RU2008137084A - Извлечение керобитумов из подземных ресурсов битуминозных сланцев - Google Patents
Извлечение керобитумов из подземных ресурсов битуминозных сланцев Download PDFInfo
- Publication number
- RU2008137084A RU2008137084A RU2008137084/03A RU2008137084A RU2008137084A RU 2008137084 A RU2008137084 A RU 2008137084A RU 2008137084/03 A RU2008137084/03 A RU 2008137084/03A RU 2008137084 A RU2008137084 A RU 2008137084A RU 2008137084 A RU2008137084 A RU 2008137084A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- underground
- pressure
- fluid
- kerobitum
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims 9
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract 57
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 43
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 39
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract 39
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract 7
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 33
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims 33
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 18
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 18
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 16
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 16
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 16
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 claims 16
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 claims 14
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 claims 14
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims 14
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 8
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 8
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims 8
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 claims 8
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims 8
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims 8
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims 8
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims 8
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 8
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims 7
- 238000007385 chemical modification Methods 0.000 claims 6
- 230000035882 stress Effects 0.000 claims 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 4
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims 4
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims 4
- 230000008646 thermal stress Effects 0.000 claims 4
- 239000002841 Lewis acid Substances 0.000 claims 3
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims 3
- 238000007323 disproportionation reaction Methods 0.000 claims 3
- 239000002360 explosive Substances 0.000 claims 3
- 150000007517 lewis acids Chemical class 0.000 claims 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 3
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims 3
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims 3
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 claims 3
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 3
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 claims 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims 3
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims 1
- 239000000463 material Substances 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 abstract 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
- E21B43/241—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection combined with solution mining of non-hydrocarbon minerals, e.g. solvent pyrolysis of oil shale
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
-
- 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
- E21B43/243—Combustion in situ
- E21B43/247—Combustion in situ in association with fracturing processes or crevice forming processes
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/50—Improvements relating to the production of bulk chemicals
- Y02P20/54—Improvements relating to the production of bulk chemicals using solvents, e.g. supercritical solvents or ionic liquids
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
1. Способ извлечения продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации, содержащей подземные сланцы, содержащий следующие стадии: ! a) увеличение доступности для текучих сред керобитумов в подземных сланцах, содержащих неорганические компоненты в дополнение к керобитумам; ! б) приведение в контакт керобитумов в подземных сланцах с химически активной текучей средой для создания подвижного продукта на основе керобитумов; ! в) транспортировка подвижного продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации с получением извлеченного продукта на основе керобитумов. ! 2. Способ по п.1, в котором стадия увеличения доступности включает в себя следующие стадии: ! a) бурение обсаженных нагнетательных скважин в подземной сланцевой формации, содержащей подземные сланцы; ! б) повышение давления в нагнетательной скважине с помощью текучей среды в плотной фазе для создания высокого давления в скважине; ! в) быстрое понижение давления в скважине с высоким давлением для получения стационарного состояния с пониженным давлением. ! 3. Способ по п.1, в котором стадии повышения давления и понижения давления повторяются. ! 4. Способ по п.2, в котором текучая среда в плотной фазе содержит компоненты, выбранные из группы, состоящей из двуокиси углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LNG), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания. ! 5. Способ по п.2, в котором давление в скважине высокого давления превышает давление разрыва подземной сланцевой формации. ! 6. Способ по п.2. в котором текучая среда в плотной фазе по�
Claims (53)
1. Способ извлечения продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации, содержащей подземные сланцы, содержащий следующие стадии:
a) увеличение доступности для текучих сред керобитумов в подземных сланцах, содержащих неорганические компоненты в дополнение к керобитумам;
б) приведение в контакт керобитумов в подземных сланцах с химически активной текучей средой для создания подвижного продукта на основе керобитумов;
в) транспортировка подвижного продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации с получением извлеченного продукта на основе керобитумов.
2. Способ по п.1, в котором стадия увеличения доступности включает в себя следующие стадии:
a) бурение обсаженных нагнетательных скважин в подземной сланцевой формации, содержащей подземные сланцы;
б) повышение давления в нагнетательной скважине с помощью текучей среды в плотной фазе для создания высокого давления в скважине;
в) быстрое понижение давления в скважине с высоким давлением для получения стационарного состояния с пониженным давлением.
3. Способ по п.1, в котором стадии повышения давления и понижения давления повторяются.
4. Способ по п.2, в котором текучая среда в плотной фазе содержит компоненты, выбранные из группы, состоящей из двуокиси углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LNG), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания.
5. Способ по п.2, в котором давление в скважине высокого давления превышает давление разрыва подземной сланцевой формации.
6. Способ по п.2. в котором текучая среда в плотной фазе поглощается керобитумом и керобитум впоследствии набухает, расширяет подземную сланцевую формацию и создает механические напряжения, приводящие к последующему разрыву и созданию горизонтальных проходов в формации.
7. Способ по п.2, в котором механические напряжения, создаваемые при повышении давления и понижении давления, усиливают разрыв подземной сланцевой формации.
8. Способ по п.2, в котором повышение давления и понижение давления создают термические напряжения в подземной сланцевой формации.
