11-27 1982-01-19 Lyons William C Uranium leeching process and insitu mining
NL7811732A (nl) 1978-11-30 1980-06-03 Stamicarbon Werkwijze voor de omzetting van dimethylether.
JPS5576586A (en) 1978-12-01 1980-06-09 Tokyo Shibaura Electric Co Heater
US4299086A (en) 1978-12-07 1981-11-10 Gulf Research & Development Company Utilization of energy obtained by substoichiometric combustion of low heating value gases
US4457365A (en) 1978-12-07 1984-07-03 Raytheon Company In situ radio frequency selective heating system
US4265307A (en) 1978-12-20 1981-05-05 Standard Oil Company Shale oil recovery
US4194562A (en) 1978-12-21 1980-03-25 Texaco Inc. Method for preconditioning a subterranean oil-bearing formation prior to in-situ combustion
US4258955A (en) 1978-12-26 1981-03-31 Mobil Oil Corporation Process for in-situ leaching of uranium
US4274487A (en) 1979-01-11 1981-06-23 Standard Oil Company (Indiana) Indirect thermal stimulation of production wells
US4232902A (en) 1979-02-09 1980-11-11 Ppg Industries, Inc. Solution mining water soluble salts at high temperatures
US4324292A (en) 1979-02-21 1982-04-13 University Of Utah Process for recovering products from oil shale
US4289354A (en) 1979-02-23 1981-09-15 Edwin G. Higgins, Jr. Borehole mining of solid mineral resources
US4248306A (en) 1979-04-02 1981-02-03 Huisen Allan T Van Geothermal petroleum refining
US4241953A (en) 1979-04-23 1980-12-30 Freeport Minerals Company Sulfur mine bleedwater reuse system
US4282587A (en) 1979-05-21 1981-08-04 Daniel Silverman Method for monitoring the recovery of minerals from shallow geological formations
US4216079A (en) 1979-07-09 1980-08-05 Cities Service Company Emulsion breaking with surfactant recovery
JPS5829355B2 (ja) * 1979-07-17 1983-06-22 三井造船株式会社 炭化水素の熱分解装置
US4290650A (en) 1979-08-03 1981-09-22 Ppg Industries Canada Ltd. Subterranean cavity chimney development for connecting solution mined cavities
US4228854A (en) 1979-08-13 1980-10-21 Alberta Research Council Enhanced oil recovery using electrical means
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
US4549396A (en) 1979-10-01 1985-10-29 Mobil Oil Corporation Conversion of coal to electricity
US4370518A (en) 1979-12-03 1983-01-25 Hughes Tool Company Splice for lead-coated and insulated conductors
US4368114A (en) 1979-12-05 1983-01-11 Mobil Oil Corporation Octane and total yield improvement in catalytic cracking
US4250230A (en) 1979-12-10 1981-02-10 In Situ Technology, Inc. Generating electricity from coal in situ
US4250962A (en) 1979-12-14 1981-02-17 Gulf Research & Development Company In situ combustion process for the recovery of liquid carbonaceous fuels from subterranean formations
US4359687A (en) 1980-01-25 1982-11-16 Shell Oil Company Method and apparatus for determining shaliness and oil saturations in earth formations using induced polarization in the frequency domain
US4398151A (en) 1980-01-25 1983-08-09 Shell Oil Company Method for correcting an electrical log for the presence of shale in a formation
USRE30738E (en) 1980-02-06 1981-09-08 Iit Research Institute Apparatus and method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations
US4303126A (en) 1980-02-27 1981-12-01 Chevron Research Company Arrangement of wells for producing subsurface viscous petroleum
US4269697A (en) 1980-02-27 1981-05-26 Mobil Oil Corporation Low pour point heavy oils
US4319635A (en) 1980-02-29 1982-03-16 P. H. Jones Hydrogeology, Inc. Method for enhanced oil recovery by geopressured waterflood
US4445574A (en) 1980-03-24 1984-05-01 Geo Vann, Inc. Continuous borehole formed horizontally through a hydrocarbon producing formation
US4417782A (en) 1980-03-31 1983-11-29 Raychem Corporation Fiber optic temperature sensing
CA1168283A (en) 1980-04-14 1984-05-29 Hiroshi Teratani Electrode device for electrically heating underground deposits of hydrocarbons
US4273188A (en) 1980-04-30 1981-06-16 Gulf Research & Development Company In situ combustion process for the recovery of liquid carbonaceous fuels from subterranean formations
US4306621A (en) 1980-05-23 1981-12-22 Boyd R Michael Method for in situ coal gasification operations
US4409090A (en) 1980-06-02 1983-10-11 University Of Utah Process for recovering products from tar sand
CA1165361A (en) 1980-06-03 1984-04-10 Toshiyuki Kobayashi Electrode unit for electrically heating underground hydrocarbon deposits
US4381641A (en) 1980-06-23 1983-05-03 Gulf Research & Development Company Substoichiometric combustion of low heating value gases
US4310440A (en) 1980-07-07 1982-01-12 Union Carbide Corporation Crystalline metallophosphate compositions
US4401099A (en) 1980-07-11 1983-08-30 W.B. Combustion, Inc. Single-ended recuperative radiant tube assembly and method
US4299285A (en) 1980-07-21 1981-11-10 Gulf Research & Development Company Underground gasification of bituminous coal
US4396062A (en) 1980-10-06 1983-08-02 University Of Utah Research Foundation Apparatus and method for time-domain tracking of high-speed chemical reactions
US4353418A (en) 1980-10-20 1982-10-12 Standard Oil Company (Indiana) In situ retorting of oil shale
US4384613A (en) 1980-10-24 1983-05-24 Terra Tek, Inc. Method of in-situ retorting of carbonaceous material for recovery of organic liquids and gases
US4401163A (en) 1980-12-29 1983-08-30 The Standard Oil Company Modified in situ retorting of oil shale
US4385661A (en) 1981-01-07 1983-05-31 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Downhole steam generator with improved preheating, combustion and protection features
US4423311A (en) 1981-01-19 1983-12-27 Varney Sr Paul Electric heating apparatus for de-icing pipes
US4366668A (en) 1981-02-25 1983-01-04 Gulf Research & Development Company Substoichiometric combustion of low heating value gases
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
US4437519A (en) 1981-06-03 1984-03-20 Occidental Oil Shale, Inc. Reduction of shale oil pour point
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
US4401162A (en) 1981-10-13 1983-08-30 Synfuel (An Indiana Limited Partnership) In situ oil shale process
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
US4388176A (en) 1981-11-19 1983-06-14 Texaco Inc. Hydrocarbon conversion process
US4407366A (en) 1981-12-07 1983-10-04 Union Oil Company Of California Method for gas capping of idle geothermal steam wells
US4418752A (en) 1982-01-07 1983-12-06 Conoco Inc. Thermal oil recovery with solvent recirculation
JPS58120766A (ja) * 1982-01-08 1983-07-18 Japan Atom Energy Res Inst 高温強度の優れたオ−ステナイトステンレス鋼
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
US4551226A (en) 1982-02-26 1985-11-05 Chevron Research Company Heat exchanger antifoulant
GB2117030B (en) 1982-03-17 1985-09-11 Cameron Iron Works Inc Method and apparatus for remote installations of dual tubing strings in a subsea well
US4530401A (en) 1982-04-05 1985-07-23 Mobil Oil Corporation Method for maximum in-situ visbreaking of heavy oil
CA1196594A (en) 1982-04-08 1985-11-12 Guy Savard Recovery of oil from tar sands
US4537252A (en) 1982-04-23 1985-08-27 Standard Oil Company (Indiana) Method of underground conversion of coal
US4491179A (en) 1982-04-26 1985-01-01 Pirson Sylvain J Method for oil recovery by in situ exfoliation drive
US4455215A (en) 1982-04-29 1984-06-19 Jarrott David M Process for the geoconversion of coal into oil
