RU2571120C2 - Underground heating device - Google Patents
Underground heating device Download PDFInfo
- Publication number
- RU2571120C2 RU2571120C2 RU2011143400/03A RU2011143400A RU2571120C2 RU 2571120 C2 RU2571120 C2 RU 2571120C2 RU 2011143400/03 A RU2011143400/03 A RU 2011143400/03A RU 2011143400 A RU2011143400 A RU 2011143400A RU 2571120 C2 RU2571120 C2 RU 2571120C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- combustion
- heating device
- pipe
- underground heating
- combustion chamber
- Prior art date
Links
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 title claims abstract description 65
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 204
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 84
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 60
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 60
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 60
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 33
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 12
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 claims description 5
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 3
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 claims description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 2
- 229910001026 inconel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 claims description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 27
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 17
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- GGYKPYDKXLHNTI-UHFFFAOYSA-N 2,6,10,14-tetramethylhexadecane Chemical compound CCC(C)CCCC(C)CCCC(C)CCCC(C)C GGYKPYDKXLHNTI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 2
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BUGBHKTXTAQXES-UHFFFAOYSA-N Selenium Chemical compound [Se] BUGBHKTXTAQXES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000009841 combustion method Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- -1 for example Chemical class 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010742 number 1 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229910052711 selenium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011669 selenium Substances 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/02—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using burners
Abstract
Description
По всему миру существует множество коллекторов углеводородов, которые в обозримом будущем будут представлять собой ключевые энергетические ресурсы для мирового экономического развития. Такие коллекторы часто содержат вязкую углеводородную смесь, называемую "битумом", "тяжелой нефтью" или "сверхтяжелой нефтью", вязкость которой при приблизительно 37,5°C составляет приблизительно от 3000 до 1000000 сП. Многие углеводородсодержащие геологические формации содержат такие углеводородные смеси, из которых по причине их высокой вязкости углеводородное содержимое не может свободно вытекать в ствол скважины, откуда его добывают. При добыче из некоторых коллекторов углеводородов, например месторождений нефтяных сланцев, углеводородные компоненты сначала необходимо подвергнуть термическому крекингу с образованием более низкомолекулярных соединений. В некоторых случаях для добычи хотя бы части углеводородов из коллектора углеводородов его необходимо нагревать до температуры, превышающей 300°C.There are many hydrocarbon reservoirs around the world that will in the foreseeable future be key energy resources for global economic development. Such reservoirs often contain a viscous hydrocarbon mixture called “bitumen,” “heavy oil,” or “superheavy oil,” whose viscosity at about 37.5 ° C. is from about 3,000 to 1,000,000 cP. Many hydrocarbon-containing geological formations contain such hydrocarbon mixtures from which, due to their high viscosity, the hydrocarbon content cannot freely flow into the wellbore, from where it is extracted. When producing from some hydrocarbon reservoirs, for example oil shale deposits, hydrocarbon components must first be thermally cracked to form lower molecular weight compounds. In some cases, in order to produce at least part of the hydrocarbons from the hydrocarbon reservoir, it must be heated to a temperature exceeding 300 ° C.
Для облегчения добычи углеводородов из подземных коллекторов углеводородов известны способы, подразделяемые на три различных типа. В общем, эти способы могут быть разделены на термические способы, химические способы и способы вытеснения нефти смешивающимися агентами.To facilitate the production of hydrocarbons from underground hydrocarbon reservoirs, methods are known that are divided into three different types. In general, these methods can be divided into thermal methods, chemical methods, and methods for displacing oil with miscible agents.
Хорошо известный термический способ включает сжигание in situ, при котором коллектор, который в этом случае служит собственным источником топлива, поджигают через нагнетательную скважину, и зона горения распространяется от нагнетательной скважины в направлении эксплуатационной скважины. Горение до некоторой степени регулируют путем расположения нагнетательной скважины и режимом подачи внешнего кислорода, необходимого для поддержания горения в зоне горения. Природа и сложность состава добываемого топлива приводят к тому, что методики сжигания in situ приводят к получению сложной смеси газообразных продуктов горения, которые нужно тщательно контролировать во избежание их неуправляемого высвобождения в окружающую среду.A well-known thermal method involves in situ combustion, in which a collector, which in this case serves as its own fuel source, is ignited through an injection well and the combustion zone extends from the injection well in the direction of the production well. To some extent, combustion is controlled by the location of the injection well and the external oxygen supply mode necessary to maintain combustion in the combustion zone. The nature and complexity of the composition of the extracted fuel leads to the fact that in situ combustion methods produce a complex mixture of gaseous products of combustion, which must be carefully controlled to prevent their uncontrolled release into the environment.
Теплопроводность внутри и вокруг коллектора может представлять собой критический фактор для темпов добычи углеводородов, и они могут быть дополнительно ограничены склонностью углеводородных компонентов, находящихся в коллекторе, к коксованию. Интенсивность теплопередачи от источника тепла к коллектору может быть ограничена температурой коксования и температурой окружающей среды коллектора углеводородов. Таким образом, в способах, включающих нагревание коллектора углеводородов, должен быть соблюден баланс между скоростью, при которой тепло поступает в коллектор, температурой коксования углеводородных компонентов в коллекторе и скоростью, при которой тепло может быть отведено из источника тепла в коллектор.Thermal conductivity in and around the reservoir can be a critical factor for the rate of hydrocarbon production, and they can be further limited by the tendency of the hydrocarbon components in the reservoir to coke. The rate of heat transfer from the heat source to the collector may be limited by the coking temperature and the ambient temperature of the hydrocarbon collector. Thus, in methods involving heating the hydrocarbon collector, a balance must be maintained between the rate at which heat enters the collector, the coking temperature of the hydrocarbon components in the collector, and the rate at which heat can be removed from the heat source to the collector.
Таким образом, существует потребность в создании подземных нагревательных устройств, в которых используют чистое топливо, например природный газ, и регулируемым образом получают достаточное количество тепла, передаваемого от устройства к коллектору, так что при этом может быть сведено к минимуму образование кокса и достигнута максимальная эффективность добычи углеводородов.Thus, there is a need to create underground heating devices that use clean fuel, such as natural gas, and in a controlled manner obtain sufficient heat transferred from the device to the collector, so that coke formation can be minimized and maximum efficiency achieved hydrocarbon production.
Один из аспектов настоящего изобретения относится к подземному нагревательному устройству, включающему: (a) корпус трубопровода сгорания, ограничивающий трубопровод сгорания; (b) по меньшей мере две камеры сгорания, расположенные внутри корпуса трубопровода сгорания; (c) по меньшей мере один трубопровод для подачи топлива, предназначенный для подачи горючего топлива по меньшей мере в одну камеру сгорания; d) по меньшей мере один трубопровод для подачи кислорода, предназначенный для подачи кислорода по меньшей мере в одну камеру сгорания, и (e) выход для выпуска газообразного продукта горения. По меньшей мере две камеры сгорания характеризуются тем, что расстояние между камерами сгорания составляет по меньшей мере 304,8 м (1000 футов) и теплотворная способность составляет по меньшей мере 3,6·106 кДж в час (3,41·106 БТЕ в час).One aspect of the present invention relates to an underground heating device, comprising: (a) a combustion pipe body restricting a combustion pipe; (b) at least two combustion chambers located inside the housing of the combustion pipe; (c) at least one fuel supply pipe for supplying combustible fuel to at least one combustion chamber; d) at least one oxygen supply pipe for supplying oxygen to at least one combustion chamber, and (e) an outlet for discharging a gaseous product of combustion. At least two combustion chambers are characterized in that the distance between the combustion chambers is at least 304.8 m (1000 ft) and the calorific value is at least 3.6 · 10 6 kJ per hour (3.41 · 10 6 BTUs in hour).