9. Способ по п.8, в котором керобитум, по меньшей мере, частично деламинируется от неорганических компонентов сланцев в результате действия термических напряжений.
10. Способ по п.2, в котором взрывчатые вещества добавляются к текучей среде в плотной фазе для увеличения горизонтальных проходов и разрыва формации.
11. Способ по п.2, в котором стадия приведения в контакт керобитумов в подземных сланцах с химически активной текучей средой для создания подвижного продукта на основе керобитумов включает в себя химическую модификацию керобитумов.
12. Способ по п.11, в котором химическая модификация включает в себя, по меньшей мере, некоторый крекинг керобитумов.
13. Способ по п.2, в котором химически активная текучая среда содержит первый компонент, выбранный из группы, состоящей из двуокиси углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LNG), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания; и второй компонент, выбранный из группы, состоящей из органических кислот, неорганических кислот, пероксидов, химикалиев, производящих свободные радикалы, кислот Льюиса, гуминовых агентов деполимеризации, катализаторов диспропорционирования олефинов, химически активных газов, ферментов, микробов, плазмы, катализаторов и их сочетания.
14. Способ по п.2, в котором стадия транспортировки подвижного продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации содержит текучую среду для извлечения.
15. Способ по п.14, в котором текучая среда для извлечения выбирается из группы, состоящей из двуокиси углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LNG), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания.
16. Способ по п.14, в котором текучая среда для извлечения является, по существу, неотличимой от химически активной текучей среды.
17. Способ по п.2, в котором используется откачка для транспортировки подвижного продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации.
18. Способ по п.2, в котором извлеченный продукт на основе керобитумов рафинируется с получением одного или нескольких коммерческих продуктов на основе нефти.
19. Способ по п.1, в котором стадия увеличения доступности включает в себя следующие стадии:
a) бурение обсаженных нагнетательных скважин в подземной сланцевой формации, содержащей подземные сланцы;
б) доставка в нагнетательную скважину суспензии, содержащей жидкий CO2 и твердый CO2;
в) повышение давления в скважине посредством образования жидким CO2 и твердым CO2 в скважине сверхкритического CO2, при этом создавая высокое давление в скважине;
г) понижение давления в скважине с высоким давлением для получения стационарного пониженного давления, при этом соответствующее адиабатическое расширение CO2 охлаждает подземную сланцевую формацию и вызывает термические и механические напряжения внутри формации, которые, в свою очередь, приводят к разрыву формации.
20. Способ по п.19, в котором повышение давления и понижение давления повторяются до достижения равновесного давления.
21. Способ по п.19, в котором керобитум, по меньшей мере, частично деламинируется от неорганических компонентов сланцев в результате действия термических и механических напряжений.
22. Способ по п.19, в котором взрывчатые вещества добавляются к суспензии сжиженного и твердого CO2 для увеличения горизонтальных проходов и разрыва формации.
23. Способ по п.19, в котором стадия приведения в контакт керобитумов в подземных сланцах с химически активной текучей средой для создания подвижного продукта на основе керобитумов включает в себя химическое модифицирование керобитумов.
24. Способ по п.23, в котором химическая модификация включает в себя, по меньшей мере, некоторый крекинг керобитумов.
25. Способ по п.19, в котором химически активная текучая среда содержит первый компонент, выбранный из группы, состоящей из двуокиси углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LNG), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания; и второй компонент, выбранный из группы, состоящей из органических кислот, неорганических кислот, пероксидов, химикалиев, образующих свободные радикалы, кислот Льюиса, гуминовых агентов деполимеризации, катализаторов диспропорционирования олефинов, химически активных газов, ферментов, микробов, плазмы, катализаторов и их сочетания.
26. Способ по п.23, в котором химическое модифицирование керобитумов обеспечивается агентом для модифицирования, выбранным из группы, состоящей из ферментов, горячих газов, катализаторов, кислот и их сочетания.
27. Способ по п.19, в котором стадия транспортировки подвижного продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации включает в себя текучие среды для извлечения.
28. Способ по п.27, в котором текучая среда для извлечения выбирается из группы, состоящей из диоксида углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LNG), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания.
29. Способ по п.27, в котором текучая среда для извлечения не отличается от химически активной текучей среды.
30. Способ по п.19, в котором используется откачка для транспортировки подвижного продукта на основе керобитумов из подземной области.
31. Способ по п.19, в котором извлеченный продукт на основе керобитумов рафинируется с получением одного или нескольких коммерческих продуктов на основе нефти.
32. Способ по п.19, в котором повышение давления и понижение давления дополнительно содержат промежуточную стадию приведения в контакт сланцев с нагретой текучей средой для увеличения термических напряжений, создаваемых в подземной сланцевой формации.
