RU2571120C2 - Подземное нагревательное устройство - Google Patents
Подземное нагревательное устройство 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/02—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using burners
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к способам и устройствам для нагрева углеводородов в подземном коллекторе. Способ нагревания подземной зоны включает создание полости для размещения подземного нагревательного устройства. При этом указанное подземное нагревательное устройство включает: корпус трубопровода сгорания, ограничивающий трубопровод сгорания; по меньшей мере две камеры сгорания; по меньшей мере один трубопровод для подачи топлива; по меньшей мере один трубопровод для подачи кислорода и выпуск для выпуска газообразного продукта горения. При этом по меньшей мере две камеры сгорания расположены внутри корпуса трубопровода сгорания. Трубопровод для подачи топлива предназначен для подачи горючего топлива по меньшей мере в одну камеру сгорания. Трубопровод для подачи кислорода предназначен для подачи кислорода по меньшей мере в одну камеру сгорания. Причем 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). Устанавливают подземное нагревательное устройство внутри полости. Эксплуатируют подземное нагревательное устройство. Техническим результатом является повышение эффективности добычи углеводородов. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил.
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.
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.
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.
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.
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.
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).
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).
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).
Краткое описание чертежей
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, где
на Фиг.1 схематически представлено подземное нагревательное устройство согласно одному из примеров осуществления изобретения.
В приведенном ниже описании и формуле изобретения упоминается ряд терминов, которые имеют следующие значения.
Форма единственного числа включает множественное число, если обратное не указано в контексте.
"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.
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.
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.
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).
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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).
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.
Список обозначений
10 подземное нагревательное устройство
12 корпус 12 трубопровода сгорания
14 камера сгорания
16 расстояние между камерами сгорания
18 трубопровод для подачи топлива
20 трубопровод для подачи кислорода
22 выход для выпуска газообразного продукта горения
24 компрессор
26 насос
28 топливо
30 трубопровод сгорания
34 выпускная труба
Claims (10)
1. Подземное нагревательное устройство (10), включающее:
(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.
(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.
2. Подземное нагревательное устройство (10) по п.1, в котором трубопровод (30) сгорания служит в качестве трубопровода для подачи кислорода.
3. Подземное нагревательное устройство (10) по п.1, в котором камеры (14) сгорания выполнены с возможностью независимого перемещения относительно корпуса (12) трубопровода сгорания.
4. Подземное нагревательное устройство (10) по п.1, дополнительно включающее по меньшей мере один датчик, передающий данные в удаленный контроллер.
5. Подземное нагревательное устройство (10) по п.1, в котором корпус (12) трубопровода сгорания состоит из по меньшей мере одного материала, выбранного из группы, состоящей из стальной трубы, нержавеющей стали, инконели и коррозионно-стойких сплавов.
6. Подземное нагревательное устройство (10) по п.1, в котором выход 22 для выпуска газообразного продукта горения обеспечивает возврат по меньшей мере части газообразных продуктов (34) горения в направлении, параллельном корпусу (12) трубопровода сгорания.
7. Способ нагревания подземной зоны, включающий:
(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).
(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).
8. Способ по п.7, в котором указанная полость создана в коллекторе углеводородов.
9. Способ по п.7, в котором теплотворная способность первой камеры сгорания приблизительно в 1,5-2,5 раза превышает теплотворную способность последующей камеры сгорания.
10. Способ извлечения нефти из нефтяных сланцев, включающий:
(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).
(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).