Другой аспект настоящего изобретения относится к способу нагревания подземной зоны, включающему: (i) создание полости для размещения подземного нагревательного устройства; (ii) установку подземного нагревательного устройства и (iii) эксплуатацию подземного нагревательного устройства. Подземное нагревательное устройство включает (a) корпус трубопровода сгорания, ограничивающий трубопровод сгорания; (b) по меньшей мере две камеры сгорания, расположенные внутри корпуса трубопровода сгорания; (c) по меньшей мере один трубопровод для подачи топлива, предназначенный для подачи горючего топлива по меньшей мере в одну камеру сгорания; d) по меньшей мере один трубопровод для подачи кислорода, предназначенный для подачи кислорода по меньшей мере в одну камеру сгорания, и (e) выход для выпуска газообразного продукта горения. По меньшей мере две камеры сгорания характеризуются тем, что расстояние между камерами сгорания составляет по меньшей мере 304,8 м (1000 футов) и теплотворная способность составляет по меньшей мере 3,6·106 кДж в час (3,41·106 БТЕ в час).Another aspect of the present invention relates to a method for heating an underground zone, comprising: (i) creating a cavity to accommodate an underground heating device; (ii) installing an underground heating device; and (iii) operating an underground heating device. An underground heating device includes (a) a combustion pipe body defining a combustion pipe; (b) at least two combustion chambers located inside the housing of the combustion pipe; (c) at least one fuel supply pipe for supplying combustible fuel to at least one combustion chamber; d) at least one oxygen supply pipe for supplying oxygen to at least one combustion chamber, and (e) an outlet for discharging a gaseous product of combustion. At least two combustion chambers are characterized in that the distance between the combustion chambers is at least 304.8 m (1000 ft) and the calorific value is at least 3.6 · 10 6 kJ per hour (3.41 · 10 6 BTUs in hour).
Другой аспект настоящего изобретения относится к способу добычи нефти из нефтяных сланцев, включающему: (i) создание полости для размещения подземного нагревательного устройства; (ii) установку подземного нагревательного устройства внутри указанной полости и (iii) эксплуатацию подземного нагревательного устройства. Подземное нагревательное устройство включает (a) корпус трубопровода сгорания, ограничивающий трубопровод сгорания; (b) по меньшей мере две камеры сгорания, расположенные внутри корпуса трубопровода сгорания; (c) по меньшей мере один трубопровод для подачи топлива, предназначенный для подачи горючего топлива по меньшей мере в одну камеру сгорания; d) по меньшей мере один трубопровод для подачи кислорода, предназначенный для подачи кислорода по меньшей мере в одну камеру сгорания, и (e) выход для выпуска газообразного продукта горения. По меньшей мере две камеры сгорания характеризуются тем, что расстояние между камерами сгорания составляет по меньшей мере 304,8 м (1000 футов) и теплотворная способность первой камеры сгорания приблизительно в 1,5-2,5 раза превышает теплотворную способность последующей камеры сгорания, расположенной на расстоянии приблизительно 304,8 м (1000 футов).Another aspect of the present invention relates to a method for extracting oil from oil shale, comprising: (i) creating a cavity to accommodate an underground heating device; (ii) installing an underground heating device inside said cavity; and (iii) operating an underground heating device. An underground heating device includes (a) a combustion pipe body defining a combustion pipe; (b) at least two combustion chambers located inside the housing of the combustion pipe; (c) at least one fuel supply pipe for supplying combustible fuel to at least one combustion chamber; d) at least one oxygen supply pipe for supplying oxygen to at least one combustion chamber, and (e) an outlet for discharging a gaseous product of combustion. At least two combustion chambers are characterized in that the distance between the combustion chambers is at least 304.8 m (1000 ft) and the calorific value of the first combustion chamber is approximately 1.5-2.5 times greater than the calorific value of the subsequent combustion chamber located at a distance of approximately 304.8 m (1000 ft).
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Эти и другие признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения более подробно изложены ниже со ссылками на сопроводительные чертежи, в которых одинаковые детали обозначены одинаковыми обозначениями, гдеThese and other features, aspects and advantages of the present invention are described in more detail below with reference to the accompanying drawings, in which the same parts are denoted by the same symbols, where
на Фиг.1 схематически представлено подземное нагревательное устройство согласно одному из примеров осуществления изобретения.figure 1 schematically shows an underground heating device according to one example embodiment of the invention.
В приведенном ниже описании и формуле изобретения упоминается ряд терминов, которые имеют следующие значения.In the description and claims below, a number of terms are mentioned that have the following meanings.
Форма единственного числа включает множественное число, если обратное не указано в контексте.The singular form includes the plural unless otherwise indicated in the context.
"Возможный" или "возможно" означает, что описанное далее событие или обстоятельство может происходить или может не происходить, и что описание включает примеры, в которых событие происходит, и примеры, в которых событие не происходит.“Possible” or “possible” means that the following event or circumstance may or may not occur, and that the description includes examples in which the event occurs and examples in which the event does not occur.
Также следует понимать, что такие термины, как "верх", "низ", "снаружи", "внутри" и т.д. используются в целях удобства, и они не представляют собой ограничивающие термины. Кроме того, в тех случаях, когда указано, что конкретный признак изобретения включает или состоит по меньшей мере из одного множества элементов группы и их сочетаний, следует понимать, что признак может включать или состоит из любых элементов группы, как по отдельности, так и в сочетании с любыми другими элементами этой группы.It should also be understood that terms such as “top,” “bottom,” “outside,” “inside,” etc. are used for convenience and do not constitute limiting terms. In addition, in cases where it is indicated that a particular feature of the invention includes or consists of at least one of a plurality of group elements and combinations thereof, it should be understood that the feature may include or consists of any elements of the group, either individually or in combination with any other elements of this group.
Используемые в приведенном ниже описании и формуле изобретения приблизительные обозначения могут быть применены для модификации любого количественного значения, которое может изменяться в допустимых пределах, не приводящих к изменению основной функции, к которой это значение относится. Соответственно величина, модифицированная таким термином или терминами, как "приблизительно", не ограничена точной приведенной величиной. В некоторых примерах приблизительные обозначения могут соответствовать точности прибора для измерения величины. Аналогично, использование в сочетании с термином выражение "не содержащий" какого-либо компонента означает, что указанный термин может включать несущественное количество или следы этого компонента, но при этом считается, что термин не содержит этого компонента.The approximate notation used in the description and claims below can be used to modify any quantitative value that may vary within acceptable limits without causing a change in the basic function to which this value relates. Accordingly, a value modified by a term or terms such as “approximately” is not limited to the exact value quoted. In some examples, approximate designations may correspond to the accuracy of a meter. Similarly, the use of the term “not containing” any component in combination with the term means that the term may include an insignificant amount or traces of this component, but it is believed that the term does not contain this component.
Как подробно рассмотрено ниже, воплощения настоящего изобретения включают подземное нагревательное устройство, включающее: (a) корпус трубопровода сгорания, ограничивающий трубопровод сгорания; (b) по меньшей мере две камеры сгорания, расположенные внутри корпуса трубопровода сгорания; (c) по меньшей мере один трубопровод для подачи топлива, предназначенный для подачи горючего топлива по меньшей мере в одну камеру сгорания; d) по меньшей мере один трубопровод для подачи кислорода, предназначенный для подачи кислорода по меньшей мере в одну камеру сгорания, и (e) выход для выпуска газообразного продукта горения. По меньшей мере две камеры сгорания характеризуются тем, что расстояние между камерами сгорания составляет по меньшей мере 304,8 м (1000 футов), и теплотворная способность составляет по меньшей мере 3,6·106 кДж в час (3,41·106 БТЕ в час).As discussed in detail below, embodiments of the present invention include an underground heating device, comprising: (a) a combustion pipe body restricting the combustion pipe; (b) at least two combustion chambers located inside the housing of the combustion pipe; (c) at least one fuel supply pipe for supplying combustible fuel to at least one combustion chamber; d) at least one oxygen supply pipe for supplying oxygen to at least one combustion chamber, and (e) an outlet for discharging a gaseous product of combustion. At least two combustion chambers are characterized in that the distance between the combustion chambers is at least 304.8 m (1000 ft) and the calorific value is at least 3.6 · 10 6 kJ per hour (3.41 · 10 6 BTU per hour).