33. Способ разрыва подземной сланцевой формации, содержащей подземные битуминозные сланцы, включающие керобитумы и неорганические компоненты для увеличения проницаемости подземных сланцев для текучих сред, содержащий следующие стадии:
a) бурение обсаженных нагнетательных скважин в подземной сланцевой формации, содержащей подземные сланцы;
б) доставка текучих сред в плотной фазе в скважину и герметизация нагнетательной скважины для герметизации скважины;
в) повышение давления в герметичной скважине посредством предоставления возможности текучей среде в плотной фазе внутри герметичной скважины для повышения, при этом создавая высокое давление в скважине;
г) понижение давления в скважине с высоким давлением для получения стационарного состояния с пониженным давлением, при этом соответствующее адиабатическое расширение текучей среды в плотной фазе охлаждает подземную сланцевую формацию и вызывает термические и механические напряжения внутри формации, которые, в свою очередь, приводят к разрыву формации.
34. Способ по п.33, в котором текучая среда в плотной фазе содержит суспензию жидкого СO2 и твердого CO2.
35. Способ по п.33, в котором стадии повышения давления и понижения давления повторяются.
36. Способ по п.33, в котором керобитум, по меньшей мере, частично деламинируется от неорганических компонентов сланцев в результате термических и механических напряжений.
37. Способ по п.33, в котором взрывчатые вещества добавляются к текучей среде в плотной фазе для увеличения горизонтальных проходов и разрыва формации.
38. Способ, содержащий следующие стадии:
a) анализ подземных сланцевых формаций, содержащих керобитумы, для получения информации относительно керобитумов, содержащихся в них;
б) увеличение доступности для текучих сред керобитумов в подземных сланцах, включающих неорганические компоненты в дополнение к керобитумам;
в) мониторинг повышения доступности, получаемой на стадии (б);
г) приведение в контакт керобитумов в подземных сланцах с химически активной текучей средой для создания подвижного продукта на основе керобитумов, при этом химически активную текучую среду выбирают, имея в виду информацию, полученную на стадии (a);
д) транспортировка подвижного продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации с получением извлеченного продукта на основе керобитумов.
39. Способ по п.38, дополнительно включающий в себя стадию переработки извлеченного продукта на основе керобитумов.
40. Система, содержащая средства для анализа подземных сланцевых формаций, содержащих керобитумы, для получения информации относительно керобитумов, содержащихся в них, средства для увеличения доступности для текучих сред керобитумов в подземных сланцах, включающих неорганические компоненты в дополнение к керобитумам, средства для мониторинга увеличения доступности, обеспечиваемого соответствующими средствами, средства приведения в контакт керобитумов в подземных сланцах с химически активной текучей средой для создания подвижного продукта на основе керобитумов, при этом химически активная текучая среда выбрана исходя из информации, полученной с помощью соответствующих средств, и средства для транспортировки подвижного продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации с получением извлеченного продукта на основе керобитумов.
41. Система по п.40, дополнительно содержащая средства для переработки извлеченного продукта на основе керобитумов.
42. Способ извлечения продукта на основе углеводородов из подземной формации с низкой проницаемостью, содержащей углеводороды, содержащий следующие стадии:
a) повышение проницаемости в области подземной формация для текучих сред для установления области повышенной проницаемости;
б) приведение в контакт материала углеводородов в области с повышенной проницаемостью с химически активной текучей средой для создания подвижного продукта на основе углеводородов;
в) транспортировка подвижного продукта на основе углеводородов из подземной формации с получением извлеченного продукта на основе углеводородов.
43. Способ по п.42, в котором стадия повышения проницаемости включает в себя следующие стадии:
a) бурение обсаженной нагнетательной скважины в подземной формации;
б) повышение давления в нагнетательной скважине с помощью текучей среды в плотной фазе для создания высокого давления в скважине;
в) быстрое понижение давления в скважине с высоким давлением для получения стационарного состояния с пониженным давлением.
44. Способ по п.43, в котором стадии повышения давления и понижения давления повторяются.
45. Способ по п.43, в котором текучая среда в плотной фазе содержит компонент, выбранный из группы, состоящей из двуокиси углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LNG), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания.
46. Способ по п.43, в котором стадия приведения в контакт углеводородов в подземной формации с химически активной текучей средой для создания подвижного продукта на основе углеводородов включает в себя химическое модифицирование углеводородов.
47. Способ по п.43, в котором химически активная текучая среда содержит первый компонент, выбранный из группы, состоящей из двуокиси углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LNO), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания; и второй компонент, выбранный из группы, состоящей из органических кислот, неорганических кислот, пероксидов, химикалиев, образующих свободные радикалы, кислот Льюиса, гуминовых агентов деполимеризаци, катализаторов диспропорционирования олефинов, химически активных газов, ферментов, микробов, плазмы, катализаторов и их сочетания.
48. Способ по п.43, в котором стадия транспортировки подвижного продукта на основе углеводородов из подземной формации содержит текучую среду для извлечения.
49. Способ по п.48, в котором текучая среда для извлечения выбирается из группы, состоящей из двуокиси углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LHG), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания.
50. Способ по п.48, в котором текучая среда для извлечения является, по существу, не отличимой от химически активной текучей среды.
51. Способ по п.19, в котором используется откачка для транспортировки подвижного продукта на основе керобитумов из подземной области.
52. Способ по п.19, в котором извлеченный продукт на основе керобитумов рафинируется с получением одного или нескольких коммерческих продуктов на основе нефти.