US4412585A (en) 1982-05-03 1983-11-01 Cities Service Company Electrothermal process for recovering hydrocarbons
US4524826A (en) 1982-06-14 1985-06-25 Texaco Inc. Method of heating an oil shale formation
US4457374A (en) 1982-06-29 1984-07-03 Standard Oil Company Transient response process for detecting in situ retorting conditions
US4442896A (en) * 1982-07-21 1984-04-17 Reale Lucio V Treatment of underground beds
US4440871A (en) 1982-07-26 1984-04-03 Union Carbide Corporation Crystalline silicoaluminophosphates
US4407973A (en) 1982-07-28 1983-10-04 The M. W. Kellogg Company Methanol from coal and natural gas
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
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
US4498531A (en) 1982-10-01 1985-02-12 Rockwell International Corporation Emission controller for indirect fired downhole steam generators
JPS5970749A (ja) * 1982-10-14 1984-04-21 Nisshin Steel Co Ltd 耐応力腐食割れ性のすぐれたオ−ステナイト系ステンレス鋼
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
US4436613A (en) 1982-12-03 1984-03-13 Texaco Inc. Two stage catalytic cracking process
US4520229A (en) 1983-01-03 1985-05-28 Amerace Corporation Splice connector housing and assembly of cables employing same
US4501326A (en) 1983-01-17 1985-02-26 Gulf Canada Limited In-situ recovery of viscous hydrocarbonaceous crude oil
US4609041A (en) 1983-02-10 1986-09-02 Magda Richard M Well hot oil system
US4640352A (en) * 1983-03-21 1987-02-03 Shell Oil Company In-situ steam drive oil recovery process
US4886118A (en) 1983-03-21 1989-12-12 Shell Oil Company Conductively heating a subterranean oil shale to create permeability and subsequently produce oil
US4500651A (en) * 1983-03-31 1985-02-19 Union Carbide Corporation Titanium-containing molecular sieves
US4458757A (en) 1983-04-25 1984-07-10 Exxon Research And Engineering Co. In situ shale-oil recovery process
US4524827A (en) 1983-04-29 1985-06-25 Iit Research Institute Single well stimulation for the recovery of liquid hydrocarbons from subsurface formations
US4545435A (en) 1983-04-29 1985-10-08 Iit Research Institute Conduction heating of hydrocarbonaceous formations
US4518548A (en) 1983-05-02 1985-05-21 Sulcon, Inc. Method of overlaying sulphur concrete on horizontal and vertical surfaces
US4436615A (en) * 1983-05-09 1984-03-13 United States Steel Corporation Process for removing solids from coal tar
US4470459A (en) 1983-05-09 1984-09-11 Halliburton Company Apparatus and method for controlled temperature heating of volumes of hydrocarbonaceous materials in earth formations
US5073625A (en) 1983-05-26 1991-12-17 Metcal, Inc. Self-regulating porous heating device
US4794226A (en) 1983-05-26 1988-12-27 Metcal, Inc. Self-regulating porous heater device
DE3319732A1 (de) 1983-05-31 1984-12-06 Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim Mittellastkraftwerk mit integrierter kohlevergasungsanlage zur erzeugung von strom und methanol
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
US5209987A (en) 1983-07-08 1993-05-11 Raychem Limited Wire and cable
US4985313A (en) 1985-01-14 1991-01-15 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
US4698149A (en) 1983-11-07 1987-10-06 Mobil Oil Corporation Enhanced recovery of hydrocarbonaceous fluids oil shale
US4573530A (en) 1983-11-07 1986-03-04 Mobil Oil Corporation In-situ gasification of tar sands utilizing a combustible gas
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
US4571491A (en) 1983-12-29 1986-02-18 Shell Oil Company Method of imaging the atomic number of a sample
US4635197A (en) 1983-12-29 1987-01-06 Shell Oil Company High resolution tomographic imaging method
US4583242A (en) 1983-12-29 1986-04-15 Shell Oil Company Apparatus for positioning a sample in a computerized axial tomographic scanner
US4542648A (en) 1983-12-29 1985-09-24 Shell Oil Company Method of correlating a core sample with its original position in a borehole
US4613754A (en) 1983-12-29 1986-09-23 Shell Oil Company Tomographic calibration apparatus
US4540882A (en) 1983-12-29 1985-09-10 Shell Oil Company Method of determining drilling fluid invasion
US4662439A (en) 1984-01-20 1987-05-05 Amoco Corporation Method of underground conversion of coal
US4572229A (en) 1984-02-02 1986-02-25 Thomas D. Mueller Variable proportioner
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
JPS60230966A (ja) 1984-04-27 1985-11-16 Sumitomo Metal Ind Ltd 塩化物の存在する高温乾食環境用鋼
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
US4616705A (en) * 1984-10-05 1986-10-14 Shell Oil Company Mini-well temperature profiling process
JPS61104582A (ja) 1984-10-25 1986-05-22 株式会社デンソー シ−ズヒ−タ
US4598770A (en) 1984-10-25 1986-07-08 Mobil Oil Corporation Thermal recovery method for viscous oil
US4572299A (en) 1984-10-30 1986-02-25 Shell Oil Company Heater cable installation
US4669542A (en) 1984-11-21 1987-06-02 Mobil Oil Corporation Simultaneous recovery of crude from multiple zones in a reservoir
US4585066A (en) 1984-11-30 1986-04-29 Shell Oil Company Well treating process for installing a cable bundle containing strands of changing diameter
US4704514A (en) 1985-01-11 1987-11-03 Egmond Cor F Van Heating rate variant elongated electrical resistance heater
US4645906A (en) 1985-03-04 1987-02-24 Thermon Manufacturing Company Reduced resistance skin effect heat generating system
US4785163A (en) 1985-03-26 1988-11-15 Raychem Corporation Method for monitoring a heater
US4698583A (en) 1985-03-26 1987-10-06 Raychem Corporation Method of monitoring a heater for faults
DK180486A (da) 1985-04-19 1986-10-20 Raychem Gmbh Varmeapparat
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
US4605489A (en) 1985-06-27 1986-08-12 Occidental Oil Shale, Inc. Upgrading shale oil by a combination process
US4623444A (en) 1985-06-27 1986-11-18 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
US4719423A (en) 1985-08-13 1988-01-12 Shell Oil Company NMR imaging of materials for transport properties
US4728892A (en) 1985-08-13 1988-03-01 Shell Oil Company NMR imaging of materials
JPH0774414B2 (ja) * 1985-09-24 1995-08-09 住友金属工業株式会社 高温強度の優れるオ−ステナイト鋼
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
JPH0830247B2 (ja) * 1985-12-04 1996-03-27 住友金属工業株式会社 高温強度の優れたオーステナイト鋼
US4662443A (en) 1985-12-05 1987-05-05 Amoco Corporation Combination air-blown and oxygen-blown underground coal gasification process
US4686029A (en) 1985-12-06 1987-08-11 Union Carbide Corporation Dewaxing catalysts and processes employing titanoaluminosilicate molecular sieves
US4849611A (en) 1985-12-16 1989-07-18 Raychem Corporation Self-regulating heater employing reactive components
US4730162A (en) 1985-12-31 1988-03-08 Shell Oil Company Time-domain induced polarization logging method and apparatus with gated amplification level
US4706751A (en) 1986-01-31 1987-11-17 S-Cal Research Corp. Heavy oil recovery process
US4694907A (en) 1986-02-21 1987-09-22 Carbotek, Inc. Thermally-enhanced oil recovery method and apparatus
DE3609253A1 (de) 1986-03-19 1987-09-24 Interatom Verfahren zur tertiaeren oelgewinnung aus tiefbohrloechern mit verwertung des austretenden erdoelgases
US4640353A (en) * 1986-03-21 1987-02-03 Atlantic Richfield Company Electrode well and method of completion
US4734115A (en) 1986-03-24 1988-03-29 Air Products And Chemicals, Inc. Low pressure process for C3+ liquids recovery from process product gas