В одном из воплощений настоящего изобретения, представленном на Фиг.1, подземное нагревательное устройство 10 включает корпус 12 трубопровода сгорания. Обычно корпус 12 трубопровода сгорания ограничивает трубопровод 30 сгорания. В одном из воплощений корпус 12 трубопровода сгорания состоит по меньшей мере из одного материала, выбранного из группы, состоящей из стали, нержавеющей стали, инконели и сплавов с высокой коррозионной стойкостью. В другом воплощении корпус 12 трубопровода сгорания состоит из стальной трубы.In one of the embodiments of the present invention, presented in figure 1, the underground heating device 10 includes a housing 12 of the combustion pipe. Typically, the combustion pipe body 12 defines a combustion pipe 30. In one embodiment, the housing 12 of the combustion pipe consists of at least one material selected from the group consisting of steel, stainless steel, Inconel and alloys with high corrosion resistance. In another embodiment, the housing 12 of the combustion pipe consists of a steel pipe.
В корпусе 12 трубопровода сгорания установлены по меньшей мере две камеры 14 сгорания. Камера 14 сгорания представляет собой по меньшей мере одно из устройств, выбранных из электрических нагревательных устройств, газовых горелок, камер сгорания с беспламенным распределением, камер сгорания с естественным распределением или трубопроводов с горячим газом. В одном из воплощений камера 14 сгорания представляет собой камеру сгорания природного газа с низкими выбросами, подобную камерам в современных газовых турбинах. В одном из воплощений по меньшей мере две камеры 14 сгорания соединены последовательно. В другом воплощении по меньшей мере две камеры 14 сгорания соединены параллельно. Обычно по меньшей мере две камеры 14 сгорания находятся на расстоянии друг от друга в вертикальном направлении, что позволяет более полно охватить нагреваемый участок. Подземное нагревательное устройство 10 включает по меньшей мере две камеры сгорания, установленные в корпусе 12 трубопровода сгорания на расстоянии 16. В одном из воплощений расстояние 16 между по меньшей мере двумя камерами 14 сгорания составляет по меньшей мере 304,8 м (1000 футов). В другом воплощении расстояние 16 между по меньшей мере двумя камерами 14 сгорания составляет от приблизительно 304,8 м (1000 футов) до приблизительно (3000 футов) 914,4 м. В другом воплощении расстояние 16 между по меньшей мере двумя камерами 14 сгорания составляет приблизительно 609,6 м (2000 футов). В одном из воплощений по меньшей мере две камеры 14 сгорания выполнены с возможностью независимого перемещения относительно корпуса 12 трубопровода сгорания. В другом воплощении камеры сгорания закреплены на подвижной платформе, например на рельсе, и подвижная платформа закреплена на внутренней поверхности корпуса 12 трубопровода сгорания.At least two combustion chambers 14 are installed in the housing 12 of the combustion pipeline. The combustion chamber 14 is at least one of devices selected from electric heating devices, gas burners, flameless combustion chambers, naturally distributed combustion chambers or hot gas pipelines. In one embodiment, the combustion chamber 14 is a low-emission natural gas combustion chamber similar to chambers in modern gas turbines. In one embodiment, at least two combustion chambers 14 are connected in series. In another embodiment, at least two combustion chambers 14 are connected in parallel. Typically, at least two combustion chambers 14 are located at a distance from each other in the vertical direction, which allows more fully cover the heated area. The underground heating device 10 includes at least two combustion chambers installed at a distance 16 in the housing 12 of the combustion pipe. In one embodiment, the distance 16 between the at least two combustion chambers 14 is at least 304.8 m (1000 ft). In another embodiment, the distance 16 between the at least two combustion chambers 14 is from about 304.8 m (1000 ft) to about (3000 ft) 914.4 m. In another embodiment, the distance 16 between the at least two combustion chambers 14 is approximately 609.6 m (2000 ft). In one embodiment, the at least two combustion chambers 14 are independently movable relative to the housing 12 of the combustion pipe. In another embodiment, the combustion chambers are mounted on a movable platform, such as a rail, and the movable platform is secured on the inner surface of the housing 12 of the combustion pipe.
Обычно теплотворная способность камеры 14 сгорания составляет по меньшей мере приблизительно 3,6·106 кДж в час (3,41·106 БТЕ в час). В другом воплощении теплотворная способность камеры 14 сгорания составляет от приблизительно 3,6·106 кДж в час (3,41·106 БТЕ в час) до приблизительно 10,8·106 кДж в час (приблизительно 10,23·106 БТЕ в час). В другом воплощении теплотворная способность каждой из по меньшей мере двух камер 14 сгорания составляет приблизительно 3,6·106 кДж в час (3,41·106 БТЕ в час). В одном из воплощений по меньшей мере две камеры сгорания имеют аналогичные теплотворные способности. В альтернативном воплощении каждая из по меньшей мере двух камер сгорания может иметь отличную от других теплотворную способность.Typically, the calorific value of the combustion chamber 14 is at least about 3.6 · 10 6 kJ per hour (3.41 · 10 6 BTU per hour). In another embodiment, the calorific value of the combustion chamber 14 is from about 3.6 · 10 6 kJ per hour (3.41 · 10 6 BTU per hour) to about 10.8 · 10 6 kJ per hour (about 10.23 · 10 6 BTU per hour). In another embodiment, the calorific value of each of the at least two combustion chambers 14 is approximately 3.6 · 10 6 kJ per hour (3.41 · 10 6 BTU per hour). In one embodiment, the at least two combustion chambers have similar calorific values. In an alternative embodiment, each of the at least two combustion chambers may have a different calorific value.
Подземное нагревательное устройство 10 включает трубопровод 18 для подачи топлива, предназначенный для подачи топлива по меньшей мере в одну камеру 14 сгорания. Подземное нагревательное устройство 10 включает трубопровод 20 для подачи кислорода, предназначенный для подачи кислорода по меньшей мере в одну камеру 14 сгорания. Как показано на Фиг.1, в одном из воплощений трубопровод 18 для подачи топлива и трубопровод 20 для подачи кислорода могут быть установлены параллельно друг другу (например, рядом). В другом воплощении трубопровод 18 для подачи топлива и трубопровод 20 для подачи кислорода могут образовывать концентрическую пару. В некоторых иллюстративных воплощениях (Фиг.1) трубопровод 18 для подачи топлива может быть, чтобы подавать топливо в камеры сгорания 14, установленные в корпусе 12 трубопровода сгорания.The underground heating device 10 includes a fuel supply pipe 18 for supplying fuel to at least one combustion chamber 14. The underground heating device 10 includes an oxygen supply pipe 20 for supplying oxygen to at least one combustion chamber 14. As shown in FIG. 1, in one embodiment, the fuel supply pipe 18 and the oxygen supply pipe 20 may be installed parallel to each other (eg, adjacent). In another embodiment, the fuel supply pipe 18 and the oxygen supply pipe 20 may form a concentric pair. In some illustrative embodiments (FIG. 1), the fuel supply pipe 18 may be to supply fuel to the combustion chambers 14 installed in the housing 12 of the combustion pipe.
Обычно топливо, используемое в подземном нагревательном устройстве 10, представляет собой горючее топливо, которое может быть выбрано из природного газа; углеводородов, таких как метан, пропан и т.д.; синтез-газа (например, смеси, которая включает водород и моноксид углерода); природного газа, смешанного с более тяжелыми компонентами, такими как этан, пропан, бутан или моноксид углерода; предварительно приготовленной смеси метана и воздуха; дизельного топлива; топочного мазута; топлива для реактивных двигателей типа керосина. В одном из воплощений горючее топливо представляет собой жидкое топливо. В другом воплощении жидкое топливо представляет собой топливо для реактивных двигателей. В некоторых воплощениях топливо может дополнительно включать негорючий газ, например азот. В некоторых воплощениях топливо может дополнительно включать продукты, полученные из газификации угля или тяжелой нефти. В общем случае после инициирования сгорания топлива и окислительной смеси в камере 14 сгорания состав топлива может быть изменен для повышения стабильности работы камеры 14 сгорания.Typically, the fuel used in the underground heating device 10 is a combustible fuel that can be selected from natural gas; hydrocarbons such as methane, propane, etc .; synthesis gas (for example, a mixture that includes hydrogen and carbon monoxide); natural gas mixed with heavier components such as ethane, propane, butane or carbon monoxide; a pre-prepared mixture of methane and air; diesel fuel; heating oil; jet fuel such as kerosene. In one embodiment, the combustible fuel is liquid fuel. In another embodiment, the liquid fuel is jet fuel. In some embodiments, the fuel may further include a non-combustible gas, such as nitrogen. In some embodiments, the fuel may further include products derived from gasification of coal or heavy oil. In the General case, after the initiation of combustion of the fuel and the oxidizing mixture in the combustion chamber 14, the fuel composition can be changed to increase the stability of the combustion chamber 14.