53. Способ по п.19, в котором стадии повышения давления и понижения давления дополнительно включают в себя промежуточную стадию приведения в контакт сланцев с нагретой текучей средой для увеличения термических напряжений, создаваемых в подземной сланцевой формации.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US77433706P | 2006-02-16 | 2006-02-16 | |
| US60/774,337 | 2006-02-16 | ||
| US84698206P | 2006-09-25 | 2006-09-25 | |
| US60/846,982 | 2006-09-25 |
Related Child Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010152222/03A Division RU2010152222A (ru) | 2006-02-16 | 2010-12-20 | Способ извлечения продукта на основе углеводородов из подземной формации |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008137084A true RU2008137084A (ru) | 2010-03-27 |
| RU2418158C2 RU2418158C2 (ru) | 2011-05-10 |
Family
ID=38438058
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008137084/03A RU2418158C2 (ru) | 2006-02-16 | 2007-02-15 | Способ извлечения керобитумов из подземной сланцевой формации и способ разрыва подземной сланцевой формации |
| RU2010152222/03A RU2010152222A (ru) | 2006-02-16 | 2010-12-20 | Способ извлечения продукта на основе углеводородов из подземной формации |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010152222/03A RU2010152222A (ru) | 2006-02-16 | 2010-12-20 | Способ извлечения продукта на основе углеводородов из подземной формации |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US7500517B2 (ru) |
| EP (1) | EP1984599B1 (ru) |
| CN (1) | CN101421488B (ru) |
| AT (1) | ATE550518T1 (ru) |
| AU (1) | AU2007217083B8 (ru) |
| BR (1) | BRPI0707939A2 (ru) |
| CA (1) | CA2642523C (ru) |
| PL (1) | PL1984599T3 (ru) |
| RU (2) | RU2418158C2 (ru) |
| WO (1) | WO2007098370A2 (ru) |
Families Citing this family (102)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1276967B1 (en) | 2000-04-24 | 2006-07-26 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | A method for treating a hydrocarbon containing formation |
| US6915850B2 (en) | 2001-04-24 | 2005-07-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation having permeable and impermeable sections |
| DE602005006115T2 (de) | 2004-04-23 | 2009-05-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Verringerung der viskosität von öl zur gewinnung aus einer kohlenwasserstoffhaltigen formation |
| US7575053B2 (en) | 2005-04-22 | 2009-08-18 | Shell Oil Company | Low temperature monitoring system for subsurface barriers |
| EP1871982B1 (en) | 2005-04-22 | 2010-04-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Temperature limited heater utilizing non-ferromagnetic conductor |
| JP4739855B2 (ja) * | 2005-08-10 | 2011-08-03 | 関西電力株式会社 | 二酸化炭素ガスの地中浸透モニタリング方法 |
| JP5441413B2 (ja) * | 2005-10-24 | 2014-03-12 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | 熱で作った排出液通路によるタールサンドからの炭化水素の製造システム及び方法 |
| ATE550518T1 (de) * | 2006-02-16 | 2012-04-15 | Chevron Usa Inc | Kerogen-extraktion aus unterirdischen öl-schiefer-ressourcen |
| KR101440312B1 (ko) | 2006-04-21 | 2014-09-15 | 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. | 고강도 합금 |
| MX2009004136A (es) | 2006-10-20 | 2009-04-30 | Shell Int Research | Calentamiento de formaciones de hidrocarburos en una secuencia por etapas de iniciacion en espiral. |
| AU2008242797B2 (en) | 2007-04-20 | 2011-07-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation |
| GB0713180D0 (en) * | 2007-07-06 | 2007-08-15 | Cleansorb Ltd | Method for treatment of underground reservoirs |
| RU2477368C2 (ru) | 2007-10-19 | 2013-03-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ обработки углеводородсодержащих пластов с использованием неравномерно расположенных источников тепла |
| US7905288B2 (en) * | 2007-11-27 | 2011-03-15 | Los Alamos National Security, Llc | Olefin metathesis for kerogen upgrading |
| US8003844B2 (en) * | 2008-02-08 | 2011-08-23 | Red Leaf Resources, Inc. | Methods of transporting heavy hydrocarbons |
| US7726404B2 (en) * | 2008-04-16 | 2010-06-01 | Schlumberger Technology Corporation | Use of carbon-dioxide-based fracturing fluids |
| EP2262978A1 (en) | 2008-04-18 | 2010-12-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Using mines and tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
| CA2722838C (en) * | 2008-04-28 | 2015-06-23 | Schlumberger Canada Limited | Method for monitoring flood front movement during flooding of subsurface formations |
| US8485257B2 (en) * | 2008-08-06 | 2013-07-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Supercritical pentane as an extractant for oil shale |
| WO2010045103A1 (en) | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Shell Oil Company | Systems and methods for treating a subsurface formation with electrical conductors |