US4651825A (en) 1986-05-09 1987-03-24 Atlantic Richfield Company Enhanced well production
US4814587A (en) 1986-06-10 1989-03-21 Metcal, Inc. High power self-regulating heater
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
US4979296A (en) 1986-07-25 1990-12-25 Shell Oil Company Method for fabricating helical flowline bundles
US4772634A (en) 1986-07-31 1988-09-20 Energy Research Corporation Apparatus and method for methanol production using a fuel cell to regulate the gas composition entering the methanol synthesizer
US4744245A (en) 1986-08-12 1988-05-17 Atlantic Richfield Company Acoustic measurements in rock formations for determining fracture orientation
US4863585A (en) 1986-09-03 1989-09-05 Mobil Oil Corporation Fluidized catalytic cracking process utilizing a C3-C4 paraffin-rich Co-feed and mixed catalyst system with selective reactivation of the medium pore silicate zeolite component thereofo
US4769606A (en) 1986-09-30 1988-09-06 Shell Oil Company Induced polarization method and apparatus for distinguishing dispersed and laminated clay in earth formations
US5340467A (en) 1986-11-24 1994-08-23 Canadian Occidental Petroleum Ltd. Process for recovery of hydrocarbons and rejection of sand
US5316664A (en) 1986-11-24 1994-05-31 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
JP2548153B2 (ja) * 1986-12-19 1996-10-30 松下電器産業株式会社 シ−ズヒ−タ
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
US4884455A (en) 1987-06-25 1989-12-05 Shell Oil Company Method for analysis of failure of material employing imaging
US4856341A (en) * 1987-06-25 1989-08-15 Shell Oil Company Apparatus for analysis of failure of material
US4827761A (en) 1987-06-25 1989-05-09 Shell Oil Company Sample holder
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
US5306640A (en) 1987-10-28 1994-04-26 Shell Oil Company Method for determining preselected properties of a crude oil
US4983278A (en) 1987-11-03 1991-01-08 Western Research Institute & Ilr Services Inc. Pyrolysis methods with product oil recycling
US4987368A (en) 1987-11-05 1991-01-22 Shell Oil Company Nuclear magnetism logging tool using high-temperature superconducting squid detectors
US4808925A (en) 1987-11-19 1989-02-28 Halliburton Company Three magnet casing collar locator
US4852648A (en) 1987-12-04 1989-08-01 Ava International Corporation Well installation in which electrical current is supplied for a source at the wellhead to an electrically responsive device located a substantial distance below the wellhead
US4823890A (en) * 1988-02-23 1989-04-25 Longyear Company Reverse circulation bit apparatus
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
US4840720A (en) 1988-09-02 1989-06-20 Betz Laboratories, Inc. Process for minimizing fouling of processing equipment
US4928765A (en) 1988-09-27 1990-05-29 Ramex Syn-Fuels International Method and apparatus for shale gas recovery
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
US4974425A (en) 1988-12-08 1990-12-04 Concept Rkk, Limited Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth
US4860544A (en) 1988-12-08 1989-08-29 Concept R.K.K. Limited Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth
US4940095A (en) 1989-01-27 1990-07-10 Dowell Schlumberger Incorporated Deployment/retrieval method and apparatus for well tools used with coiled tubing
US5103920A (en) 1989-03-01 1992-04-14 Patton Consulting Inc. Surveying system and method for locating target subterranean bodies
CA2015318C (en) 1990-04-24 1994-02-08 Jack E. Bridges Power sources for downhole electrical heating
US4895206A (en) 1989-03-16 1990-01-23 Price Ernest H Pulsed in situ exothermic shock wave and retorting process for hydrocarbon recovery and detoxification of selected wastes
US4913065A (en) 1989-03-27 1990-04-03 Indugas, Inc. In situ thermal waste disposal system
US4947672A (en) 1989-04-03 1990-08-14 Burndy Corporation Hydraulic compression tool having an improved relief and release valve
JP2561729B2 (ja) 1989-04-21 1996-12-11 日本電子株式会社 タップ切り換え交流電源安定化装置
US5150118A (en) 1989-05-08 1992-09-22 Hewlett-Packard Company Interchangeable coded key pad assemblies alternately attachable to a user definable keyboard to enable programmable keyboard functions
DE3918265A1 (de) 1989-06-05 1991-01-03 Henkel Kgaa Verfahren zur herstellung von tensidgemischen auf ethersulfonatbasis und ihre verwendung
US5059303A (en) 1989-06-16 1991-10-22 Amoco Corporation Oil stabilization
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
JPH0357182A (ja) * 1989-07-26 1991-03-12 Sanyo Electric Co Ltd シーズヒータユニット
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
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
US5080776A (en) 1990-06-14 1992-01-14 Mobil Oil Corporation Hydrogen-balanced conversion of diamondoid-containing wash oils to gasoline
US5040601A (en) * 1990-06-21 1991-08-20 Baker Hughes Incorporated Horizontal well bore system
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
US5060726A (en) 1990-08-23 1991-10-29 Shell Oil Company Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers having little or no vertical communication
US5046559A (en) 1990-08-23 1991-09-10 Shell Oil Company Method and apparatus for producing hydrocarbon bearing deposits in formations having shale layers
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
US5207273A (en) 1990-09-17 1993-05-04 Production Technologies International Inc. Method and apparatus for pumping wells
US5066852A (en) 1990-09-17 1991-11-19 Teledyne Ind. Inc. Thermoplastic end seal for electric heating elements
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
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
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)
US5060287A (en) 1990-12-04 1991-10-22 Shell Oil Company Heater utilizing copper-nickel alloy core
US5065818A (en) 1991-01-07 1991-11-19 Shell Oil Company Subterranean heaters
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
US5732771A (en) * 1991-02-06 1998-03-31 Moore; Boyd B. Protective sheath for protecting and separating a plurality of insulated cable conductors for an underground well
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
US5102551A (en) 1991-04-29 1992-04-07 Texaco Inc. Membrane process for treating a mixture containing dewaxed oil and dewaxing solvent
US5093002A (en) 1991-04-29 1992-03-03 Texaco Inc. Membrane process for treating a mixture containing dewaxed oil and dewaxing solvent
US5246273A (en) 1991-05-13 1993-09-21 Rosar Edward C Method and apparatus for solution mining
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
US5215954A (en) 1991-07-30 1993-06-01 Cri International, Inc. Method of presulfurizing a hydrotreating, hydrocracking or tail gas treating catalyst
US5189283A (en) * 1991-08-28 1993-02-23 Shell Oil Company Current to power crossover heater control
US5168927A (en) 1991-09-10 1992-12-08 Shell Oil Company Method utilizing spot tracer injection and production induced transport for measurement of residual oil saturation
US5173213A (en) 1991-11-08 1992-12-22 Baker Hughes Incorporated Corrosion and anti-foulant composition and method of use
US5347070A (en) 1991-11-13 1994-09-13 Battelle Pacific Northwest Labs Treating of solid earthen material and a method for measuring moisture content and resistivity of solid earthen material