В одном из воплощений трубопровод 18 для подачи топлива поставляет природный газ по меньшей мере в одну камеру 14 сгорания. В другом воплощении трубопровод 18 для подачи топлива поставляет топочный мазут по меньшей мере в одну камеру 14 сгорания. В одном из воплощений топливо вводят в трубопровод 18 для подачи топлива с помощью насоса 26. Топливо может быть направлено по трубопроводу 18 для подачи топлива по меньшей мере в одну камеру 14 сгорания, установленную в корпусе 12 трубопровода сгорания. В некоторых иллюстративных воплощениях (Фиг.1) трубопровод 18 для подачи топлива может быть разветвленным, и топливо направляют в камеры 14 сгорания, установленные в корпусе 12 трубопровода сгорания, через ветви трубопровода 18 для подачи топлива. В некоторых воплощениях для обеспечения бесперебойной подачи топлива в одну или более камеру сгорания независимо от подачи в другие камеры сгорания возможно применение множества трубопроводов для подачи топлива. Обычно применение множества трубопроводов 18 для подачи топлива также позволяет регулировать количество топлива, подаваемого в камеру 14 сгорания при запуске и во время устойчивой работы камеры сгорания. В одном из воплощений в камеры 14 сгорания, установленные в корпусе 12 трубопровода сгорания, с помощью трубопровода 18 для подачи топлива могут быть поданы равные количества топлива. В другом воплощении в камеры 14 сгорания, установленные в корпусе 12 трубопровода сгорания, с помощью трубопровода 18 для подачи топлива может быть подано различное количество топлива. В одном из воплощений количество топлива, подаваемого в соседние камеры сгорания из множества камер 14 сгорания, может снижаться от перехода от одной камеры сгорания к последующей камере сгорания и т.д. В различных воплощениях трубопровод 18 для подачи топлива может дополнительно включать одно или более отверстий (не показаны) для селективного регулирования падения давления по длине трубопровода 18 для подачи топлива.In one embodiment, the fuel supply pipe 18 supplies natural gas to at least one combustion chamber 14. In another embodiment, the fuel supply pipe 18 supplies fuel oil to at least one combustion chamber 14. In one embodiment, fuel is introduced into the fuel supply pipe 18 using a pump 26. The fuel may be routed through the fuel supply pipe 18 to at least one combustion chamber 14 installed in the housing 12 of the combustion pipe. In some illustrative embodiments (FIG. 1), the fuel supply pipe 18 may be branched, and the fuel is directed into the combustion chambers 14 installed in the housing 12 of the combustion pipe, through the branches of the fuel supply pipe 18. In some embodiments, to ensure uninterrupted supply of fuel to one or more combustion chambers, independently of the supply to other combustion chambers, it is possible to use multiple pipelines for supplying fuel. Typically, the use of multiple pipelines 18 for supplying fuel also allows you to adjust the amount of fuel supplied to the combustion chamber 14 at startup and during stable operation of the combustion chamber. In one embodiment, equal amounts of fuel can be supplied to the combustion chambers 14 installed in the housing 12 of the combustion pipeline, using the fuel supply pipe 18. In another embodiment, a different amount of fuel can be supplied to the combustion chambers 14 installed in the housing 12 of the combustion pipe, via the fuel supply pipe 18. In one embodiment, the amount of fuel supplied to adjacent combustion chambers from the plurality of combustion chambers 14 may decrease from a transition from one combustion chamber to a subsequent combustion chamber, etc. In various embodiments, the fuel supply pipe 18 may further include one or more openings (not shown) for selectively controlling a pressure drop along the length of the fuel supply pipe 18.
Подземное нагревательное устройство 10 включает трубопровод 20 для подачи кислорода. В одном из воплощений корпус 12 трубопровода сгорания, ограничивающий трубопровод 30 сгорания, выполнен таким образом, что он служит в качестве трубопровода 20 для подачи кислорода. Обычно по трубопроводу 20 для подачи кислорода дополнительно может быть направлен газ, выбранный из воздуха, инертных газов, например аргона, азота, воздуха, обогащенного кислородом, синтетических смесей кислорода и одного или более газов. В другом воплощении по трубопроводу 20 для подачи кислорода может быть направлен газ, содержащий по меньшей мере приблизительно 70% масс. кислорода. В другом воплощении по трубопроводу 20 для подачи кислорода может быть направлен газ, содержащий по меньшей мере приблизительно 90% масс. кислорода. В иллюстративном воплощении, представленном на Фиг.1, трубопровод 20 для подачи кислорода выполнен с обеспечением приема выходного продукта компрессора 24.The underground heating device 10 includes an oxygen supply line 20. In one embodiment, the combustion pipe body 12 delimiting the combustion pipe 30 is configured to serve as an oxygen supply pipe 20. Typically, a gas selected from air, inert gases such as argon, nitrogen, oxygen enriched air, synthetic mixtures of oxygen, and one or more gases may optionally be directed through oxygen supply line 20. In another embodiment, a gas containing at least about 70% of the mass may be directed through an oxygen supply line 20. oxygen. In another embodiment, a gas containing at least about 90% of the mass may be directed through an oxygen supply line 20. oxygen. In the illustrative embodiment shown in FIG. 1, the oxygen supply line 20 is configured to receive the output of the compressor 24.
В одном из воплощений трубопровод 18 для подачи топлива соединен с по меньшей мере одним топливным жиклером или отверстием для подачи топлива (не показано), из которого топливо направляют в камеру сгорания, и трубопровод 20 для подачи кислорода соединен по меньшей мере с одним соплом для подачи кислорода (воздуха) / отверстием для подачи кислорода (не показано), из которого кислородсодержащий газ (например, воздух, кислород или синтетическую смесь кислорода и одного или более газов) направляют в камеру 14 сгорания. В другом воплощении помимо регулирования соответственно потоков топлива и кислорода, направляемых в камеру 14 сгорания, дополнительно регулируют давление в камере 14 сгорания с помощью по меньшей мере одного топливного жиклера или кислородного сопла. В одном из воплощений воспламенение смеси топлива и кислорода может быть осуществлено с помощью запального устройства (не показано), установленного в корпусе 12 трубопровода сгорания; например, запальное устройство может представлять собой небольшую горелку с открытым пламенем, проволоку с электрическим нагревом или искровое зажигательное устройство. После возгорания пламя может распространяться в зону горения/реакционную зону камеры 14 сгорания.In one embodiment, the fuel supply pipe 18 is connected to at least one fuel nozzle or fuel supply port (not shown) from which fuel is sent to the combustion chamber, and the oxygen supply pipe 20 is connected to at least one supply nozzle oxygen (air) / an oxygen supply port (not shown) from which an oxygen-containing gas (e.g., air, oxygen, or a synthetic mixture of oxygen and one or more gases) is sent to the combustion chamber 14. In another embodiment, in addition to regulating, respectively, the fuel and oxygen flows directed to the combustion chamber 14, the pressure in the combustion chamber 14 is further controlled using at least one fuel nozzle or an oxygen nozzle. In one embodiment, the ignition of a mixture of fuel and oxygen can be carried out using a firing device (not shown) installed in the housing 12 of the combustion pipe; for example, the ignition device may be a small open flame torch, an electrically heated wire, or a spark ignition device. After ignition, the flame may propagate into the combustion zone / reaction zone of the combustion chamber 14.