| US20100258291A1 (en) | 2009-04-10 | 2010-10-14 | Everett De St Remey Edward | Heated liners for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
| GB0912255D0 (en) * | 2009-07-14 | 2009-08-26 | Statoilhydro Asa | Process |
| DE112011100809B4 (de) * | 2010-03-05 | 2019-08-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | CO2-Speicherung in an organischem Material reicher Gesteinsformation mit Kohlenwasserstoffgewinnung |
| US8701769B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-04-22 | Shell Oil Company | Methods for treating hydrocarbon formations based on geology |
| US8820406B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-09-02 | Shell Oil Company | Electrodes for electrical current flow heating of subsurface formations with conductive material in wellbore |
| US9127523B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-09-08 | Shell Oil Company | Barrier methods for use in subsurface hydrocarbon formations |
| US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
| CA2812801A1 (en) * | 2010-10-27 | 2012-05-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for fracturing a formation |
| US9033033B2 (en) * | 2010-12-21 | 2015-05-19 | Chevron U.S.A. Inc. | Electrokinetic enhanced hydrocarbon recovery from oil shale |
| US8997869B2 (en) | 2010-12-22 | 2015-04-07 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ kerogen conversion and product upgrading |
| US9016370B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
| EP2527586A1 (en) | 2011-05-27 | 2012-11-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for induced fracturing in a subsurface formation |
| EP2739820A2 (en) * | 2011-08-04 | 2014-06-11 | Total S.A. | Method for extending a network of existing fractures |
| US9309755B2 (en) | 2011-10-07 | 2016-04-12 | Shell Oil Company | Thermal expansion accommodation for circulated fluid systems used to heat subsurface formations |
| EP2748793B1 (en) | 2011-10-14 | 2017-10-11 | Ingrain, Inc. | Dual image method and system for generating a multi-dimensional image of a sample |
| US9181467B2 (en) | 2011-12-22 | 2015-11-10 | Uchicago Argonne, Llc | Preparation and use of nano-catalysts for in-situ reaction with kerogen |
| US8851177B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-10-07 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ kerogen conversion and oxidant regeneration |
| US8701788B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-04-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Preconditioning a subsurface shale formation by removing extractible organics |
| US8215164B1 (en) * | 2012-01-02 | 2012-07-10 | HydroConfidence Inc. | Systems and methods for monitoring groundwater, rock, and casing for production flow and leakage of hydrocarbon fluids |
| US9097818B2 (en) * | 2012-02-06 | 2015-08-04 | Baker Hughes Incorporated | Kerogen porosity volume and pore size distribution using NMR |
| US8992771B2 (en) | 2012-05-25 | 2015-03-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Isolating lubricating oils from subsurface shale formations |
| CN102942914B (zh) * | 2012-11-22 | 2014-06-04 | 吉林冠通能源科技有限公司 | 一种用于低渗透碳酸盐岩储层油井的加氢热气化学增产溶液组份 |
| CN102942912B (zh) * | 2012-11-22 | 2014-06-04 | 吉林冠通能源科技有限公司 | 一种用于低渗透砂岩储层油井加氢热气化学增产的溶液组份 |
| EP3048444A1 (en) | 2012-12-27 | 2016-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for estimation of intra-kerogen porosity of downhole formation samples from pyrolysis tests and basin modeling data |
| MX353404B (es) | 2013-03-08 | 2018-01-11 | Halliburton Energy Services Inc | Sistemas y métodos para la aproximación y calibración de la identificación del fluido óptico. |
| KR101470458B1 (ko) | 2013-03-11 | 2014-12-08 | 주식회사 시알아이 | 오일셰일로부터 중질유를 회수하는 장치 및 이를 이용한 회수방법 |
| US20140318773A1 (en) * | 2013-04-26 | 2014-10-30 | Elliot B. Kennel | Methane enhanced liquid products recovery from wet natural gas |
| UA90595U (ru) * | 2013-08-02 | 2014-06-10 | Інститут Імпульсних Процесів І Технологій Нан України | Способ интенсификации добычи нефти |
| GB201414850D0 (en) * | 2013-08-21 | 2014-10-01 | Genie Ip Bv | Method and system for heating a bed of rocks containing sulfur-rich type iis kerogen |
| US10006271B2 (en) | 2013-09-26 | 2018-06-26 | Harris Corporation | Method for hydrocarbon recovery with a fractal pattern and related apparatus |
| US9417357B2 (en) | 2013-09-26 | 2016-08-16 | Harris Corporation | Method for hydrocarbon recovery with change detection and related apparatus |
| CN104297432B (zh) * | 2014-10-22 | 2016-05-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 确定深层原油裂解气资源量的方法 |
| CN108291979B (zh) * | 2015-11-12 | 2020-05-05 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 用于使用测井数据进行有机页岩储层的地层评估的方法 |
| CN107178350B (zh) * | 2016-03-09 | 2020-05-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种原位提取油页岩中烃类的方法 |