US5349859A (en) 1991-11-15 1994-09-27 Scientific Engineering Instruments, Inc. Method and apparatus for measuring acoustic wave velocity using impulse response
US5199490A (en) 1991-11-18 1993-04-06 Texaco Inc. Formation treating
JP3183886B2 (ja) 1991-12-16 2001-07-09 アンスティテュ フランセ デュ ペトロール 地下鉱床の能動的および／または受動的モニターのための定置装置
US5254183A (en) * 1991-12-20 1993-10-19 United Techynologies Corporation Gas turbine elements with coke resistant surfaces
CA2058255C (en) 1991-12-20 1997-02-11 Roland P. Leaute Recovery and upgrading of hydrocarbons utilizing in situ combustion and horizontal wells
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
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
US5226961A (en) 1992-06-12 1993-07-13 Shell Oil Company High temperature wellbore cement slurry
US5297626A (en) 1992-06-12 1994-03-29 Shell Oil Company Oil recovery process
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
US5275726A (en) 1992-07-29 1994-01-04 Exxon Research & Engineering Co. Spiral wound element for separation
US5282957A (en) 1992-08-19 1994-02-01 Betz Laboratories, Inc. Methods for inhibiting polymerization of hydrocarbons utilizing a hydroxyalkylhydroxylamine
US5315065A (en) 1992-08-21 1994-05-24 Donovan James P O Versatile electrically insulating waterproof connectors
US5305829A (en) 1992-09-25 1994-04-26 Chevron Research And Technology Company Oil production from diatomite formations by fracture steamdrive
US5229583A (en) 1992-09-28 1993-07-20 Shell Oil Company Surface heating blanket for soil remediation
US5339904A (en) 1992-12-10 1994-08-23 Mobil Oil Corporation Oil recovery optimization using a well having both horizontal and vertical sections
CA2096034C (en) 1993-05-07 1996-07-02 Kenneth Edwin Kisman Horizontal well gravity drainage combustion process for oil recovery
US5360067A (en) 1993-05-17 1994-11-01 Meo Iii Dominic Vapor-extraction system for removing hydrocarbons from soil
SE503278C2 (sv) 1993-06-07 1996-05-13 Kabeldon Ab Förfarande vid skarvning av två kabelparter, samt skarvkropp och monteringsverktyg för användning vid förfarandet
WO1995006093A1 (en) 1993-08-20 1995-03-02 Technological Resources Pty. Ltd. Enhanced hydrocarbon recovery method
US5377756A (en) 1993-10-28 1995-01-03 Mobil Oil Corporation Method for producing low permeability reservoirs using a single well
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
US5388643A (en) * 1993-11-03 1995-02-14 Amoco Corporation Coalbed methane recovery using pressure swing adsorption separation
US5388645A (en) 1993-11-03 1995-02-14 Amoco Corporation Method for producing methane-containing gaseous mixtures
US5388640A (en) 1993-11-03 1995-02-14 Amoco Corporation Method for producing methane-containing gaseous mixtures
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
US5411089A (en) 1993-12-20 1995-05-02 Shell Oil Company Heat injection process
US5404952A (en) 1993-12-20 1995-04-11 Shell Oil Company Heat injection process and apparatus
US5433271A (en) 1993-12-20 1995-07-18 Shell Oil Company Heat injection process
US5634984A (en) 1993-12-22 1997-06-03 Union Oil Company Of California Method for cleaning an oil-coated substrate
US5541517A (en) 1994-01-13 1996-07-30 Shell Oil Company Method for drilling a borehole from one cased borehole to another cased borehole
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
US5431224A (en) 1994-04-19 1995-07-11 Mobil Oil Corporation Method of thermal stimulation for recovery of hydrocarbons
US5429194A (en) 1994-04-29 1995-07-04 Western Atlas International, Inc. Method for inserting a wireline inside coiled tubing
US5409071A (en) 1994-05-23 1995-04-25 Shell Oil Company Method to cement a wellbore
ZA954204B (en) 1994-06-01 1996-01-22 Ashland Chemical Inc A process for improving the effectiveness of a process catalyst
JP3543366B2 (ja) * 1994-06-28 2004-07-14 住友金属工業株式会社 高温強度の良好なオーステナイト系耐熱鋼
EP0771419A4 (en) 1994-07-18 1999-06-23 Babcock & Wilcox Co SENSOR TRANSPORT SYSTEM FOR A TORCH WELDING DEVICE
US5458774A (en) 1994-07-25 1995-10-17 Mannapperuma; Jatal D. Corrugated spiral membrane module
US5632336A (en) 1994-07-28 1997-05-27 Texaco Inc. Method for improving injectivity of fluids in oil reservoirs
US5525322A (en) 1994-10-12 1996-06-11 The Regents Of The University Of California Method for simultaneous recovery of hydrogen from water and from hydrocarbons
US5553189A (en) 1994-10-18 1996-09-03 Shell Oil Company Radiant plate heater for treatment of contaminated surfaces
US5497087A (en) 1994-10-20 1996-03-05 Shell Oil Company NMR logging of natural gas reservoirs
US5498960A (en) 1994-10-20 1996-03-12 Shell Oil Company NMR logging of natural gas in reservoirs
US5624188A (en) 1994-10-20 1997-04-29 West; David A. Acoustic thermometer
US5559263A (en) 1994-11-16 1996-09-24 Tiorco, Inc. Aluminum citrate preparations and methods
US5554453A (en) 1995-01-04 1996-09-10 Energy Research Corporation Carbonate fuel cell system with thermally integrated gasification
CA2209947C (en) 1995-01-12 1999-06-01 Baker Hughes Incorporated A measurement-while-drilling acoustic system employing multiple, segmented transmitters and receivers
US6088294A (en) 1995-01-12 2000-07-11 Baker Hughes Incorporated Drilling system with an acoustic measurement-while-driving system for determining parameters of interest and controlling the drilling direction
DE19505517A1 (de) 1995-02-10 1996-08-14 Siegfried Schwert Verfahren zum Herausziehen eines im Erdreich verlegten Rohres
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
US5621844A (en) 1995-03-01 1997-04-15 Uentech Corporation Electrical heating of mineral well deposits using downhole impedance transformation networks
JPH08255026A (ja) 1995-03-17 1996-10-01 Kawamura Electric Inc 節電装置
US5935421A (en) 1995-05-02 1999-08-10 Exxon Research And Engineering Company Continuous in-situ combination process for upgrading heavy oil
US5911898A (en) 1995-05-25 1999-06-15 Electric Power Research Institute Method and apparatus for providing multiple autoregulated temperatures
US5571403A (en) 1995-06-06 1996-11-05 Texaco Inc. Process for extracting hydrocarbons from diatomite
WO1997001017A1 (en) 1995-06-20 1997-01-09 Bj Services Company, U.S.A. Insulated and/or concentric coiled tubing
US5619121A (en) 1995-06-29 1997-04-08 Siemens Energy & Automation, Inc. Load voltage based tap changer monitoring system
US5824214A (en) 1995-07-11 1998-10-20 Mobil Oil Corporation Method for hydrotreating and upgrading heavy crude oil during production
US5669275A (en) 1995-08-18 1997-09-23 Mills; Edward Otis Conductor insulation remover
US5801332A (en) 1995-08-31 1998-09-01 Minnesota Mining And Manufacturing Company Elastically recoverable silicone splice cover
US5899958A (en) 1995-09-11 1999-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Logging while drilling borehole imaging and dipmeter device
US5759022A (en) 1995-10-16 1998-06-02 Gas Research Institute Method and system for reducing NOx and fuel emissions in a furnace
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
ATE191254T1 (de) * 1995-12-27 2000-04-15 Shell Int Research Flamenlose verbrennvorrichtung und verfahren
JPH09190935A (ja) 1996-01-09 1997-07-22 Toshiba Corp 負荷時タップ切換変圧器のタップ切換制御回路
IE960011A1 (en) 1996-01-10 1997-07-16 Padraig Mcalister Structural ice composites, processes for their construction¹and their use as artificial islands and other fixed and¹floating structures