В одном из воплощений каждая из камер 14 сгорания работает независимо, т.е. камера сгорания может быть включена или выключена независимо от состояния других камер сгорания подземного нагревательного устройства 10. Таким образом, в одном из воплощений во время работы устройства первая камера сгорания, установленная на участке, обозначенном цифрой 1, по оси корпуса 12 трубопровода сгорания "включена" (т.е. соответствующий топливный жиклер и сопло для подачи кислорода (воздуха) открыты, и направляемая из них кислородно-топливная смесь горит), в то время как вторая камера сгорания, установленная вблизи первой камеры сгорания на оси корпуса 12 трубопровода сгорания, "выключена" (т.е. соответствующий топливный жиклер и сопло для подачи кислорода (воздуха) закрыты). В другом воплощении количество теплоты, получаемое в любой заданный момент времени по меньшей мере в одной камере 14 сгорания, можно независимо изменять путем изменения параметров, например давления горючего топлива, давления кислорода, или изменения отношения количества кислорода к количеству горючего топлива. В одном из воплощений теплотворная способность первой камеры сгорания превышает теплотворную способность последующей камеры сгорания приблизительно в 1-5 раз. В другом воплощении теплотворная способность первой камеры сгорания приблизительно в 1,5-2,5 раза превышает теплотворную способность последующей камеры сгорания.In one embodiment, each of the combustion chambers 14 operates independently, i.e. the combustion chamber can be turned on or off regardless of the state of other combustion chambers of the underground heating device 10. Thus, in one embodiment, during operation of the device, the first combustion chamber installed in the area indicated by the number 1 along the axis of the housing 12 of the combustion pipeline is “turned on” (i.e., the corresponding fuel nozzle and the nozzle for supplying oxygen (air) are open, and the oxygen-fuel mixture directed from them is lit), while the second combustion chamber installed near the first chamber the wound on the axis of the housing 12 of the combustion pipe is “off” (i.e., the corresponding fuel nozzle and the nozzle for supplying oxygen (air) are closed). In another embodiment, the amount of heat obtained at any given point in time in at least one combustion chamber 14 can be independently changed by changing parameters, for example, fuel pressure, oxygen pressure, or changing the ratio of the amount of oxygen to the amount of combustible fuel. In one embodiment, the calorific value of the first combustion chamber is approximately 1-5 times greater than the calorific value of the subsequent combustion chamber. In another embodiment, the calorific value of the first combustion chamber is approximately 1.5-2.5 times greater than the calorific value of the subsequent combustion chamber.
В различных воплощениях по меньшей мере один топливный жиклер и соответствующее сопло для подачи кислорода (воздуха) регулируют таким образом, что в зависимости от потребности они могут находиться в открытом, частично открытом или закрытом положении. Для этой цели могут быть применены традиционные системы управления. В одном из воплощений механические компоненты горелок (например, топливный жиклер, соответствующие сопла для подачи кислорода (воздуха) и запальное устройство горелки) и набор рабочих датчиков (датчик наличия/отсутствия пламени, датчик открытия/закрытия клапана, датчик температуры, датчик давления, датчик включения/выключения запального устройства) соединены с контроллером с помощью изолированного управляющего кабеля, расположенного на оси корпуса 12 внутри корпуса 12 трубопровода сгорания. В одном из воплощений подземное нагревательное устройство 10 может дополнительно включать множество датчиков (не показаны). В одном из воплощений датчик представляет собой датчик температуры. В одном из воплощений датчик температуры может быть установлен внутри подземного нагревательного устройства 10. В другом воплощении датчик температуры может быть установлен снаружи на внешней поверхности корпуса 12 трубопровода сгорания подземного нагревательного устройства 10. В другом воплощении датчик температуры передает данные в систему управления.In various embodiments, the at least one fuel nozzle and the corresponding oxygen (air) nozzle are controlled so that, depending on need, they can be in an open, partially open, or closed position. For this purpose, conventional control systems can be applied. In one embodiment, the mechanical components of the burners (for example, a fuel nozzle, corresponding nozzles for supplying oxygen (air) and the ignition device of the burner) and a set of working sensors (presence / absence flame sensor, valve open / close sensor, temperature sensor, pressure sensor, sensor on / off ignition device) are connected to the controller using an insulated control cable located on the axis of the housing 12 inside the housing 12 of the combustion pipeline. In one embodiment, the underground heating device 10 may further include a plurality of sensors (not shown). In one embodiment, the sensor is a temperature sensor. In one embodiment, a temperature sensor may be installed inside the underground heating device 10. In another embodiment, the temperature sensor may be installed outside on the outer surface of the housing 12 of the combustion pipe of the underground heating device 10. In another embodiment, the temperature sensor transmits data to the control system.
В одном из воплощений камера 14 сгорания может включать три зоны (не показаны), которые включают зону смешивания, зону воспламенения и реакционную зону. Реакционная зона также называется зоной горения, поскольку сгорание происходит в реакционной зоне. В другом воплощении три зоны в камере 14 сгорания легко различимы. В одном из воплощений кислород и топливо направляют в зону смешивания камеры 14 сгорания. Горючая смесь из топлива и кислорода поступает из зоны смешивания в зону горения, включающую запальное устройство, с помощью которого инициируют реакцию между топливом и кислородом, протекающую с выделением теплоты и газообразных продуктов горения. Обычно полученные таким образом газообразные продукты горения могут проходить через трубопровод 30 сгорания. В другом воплощении, представленном на Фиг.1, газообразные продукты горения, образованные в результате протекания реакции в камере 14 сгорания, удаляют из трубопровода 30 сгорания через выпускную трубу 34. В одном из воплощений газообразные продукты горения могут выделять теплоту по мере их прохождения вдоль корпуса 12 трубопровода сгорания. Теплота, выделяемая газообразными продуктами горения по мере их прохождения вдоль корпуса 12 трубопровода сгорания, в дополнение к теплоте, получаемой в камере 14 сгорания, может увеличивать количество теплоты, переданной формации от корпуса 12 трубопровода сгорания через теплопередающий внешний кожух. В одном из воплощений корпус 12 трубопровода сгорания выполнен таким образом, что он вмещает теплоноситель, например органический жидкий теплоноситель или расплавленную соль, что позволяет осуществлять более равномерную передачу тепла, полученного в камере 14 сгорания, к формации. В различных воплощениях после проведения теплообмена в корпусе 12 трубопровода сгорания газообразные продукты 34 горения направляют через выход 22 для выпуска газообразного продукта горения выпускной трубы 34 в установку для обработки газа. В другом воплощении выход 22 для выпуска газообразного продукта горения обеспечивает направление образцов газообразных продуктов 34 горения в газовый анализатор. Неограничивающие примеры газового анализатора включают газовый хроматограф и металлооксидный датчик. В другом воплощении выход 22 для выпуска газообразного продукта горения выполнен с обеспечением возврата по меньшей мере части газообразных продуктов 34 горения в направлении, параллельном корпусу 12 трубопровода сгорания.In one embodiment, the combustion chamber 14 may include three zones (not shown) that include a mixing zone, an ignition zone, and a reaction zone. The reaction zone is also called the combustion zone, since combustion occurs in the reaction zone. In another embodiment, the three zones in the combustion chamber 14 are easily distinguishable. In one embodiment, oxygen and fuel are sent to the mixing zone of the combustion chamber 14. A combustible mixture of fuel and oxygen enters from the mixing zone into the combustion zone, including an ignition device, by which a reaction between the fuel and oxygen is initiated, which proceeds with the release of heat and gaseous products of combustion. Typically, gaseous combustion products thus obtained can pass through a combustion pipe 30. In another embodiment of FIG. 1, gaseous combustion products generated by the reaction in the combustion chamber 14 are removed from the combustion pipe 30 through an exhaust pipe 34. In one embodiment, the gaseous combustion products can generate heat as they travel along the housing 12 combustion pipelines. The heat generated by the combustion gases as they pass along the housing 12 of the combustion pipe, in addition to the heat received in the combustion chamber 14, can increase the amount of heat transferred to the formation from the housing 12 of the combustion pipe through a heat transfer external casing. In one of the embodiments, the housing 12 of the combustion pipe is designed so that it contains a coolant, such as an organic liquid coolant or molten salt, which allows for a more uniform transfer of heat received in the combustion chamber 14 to the formation. In various embodiments, after conducting heat exchange in the housing 12 of the combustion pipeline, the gaseous products of combustion 34 are directed through the outlet 22 for discharging the gaseous product of combustion of the exhaust pipe 34 to the gas treatment unit. In another embodiment, the outlet 22 for discharging the gaseous combustion product directs samples of the gaseous combustion products 34 into the gas analyzer. Non-limiting examples of a gas analyzer include a gas chromatograph and a metal oxide sensor. In another embodiment, the outlet 22 for discharging the gaseous combustion product is configured to return at least a portion of the gaseous combustion products 34 in a direction parallel to the housing 12 of the combustion conduit.