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 (ru) | 2013-05-10 |
RU2571120C2 true RU2571120C2 (ru) | 2015-12-20 |
Family
ID=45955486
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011143400/03A RU2571120C2 (ru) | 2010-10-29 | 2011-10-27 | Подземное нагревательное устройство |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20120103604A1 (ru) |
CN (1) | CN102454386A (ru) |
AR (1) | AR083540A1 (ru) |
BR (1) | BRPI1104237A2 (ru) |
CA (1) | CA2755755A1 (ru) |
IT (1) | ITMI20111884A1 (ru) |
RU (1) | RU2571120C2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2652909C1 (ru) * | 2017-08-28 | 2018-05-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-техническая и торгово-промышленная фирма "ТЕХНОПОДЗЕМЭНЕРГО" (ООО "Техноподземэнерго") | Шахтно-скважинный газотурбинно-атомный нефтегазодобывающий комплекс (комбинат) |
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 (ru) * | 1977-06-06 | 1980-12-30 | Казанский Филиал Татарского Государственного Научно-Исследовательского И Проектного Института Нефтяной Промышленности | Нагревательное устройство |
RU2050643C1 (ru) * | 1993-07-06 | 1995-12-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт экспериментальной физики | Электрохимический генератор |
RU2363837C2 (ru) * | 2007-09-05 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Способ и установка для термогазохимического воздействия на нефтяной пласт и освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2507204B1 (fr) * | 1981-06-05 | 1985-07-05 | Air Liquide | Procede et installation de gazeification souterraine de charbon |
US6358040B1 (en) * | 2000-03-17 | 2002-03-19 | Precision Combustion, Inc. | Method and apparatus for a fuel-rich catalytic reactor |
WO2003036038A2 (en) * | 2001-10-24 | 2003-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation via backproducing through a heater well |
US6973968B2 (en) * | 2003-07-22 | 2005-12-13 | Precision Combustion, Inc. | Method of natural gas production |
CN101107420B (zh) * | 2004-04-23 | 2013-07-24 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于对地下地层进行加热的温度受限加热器 |
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 |
BRPI0808367A2 (pt) * | 2007-03-22 | 2014-07-08 | Exxonmobil Upstream Res Co | Métodos para aquecer uma formação de subsuperfície usando aquecimento por resistência elétrica e para produzir fluidos de hidrocarboneto. |
US8459359B2 (en) * | 2007-04-20 | 2013-06-11 | Shell Oil Company | Treating nahcolite containing formations and saline zones |
-
2010
- 2010-10-29 US US12/915,530 patent/US20120103604A1/en not_active Abandoned
-
2011
- 2011-10-17 IT IT001884A patent/ITMI20111884A1/it unknown
- 2011-10-20 CA CA2755755A patent/CA2755755A1/en not_active Abandoned
- 2011-10-20 BR BRPI1104237-0A patent/BRPI1104237A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-10-24 AR ARP110103925A patent/AR083540A1/es unknown
- 2011-10-27 CN CN2011103559911A patent/CN102454386A/zh active Pending
- 2011-10-27 RU RU2011143400/03A patent/RU2571120C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU791951A1 (ru) * | 1977-06-06 | 1980-12-30 | Казанский Филиал Татарского Государственного Научно-Исследовательского И Проектного Института Нефтяной Промышленности | Нагревательное устройство |
RU2050643C1 (ru) * | 1993-07-06 | 1995-12-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт экспериментальной физики | Электрохимический генератор |
RU2363837C2 (ru) * | 2007-09-05 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Способ и установка для термогазохимического воздействия на нефтяной пласт и освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2652909C1 (ru) * | 2017-08-28 | 2018-05-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-техническая и торгово-промышленная фирма "ТЕХНОПОДЗЕМЭНЕРГО" (ООО "Техноподземэнерго") | Шахтно-скважинный газотурбинно-атомный нефтегазодобывающий комплекс (комбинат) |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2755755A1 (en) | 2012-04-29 |
AR083540A1 (es) | 2013-03-06 |
RU2011143400A (ru) | 2013-05-10 |
CN102454386A (zh) | 2012-05-16 |
BRPI1104237A2 (pt) | 2013-02-26 |
US20120103604A1 (en) | 2012-05-03 |
ITMI20111884A1 (it) | 2012-04-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN100400793C (zh) | 通过u形开口现场加热含烃地层的方法与*** | |
US9399905B2 (en) | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations | |
JP5214457B2 (ja) | 熱電併給システム及び炭化水素含有地層の処理方法 | |
RU2513737C2 (ru) | Способ и устройство для скважинного газогенератора | |
CA2722452C (en) | Field management for substantially constant composition gas generation | |
RU2571120C2 (ru) | Подземное нагревательное устройство | |
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 | |
JP2012509415A (ja) | 地表下の炭化水素地層の循環熱伝導流体の加熱 | |
EA019751B1 (ru) | Способ и система для обработки подземного углеводородсодержащего пласта | |
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 (zh) | 油田开采用点火装置及油田开采方法 | |
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 | |
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 |