| CN109476983A (zh) * | 2016-04-08 | 2019-03-15 | 林德股份公司 | 可混溶溶剂增强的油采收 |
| RU2636988C1 (ru) * | 2016-09-28 | 2017-11-29 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины |
| WO2018089020A1 (en) | 2016-11-11 | 2018-05-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treating a formation with a chemical agent and liquefied natural gas (lng) de-liquefied at a wellsite |
| CA3038985C (en) | 2016-11-11 | 2021-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Storing and de-liquefying liquefied natural gas (lng) at a wellsite |
| US10138720B2 (en) | 2017-03-17 | 2018-11-27 | Energy Technology Group | Method and system for perforating and fragmenting sediments using blasting material |
| WO2018204259A1 (en) | 2017-05-02 | 2018-11-08 | Saudi Arabian Oil Company | Synthetic source rocks |
| RU2652049C1 (ru) * | 2017-05-17 | 2018-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
| WO2019013855A1 (en) | 2017-07-10 | 2019-01-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | METHODS OF STIMULATING DEEP RESERVOIR USING ACID-FORMING FLUIDS |
| US10871061B2 (en) | 2018-01-10 | 2020-12-22 | Saudi Arabian Oil Company | Treatment of kerogen in subterranean zones |
| US11268796B2 (en) | 2018-02-20 | 2022-03-08 | Petram Technologies, Inc | Apparatus for plasma blasting |
| US10577767B2 (en) * | 2018-02-20 | 2020-03-03 | Petram Technologies, Inc. | In-situ piling and anchor shaping using plasma blasting |
| US10866076B2 (en) | 2018-02-20 | 2020-12-15 | Petram Technologies, Inc. | Apparatus for plasma blasting |
| US10520407B2 (en) | 2018-03-01 | 2019-12-31 | Saudi Arabian Oil Company | Nano-indentation tests to characterize hydraulic fractures |
| US10844702B2 (en) * | 2018-03-20 | 2020-11-24 | Petram Technologies, Inc. | Precision utility mapping and excavating using plasma blasting |
| US10767479B2 (en) | 2018-04-03 | 2020-09-08 | Petram Technologies, Inc. | Method and apparatus for removing pavement structures using plasma blasting |
| RU2715107C2 (ru) * | 2018-06-20 | 2020-02-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
| US10876387B2 (en) | 2018-12-17 | 2020-12-29 | Petram Technologies, Inc. | Multi-firing swivel head probe for electro-hydraulic fracturing in down hole fracking applications |
| US11293735B2 (en) | 2018-12-17 | 2022-04-05 | Petram Technologies, Inc | Multi-firing swivel head probe for electro-hydraulic fracturing in down hole fracking applications |
| US11573159B2 (en) | 2019-01-08 | 2023-02-07 | Saudi Arabian Oil Company | Identifying fracture barriers for hydraulic fracturing |
| USD904305S1 (en) | 2019-02-25 | 2020-12-08 | Petram Technologies, Inc. | Electrode cage for a plasma blasting probe |
| US11319478B2 (en) * | 2019-07-24 | 2022-05-03 | Saudi Arabian Oil Company | Oxidizing gasses for carbon dioxide-based fracturing fluids |
| US11492541B2 (en) | 2019-07-24 | 2022-11-08 | Saudi Arabian Oil Company | Organic salts of oxidizing anions as energetic materials |
| CN112302599A (zh) * | 2019-07-24 | 2021-02-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于原位开采油页岩的装置和方法 |
| CN110426405A (zh) * | 2019-07-30 | 2019-11-08 | 北京建筑大学 | 一种页岩超临界co2压裂试验分析方法 |
| WO2021138355A1 (en) * | 2019-12-31 | 2021-07-08 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant fracturing fluids having oxidizer |
| US11339321B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-05-24 | Saudi Arabian Oil Company | Reactive hydraulic fracturing fluid |
| US11352548B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer |
| US11473001B2 (en) | 2020-01-17 | 2022-10-18 | Saudi Arabian Oil Company | Delivery of halogens to a subterranean formation |
| US11268373B2 (en) | 2020-01-17 | 2022-03-08 | Saudi Arabian Oil Company | Estimating natural fracture properties based on production from hydraulically fractured wells |
| US11365344B2 (en) * | 2020-01-17 | 2022-06-21 | Saudi Arabian Oil Company | Delivery of halogens to a subterranean formation |
| US11473009B2 (en) | 2020-01-17 | 2022-10-18 | Saudi Arabian Oil Company | Delivery of halogens to a subterranean formation |
| US11549894B2 (en) | 2020-04-06 | 2023-01-10 | Saudi Arabian Oil Company | Determination of depositional environments |
| US11578263B2 (en) | 2020-05-12 | 2023-02-14 | Saudi Arabian Oil Company | Ceramic-coated proppant |
| US11536124B2 (en) | 2020-09-03 | 2022-12-27 | Petram Technologies, Inc. | Sliced and elliptical head probe for plasma blast applications |
| US11542815B2 (en) | 2020-11-30 | 2023-01-03 | Saudi Arabian Oil Company | Determining effect of oxidative hydraulic fracturing |
| US11203400B1 (en) | 2021-06-17 | 2021-12-21 | General Technologies Corp. | Support system having shaped pile-anchor foundations and a method of forming same |
