BRPI0616551A2 - método para gerar um fluìdo aquecido e sistema para gerar um fluìdo aquecido - Google Patents
método para gerar um fluìdo aquecido e sistema para gerar um fluìdo aquecido Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0616551A2 BRPI0616551A2 BRPI0616551-6A BRPI0616551A BRPI0616551A2 BR PI0616551 A2 BRPI0616551 A2 BR PI0616551A2 BR PI0616551 A BRPI0616551 A BR PI0616551A BR PI0616551 A2 BRPI0616551 A2 BR PI0616551A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- heated fluid
- generating device
- tube
- wellbore
- duct
- Prior art date
Links
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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/20—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
- E21B17/203—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables with plural fluid passages
-
- 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
-
- 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
- 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
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Heat Treatment Of Water, Waste Water Or Sewage (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
Abstract
MéTODO PARA GERAR UM FLUIDO AQUECIDO E SISTEMA PARA GERAR UM FLUIDO AQUECIDO. Algumas configurações de um sistema de tubos de suprimento de fluido 140 usado em um furo de poço 160 podem empregar múltiplos tubos, um número dos quais pode ser acoplado a um gerador de vapor de furo de poço ou a outro dispositivo gerador de fluido aquecido 200. Em certas configurações, o sistema 140 inclui um conector 500 que simplifica o acoplamento do sistema de tubos de suprimento de fluidos 140 no gerador 200 e provê uma comunicação fluida entre os dutos 115, 615, 715 e o respectivo orifício de entrada do gerador de vapor.
Description
"MÉTODO PARA GERAR UM FLUIDO AQUECIDO E SISTEMA PARA GERARUM FLUIDO AQUECIDO".
Campo da Invenção
Este documento se relaciona a um sistema de tubulaçãopara uso em furos de poço, tal como para .suprir fluidosa um dispositivo gerador de fluido aquecido a furos depoço.
Histórico da Invenção
Fluidos em formações de hidrocarbonetos podem seralcançados por poços que se estendem através do soloem direção a formações. Em alguns casos, as formações dehidrocarbonetos podem ter uma viscosidade mais baixa,de modo que o óleo sai da formação por uma tubulaçãopara o equipamento na superfície do solo. Algumasformações de hidrocarbonetos, no entanto, compreendemfluidos de maior viscosidade que não fluem naturalmenteda formação para a superfície do solo pela tubulação.
Tais fluidos de alta viscosidade ocasionalmente sãochamados "depósitos de óleo pesado". No passado,os fluidos de alta viscosidade nas formações dehidrocarbonetos não eram recuperados por razões de custoe técnica disponível. Mais recentemente, à medida que ademanda por petróleo vem crescendo, as operaçõescomerciais se desenvolveram, tornando possível arecuperação de tais depósitos.
Em algumas circunstâncias, a aplicação de fluidosaquecidos (vapor) à formação de hidrocarbonetos reduza viscosidade dos fluidos nas formações permitindoextração de óleo. 0 projeto de sistemas para suprir vapora formações de hidrocarbonetos depende de vários fatores.
Um dos fatores é a localização dos geradores de vapor.Se os geradores forem instalados na superfície do solo,podem ser utilizadas caldeiras para criar vapor, e usarum longo tubo de suprimento que se estende das caldeiraspara suprir vapor à formação através do furo de poço.
Em virtude de uma substancial fração de energia de vaporse dissipar quando o vapor é transportado através dofuro de poço, a energia requerida para gerar vapor serácustosa e o sistema ineficiente. Se, alternativamente,os geradores de vapor forem instalados no furo de poço(abaixo da superfície do solo), a energia do vapor poderáser levada de modo mais eficiente para a formação, masa quantidade de calor e vapor gerada pelo dispositivoserá limitada pelo tamanho e orientação do gerador devapor no furo de poço, e constrangimentos no suprimentode água e combustível. Ademais, a instalação de geradoresde poço de vapor de furo de poço incluindo tubos parasuprir ar, água, combustível, etc. a partir da superfíciedo solo, pode ser complexa e demorada.Sumário da Invenção
Algumas configurações de um sistema de tubos desuprimento de furos de poço podem usar múltiplos tubos.Um número de tubos pode ser prontamente acoplado a umgerador de vapor instalado ao longo do furo de poço ou aum outro dispositivo gerador de fluido aquecido.
Em certas configurações, o sistema pode incluir umconector para simplificar o processo de acoplamento dosistema de tubos de suprimento ao gerador de vapor eprover comunicação fluida entre os dutos de suprimento eo associado orifício de entrada do gerador de vapor.Um aspecto da invenção engloba um método no qualo dispositivo gerador de fluido aquecido é baixado em umfuro de poço acoplado a um primeiro tubo. O primeiro tubosuporta pelo menos uma porção do peso do dispositivogerador de fluido aquecido, enquanto o dispositivogerador de fluido aquecido é baixado no furo de poço.
Um segundo tubo é acoplado ao gerador de fluido aquecido.
Um dos primeiro e segundo tubos é disposto dentro dooutro tubo definindo um primeiro duto de fluido dentro deum segundo duto de fluido. Pelo menos um dos primeiro esegundo tubos é provido com uma tubulação enrolada,a mesma sendo desenrolada de uma bobina e inseridano furo de poço.
Um outro aspecto da invenção engloba um método no qualum dispositivo gerador de fluido aquecido é baixado em umfuro de poço acoplado a um primeiro tubo. 0 primeiro tubosuporta pelo menos uma porção de um peso do dispositivogerador de fluido aquecido, enquanto o dispositivogerador de fluido aquecido é baixado no furo de poço.
Um segundo tubo é acoplado ao dispositivo gerador defluido aquecido de modo que um dos primeiro e segundotubos é disposto dentro do outro para definir pelo menosuma porção de pelo menos dois dutos de fluido.