Специалистам в данной области техники должно быть понятно, что топливные и воздушные трубопроводы (т.е. трубопровод 18 для подачи топлива и трубопровод 20 для подачи кислорода) могут находиться в непосредственной близости к зоне горения подземного нагревательного устройства 10, то есть поток тепла стремится к центральной части подземного нагревательного устройства 10, а также рассеивается во внешнюю среду, окружающую подземное нагревательное устройство 10. В результате протекания топлива и кислородсодержащего газа наружу из трубопровода 18 для подачи топлива и трубопровода 20 для подачи кислорода соответственно во время работы подземного нагревательного устройства 10 в каждом из трубопроводов может поддерживаться относительно низкая температура. Более низкие скорости потока и небольшие потери давления являются результатом относительно низких температур, преимущественно существующих внутри трубопроводов для подачи топлива и кислородсодержащего газа.Those skilled in the art should understand that fuel and air pipelines (i.e., fuel supply pipe 18 and oxygen supply pipe 20) can be in close proximity to the combustion zone of the underground heating device 10, i.e., the heat flux tends to the central part of the underground heating device 10, and also dissipates into the external environment surrounding the underground heating device 10. As a result of the flow of fuel and oxygen-containing gas outward from the pipeline 18 for supplying fuel and a pipe 20 for supplying oxygen, respectively, during operation of the underground heating device 10, a relatively low temperature may be maintained in each of the pipelines. Lower flow rates and small pressure losses are the result of relatively low temperatures, mainly existing inside pipelines for supplying fuel and oxygen-containing gas.
Другой аспект изобретения относится к способу нагревания подземной зоны, включающему: (a) создание полости для размещения подземного нагревательного устройства 10; (b) установку подземного нагревательного устройства 10 и (c) эксплуатацию подземного нагревательного устройства 10.Another aspect of the invention relates to a method for heating an underground zone, comprising: (a) creating a cavity for receiving the underground heating device 10; (b) installing an underground heating device 10; and (c) operating an underground heating device 10.
В одном из воплощений указанная полость может быть создана в коллекторе углеводородов. В настоящем описании термин "углеводород" означает соединения, содержащие углерод и водород. Тем не менее коллекторы углеводородов могут содержать массу компонентов, включающих элементы, отличающиеся от углерода и водорода, например галогены, азот, кислород, металлы, серу и селен. Неограничивающие примеры компонентов, которые могут находиться в коллекторе углеводородов, включают неразветвленные и разветвленные углеводороды, например эйкозан (неразветвленный углеводород C20) и фитан (разветвленный углеводород C20), битумы, нефтяные смолы, минералы, асфальтиты, кероген. Коллектор углеводородов обычно находится внутри основной геологической породы, например осадочной породы, песка, силицилитов, карбонатов, диатомитов. В одном из воплощений коллектор углеводородов представляет собой подземную формацию, содержащую вязкую нефть. В одном из воплощений коллектор углеводородов находится внутри формации из нефтеносного песчаника, содержащего тяжелые нефтяные смолы. В другом воплощении коллектор углеводородов находится внутри формации нефтяных сланцев. В одном из воплощений полость для размещения устройства по изобретению может представлять собой подземную полость, в скважинах, расположенных под тундрой, под морским дном или на суше. Способы согласно настоящему изобретению могут быть осуществлены совместно рядом других технологий добычи углеводородов, включающих вертикальную добычу, горизонтальную добычу и гравитационное дренирование при закачке пара (SAGD). В другом воплощении указанная полость может быть создана в приповерхностной зоне. Неограничивающие примеры подходящих приповерхностных зон включают зоны строительства, зоны сбора воды, зоны транспортировки воды (например, станции городского водоснабжения и удаления сточных вод) и зоны обработки воды, например городские станции обработки воды.In one embodiment, said cavity may be created in a hydrocarbon reservoir. As used herein, the term “hydrocarbon” means compounds containing carbon and hydrogen. However, hydrocarbon reservoirs may contain a host of components including elements other than carbon and hydrogen, for example, halogens, nitrogen, oxygen, metals, sulfur and selenium. Non-limiting examples of components that may be present in a hydrocarbon reservoir include unbranched and branched hydrocarbons, such as eicosan (C 20 unbranched hydrocarbon) and phytan (C 20 branched hydrocarbon), bitumens, petroleum resins, minerals, asphalts, kerogen. The hydrocarbon reservoir is usually located inside the main geological rock, for example sedimentary rock, sand, silicites, carbonates, diatomites. In one embodiment, the hydrocarbon reservoir is an underground formation containing viscous oil. In one embodiment, the hydrocarbon reservoir is located within an oil sandstone formation containing heavy petroleum resins. In another embodiment, the hydrocarbon reservoir is within the oil shale formation. In one embodiment, the cavity for hosting the device of the invention may be an underground cavity in wells located beneath the tundra, under the seabed, or on land. The methods of the present invention can be implemented jointly by a number of other hydrocarbon production technologies, including vertical production, horizontal production and gravity drainage during steam injection (SAGD). In another embodiment, the specified cavity can be created in the surface zone. Non-limiting examples of suitable surface areas include construction areas, water collection areas, water transportation areas (e.g., urban water supply and sewage disposal plants), and water treatment areas, such as urban water treatment plants.
В одном из воплощений подземное нагревательное устройство 10 можно эксплуатировать в окружающей среде, находящейся под давлением. В другом воплощении его можно эксплуатировать при разных давлениях топлива и кислорода, при длине более нескольких тысяч футов. В одном воплощении подземное нагревательное устройство 10 можно опускать в полость для его размещения параллельно поверхности земли. В некоторых воплощениях подземное нагревательное устройство 10 можно опускать в полость для его размещения под углом к поверхности земли. В другом воплощении подземное нагревательное устройство 10 можно опускать в полость для его размещения в вертикальном положении относительно поверхности земли.In one embodiment, the underground heating device 10 can be operated in a pressurized environment. In another embodiment, it can be operated at different pressures of fuel and oxygen, with a length of more than several thousand feet. In one embodiment, the underground heating device 10 can be lowered into the cavity to be placed parallel to the surface of the earth. In some embodiments, the underground heating device 10 can be lowered into the cavity to be placed at an angle to the surface of the earth. In another embodiment, the underground heating device 10 can be lowered into the cavity to be placed in a vertical position relative to the surface of the earth.