US5685362A (en) 1996-01-22 1997-11-11 The Regents Of The University Of California Storage capacity in hot dry rock reservoirs
US5751895A (en) 1996-02-13 1998-05-12 Eor International, Inc. Selective excitation of heating electrodes for oil wells
US5826655A (en) 1996-04-25 1998-10-27 Texaco Inc Method for enhanced recovery of viscous oil deposits
US5652389A (en) 1996-05-22 1997-07-29 The United States Of America As Represented By The Secretary Of Commerce Non-contact method and apparatus for inspection of inertia welds
US6022834A (en) 1996-05-24 2000-02-08 Oil Chem Technologies, Inc. Alkaline surfactant polymer flooding composition and process
CA2177726C (en) * 1996-05-29 2000-06-27 Theodore Wildi Low-voltage and low flux density heating system
US5769569A (en) 1996-06-18 1998-06-23 Southern California Gas Company In-situ thermal desorption of heavy hydrocarbons in vadose zone
US5828797A (en) 1996-06-19 1998-10-27 Meggitt Avionics, Inc. Fiber optic linked flame sensor
AU740616B2 (en) 1996-06-21 2001-11-08 Syntroleum Corporation Synthesis gas production system and method
MY118075A (en) 1996-07-09 2004-08-30 Syntroleum Corp Process for converting gas to liquids
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
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
US7462207B2 (en) 1996-11-18 2008-12-09 Bp Oil International Limited Fuel composition
RU2125110C1 (ru) * 1996-12-17 1999-01-20 Байдуганов Александр Меркурьевич Жаропрочный сплав
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
US5766274A (en) * 1997-02-07 1998-06-16 Exxon Research And Engineering Company Synthetic jet fuel and process for its production
US6039121A (en) 1997-02-20 2000-03-21 Rangewest Technologies Ltd. Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons
US5744025A (en) 1997-02-28 1998-04-28 Shell Oil Company Process for hydrotreating metal-contaminated hydrocarbonaceous feedstock
GB9704181D0 (en) 1997-02-28 1997-04-16 Thompson James Apparatus and method for installation of ducts
US5926437A (en) 1997-04-08 1999-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for seismic exploration
JPH10296489A (ja) * 1997-04-23 1998-11-10 Hitachi Ltd シールド冶具
GB2362463B (en) 1997-05-02 2002-01-23 Baker Hughes Inc A system for determining an acoustic property of a subsurface formation
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
CA2289080C (en) 1997-06-05 2006-07-25 Shell Canada Limited Contaminated soil 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
US6112808A (en) 1997-09-19 2000-09-05 Isted; Robert Edward Method and apparatus for subterranean thermal conditioning
CZ298765B6 (cs) 1997-06-19 2008-01-23 European Organization For Nuclear Research Způsob exponování materiálu neutronovým tokem, způsob produkování užitečného izotopu zahrnující uvedený způsob exponování a způsob transmutace alespoň jednoho dlouhodobého izotopuzahrnující uvedený způsob exponování
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
US5868202A (en) 1997-09-22 1999-02-09 Tarim Associates For Scientific Mineral And Oil Exploration Ag Hydrologic cells for recovery of hydrocarbons or thermal energy from coal, oil-shale, tar-sands and oil-bearing formations
US6149344A (en) 1997-10-04 2000-11-21 Master Corporation Acid gas disposal
US6923273B2 (en) 1997-10-27 2005-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Well system
US6354373B1 (en) 1997-11-26 2002-03-12 Schlumberger Technology Corporation Expandable tubing for a well bore hole and method of expanding
ATE236343T1 (de) 1997-12-11 2003-04-15 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
MA24902A1 (fr) 1998-03-06 2000-04-01 Shell Int Research Rechauffeur electrique
US6540018B1 (en) 1998-03-06 2003-04-01 Shell Oil Company Method and apparatus for heating a wellbore
US6269876B1 (en) 1998-03-06 2001-08-07 Shell Oil Company Electrical heater
GB2352260B (en) 1998-04-06 2002-10-23 Da Qing Petroleum Administrati A foam drive method
US6065280A (en) * 1998-04-08 2000-05-23 General Electric Co. Method of heating gas turbine fuel in a combined cycle power plant using multi-component flow mixtures
US6035701A (en) 1998-04-15 2000-03-14 Lowry; William E. Method and system to locate leaks in subsurface containment structures using tracer gases
US6125698A (en) 1998-05-12 2000-10-03 Lockheed Martin Corporation System and process for optimizing gravity gradiometer measurements
US6016867A (en) * 1998-06-24 2000-01-25 World Energy Systems, Incorporated Upgrading and recovery of heavy crude oils and natural bitumens by in situ hydrovisbreaking
US6016868A (en) 1998-06-24 2000-01-25 World Energy Systems, Incorporated Production of synthetic crude oil from heavy hydrocarbons recovered by in situ hydrovisbreaking
US5958365A (en) 1998-06-25 1999-09-28 Atlantic Richfield Company Method of producing hydrogen from heavy crude oil using solvent deasphalting and partial oxidation methods
RU2128240C1 (ru) * 1998-07-06 1999-03-27 Ципер Виктор Михайлович Сплав на основе железа и изделие, выполненное из него
US6130398A (en) * 1998-07-09 2000-10-10 Illinois Tool Works Inc. Plasma cutter for auxiliary power output of a power source
US6087738A (en) 1998-08-20 2000-07-11 Robicon Corporation Variable output three-phase transformer
NO984235L (no) 1998-09-14 2000-03-15 Cit Alcatel Oppvarmingssystem for metallrør for rõoljetransport
US6388947B1 (en) 1998-09-14 2002-05-14 Tomoseis, Inc. Multi-crosswell profile 3D imaging and method
FR2784687B1 (fr) 1998-10-14 2000-11-17 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydrotraitement d'une fraction lourde d'hydrocarbures avec reacteurs permutables et introduction d'un distillat moyen
US6216436B1 (en) * 1998-10-15 2001-04-17 General Electric Co. Integrated gasification combined cycle power plant with kalina bottoming cycle
US6192748B1 (en) 1998-10-30 2001-02-27 Computalog Limited Dynamic orienting reference system for directional drilling
US5968349A (en) 1998-11-16 1999-10-19 Bhp Minerals International Inc. Extraction of bitumen from bitumen froth and biotreatment of bitumen froth tailings generated from tar sands
US20040035582A1 (en) 2002-08-22 2004-02-26 Zupanick Joseph A. System and method for subterranean access
CN1306145C (zh) 1998-12-22 2007-03-21 切夫里昂奥罗尼特有限责任公司 从含烃的地下岩层中采收原油的方法和强化采油的表面活性剂
US6123830A (en) 1998-12-30 2000-09-26 Exxon Research And Engineering Co. Integrated staged catalytic cracking and staged hydroprocessing process
US6609761B1 (en) 1999-01-08 2003-08-26 American Soda, Llp Sodium carbonate and sodium bicarbonate production from nahcolitic oil shale
US6167705B1 (en) * 1999-01-13 2001-01-02 Abb Alstom Power Inc. Vapor temperature control in a kalina cycle power generation system
US6078868A (en) 1999-01-21 2000-06-20 Baker Hughes Incorporated Reference signal encoding for seismic while drilling measurement
US6218333B1 (en) 1999-02-15 2001-04-17 Shell Oil Company Preparation of a hydrotreating catalyst
US6283230B1 (en) 1999-03-01 2001-09-04 Jasper N. Peters Method and apparatus for lateral well drilling utilizing a rotating nozzle
US6155117A (en) 1999-03-18 2000-12-05 Mcdermott Technology, Inc. Edge detection and seam tracking with EMATs
FR2793267B1 (fr) * 1999-05-05 2001-06-15 Pont A Mousson Dispositif de voirie et element de recouvrement pour un tel dispositif