Um outro aspecto da invenção engloba um sistema paragerar fluido aquecido em furos de poço. 0 sistema incluium dispositivo gerador de fluido aquecido disposto em umfuro de poço e adaptado para produzir fluido aquecido.
Um primeiro e segundo tubos são dispostos no furo de poçoe acoplados ao dispositivo gerador de fluido aquecido.O primeiro tubo é disposto dentro do segundo tubo de modo
a definir um duto de fluido interno dentro de um duto defluido intermediário. Ambos dutos interno e intermediáriofazem comunicação fluida com o dispositivo gerador defluido aquecido. Pelo menos um dos primeiro e segundotubos compreende uma tubulação enrolada.
Estas e outras configurações poderão ser configuradas demodo a prover uma ou mais das seguintes vantagens.
Em primeiro lugar, o sistema de tubos de suprimento podeusar o espaço eficientemente dentro do furo de poçopara suprir fluidos, tal como água, ar, e combustível aodispositivo gerador de fluido aquecido. Por exemplo,o sistema de tubos de suprimento pode compreender umapluralidade de dutos substancialmente coaxiais. 0 dutoexterno sendo definido, pelo menos parcialmente, pelorevestimento do poço. Neste caso, o espaço no furo depoço pode ser usado de modo eficiente para suprir fluidosao dispositivo gerador de fluido aquecido. Em segundolugar, o sistema de tubos de suprimento pode serparcialmente acoplado ao dispositivo gerador de fluidoaquecido antes de baixá-lo no furo de poço. Por exemplo,pelo menos um tubo do sistema de tubos pode ser acopladoao dispositivo gerador de fluido aquecido acima dasuperfície do solo, enquanto outro tubo é acoplado aseguir ao dispositivo gerador de fluido aquecido após tersido baixado no furo de poço. Em tais circunstâncias,o sistema de tubos de suprimento pode ser prontamenteacoplado ao dispositivo gerador de fluido aquecido efacilitar o processo de baixar o dispositivo gerador defluido aquecido no furo de poço. Uma ou mais destasvantagens, ou ainda outras vantagens serão dadas pelosdispositivos e métodos descritos.
Os detalhes de uma ou mais configurações da invenção sãomostrados nos desenhos e na descrição que se segue.Outros aspectos, objetivos, e vantagens da presenteinvenção serão aparentes àqueles habilitados na técnicaa partir da descrição, desenhos, e reivindicações.Descrição Resumida dos Desenhos
A figura 1 é uma vista lateral de um sistema de tubos desuprimento e de um dispositivo gerador de fluido aquecidoem um poço;
a figura 2 é uma vista em corte transversal de uma porçãodo sistema de tubos de suprimento da figura 2 tomadaao longo da linha 2-2; e
a figura 3 é uma vista em corte transversal do sistema detubos de suprimento da figura 1 no furo de poço tomadaao longo da linha 3-3; e
a figura 4 é um diagrama mostrando uma configuração de umprocesso de instalação de um sistema de tubos desuprimento e de um dispositivo gerador de fluido aquecidoem um furo de poço.
Deve ser notado que os mesmos símbolos de referência nosvários desenhos indicam elementos idênticos ou similares.Descrição Detalhada da Invenção
Referindo-se à figura 1, um poço 100 inclui uma cabeça depoço 12 0 próxima à superfície do solo 150 e um furo depoço 160. A cabeça de poço 120 pode ser acoplada a umrevestimento 110 que se estende de uma extensãosubstancial do furo de poço 160 da superfície do solo 150em direção à formação (i.e., ao reservatório depetróleo). Aqui, o furo de poço 160 se estendesubstancialmente na vertical em direção à formação 130.
Em algumas configurações, pelo menos uma porção do furode poço 160 pode curvar ou se estender em uma direçãoinclinada ou substancialmente horizontal. As vezes, ofuro de poço 160 pode ser furado a partir da superfíciedo solo 150 em direção à formação 130 e revestido com orevestimento 110.
Em alguns casos, os revestimentos 110 podem ser afixadosao solo adjacente com cimento 170 ou similar.
0 revestimento 110 pode compreender um material metálico.
O revestimento 110 pode ser configurado para transportarum fluido qualquer, tal como água, ar, gás natural, oupara conduzir linhas elétricas, ou uma coluna tubular, ououtros dispositivos. Em algumas configurações, o poço 100pode ser completado com o revestimento 110 se estendendoa uma determinada profundidade próxima à formação 13 0. Umdispositivo localizador, tal como um suspensor derevestimento (quando instalado no furo de poço 160) podeagarrar, em alguns casos, selar substancialmente aextremidade do revestimento 110. Em algumascircunstâncias, um dispositivo gerador de fluido aquecido200 pode ser instalado de modo que o dispositivo geradorde fluido aquecido 200 produza fluido aquecido por umrevestimento 210 acoplado ao suspensor de revestimento400. O fluido aquecido fica exposto à formação próximaà formação 130.
Ainda se referindo à figura 1, um dispositivo gerador defluido aquecido 200 pode ser disposto pelo menosparcialmente no furo de poço 160 próximo à formação 130.