| US12071589B2 (en) | 2021-10-07 | 2024-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Water-soluble graphene oxide nanosheet assisted high temperature fracturing fluid |
| US12025589B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Indentation method to measure multiple rock properties |
| US12012550B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuated acid formulations for acid stimulation |
| US11885790B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-01-30 | Saudi Arabian Oil Company | Source productivity assay integrating pyrolysis data and X-ray diffraction data |
| US11851610B2 (en) | 2021-12-14 | 2023-12-26 | Saudi Arabian Oil Company | Sequestration of carbon dioxide in organic-rich geological formations |
| US11858039B2 (en) | 2022-01-13 | 2024-01-02 | Saudi Arabian Oil Company | Direct ink printing of multi-material composite structures |
| US11905804B2 (en) | 2022-06-01 | 2024-02-20 | Saudi Arabian Oil Company | Stimulating hydrocarbon reservoirs |
| CN115095306B (zh) * | 2022-06-14 | 2024-04-30 | 长江大学 | 油页岩空气/co2交替注入原位燃烧方法及应用 |
| CN114989854B (zh) * | 2022-07-14 | 2022-11-01 | 太原理工大学 | 提高油页岩热解轻质油产率的方法 |
| CN114989852B (zh) * | 2022-07-14 | 2022-10-28 | 太原理工大学 | 提高油页岩热解油产率的方法及设备 |
| US11946344B2 (en) | 2022-07-14 | 2024-04-02 | Saudi Arabian Oil Company | Sequestration of carbon in saline aquifers |
| US12049805B2 (en) | 2022-12-15 | 2024-07-30 | Saudi Arabian Oil Company | Bottom-up sequestration of carbon dioxide in negative geologic closures |
Family Cites Families (33)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1269747A (en) * | 1918-04-06 | 1918-06-18 | Lebbeus H Rogers | Method of and apparatus for treating oil-shale. |
| US3136361A (en) * | 1959-05-11 | 1964-06-09 | Phillips Petroleum Co | Fracturing formations in wells |
| US3076762A (en) * | 1960-06-20 | 1963-02-05 | Halliburton Co | Acidizing of wells |
| US3489672A (en) * | 1966-12-07 | 1970-01-13 | Exxon Research Engineering Co | Retorting total raw shale |
| US3481398A (en) * | 1967-02-28 | 1969-12-02 | Shell Oil Co | Permeabilizing by acidizing oil shale tuffaceous streaks in and oil recovery therefrom |
| US3474863A (en) * | 1967-07-28 | 1969-10-28 | Shell Oil Co | Shale oil extraction process |
| US3504747A (en) * | 1968-03-21 | 1970-04-07 | Mobil Oil Corp | Formation acidizing |
| US3561532A (en) * | 1968-03-26 | 1971-02-09 | Talley Frac Corp | Well fracturing method using explosive slurry |
| US3455383A (en) * | 1968-04-24 | 1969-07-15 | Shell Oil Co | Method of producing fluidized material from a subterranean formation |
| US4408665A (en) * | 1977-05-03 | 1983-10-11 | Equity Oil Company | In situ recovery of oil and gas from water-flooded oil shale formations |
| US4374542A (en) * | 1977-10-17 | 1983-02-22 | Bradley Joel C | Undulating prismoid modules |
| US4162808A (en) * | 1978-05-23 | 1979-07-31 | Gulf Oil Corporation | In-situ retorting of carbonaceous deposits |
| US4374515A (en) * | 1980-03-24 | 1983-02-22 | Robert Conrad | Fireplace air distribution system |
| CA1134258A (en) * | 1981-09-28 | 1982-10-26 | Ronald S. Bullen | Carbon dioxide fracturing process |
| US4718493A (en) * | 1984-12-27 | 1988-01-12 | Mt. Moriah Trust | Well treating method and system for stimulating recovery of fluids |
| US4703798A (en) * | 1986-06-30 | 1987-11-03 | Texaco Inc. | In situ method for recovering hydrocarbon from subterranean oil shale deposits |
| US4856587A (en) * | 1988-10-27 | 1989-08-15 | Nielson Jay P | Recovery of oil from oil-bearing formation by continually flowing pressurized heated gas through channel alongside matrix |
| US4913237A (en) * | 1989-02-14 | 1990-04-03 | Amoco Corporation | Remedial treatment for coal degas wells |
| US4895206A (en) * | 1989-03-16 | 1990-01-23 | Price Ernest H | Pulsed in situ exothermic shock wave and retorting process for hydrocarbon recovery and detoxification of selected wastes |
| US5091076A (en) * | 1989-11-09 | 1992-02-25 | Amoco Corporation | Acid treatment of kerogen-agglomerated oil shale |
| US5424285A (en) * | 1993-01-27 | 1995-06-13 | The Western Company Of North America | Method for reducing deleterious environmental impact of subterranean fracturing processes |
| US5394942A (en) * | 1993-11-02 | 1995-03-07 | Aqua Freed Of New York, Inc. | Method for stimulation of liquid flow in a well |
| US5417286A (en) * | 1993-12-29 | 1995-05-23 | Amoco Corporation | Method for enhancing the recovery of methane from a solid carbonaceous subterranean formation |
| US5429191A (en) * | 1994-03-03 | 1995-07-04 | Atlantic Richfield Company | High-pressure well fracturing method using expansible fluid |
| AUPQ435799A0 (en) * | 1999-11-30 | 1999-12-23 | Add Astra Environment Technologies Pty Ltd | A process for recovering hydrocarbons from a carbon containing material |