US6110358A (en) 1999-05-21 2000-08-29 Exxon Research And Engineering Company Process for manufacturing improved process oils using extraction of hydrotreated distillates
JP2000340350A (ja) 1999-05-28 2000-12-08 Kyocera Corp 窒化ケイ素製セラミックヒータおよびその製造方法
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
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
US6417268B1 (en) 1999-12-06 2002-07-09 Hercules Incorporated Method for making hydrophobically associative polymers, methods of use and compositions
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
US6633236B2 (en) 2000-01-24 2003-10-14 Shell Oil Company Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters
US7259688B2 (en) 2000-01-24 2007-08-21 Shell Oil Company Wireless reservoir production control
US6715550B2 (en) 2000-01-24 2004-04-06 Shell Oil Company Controllable gas-lift well and valve
US6679332B2 (en) 2000-01-24 2004-01-20 Shell Oil Company Petroleum well having downhole sensors, communication and power
US7029571B1 (en) 2000-02-16 2006-04-18 Indian Oil Corporation Limited Multi stage selective catalytic cracking process and a system for producing high yield of middle distillate products from heavy hydrocarbon feedstocks
US7170424B2 (en) 2000-03-02 2007-01-30 Shell Oil Company Oil well casting electrical power pick-off points
MY128294A (en) 2000-03-02 2007-01-31 Shell Int Research Use of downhole high pressure gas in a gas-lift well
AU2001243413B2 (en) 2000-03-02 2004-10-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Controlled downhole chemical injection
US6357526B1 (en) 2000-03-16 2002-03-19 Kellogg Brown & Root, Inc. Field upgrading of heavy oil and bitumen
US6380505B1 (en) * 2000-03-27 2002-04-30 The Boeing Company Method and apparatus for welding tubular members
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
US6894254B2 (en) * 2000-04-20 2005-05-17 Mks Instruments, Inc. Heater control system with combination modular and daisy chained connectivity and optimum allocation of functions between base unit and local controller modules
US20030085034A1 (en) 2000-04-24 2003-05-08 Wellington Scott Lee In situ thermal processing of a coal formation to produce pyrolsis products
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
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
US6715548B2 (en) 2000-04-24 2004-04-06 Shell Oil Company In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce nitrogen containing formation fluids
US20030066642A1 (en) 2000-04-24 2003-04-10 Wellington Scott Lee In situ thermal processing of a coal formation producing a mixture with oxygenated hydrocarbons
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
US6880635B2 (en) 2000-04-24 2005-04-19 Shell Oil Company In situ production of synthesis gas from a coal formation, the synthesis gas having a selected H2 to CO ratio
US6584406B1 (en) 2000-06-15 2003-06-24 Geo-X Systems, Ltd. Downhole process control method utilizing seismic communication
GB2383633A (en) 2000-06-29 2003-07-02 Paulo S Tubel Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors
FR2813209B1 (fr) 2000-08-23 2002-11-29 Inst Francais Du Petrole Catalyseur bimetallique supporte comportant une forte interaction entre un metal du groupe viii et de l'etain et son utilisation dans un procede de reformage catalytique
US6585046B2 (en) 2000-08-28 2003-07-01 Baker Hughes Incorporated Live well heater cable
US6541524B2 (en) * 2000-11-08 2003-04-01 Chevron U.S.A. Inc. Method for transporting Fischer-Tropsch products
US6412559B1 (en) 2000-11-24 2002-07-02 Alberta Research Council Inc. Process for recovering methane and/or sequestering fluids
US20020110476A1 (en) 2000-12-14 2002-08-15 Maziasz Philip J. Heat and corrosion resistant cast stainless steels with improved high temperature strength and ductility
US20020112987A1 (en) 2000-12-15 2002-08-22 Zhiguo Hou Slurry hydroprocessing for heavy oil upgrading using supported slurry catalysts
US20020112890A1 (en) 2001-01-22 2002-08-22 Wentworth Steven W. Conduit pulling apparatus and method for use in horizontal drilling
US6827845B2 (en) * 2001-02-08 2004-12-07 Bp Corporation North America Inc. Preparation of components for refinery blending of transportation fuels
US6516891B1 (en) 2001-02-08 2003-02-11 L. Murray Dallas Dual string coil tubing injector assembly
US6821501B2 (en) 2001-03-05 2004-11-23 Shell Oil Company Integrated flameless distributed combustion/steam reforming membrane reactor for hydrogen production and use thereof in zero emissions hybrid power system
US20020153141A1 (en) 2001-04-19 2002-10-24 Hartman Michael G. Method for pumping fluids
US6531516B2 (en) 2001-03-27 2003-03-11 Exxonmobil Research & Engineering Co. Integrated bitumen production and gas conversion
US6782947B2 (en) 2001-04-24 2004-08-31 Shell Oil Company In situ thermal processing of a relatively impermeable formation to increase permeability of the formation
US6948562B2 (en) 2001-04-24 2005-09-27 Shell Oil Company Production of a blending agent using an in situ thermal process in a relatively permeable formation
US6991032B2 (en) 2001-04-24 2006-01-31 Shell Oil Company In situ thermal processing of an oil shale formation using a pattern of heat sources
AU2002304692C1 (en) 2001-04-24 2009-05-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for in situ recovery from a tar sands formation and a blending agent produced by such a method
US20030029617A1 (en) 2001-08-09 2003-02-13 Anadarko Petroleum Company Apparatus, method and system for single well solution-mining
US6695062B2 (en) 2001-08-27 2004-02-24 Baker Hughes Incorporated Heater cable and method for manufacturing
US6755251B2 (en) 2001-09-07 2004-06-29 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole gas separation method and system
MY129091A (en) 2001-09-07 2007-03-30 Exxonmobil Upstream Res Co Acid gas disposal method
US6886638B2 (en) 2001-10-03 2005-05-03 Schlumbergr Technology Corporation Field weldable connections
US6846402B2 (en) * 2001-10-19 2005-01-25 Chevron U.S.A. Inc. Thermally stable jet prepared from highly paraffinic distillate fuel component and conventional distillate fuel component
US7077199B2 (en) 2001-10-24 2006-07-18 Shell Oil Company In situ thermal processing of an oil reservoir formation
US7104319B2 (en) 2001-10-24 2006-09-12 Shell Oil Company In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation
US6969123B2 (en) 2001-10-24 2005-11-29 Shell Oil Company Upgrading and mining of coal
US7090013B2 (en) 2001-10-24 2006-08-15 Shell Oil Company In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids
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
ATE402294T1 (de) 2001-10-24 2008-08-15 Shell Int Research Vereisung von böden als vorwegmassnahme zu deren thermischer behandlung
AU2002359315B2 (en) 2001-10-24 2007-11-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation via backproducing through a heater well
US6759364B2 (en) 2001-12-17 2004-07-06 Shell Oil Company Arsenic removal catalyst and method for making same
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
US6854534B2 (en) 2002-01-22 2005-02-15 James I. Livingstone 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
NO326154B1 (no) * 2002-04-02 2008-10-06 Weltec As System og fremgangsmate for styring av dekkgassforsyning til et tradsveiseapparat.