O dispositivo gerador de fluido aquecido 200 pode ser umdispositivo adaptado para receber e aquecer um fluido deinjeção. Em um caso, o fluido de injeção pode incluirágua, que pode ser aquecida para gerar vapor. 0 fluido deinjeção pode incluir outros fluidos diferentes em adi-rãoou junto com água, e o fluido de injeção não precisa serlevado para o estado de vapor. O dispositivo gerador defluido aquecido 200 inclui aspectos para receber o fluidode injeção e outros fluidos (como ar e um combustível,tal como gás natural) e pode ter uma configuração de umnúmero de configurações para suprir fluidos aquecidosà formação 130. O dispositivo gerador de fluido aquecido200 utiliza, por exemplo, ar e gás natural em um processode combustão para aquecer um fluido de injeção (i.e.,aquecer água para produzir vapor) a ser aplicado àformação 130. Em algumas configurações a formação 130inclui fluidos de alta viscosidade, tal como um óleopesado. O dispositivo gerador de fluido aquecido 2 00 podesuprir vapor ou outro fluido de injeção à formação 13 0,que penetra na formação 13 0, por exemplo, por fraturas130. A aplicação de um fluido de injeção aquecido àformação pode reduzir a viscosidade dos fluidos naformação 130. Em tal configuração, os fluidos na formação130 serão mais facilmente recuperados por equipamentos nasuperfície do solo 150.
Em algumas configurações, a formação 130 pode ser umaformação de injeção próxima a uma formação de produção,em qual caso o fluido aquecido injetado na formação 130flui da formação de injeção para a formação de produção,e por condução e convecção aquece os fluidos na formaçãode produção. A formação de produção é intersectada por umfuro de poço de produção separado. O fluido aquecidoreduz a viscosidade dos hidrocarbonetos na formação deprodução, e, por conseguinte, aumenta a produção dehidrocarbonetos a partir da formação de produção no furode poço de produção. Em algumas configurações, a formaçãode injeção fica acima da formação de produção, quandoa gravidade ajuda a trazer o fluido aquecido injetadoem contato com a formação de produção, freqüentementechamado de "Drenagem Assistida por Gravidade" (SADG).
O dispositivo gerador de fluido aquecido 200 pode fazercomunicação fluida com um sistema de tubos de suprimento140 e incluir um ou mais tubos de suprimento. Como serádescrito em detalhes junto com a figura 2, os tubos desuprimento podem prover fluidos ou outros itens atravésde dutos ao dispositivo gerador de fluido aquecido 200.Em algumas configurações, um conector 500 pode ser usadopara conectar o sistema de tubos de suprimento 140 aodispositivo gerador de fluido aquecido 200.Alternativamente, o conector 500 pode ser integrado aodispositivo gerador de fluido aquecido 2 00, de modo que odispositivo gerador de fluido aquecido 200 tenha umaestrutura apropriada para engatar os tubos de suprimento.Ainda se referindo à figura 1, o dispositivo gerador defluido aquecido 2 00 pode ser posicionado no furo de poço160 usando um dispositivo localizador, por exemploum suspensor de revestimento 40 0. 0 suspensor derevestimento 400 pode incluir corpo cilíndrico alongado410 e travas 430. Quando atuado o suspensor derevestimento 400, as travas 430 são atuadas para contatare agarrar a parede cilíndrica interna do revestimento110. As travas 430 travam o suspensor 400 na posição, quepor sua vez trava o dispositivo gerador de fluidoaquecido 200 na posição desejada, próxima à formação 130.Em certas configurações, o suspensor 400 inclui seladoressubstancialmente circunferenciais 42 0, que, se atuados,se estendem pressionando e substancialmente provendo uma selagem contra o revestimento. O suspensor derevestimento 400 inclui um receptáculo de furo polido 450para localizar e travar o conector 500 ou dispositivogerador de fluido aquecido 2 00, ou ambos.
Referindo-se agora à figura 2, o sistema de tubos desuprimento 14 0 pode incluir um ou mais tubos emcomunicação fluida com o dispositivo gerador de fluidoaquecido 200. Nesta configuração, o sistema de tubos desuprimento 140 inclui um revestimento 110, um tubointermediário 610, e um tubo interno 710. Outrasconfigurações podem incluir mais ou menos tubos, ouexcluir o revestimento 110 do sistema de tubos desuprimento 140. Em certas configurações, alguns ou todosos tubos do suprimento 140 podem ser acoplados aodispositivo gerador de fluido aquecido 200 através de umconector 500. Em algumas configurações, os tubos 110,610, 710 do sistema de tubos de suprimento 14 0 podem serarranjados um dentro do outro. Em certas configurações,os tubos 110 podem ser arranjados substancialmentecoaxialmente. Portanto, os tubos 110, 610, 710 podem serarranjados substancialmente concêntricos. Em outrasconfigurações, o eixo geométrico longitudinal de um oumais tubos 110, 610, 710 pode ser deslocado lateralmentedos outros tubos 110, 610, 710, mas mantendo o arranjo.