| US6918444B2 (en) | 2000-04-19 | 2005-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock |
| ES2410792T3 (es) * | 2000-12-08 | 2013-07-03 | Subsurface Technologies, Inc. | Procedimiento mejorado para la estimulación del flujo líquido en un pozo |
| US6915850B2 (en) * | 2001-04-24 | 2005-07-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation having permeable and impermeable sections |
| US7048051B2 (en) * | 2003-02-03 | 2006-05-23 | Gen Syn Fuels | Recovery of products from oil shale |
| CA2524689C (en) * | 2003-04-24 | 2012-05-22 | Shell Canada Limited | Thermal processes for subsurface formations |
| CN1875168B (zh) | 2003-11-03 | 2012-10-17 | 艾克森美孚上游研究公司 | 从不可渗透的油页岩中采收碳氢化合物 |
| ATE550518T1 (de) * | 2006-02-16 | 2012-04-15 | Chevron Usa Inc | Kerogen-extraktion aus unterirdischen öl-schiefer-ressourcen |
| US7562708B2 (en) * | 2006-05-10 | 2009-07-21 | Raytheon Company | Method and apparatus for capture and sequester of carbon dioxide and extraction of energy from large land masses during and after extraction of hydrocarbon fuels or contaminants using energy and critical fluids |
-
2007
- 2007-02-15 AT AT07757067T patent/ATE550518T1/de active
- 2007-02-15 PL PL07757067T patent/PL1984599T3/pl unknown
- 2007-02-15 EP EP07757067A patent/EP1984599B1/en not_active Not-in-force
- 2007-02-15 CN CN2007800133124A patent/CN101421488B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2007-02-15 CA CA2642523A patent/CA2642523C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-02-15 BR BRPI0707939-7A patent/BRPI0707939A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2007-02-15 RU RU2008137084/03A patent/RU2418158C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-02-15 US US11/675,468 patent/US7500517B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-02-15 AU AU2007217083A patent/AU2007217083B8/en not_active Ceased
- 2007-02-15 WO PCT/US2007/062252 patent/WO2007098370A2/en active Application Filing
-
2009
- 2009-01-28 US US12/361,473 patent/US7789164B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2010
- 2010-06-21 US US12/819,790 patent/US8104536B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-12-20 RU RU2010152222/03A patent/RU2010152222A/ru not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20080006410A1 (en) | 2008-01-10 |
| CN101421488A (zh) | 2009-04-29 |
| BRPI0707939A2 (pt) | 2011-05-10 |
| EP1984599A2 (en) | 2008-10-29 |
| EP1984599A4 (en) | 2010-01-20 |
| AU2007217083A1 (en) | 2007-08-30 |
| PL1984599T3 (pl) | 2012-11-30 |
| AU2007217083B8 (en) | 2013-09-26 |
| WO2007098370A3 (en) | 2008-07-31 |
| CN101421488B (zh) | 2012-07-04 |
| US20090126934A1 (en) | 2009-05-21 |
| CA2642523C (en) | 2014-04-15 |
| WO2007098370A2 (en) | 2007-08-30 |
| AU2007217083B2 (en) | 2013-08-22 |
| RU2418158C2 (ru) | 2011-05-10 |
| US8104536B2 (en) | 2012-01-31 |
| US20100270038A1 (en) | 2010-10-28 |
| ATE550518T1 (de) | 2012-04-15 |
| EP1984599B1 (en) | 2012-03-21 |
| RU2010152222A (ru) | 2012-06-27 |
| US7500517B2 (en) | 2009-03-10 |
| US7789164B2 (en) | 2010-09-07 |
| CA2642523A1 (en) | 2007-08-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2008137084A (ru) | Извлечение керобитумов из подземных ресурсов битуминозных сланцев | |
| US8485257B2 (en) | Supercritical pentane as an extractant for oil shale | |
| CA2879551C (en) | Reduced emissions method for recovering product from a hydraulic fracturing operation | |
| EP2631422A2 (en) | Method of conjugated hydrocarbon gas extraction and storage CO2 in horizontal wellbores | |
| US4099568A (en) | Method for recovering viscous petroleum | |
| US20060213658A1 (en) | In-situ method of coal gasification | |
| US9840899B2 (en) | Three-phase method for injecting carbon dioxide into oil reservoirs | |
| Moridis | Literature review and analysis of waterless fracturing methods | |
| EA011934B1 (ru) | Способ получения свободного газа путем превращения газового гидрата | |
| Hallam et al. | Thermal recovery of bitumen at Wolf Lake | |
| US8262866B2 (en) | Apparatus for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and sands via multi-stage condensation | |
| US20140041867A1 (en) | Enhanced oil recovery initiated with zero emission in-situ combustion | |
| RU2632791C1 (ru) | Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций | |
| US20140318773A1 (en) | Methane enhanced liquid products recovery from wet natural gas | |
| EA018879B1 (ru) | Добыча газообразных углеводородов из коллекторов с гидратной шапкой | |
| US8991491B2 (en) | Increasing enhanced oil recovery value from waste gas | |
| Ramey et al. | The History and Performance of Vertical Well Solution Mining of Nahcolite (NaHCO3) in the Piceance Basin, Northwestern, Colorado, USA |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160216 |