US6806442B2 (en) * 2002-05-01 2004-10-19 Watlow Electric Manufacturing Company Method and apparatus for splicing tubular heater sections
US6715553B2 (en) 2002-05-31 2004-04-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of generating gas in well fluids
US6709573B2 (en) 2002-07-12 2004-03-23 Anthon L. Smith Process for the recovery of hydrocarbon fractions from hydrocarbonaceous solids
US6942037B1 (en) * 2002-08-15 2005-09-13 Clariant Finance (Bvi) Limited Process for mitigation of wellbore contaminants
CA2499760C (en) 2002-08-21 2010-02-02 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
WO2004042188A2 (en) 2002-11-06 2004-05-21 Canitron Systems, Inc. Down hole induction heating tool and method of operating and manufacturing same
AR041930A1 (es) 2002-11-13 2005-06-01 Shell Int Research Composiciones de combustible diesel
JP2004235587A (ja) 2003-01-31 2004-08-19 Toshiba Corp 負荷時タップ切換変圧器の制御装置およびその制御方法
US7048051B2 (en) 2003-02-03 2006-05-23 Gen Syn Fuels Recovery of products from oil shale
US7055602B2 (en) 2003-03-11 2006-06-06 Shell Oil Company Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery
US7258752B2 (en) 2003-03-26 2007-08-21 Ut-Battelle Llc Wrought stainless steel compositions having engineered microstructures for improved heat resistance
FR2853904B1 (fr) 2003-04-15 2007-11-16 Air Liquide Procede de production de liquides hydrocarbones mettant en oeuvre un procede fischer-tropsch
NZ567052A (en) 2003-04-24 2009-11-27 Shell Int Research Thermal process for subsurface formations
JP2005015816A (ja) * 2003-06-23 2005-01-20 Nisshin Steel Co Ltd 耐食性に優れた温水器缶体
RU2349745C2 (ru) 2003-06-24 2009-03-20 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ обработки подземного пласта для конверсии органического вещества в извлекаемые углеводороды (варианты)
NO20033230D0 (no) 2003-07-16 2003-07-16 Statoil Asa Fremgangsmåte for utvinning og oppgradering av olje
JP3899409B2 (ja) * 2003-08-08 2007-03-28 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主にメタンガスの生産方法、及び模擬ハイドレート堆積層モデルを用いる主にメタンガスの生産特性を測定する方法
US7208647B2 (en) 2003-09-23 2007-04-24 Synfuels International, Inc. Process for the conversion of natural gas to reactive gaseous products comprising ethylene
US7114880B2 (en) 2003-09-26 2006-10-03 Carter Jr Ernest E Process for the excavation of buried waste
US7147057B2 (en) 2003-10-06 2006-12-12 Halliburton Energy Services, Inc. Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore
CA2543963C (en) 2003-11-03 2012-09-11 Exxonmobil Upstream Research Company Hydrocarbon recovery from impermeable oil shales
US7282138B2 (en) 2003-11-05 2007-10-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Multistage removal of heteroatoms and wax from distillate fuel
US7763160B2 (en) 2003-12-19 2010-07-27 Shell Oil Company Systems and methods of producing a crude product
US7807046B2 (en) 2003-12-19 2010-10-05 Shell Oil Company Systems, methods, and catalysts for producing a crude product
US20070000810A1 (en) 2003-12-19 2007-01-04 Bhan Opinder K Method for producing a crude product with reduced tan
US20060289340A1 (en) 2003-12-19 2006-12-28 Brownscombe Thomas F Methods for producing a total product in the presence of sulfur
JP4190442B2 (ja) * 2004-03-15 2008-12-03 大成建設株式会社 エントランス部の止水構造
US7354507B2 (en) 2004-03-17 2008-04-08 Conocophillips Company Hydroprocessing methods and apparatus for use in the preparation of liquid hydrocarbons
US7337841B2 (en) 2004-03-24 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Casing comprising stress-absorbing materials and associated methods of use
NZ550443A (en) 2004-04-23 2010-02-26 Shell Int Research Inhibiting reflux in a heated well of an in situ conversion system
US7730012B2 (en) * 2004-06-25 2010-06-01 Apple Inc. Methods and systems for managing data
JP4887012B2 (ja) * 2004-07-16 2012-02-29 昭壽 杉本 ガスハイドレートからのガス回収方法および回収装置並びにガスハイドレートの再ガス化方法
JP4044542B2 (ja) * 2004-08-03 2008-02-06 三菱マテリアル資源開発株式会社 流体圧入・回収機能を備えた坑井装置及びその坑井装置の設置方法
US7165621B2 (en) * 2004-08-10 2007-01-23 Schlumberger Technology Corp. Method for exploitation of gas hydrates
CN101001938B (zh) 2004-08-10 2012-01-11 国际壳牌研究有限公司 由烃原料制备中间馏分产品和低级烯烃的方法和设备
US7582203B2 (en) 2004-08-10 2009-09-01 Shell Oil Company Hydrocarbon cracking process for converting gas oil preferentially to middle distillate and lower olefins
CA2804423C (en) 2004-09-03 2015-10-20 Watlow Electric Manufacturing Company Power control system
EP1802729A1 (en) 2004-10-11 2007-07-04 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for separating colour bodies and/or asphalthenic contaminants from a hydrocarbon mixture
US7398823B2 (en) 2005-01-10 2008-07-15 Conocophillips Company Selective electromagnetic production tool
RU2424275C2 (ru) 2005-04-11 2011-07-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ получения полуфабриката с пониженным содержанием микроуглеродного остатка и катализатор для его осуществления
BRPI0608825B1 (pt) 2005-04-21 2017-06-06 Shell Int Research sistema e método para a produção de óleo e/ou gás
AU2006239962B8 (en) * 2005-04-22 2010-04-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. In situ conversion system and method of heating a subsurface formation
US7500528B2 (en) 2005-04-22 2009-03-10 Shell Oil Company Low temperature barrier wellbores formed using water flushing
DE102005019211B3 (de) * 2005-04-25 2006-11-30 Bleckmann Gmbh & Co. Kg Rohrheizkörper mit konischer Heizleiterwendel
US7441597B2 (en) 2005-06-20 2008-10-28 Ksn Energies, Llc Method and apparatus for in-situ radiofrequency assisted gravity drainage of oil (RAGD)
JP4707502B2 (ja) * 2005-08-19 2011-06-22 昭壽 杉本 ガスハイドレート層からのガス回収システム
NZ567257A (en) 2005-10-24 2011-02-25 Shell Int Research Method of cracking a crude product to produce additional crude products
US7124584B1 (en) * 2005-10-31 2006-10-24 General Electric Company System and method for heat recovery from geothermal source of heat
US7921907B2 (en) 2006-01-20 2011-04-12 American Shale Oil, Llc In situ method and system for extraction of oil from shale
US7445041B2 (en) 2006-02-06 2008-11-04 Shale And Sands Oil Recovery Llc Method and system for extraction of hydrocarbons from oil shale
WO2007098370A2 (en) 2006-02-16 2007-08-30 Chevron U.S.A. Inc. Kerogen extraction from subterranean oil shale resources
RU2008145876A (ru) 2006-04-21 2010-05-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) Нагреватели с ограничением температуры, в которых используется фазовое преобразование ферромагнитного материала
WO2007126676A2 (en) 2006-04-21 2007-11-08 Exxonmobil Upstream Research Company In situ co-development of oil shale with mineral recovery
ITMI20061648A1 (it) 2006-08-29 2008-02-29 Star Progetti Tecnologie Applicate Spa Dispositivo di irraggiamento di calore tramite infrarossi
US7665524B2 (en) 2006-09-29 2010-02-23 Ut-Battelle, Llc Liquid metal heat exchanger for efficient heating of soils and geologic formations
AU2007313388B2 (en) 2006-10-13 2013-01-31 Exxonmobil Upstream Research Company Heating an organic-rich rock formation in situ to produce products with improved properties
CA2667274A1 (en) 2006-10-20 2008-05-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems and processes for use in treating subsurface formations
US20080216323A1 (en) 2007-03-09 2008-09-11 Eveready Battery Company, Inc. Shaving preparation delivery system for wet shaving system
WO2008123352A1 (ja) 2007-03-28 2008-10-16 Nec Corporation 半導体装置
EP2142758A1 (en) 2007-04-20 2010-01-13 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Parallel heater system for subsurface formations
BRPI0810752A2 (pt) 2007-05-15 2014-10-21 Exxonmobil Upstream Res Co Métodos para o aquecimento in situ de uma formação rochosa rica em composto orgânico, para o aquecimento in situ de uma formação alvejada de xisto oleoso e para produzir um fluido de hidrocarboneto, poço aquecedor para o aquecimento in situ de uma formação rochosa rica em composto orgânico alvejada, e, campo para produzir um fluido de hidrocarboneto a partir de uma formação rica em composto orgânico alvejada.