O tubo intermediário 610 e o tubo interno 710 do sistemade tubos de suprimento 140 podem compreender um materialmetálico ou outro material, quando usados para suportaro dispositivo gerador de fluido aquecido 200 quando estefor instalado no furo de poço 160, que ademais deve teruma resistência suficiente para suportar o dispositivogerador de fluido aquecido 200. 0 tubo intermediário 610e o tubo interno 710 podem ser configurados para conduzirum fluido, tal como ar, água, ou gás natural. Em algumasconfigurações, o tubo intermediário 610 e/ou interno 710podem compreender uma tubulação enrolada, provida embobinas, que deve ser desenrolada antes ou durante suainserção no poço 160 (a figura 1 mostra uma bobina 145 detubulação enrolada, que é desenrolada à medida que atubulação é baixada no poço 160). Uma tubulação adequadaé fornecida pela Quality Tubing Inc Houston, Texas e poroutros fabricantes e fornecedores de tubulação embobinas. A tubulação enrolada em bobina tipicamente é umatubulação contínua sem conexões separáveis (sem conexõesroscadas tipo macho-fêmea). No entanto, a invenção podecontemplar uma configuração na qual a tubulação enroladatenha tais conexões separáveis, tal como conexões tipobaioneta ou permanentes, tal como soldadas. 0 uso de umatubulação enrolada em bobina permite que a tubulação, equalquer equipamento ligado à mesma, entre ou saia dofuro de poço 160 rapidamente, reduzindo ou eliminandoo tempo gasto em conectar extensões de tubulação.Se a tubulação não for provida enrolada, o tubointermediário 610 e/ou o tubo interno 710 podemcompreender outros tipos de tubulação. Por exemplo,o tubo intermediário 610 e/ou o tubo interno 710 podemcompreender uma coluna de tubos consecutivos ligadospelas extremidades. Tal coluna de tubos pode ser usada,por exemplo, em configurações com paredes de tubo tendoespessura ou diâmetro que torne a tubulação enrolada indesejável, impraticável ou mesmo impossível. 0 tubointermediário 610 e/ou o tubo interno 710 podemcompreender um tubo de aço enrolado helicoidal umbilicalou uma tubulação umbilical eletro-hidráulica. A tubulaçãoumbilical pode ser provida com fios de aço, fibra óptica, e/ou linhas de controle hidráulico para transportarenergia e/ou sinais entre o dispositivo gerador de fluidoaquecido 2 00 e a superfície do solo. Ademais, o tubointermediário 610 e o tubo interno 710 podem ser de tiposdiferentes, por exemplo, a tubulação intermediária 610 dediâmetro maior pode ser feita de uma seqüência de tubos,e a tubulação 710, um tubo enrolado ou umbilical.Nesta configuração, o tubo intermediário 610 passaatravés do interior do revestimento 110 e da seção anularresultante entre o revestimento 110 e o tubo intermediário 610, pelo menos parcialmente definindo umduto externo 115. Quando o tubo intermediário 610 é presoao conector 500, o duto externo 115 pode fazercomunicação fluida com orifícios 560 do conector 500 (oque é descrito em detalhes com referência à figura 3) .
Assim, um fluido pode ser suprido do duto externo 115através de orifícios externos 560 para a correspondenteentrada do dispositivo gerador de fluido aquecido 200.Nesta configuração, um tubo interno 710 passa através dointerior do tubo intermediário 610, e a seção anularresultante entre o tubo interno 710 e o tubointermediário 610 define, pelo menos parcialmente,um duto intermediário 615. Assim, o tubo interno 710define um duto interno 715 em seu interior. Assim, o dutoexterno 115 pode ter uma configuração anular que circundao duto intermediário 615, e o duto intermediário 615,uma configuração anular que circunda o duto interno 715.
Linhas de controle elétrico ou hidráulico podem serdispostas em um dos dutos, tal como no duto interno 715,intermediário 615, ou externo 115. Por exemplo, as linhasde controle elétrico ou hidráulico são dispostas no duto115, 615, ou 715, que leva ar ou um gás oxigenado aodispositivo gerador de fluido aquecido 200. As linhas decontrole elétrico ou hidráulico podem transportar sinaisou energia entre o dispositivo gerador de fluido aquecido200 e equipamentos de superfície do solo.
Um ou mais tubos de suprimento 610, 710 podem compreendercentralizadores adaptados para manter os tubos em umaposição substancialmente coaxial. Os centralizadorescompreendem espaçadores que se estendem na direção radialpara manter um espaçamento apropriado entre os tubos.
Alternativamente, um ou mais tubos podem ser auto-centrantes, em qual caso os tubos são acopladosao dispositivo gerador de fluido aquecido 200 dentro dofuro de poço (que será descrito com mais detalhes maisadiante).
Embora o tubo intermediário 610, o tubo intermediário710, o conector 500, e/ou o dispositivo gerador de fluidoaquecido 2 00 possam ser montados um dentro do outro, emqualquer ordem, na superfície do solo ou no furo de poço,em algumas configurações, o tubo intermediário 610, oconector 500, e o dispositivo gerador de fluido aquecido200, podem ser montados na superfície antes de serembaixados no furo de poço 160. 0 tubo intermediário 610pode incluir roscas 622 ou outros meios de engatemecânico adaptados para selar o tubo intermediário 610 noconector 500. Quando o tubo intermediário 610 se encontrapreso no conector 500, o tubo intermediário 615 podefazer comunicação fluida com orifícios 570 do conector500. Assim, o fluido pode ser suprido do dutointermediário 615 por orifícios intermediários 570 para acorrespondente entrada do dispositivo gerador de fluidoaquecido 200.
Um conjunto penetrador/selador 720 pode ser disposto naextremidade inferior do tubo interno 710, para esteprontamente conectar o conector 500 no furo. Por exemplo,o tubo interno 710 com o conjunto penetrador/ selador 710pode ser baixado no furo de poço 160 no tubointermediário 610 até uma porção de penetração 722 doconjunto penetrador/selador 7120 engatar um receptáculointerno 522 do conector 500. Neste caso, um mecanismo detrava 730 do conjunto penetrador/selador 720, porexemplo, pinos ajustáveis ou extensíveis podem seencaixar em uma ranhura 524 no receptáculo 522, e travaro tubo interno 710 no conector 500. Nesta configuração,o conjunto penetrador/ selador pode incluir um selo 740que substancialmente provê uma selagem contra a parede doconector 500 para impedir que o fluido no duto interno715 vazar pelo conjunto penetrador/selador 720 no dutointermediário 615. Quando o tubo interno 710 é ligadoao conector 500, a parede do tubo interno 710 atua comodivisor, assim provendo duas trajetórias distintas defluido (i. e. , pelo duto interno 715 e pelo dutointermediário 615) no tubo intermediário 610. O dutointerno 715 pode ser substancialmente cilíndrico e fazercomunicação fluida com um orifício de interno 580 doconector 500. Assim, o fluido pode ser suprido a partirdo duto interno 715 através do orifício interno 580 epara o dispositivo gerador de fluido aquecido 200.