Другой аспект настоящего изобретения относится к способу добычи нефти из нефтяных сланцев, включающему: (i) создание полости для размещения подземного нагревательного устройства; (ii) установку подземного нагревательного устройства внутри указанной полости и (iii) эксплуатацию подземного нагревательного устройства. Подземное нагревательное устройство включает (a) корпус трубопровода сгорания, ограничивающий трубопровод сгорания; (b) по меньшей мере две камеры сгорания, расположенные внутри корпуса трубопровода сгорания; (c) по меньшей мере один трубопровод для подачи топлива, предназначенный для подачи горючего топлива по меньшей мере в одну камеру сгорания; d) по меньшей мере один трубопровод для подачи кислорода, предназначенный для подачи кислорода по меньшей мере в одну камеру сгорания, и (e) выход для выпуска газообразного продукта горения. По меньшей мере две камеры сгорания характеризуются тем, что расстояние между камерами сгорания составляет по меньшей мере 304,8 м (1000 футов) и теплотворная способность первой камеры сгорания приблизительно в 1,5-2,5 раза превышает теплотворную способность последующей камеры сгорания, расположенной на расстоянии приблизительно 304,8 м (1000 футов).Another aspect of the present invention relates to a method for extracting oil from oil shale, comprising: (i) creating a cavity to accommodate an underground heating device; (ii) installing an underground heating device inside said cavity; and (iii) operating an underground heating device. An underground heating device includes (a) a combustion pipe body defining a combustion pipe; (b) at least two combustion chambers located inside the housing of the combustion pipe; (c) at least one fuel supply pipe for supplying combustible fuel to at least one combustion chamber; d) at least one oxygen supply pipe for supplying oxygen to at least one combustion chamber, and (e) an outlet for discharging a gaseous product of combustion. At least two combustion chambers are characterized in that the distance between the combustion chambers is at least 304.8 m (1000 ft) and the calorific value of the first combustion chamber is approximately 1.5-2.5 times greater than the calorific value of the subsequent combustion chamber located at a distance of approximately 304.8 m (1000 ft).
Настоящее изобретение описано с помощью примеров, включающих наилучший способ осуществления изобретения, которые позволяют специалистам в данной области техники реализовывать изобретение, включая изготовление и применение любых устройств или систем, и осуществление любых соответствующих способов. Объем защиты изобретения определен формулой изобретения и может включать другие примеры, очевидные специалистам в данной области техники. Такие дополнительные примеры также включены в объем формулы изобретения, если они содержат структурные элементы, не отличающиеся от буквального описания, представленного в формуле изобретения, или если они включают эквивалентные структурные элементы, незначительно отличающиеся от буквального описания, представленного в формуле изобретения.The present invention has been described using examples, including the best mode for carrying out the invention, which enables those skilled in the art to implement the invention, including the manufacture and use of any devices or systems, and the implementation of any appropriate methods. The scope of protection of the invention is defined by the claims and may include other examples that are obvious to specialists in this field of technology. Such further examples are also included in the scope of the claims if they contain structural elements that are not different from the literal description presented in the claims, or if they include equivalent structural elements that are slightly different from the literal description presented in the claims.
Список обозначенийList of Symbols
10 подземное нагревательное устройство10 underground heating device
12 корпус 12 трубопровода сгорания12 housing 12 combustion piping
14 камера сгорания14 combustion chamber
16 расстояние между камерами сгорания16 distance between combustion chambers
18 трубопровод для подачи топлива18 fuel supply pipe
20 трубопровод для подачи кислорода20 oxygen supply pipe
22 выход для выпуска газообразного продукта горения22 outlet for the release of a gaseous product of combustion
24 компрессор24 compressor
26 насос26 pump
28 топливо28 fuel
30 трубопровод сгорания30 combustion pipe
34 выпускная труба34 exhaust pipe
Claims (10)
(a) корпус (12) трубопровода сгорания, ограничивающий трубопровод (30) сгорания;
(b) по меньшей мере две камеры (14) сгорания, расположенные внутри корпуса 12 трубопровода сгорания и характеризующиеся тем, что расстояние (16) между камерами сгорания составляет по меньшей мере 304,8 м (1000 футов) и теплотворная способность составляет по меньшей мере 3,6·106 кДж в час (3,41·106 БТЕ в час);
(c) по меньшей мере один трубопровод (18) для подачи топлива, предназначенный для подачи горючего топлива по меньшей мере в одну камеру (14) сгорания;
(d) по меньшей мере один трубопровод 20 для подачи кислорода, предназначенный для подачи кислорода по меньшей мере в одну камеру (14) сгорания, и
(e) выход 22 для выпуска газообразного продукта горения.1. Underground heating device (10), including:
(a) a housing (12) of a combustion pipe delimiting a combustion pipe (30);
(b) at least two combustion chambers (14) located inside the housing 12 of the combustion pipe and characterized in that the distance (16) between the combustion chambers is at least 304.8 m (1000 ft) and the calorific value is at least 3.6 · 10 6 kJ per hour (3.41 · 10 6 BTUs per hour);
(c) at least one fuel supply pipe (18) for supplying combustible fuel to at least one combustion chamber (14);
(d) at least one oxygen supply pipe 20 for supplying oxygen to at least one combustion chamber (14), and
(e) an outlet 22 for discharging a gaseous product of combustion.
(i) создание полости для размещения подземного нагревательного устройства (10), где указанное подземное нагревательное устройство (10) включает: (a) корпус (12) трубопровода сгорания, ограничивающий трубопровод 30 сгорания; (b) по меньшей мере две камеры (14) сгорания, расположенные внутри корпуса (12) трубопровода сгорания и характеризующиеся тем, что расстояние (16) между камерами сгорания составляет по меньшей мере 304,8 м (1000 футов) и теплотворная способность составляет по меньшей мере 3,6·106 кДж в час (3,41·106 БТЕ в час); (c) по меньшей мере один трубопровод (18) для подачи топлива, предназначенный для подачи горючего топлива по меньшей мере в одну камеру (14) сгорания; (d) по меньшей мере один трубопровод (20) для подачи кислорода, предназначенный для подачи кислорода по меньшей мере в одну камеру (14) сгорания, и (e) выпуск (22) для выпуска газообразного продукта горения;
(ii) установку подземного нагревательного устройства (10) внутри указанной полости и
(iii) эксплуатацию подземного нагревательного устройства (10).7. A method of heating an underground zone, including:
(i) creating a cavity for accommodating the underground heating device (10), wherein said underground heating device (10) includes: (a) a housing (12) of a combustion pipe delimiting a combustion pipe 30; (b) at least two combustion chambers (14) located inside the housing (12) of the combustion pipeline and characterized in that the distance (16) between the combustion chambers is at least 304.8 m (1000 ft) and the calorific value is at least 3.6 · 10 6 kJ per hour (3.41 · 10 6 BTUs per hour); (c) at least one fuel supply pipe (18) for supplying combustible fuel to at least one combustion chamber (14); (d) at least one oxygen supply pipe (20) for supplying oxygen to at least one combustion chamber (14), and (e) an outlet (22) for discharging a combustion gas;
(ii) installing an underground heating device (10) inside said cavity; and
(iii) operation of an underground heating device (10).
(i) создание полости для размещения подземного нагревательного устройства (10), где указанное подземное нагревательное устройство (10) включает: (a) корпус (12) трубопровода сгорания, ограничивающий трубопровод (30) сгорания; (b) по меньшей мере две камеры (14) сгорания, расположенные внутри корпуса (12) трубопровода сгорания и характеризующиеся тем, что расстояние (16) между камерами сгорания составляет по меньшей мере 304,8 м (1000 футов), и теплотворная способность первой камеры сгорания приблизительно в 1,5-2,5 раза превышает теплотворную способность последующей камеры сгорания, расположенной на расстоянии (16) от первой камеры сгорания, составляющем по меньшей мере 304,8 м (1000 футов); (c) по меньшей мере один трубопровод (18) для подачи топлива, предназначенный для подачи горючего топлива по меньшей мере в одну камеру (14) сгорания; (d) по меньшей мере один трубопровод (20) для подачи кислорода, предназначенный для подачи кислорода по меньшей мере в одну камеру (14) сгорания, и (e) выход (22) для выпуска газообразного продукта горения;
(ii) установку подземного нагревательного устройства (10) внутри указанной полости и
(iii) эксплуатацию подземного нагревательного устройства (10). 10. A method of extracting oil from oil shale, including:
(i) creating a cavity for accommodating the underground heating device (10), wherein said underground heating device (10) includes: (a) a housing (12) of a combustion pipe restricting the combustion pipe (30); (b) at least two combustion chambers (14) located inside the housing (12) of the combustion pipeline and characterized in that the distance (16) between the combustion chambers is at least 304.8 m (1000 ft), and the calorific value of the first the combustion chamber is approximately 1.5-2.5 times greater than the calorific value of the subsequent combustion chamber located at a distance (16) from the first combustion chamber of at least 304.8 m (1000 ft); (c) at least one fuel supply pipe (18) for supplying combustible fuel to at least one combustion chamber (14); (d) at least one oxygen supply pipe (20) for supplying oxygen to at least one combustion chamber (14), and (e) an outlet (22) for discharging the combustion gas;
(ii) installing an underground heating device (10) inside said cavity; and
(iii) operation of an underground heating device (10).