US7866386B2 (en) 2007-10-19 2011-01-11 Shell Oil Company In situ oxidation of subsurface formations
US20090235664A1 (en) * 2008-03-24 2009-09-24 Total Separation Solutions, Llc Cavitation evaporator system for oil well fluids integrated with a Rankine cycle
EP2262978A1 (en) 2008-04-18 2010-12-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Using mines and tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations
US8525033B2 (en) 2008-08-15 2013-09-03 3M Innovative Properties Company Stranded composite cable and method of making and using
CN102187054B (zh) 2008-10-13 2014-08-27 国际壳牌研究有限公司 地下烃地层的循环传热流体的加热
US8851170B2 (en) 2009-04-10 2014-10-07 Shell Oil Company Heater assisted fluid treatment of a subsurface formation
US8257112B2 (en) 2009-10-09 2012-09-04 Shell Oil Company Press-fit coupling joint for joining insulated conductors
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
US8502120B2 (en) 2010-04-09 2013-08-06 Shell Oil Company Insulating blocks and methods for installation in insulated conductor heaters
CN102236130B (zh) 2010-04-28 2013-12-11 鸿富锦精密工业（深圳）有限公司 光纤连接器
US8732946B2 (en) 2010-10-08 2014-05-27 Shell Oil Company Mechanical compaction of insulator for insulated conductor splices
US8857051B2 (en) 2010-10-08 2014-10-14 Shell Oil Company System and method for coupling lead-in conductor to insulated conductor
US8943686B2 (en) 2010-10-08 2015-02-03 Shell Oil Company Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU94028251A (ru) * 1994-07-27 1996-05-10 В.Ф. Бочкарь Композиция углеводородного топлива
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
US20040140096A1 (en) * 2002-10-24 2004-07-22 Sandberg Chester Ledlie Insulated conductor temperature limited heaters
US20040144540A1 (en) * 2002-10-24 2004-07-29 Sandberg Chester Ledlie High voltage temperature limited heaters
RU2238392C1 (ru) * 2003-03-11 2004-10-20 Открытое акционерное общество "Камкабель" Нагреватель для нефтяной скважины и нагревательный кабель для использования в этом нагревателе

Also Published As

Publication number Publication date
RU2008145878A (ru) 2010-05-27
US8450540B2 (en) 2013-05-28
JP5166402B2 (ja) 2013-03-21
WO2007124405A3 (en) 2008-12-24
KR20080113292A (ko) 2008-12-29
GB2454071B (en) 2011-03-09
EP2100004A2 (en) 2009-09-16
US20080017380A1 (en) 2008-01-24
KR20090007459A (ko) 2009-01-16
KR101434272B1 (ko) 2014-08-27
US20070284108A1 (en) 2007-12-13
AU2007240346A1 (en) 2007-11-01
US7683296B2 (en) 2010-03-23
WO2007149622A3 (en) 2008-03-27
AU2007319714A1 (en) 2008-05-22
WO2008060668A3 (en) 2008-07-17
RU2008145874A (ru) 2010-05-27
NZ571509A (en) 2012-06-29
US20080173444A1 (en) 2008-07-24
AU2007240367A1 (en) 2007-11-01
CA2649394C (en) 2015-11-24
GB2454071A (en) 2009-04-29
WO2007124412A3 (en) 2008-10-16
WO2007124405A2 (en) 2007-11-01
EP2010754A2 (en) 2009-01-07
EP2010754A4 (en) 2016-02-24
CA2649802A1 (en) 2008-05-02
IL194377A (en) 2013-01-31
EP2010751B1 (en) 2018-12-12
AU2007261281B2 (en) 2011-07-07
US7597147B2 (en) 2009-10-06
US7631689B2 (en) 2009-12-15
AU2007240346B2 (en) 2011-06-09
US8083813B2 (en) 2011-12-27
RU2008145876A (ru) 2010-05-27
AU2007319714B2 (en) 2011-11-03
EP2010755A4 (en) 2016-02-24
US7793722B2 (en) 2010-09-14
AU2007240353B2 (en) 2011-06-02
WO2007124426A2 (en) 2007-11-01
KR20090007453A (ko) 2009-01-16
US7604052B2 (en) 2009-10-20
US7673786B2 (en) 2010-03-09
TWI437105B (zh) 2014-05-11
US8857506B2 (en) 2014-10-14
RU2008145880A (ru) 2010-05-27
AU2007309735A8 (en) 2009-01-15
US20080173442A1 (en) 2008-07-24
RU2455381C2 (ru) 2012-07-10
CA2649503C (en) 2014-12-23
US20080038144A1 (en) 2008-02-14
EP2010751A2 (en) 2009-01-07
AU2007309735B2 (en) 2011-12-08
US20080173449A1 (en) 2008-07-24
AU2007240367B2 (en) 2011-04-07
JP2009540110A (ja) 2009-11-19
EP2010751A4 (en) 2017-03-15
EP2100004A4 (en) 2015-10-21
JP2009534564A (ja) 2009-09-24
US7610962B2 (en) 2009-11-03
US7912358B2 (en) 2011-03-22
US20080035705A1 (en) 2008-02-14
US20080035346A1 (en) 2008-02-14
WO2008060668A2 (en) 2008-05-22
US20080035348A1 (en) 2008-02-14
US20080173450A1 (en) 2008-07-24
IL194377A0 (en) 2009-08-03
RU2415259C2 (ru) 2011-03-27
CA2649348C (en) 2014-09-09
AU2007240353A1 (en) 2007-11-01
CA2649379C (en) 2016-08-23
WO2007124412A2 (en) 2007-11-01
WO2007149622A2 (en) 2007-12-27
IL194345A0 (en) 2009-08-03
RU2012140171A (ru) 2014-03-27
JP5268888B2 (ja) 2013-08-21
KR101440312B1 (ko) 2014-09-15
GB0818485D0 (en) 2008-11-12
WO2008051299A3 (en) 2008-10-30
US20080035347A1 (en) 2008-02-14
EP2010755A2 (en) 2009-01-07
AU2007261281A1 (en) 2007-12-27
US20070289733A1 (en) 2007-12-20
CA2649348A1 (en) 2007-12-27
CA2649394A1 (en) 2007-11-01
RU2008145882A (ru) 2010-05-27
US20080174115A1 (en) 2008-07-24
IL194345A (en) 2012-08-30
US20110308814A1 (en) 2011-12-22
US7533719B2 (en) 2009-05-19
US7785427B2 (en) 2010-08-31
RU2441138C2 (ru) 2012-01-27
US7635023B2 (en) 2009-12-22
NZ571338A (en) 2011-11-25
TW200817526A (en) 2008-04-16
ZA200807896B (en) 2009-12-30
CA2649503A1 (en) 2007-11-01
IL194164A (en) 2012-12-31
CA2649379A1 (en) 2007-11-01
US20100133143A1 (en) 2010-06-03
RU2439289C2 (ru) 2012-01-10
US20130333878A1 (en) 2013-12-19
CA2650089C (en) 2015-02-10
WO2007124426A3 (en) 2008-01-24
AU2007309735A1 (en) 2008-05-02
CA2650089A1 (en) 2008-05-22
WO2008051299A2 (en) 2008-05-02
IL194313A (en) 2014-03-31
US8192682B2 (en) 2012-06-05
US20100272595A1 (en) 2010-10-28
US8381806B2 (en) 2013-02-26
US7866385B2 (en) 2011-01-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2618240C2 (ru) Нагреватель с ограничением температуры, в котором используется фазовое преобразование ферромагнитного материала
AU2006306404B2 (en) Applications and installation of a heating system having a conduit electrically isolated from a formation
AU2006240033B2 (en) Subsurface heating using heaters coupled in a three-phase wye configuration
EA011007B1 (ru) Ограниченные по температуре нагреватели, применяемые для нагревания подземных пластов