Como descrito acima, o conector 500 liga o dispositivogerador de fluido aquecido 200 ao sistema de tubos desuprimento 140. O conector 500 pode ter um selocircunferencial 510 que substancialmente provê umaselagem contra o receptáculo de furo polido 450, paraimpedir que o fluido vaze entre a superfície externa doconector 500 e o receptáculo 450. Em algumasconfigurações, o selo 510 pode ser configurado paramanter uma selagem entre as superfícies nas altastemperaturas de operação. Ademais, o conector 500 podeincluir roscas 440 ou outros dispositivos de engatemecânico para acoplar o dispositivo gerador de fluidoaquecido 200. Assim, o conector pode ser acoplado aodispositivo gerador de fluido aquecido 200 na superfícieentão o conjunto, todo baixado no furo de poço, sendo quea rosca prende o dispositivo gerador de fluido aquecido200 no conector 500.
Ainda se referindo à figura 2, o conector também podeincluir outras porções que se ajustam ao dispositivogerador de fluido aquecido 200. Nesta configuração,o conector 500 inclui um selo circunferencial 530 próximoa uma porção de penetração intermediária 535. A porção depenetração intermediária é feita de modo a se ajustar àsuperfície de selagem correspondente 235 do dispositivogerador de fluido aquecido 200, quando as roscas 440descritas acima são usadas para agarrar o conector 500no dispositivo gerador de fluido aquecido 200. Em taiscircunstâncias, o selo 53 0 pode substancialmente proveruma selagem contra a superfície 235 para impedir ovazamento de fluido entre os orifícios 560 e 570 doconector 500 (figura 3) . O conector pode também incluirum selo circunf erencial 54 0 próximo de uma porção depenetração interna 54 5. A porção de penetração internaé feita de modo a se ajustar ao receptáculocorrespondente 245 do dispositivo gerador de fluidoaquecido 200, quando o conector 500 estiver preso nodispositivo gerador de fluido aquecido 200. A porção depenetração intermediária 535 e a porção de penetraçãointerna 545 podem se conectar em ajuste forçado ouatravés de uma outra conexão mecânica.
Nesta configuração, o conector 500 é configurado paraser recebido, pelo menos parcialmente, no receptáculo defuro polido 450 do suspensor de revestimento 400. Porexemplo, o conector 500 pode incluir pelo menos umencosto de localização 550 (também chamado de "encostonão-passa"). O encosto de localização 550 pode serconfigurado para ficar no correspondente encosto 452do receptáculo de furo polido 450. Assim, a formado receptáculo de furo polido 450 centraliza a posição doconector 500, quando o dispositivo 500 é baixadono suspensor de revestimento 400. Como descrito, o selocircunferencial 510 do conector auto-centrante 500substancialmente provê uma selagem contra a paredeinterna polida do receptáculo de furo polido 450 paraimpedir que o fluido no duto externo 115 vaze pelasroscas 440.
Referindo-se agora à figura 3, os orifícios 560, 575, 550levam os fluidos para as entradas apropriadas dodispositivo gerador de fluido aquecido 200. Portanto,os orifícios 560, 570, 580 são posicionados no conector500 se comunicando com seus respectivos dutos 115, 615,715. Os orifícios 560, 570, 580, por sua vez,se comunicam com o respectivo orifício do dispositivogerador de fluido aquecido 2 00 (figura 2) . Cada orifício560, 570, 580 pode se constituir de uma única abertura oumúltiplas aberturas, como mostrado na figura 3. Ademais,os orifícios não precisam ser circulares como mostradona figura 3, ao invés, podem assumir outras formas.
Em algumas configurações, os orifícios externos 560 podemalimentar um fluido do duto externo 115 para a entrada dodispositivo gerador de fluido aquecido 200. Também,os orifícios intermediários 570 podem alimentar outrofluido do duto intermediário 615 para a entrada dodispositivo gerador de fluido aquecido 200. Ademais,o orifício interno 580 pode alimentar um terceiro fluidoa partir do duto interno 715 para a entrada dodispositivo gerador de fluido aquecido 200. Em um caso,o dispositivo gerador de fluido aquecido 200 é um geradorde vapor, o duto externo pode conter água, o dutointermediário 615 pode conter ar, e o duto interno 715pode conter um combustível (tal como gás natural).
Em outros casos, onde o dispositivo gerador de fluidoaquecido 200 é um gerador de vapor, e dependendo daaplicação particular, o duto externo 115 pode conterar ou combustível, o duto intermediário 615 pode conterágua, e o duto interno 715 pode conter água ou ar.
Em operação, o sistema de tubos de suprimento 140 eo dispositivo gerador de fluido aquecido 200 podem serinstalados no furo de poço 160 separados ou parcialmentemontados. Referindo-se à figura 4, um método exemplar 800de acoplar um dispositivo gerador de fluido aquecido 200em um sistema de tubos de suprimento 140 pode incluira instalação de pelo menos um tubo dentro de outro tubo.
O método 800 pode incluir uma opera-não 805 de montaro conector 500 no dispositivo gerador de fluido aquecido200. Por exemplo, o conector 500 pode ser preso aodispositivo gerador de fluido aquecido 200 através dasroscas 440 (figura 2) ou uma outra conexão adequada.
0 método 800 também pode incluir a operação 810 de montara tubulação intermediária 610 no conector 500.
A tubulação intermediária 610 pode ser montada noconector através de roscas 622 ou outros dispositivos deengate mecânico.