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/915,530 | 2010-10-29 | ||
| US12/915,530 US20120103604A1 (en) | 2010-10-29 | 2010-10-29 | Subsurface heating device |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011143400A RU2011143400A (en) | 2013-05-10 |
| RU2571120C2 true RU2571120C2 (en) | 2015-12-20 |
Family
ID=45955486
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011143400/03A RU2571120C2 (en) | 2010-10-29 | 2011-10-27 | Underground heating device |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20120103604A1 (en) |
| CN (1) | CN102454386A (en) |
| AR (1) | AR083540A1 (en) |
| BR (1) | BRPI1104237A2 (en) |
| CA (1) | CA2755755A1 (en) |
| IT (1) | ITMI20111884A1 (en) |
| RU (1) | RU2571120C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2652909C1 (en) * | 2017-08-28 | 2018-05-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-техническая и торгово-промышленная фирма "ТЕХНОПОДЗЕМЭНЕРГО" (ООО "Техноподземэнерго") | Well gas-turbine-nuclear oil-and-gas producing complex (plant) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8881799B2 (en) * | 2012-08-03 | 2014-11-11 | K2 Technologies, LLC | Downhole gas generator with multiple combustion chambers |
| US9353611B2 (en) * | 2012-11-02 | 2016-05-31 | Trimeteor Oil & Gas Corp. | Method and apparatus for the downhole injection of superheated steam |
| US9382785B2 (en) | 2013-06-17 | 2016-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Shaped memory devices and method for using same in wellbores |
| US9531020B2 (en) | 2013-11-15 | 2016-12-27 | Delphi Technologies, Inc. | Method of operating a heater |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU791951A1 (en) * | 1977-06-06 | 1980-12-30 | Казанский Филиал Татарского Государственного Научно-Исследовательского И Проектного Института Нефтяной Промышленности | Heating device |
| RU2050643C1 (en) * | 1993-07-06 | 1995-12-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт экспериментальной физики | Electrochemical generator |
| RU2363837C2 (en) * | 2007-09-05 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Method and installation for thermo-gas-chemical treatment of oil reservoir and completion of production and pressure wells |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2507204B1 (en) * | 1981-06-05 | 1985-07-05 | Air Liquide | PROCESS AND INSTALLATION OF UNDERGROUND COAL GASIFICATION |
| US6358040B1 (en) * | 2000-03-17 | 2002-03-19 | Precision Combustion, Inc. | Method and apparatus for a fuel-rich catalytic reactor |
| WO2003036040A2 (en) * | 2001-10-24 | 2003-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation using a natural distributed combustor |
| US6973968B2 (en) * | 2003-07-22 | 2005-12-13 | Precision Combustion, Inc. | Method of natural gas production |
| US7510000B2 (en) * | 2004-04-23 | 2009-03-31 | Shell Oil Company | Reducing viscosity of oil for production from a hydrocarbon containing formation |
| US7665525B2 (en) * | 2005-05-23 | 2010-02-23 | Precision Combustion, Inc. | Reducing the energy requirements for the production of heavy oil |
| US7484562B2 (en) * | 2005-11-01 | 2009-02-03 | Cnx Gas Company Llc | Method and apparatus for controlling a quantity of a specific gas in a group of gases produced from a given well bore |
| CA2675780C (en) * | 2007-03-22 | 2015-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Granular electrical connections for in situ formation heating |
| AU2008242805B2 (en) * | 2007-04-20 | 2012-01-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ heat treatment of a tar sands formation after drive process treatment |
-
2010
- 2010-10-29 US US12/915,530 patent/US20120103604A1/en not_active Abandoned
-
2011
- 2011-10-17 IT IT001884A patent/ITMI20111884A1/en unknown
- 2011-10-20 CA CA2755755A patent/CA2755755A1/en not_active Abandoned
- 2011-10-20 BR BRPI1104237-0A patent/BRPI1104237A2/en not_active IP Right Cessation
- 2011-10-24 AR ARP110103925A patent/AR083540A1/en unknown
- 2011-10-27 RU RU2011143400/03A patent/RU2571120C2/en not_active IP Right Cessation
- 2011-10-27 CN CN2011103559911A patent/CN102454386A/en active Pending
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU791951A1 (en) * | 1977-06-06 | 1980-12-30 | Казанский Филиал Татарского Государственного Научно-Исследовательского И Проектного Института Нефтяной Промышленности | Heating device |
| RU2050643C1 (en) * | 1993-07-06 | 1995-12-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт экспериментальной физики | Electrochemical generator |
| RU2363837C2 (en) * | 2007-09-05 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Method and installation for thermo-gas-chemical treatment of oil reservoir and completion of production and pressure wells |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2652909C1 (en) * | 2017-08-28 | 2018-05-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-техническая и торгово-промышленная фирма "ТЕХНОПОДЗЕМЭНЕРГО" (ООО "Техноподземэнерго") | Well gas-turbine-nuclear oil-and-gas producing complex (plant) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BRPI1104237A2 (en) | 2013-02-26 |
| CA2755755A1 (en) | 2012-04-29 |
| CN102454386A (en) | 2012-05-16 |
| RU2011143400A (en) | 2013-05-10 |
| ITMI20111884A1 (en) | 2012-04-30 |
| AR083540A1 (en) | 2013-03-06 |
| US20120103604A1 (en) | 2012-05-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN100400793C (en) | Methods and systems for heating a hydrocarbon containing formation in situ with an opening contacting the earth's surface at two locations | |
| US9399905B2 (en) | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations | |
| JP5214457B2 (en) | Combined heat and power system and method for treating hydrocarbon-containing formations | |
| RU2513737C2 (en) | Method and device for bore-hole gas generator | |
| CA2722452C (en) | Field management for substantially constant composition gas generation | |
| JP5611961B2 (en) | Heating of a circulating heat transfer fluid in a subsurface hydrocarbon formation. | |
| RU2571120C2 (en) | Underground heating device | |
| US20130106117A1 (en) | Low Emission Heating of A Hydrocarbon Formation | |
| US20090260811A1 (en) | Methods for generation of subsurface heat for treatment of a hydrocarbon containing formation | |
| CA2407404A1 (en) | A method for treating a hydrocarbon-containing formation | |
| ZA200209233B (en) | A method for treating a hydrocarbon-containing formation. | |
| US20130098607A1 (en) | Steam Flooding with Oxygen Injection, and Cyclic Steam Stimulation with Oxygen Injection | |
| Coates et al. | Experimental and numerical simulations of a novel top down in-situ combustion process | |
| CN106918053B (en) | Ignition device for oil field exploitation and oil field exploitation method | |
| Miller et al. | Proposed air injection recovery of cold-produced heavy oil reservoirs | |
| US20120028201A1 (en) | Subsurface heater | |
| AU2011237624B2 (en) | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations | |
| Jinzhong et al. | Feasibility Study of In-Situ Combustion Huff and Puff for EOR in Super-Deep Heavy Oil Reservoir | |
| Shallcross | Devices and methods for in-situ combustion ignition | |
| RU159925U1 (en) | DEVICE FOR HEATING PRODUCTIVE OIL-CONTAINING LAYER | |
| Khan | Study of Underground Coal Gasification and Carbon Storage in the Residual Cavity |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161028 |