Depois de o tubo intermediário 610 e o dispositivogerador de fluido aquecido 200 terem sido acopladosatravés do conector 500, o método 800 adicionalmente podeincluir a operação de baixar o tubo intermediário 610 eo dispositivo gerador de fluido aquecido 200 no furo depoço 160. Como descrito acima, o tubo intermediário 610pode compreender uma tubulação metálica contínuadesenrolada na superfície do solo 150, à medida que otubo intermediário é baixado no furo de poço 160. Nestecaso, a tubulação metálica contínua pode ser deformadaplasticamente a partir do estado enrolado para o estadodesenrolado (i.e., em qual estado a tubulação geralmenteé endireitada), quando o tubo intermediário é baixadono furo de poço 160. A espessura de parede e aspropriedades de material do tubo intermediário 610 podemprover uma resistência suficiente para suportar pelomenos uma porção do peso do dispositivo gerador de fluidoaquecido à medida que o dispositivo gerador de fluidoaquecido é baixado no furo de poço.
Quando o dispositivo gerador de fluido aquecido 200é baixado para uma posição próxima à formação 130,o método pode incluir a operação 820 de alinhar e acoplaro dispositivo gerador de fluido aquecido 200 com osuspensor de revestimento 400. Por exemplo, o dispositivogerador de fluido aquecido 200 pode ser alinhado e acoplado ao suspensor de revestimento 400, quandoo encosto 550 do conector engata o receptáculo de furopolido 450 no suspensor de revestimento 400. Em algumascircunstâncias, o método 880 pode incluir também aoperação 825 de arranjar, centrar e localizar o tubointermediário 610 próxima à superfície do solo 150. Estaoperação facilita a instalação do tubo interno 710 apartir da superfície do solo 150 e através do tubointermediário 610.
O método 800 pode adicionalmente incluir a operação 830de baixar o tubo interno 710 no furo de poço 160 dentrodo tubo intermediário 610. Como descrito acima, o tubointerno 710 pode compreender uma tubulação de diâmetromenor que do tubo intermediário 610 (por exemplo,a figura 1 mostra a bobina 14 5 de tubulação continuadesenrolada à medida que a tubulação é baixada no poço)em algumas configurações, o tubo interno 710 pode incluiro conjunto penetrador/selador 72 0 disposto na extremidadeinferior, de modo que o tubo interno 710 possa se acoplarao conector 500 dentro do furo.
Quando o tubo interno 710 chega na profundidade certa,o método 800 inclui a operação 835 de acoplar o tubointerno 710 no dispositivo gerador de fluido aquecido200. Em algumas configurações, o tubo interno 710 podeser acoplado ao dispositivo gerador de fluido aquecido2 00, quando o conjunto penetrador/selador 72 0 engatao conector 500, e o mecanismo de trava 730 engata aranhura correspondente 524. Assim, a parede do tubointerno 710 separa o duto interno 715 do dutointermediário 615.
O método 80 0 também é usado para suprir fluidos a umdispositivo gerador de fluido aquecido de furo de poço2 00. Como mostrado na operação 84 0, certos fluidos(água, ar, e um combustível, tal como gás natural) sãosupridos separados pelos respectivos dutos 115, 615, 715.Por exemplo, o gás natural é suprido por um duto interno715, ar ou oxigênio pelo duto intermediário 615, e águapor um duto de revestimento 115. 0 método 800 tambéminclui a operação 845 de suprir fluidos (i.e., água, ar,e um combustível, tal como gás natural) pelos dutos 715,615, 115 do sistema de suprimento 140 para o dispositivogerador de fluido aquecido 200. Por exemplo, ar e gásnatural podem ser usados em um processo de combustão oucatalítico que transforma água em vapor. 0 método 800pode incluir também a operação 850 de aplicar fluidosaquecidos (vapor) em pelo menos uma portão da formação130. Como descrito, o dispositivo gerador de fluidoaquecido 200 pode ser disposto no furo de po+o, de modoque o orifício de exaustão 210 fique próximo da formação130. Quando a água é convertida em vapor pelo dispositivogerador de fluido aquecido 200, o vapor pode ser aplicadoà formação 13 0, à medida que o vapor é suprido a partirdo orifício 210.
Deve ser entendido que o sistema de suprimento 140 eo dispositivo gerador de fluido aquecido 2 00 podem seracoplados e baixados no furo de poço 160 por métodosdiferentes dos descritos na figura 4. Em um exemplo,os tubos interno 710 e intermediário 610 se acoplamao dispositivo gerador de fluido aquecido 200 peloconector 500 acima da superfície do solo. Então, os tubosinterno 710 e intermediário 610, o conector 500, e umdispositivo gerador de fluido aquecido 200 são baixadosno furo de poço 160 simultaneamente, até o conector 500engatar o receptáculo 450 no suspensor de revestimento400. Em outro exemplo, os tubos interno 710 eintermediário 610 não precisam ser acoplados aodispositivo gerador de fluido aquecido 200, através doconector 500 acima da superfície do solo. Ao invés,o dispositivo gerador de fluido aquecido 200 e o conector500 são dispostos no furo de poço no suspensor derevestimento 400 antes de baixar os tubos intermediário610 e interno 710. Quais tubos 610 e 710 podem usarconexões roscadas ou limitadores de penetração paraengatar o conector 500. Ademais, em outro exemplo, o tubointermediário 610 pode ser acoplado ao conector 500 acimada superfície do solo, e dai baixado no furo de poço 160para engatar o dispositivo gerador de fluido aquecido 200localizado no furo de poço 160. Em tais circunstâncias, otubo interno 710 é baixado no furo 160 através do tubointermediário 610 até o conjunto penetrador/selador 720na extremidade do tubo 710 engatar o conector 500.
Um número de configurações da invenção foi descrito.
Não obstante, deve ser entendido que várias modificaçõespoderão ser introduzidas à presente invenção sem sairdo espírito e escopo da mesma, assim muitas outrasconfigurações são englobadas no escopo dasreivindicações.
Claims (24)
1.- Método para gerar um fluido aquecido, em um furo depoço, caracterizado pelo fato de compreender as etapasde:- baixar um dispositivo gerador de fluido aquecidoem um furo de poço, enquanto o dispositivo gerador defluido aquecido é acoplado a um primeiro tubo, sendo queo dispositivo gerador de fluido aquecido compreende umgerador de vapor para produzir vapor para uma regiãopróxima ao furo de poço; eacoplar um segundo tubo ao dispositivo gerador defluido aquecido, onde pelo menos um dos primeiro esegundo tubos compreende uma tubulação enrolada que édesenrolada de uma bobina e inserida no furo de poço;sendo que pelo menos um dos primeiro e segundo tubosdefine pelo menos parcialmente um duto anular para suprirágua a um orifício de entrada de água do gerador devapor.
2.- Método para gerar um fluido aquecido, em um furo depoço, caracterizado pelo fato de compreender as etapasde:baixar o dispositivo gerador de fluido aquecidoem um furo de poço, enquanto o dispositivo gerador defluido aquecido é acoplado a um primeiro tubo; e- acoplar um segundo tubo ao gerador de fluidoaquecido, sendo que pelo menos um dos primeiro e segundotubos compreende uma tubulação enrolada que é desenroladade uma bobina e inserida no furo de poço, sendo que oprimeiro tubo é acoplado ao dispositivo gerador de fluidoaquecido usando um conector, e um do conector ou dosegundo tubo compreende uma porção de penetração,enquanto o outro compreende um receptáculo adaptado parareceber seladamente a porção de penetração, e acoplaro segundo tubo ao conector, depois de o dispositivogerador de fluido aquecido ter sido baixado no furo depoço.
3.- Método para gerar um fluido aquecido, em um furo depoço, caracterizado pelo fato de compreender as etapas:baixar um dispositivo gerador de fluido aquecido emum furo de poço, enquanto o dispositivo gerador de fluidoaquecido é acoplado a um primeiro tubo, sendo que a etapade baixar o dispositivo gerador de fluido aquecido nofuro de poço adicionalmente compreende receber odispositivo gerador de fluido aquecido em um suspensor derevestimento; eacoplar um segundo tubo ao gerador de fluidoaquecido, sendo que pelo menos um de um primeiro tubo ede um segundo tubo compreende uma tubulação enrolada queé desenrolada de uma bobina e inserida no furo de poço.
4.- Método, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 1, 2 ou 3, caracterizado pelo fato deo primeiro tubo suportar pelo menos uma porção do peso dodispositivo gerador de fluido aquecido, enquantoo dispositivo gerador de fluido aquecido é baixadono furo de poço.
5.- Método, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 1, 2 ou 3, caracterizado pelo fato deum dos primeiro e segundo tubos ser disposto dentrodo outro tubo para definir um primeiro duto de fluidodentro de um segundo duto de fluido.
6. - Método, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 1 ou 3, caracterizado pelo fato deadicionalmente compreender a etapa de acoplar o primeirotubo no dispositivo gerador de fluido aquecido através deum conector, sendo que o conector ou o segundo tubocompreende uma porção de penetrarão, enquanto o outrocompreende um receptáculo adaptado para receberseladamente a porção de penetração, e acoplar o segundotubo no conector depois de o dispositivo gerador defluido aquecido ter sido baixado no furo de poço.
7.- Método, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 2 ou 3, caracterizado pelo fato deo conector compreender um primeiro orifícioem comunicação com o primeiro duto de fluido eo dispositivo gerador de fluido aquecido, e compreenderum segundo orifício em comunicação com o segundo duto eo dispositivo gerador de fluido aquecido.
8. - Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de adicionalmente compreenderacoplar o primeiro tubo ao dispositivo gerador de fluidoaquecido através de um conector, sendo que um do conectorou do segundo tubo compreende uma porção de penetração,enquanto o outro compreende um receptáculo adaptado parareceber seladamente a porção de penetração, e acoplaro segundo tubo ao conector depois de o dispositivogerador de fluido aquecido ter sido baixado no furo depoço, sendo que o conector compreende um primeiroorifício em comunicação com o primeiro duto de fluido eo dispositivo gerador de fluido aquecido, e compreendeum segundo orifício em comunicação com o segundo duto eo dispositivo gerador de fluido aquecido.
9. - Método, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 1, 2, ou 3, caracterizado pelo fato deos primeiro e segundo tubos serem recebidos emum revestimento, sendo que o revestimento e os primeiro esegundo tubos definem pelo menos parcialmente pelo menostrês dutos substancialmente arranjados.
10. - Método, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 1, 2, ou 3, caracterizado pelo fato deos primeiro e segundo tubos serem recebidos em umrevestimento, sendo que o revestimento e os primeiro esegundo tubos definem pelo menos parcialmente pelo menostrês dutos substancialmente arranjados, e adicionalmentecompreende receber um combustível através de um primeiroduto para o dispositivo gerador de fluido aquecido,receber um fluido contendo oxigênio através do segundoduto para o dispositivo gerador de fluido aquecido, ereceber água através de um terceiro duto.
11. - Método, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 1, 2, ou 3, caracterizado pelo fato deadicionalmente compreender fornecer água, um fluidocontendo oxigênio, e um combustível para o dispositivogerador de fluido aquecido, de modo a aplicar um fluidoaquecido a uma formação de hidrocarbonetos dispostapróxima ao furo de poço.
12.- Método, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 1, 2 ou 3, caracterizado pelo fato depelo menos um dos primeiro e segundo tubos ser contínuoentre o gerador de fluido aquecido e a superfície dosolo.
13.- Método para gerar um fluido aquecido, em um furo depoço, caracterizado pelo fato de compreender as etapas:baixar um dispositivo gerador de fluido aquecidoem um furo de poço, enquanto o dispositivo gerador defluido aquecido é acoplado a um primeiro tubo, ondeo primeiro tubo é desenrolado de uma bobina à medidaque o dispositivo gerador de fluido aquecido é baixadono furo de poço, sendo que o dispositivo gerador defluido aquecido compreende um gerador de vapor paraproduzir vapor para uma região próxima ao furo de poço;- prender o dispositivo gerador de fluido aquecidoem um receptáculo de furo polido, de modo a formar umaselagem entre eles, sendo que um orifício de saída dogerador de vapor é arranjado sob o selo; eacoplar um segundo tubo ao gerador de fluidoaquecido, sendo que um dos primeiro e segundo tubosé arranjado dentro do outro para definir pelo menos umaporção de pelo menos dois dutos de fluido.
14.- Método para gerar um fluido aquecido, em um furo depoço, caracterizado pelo fato de compreender as etapas:- baixar um dispositivo gerador de fluido aquecidoem um furo de poço, enquanto o dispositivo gerador defluido aquecido é acoplado a um primeiro tubo, ondeo primeiro tubo é desenrolado de uma bobina â medida queo dispositivo gerador de fluido aquecido é baixado nofuro de poço, sendo que a etapa de baixar o dispositivogerador de fluido aquecido no furo de poço adicionalmentecompreende receber o dispositivo gerador de fluidoaquecido em um suspensor de revestimento; eacoplar um segundo tubo ao gerador de fluidoaquecido, sendo que um dos primeiro e segundo tubosé arranjado dentro do outro para definir pelo menos umaporção de pelo menos dois dutos de fluido.
15.- Método, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 13 ou 14, caracterizado pelo fato deo primeiro tubo suportar pelo menos uma porção do peso dodispositivo gerador de fluido aquecido, enquantoo dispositivo gerador de fluido aquecido é baixadono furo de poço.
16.- Método, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 13 ou 14, caracterizado pelo fato deos primeiro e segundo tubos definirem pelo menos umaporção de pelo menos três dutos de fluido.
17.- Método, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 13 ou 14, caracterizado pelo fato deo primeiro tubo ser substancialmente contínuo entreo dispositivo gerador de fluido aquecido e a superfíciedo solo.
18.- Método, de acordo com a reivindicação 13,caracterizado pelo fato de a etapa de baixaro dispositivo gerador de fluido aquecido no furo de poçoadicionalmente compreende receber o dispositivo geradorde fluido aquecido em um suspensor de revestimento tendoum receptáculo de furo polido.
19.- Sistema para gerar um fluido aquecido, em um furo depoço, caracterizado pelo fato de compreender:um dispositivo gerador de fluido aquecido dispostoem um furo de po-no e adaptado para produzir fluidoaquecido, sendo que o dispositivo gerador de fluidoaquecido compreende um gerador de vapor; eum primeiro e segundo tubos dispostos no furo depoço e acoplados ao gerador de fluido aquecido, sendo queo primeiro tubo define pelo menos parcialmente umprimeiro duto e o segundo tubo define pelo menosparcialmente um segundo duto, sendo que ambos primeiro esegundo dutos se encontram em comunicação fluida com odispositivo gerador de fluido aquecido, e sendo que pelomenos um dos primeiro e segundo tubos compreende umatubulação enrolada que é desenrolada de uma bobina,quando arranjada no furo de poço.
20.- Sistema para gerar um fluido aquecido, em um furo depoço, caracterizado pelo fato de compreender:um dispositivo gerador de fluido aquecido dispostoem um furo de poço e adaptado para produzir um fluidoaquecido;um primeiro e segundo tubos dispostos no furo depoço e acoplados ao gerador de fluido aquecido, sendo queo primeiro tubo define pelo menos parcialmente umprimeiro duto, enquanto o segundo duto define pelo menosparcialmente um segundo duto, sendo que ambos primeiro esegundo dutos em comunicação fluida com o dispositivogerador de fluido aquecido, sendo que pelo menos um dosprimeiro e segundo tubos compreende uma tubulaçãoenrolada que é desenrolada de uma bobina, quandoarranjada no furo de poço;um dispositivo suspensor adaptado para agarrara parede do furo de poço e adaptado para receber esuportar o dispositivo gerador de fluido aquecido no furode poço;- um conector adaptado para acoplar pelo menos um dosprimeiro e segundo tubos no dispositivo gerador de fluidoaquecido, e adaptado para substancialmente prover umaselagem contra o dispositivo suspensor.
21.- Sistema, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 19 ou 20, caracterizado pelo fato deo primeiro tubo ser disposto dentro do segundo tubo,de modo a definir um duto de fluido interno dispostodentro de um duto de fluido intermediário.
22.- Sistema, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 19 ou 20, caracterizado pelo fato deo primeiro tubo ser disposto dentro do segundo tubo,de modo a definir um duto de fluido interno dispostodentro de um duto de fluido intermediário, eadicionalmente compreender um revestimento de furo depoço disposta no furo de poço, qual revestimento de furode poço circundando pelo menos uma porção do segundo tubopara definir um duto de fluido entre o tubo derevestimento e o segundo tubo.
23.- Sistema, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 19 ou 20, caracterizado pelo fato de umdos primeiro e segundo tubos ser substancialmentecontínuo entre o gerador de fluido aquecido ea superfície do solo.
24.- Sistema, de acordo com a reivindicação 19,caracterizado pelo fato de adicionalmente compreender:um dispositivo suspensor adaptado para agarraruma parede do furo de poço e adaptado para receber esuportar o dispositivo gerador de fluido aquecido no furode poço; eum conector adaptado para acoplar pelo menos umdos primeiro e segundo tubos ao dispositivo gerador defluido aquecido e adaptado para substancialmente proveruma selagem contra o dispositivo suspensor.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/205,871 US7640987B2 (en) | 2005-08-17 | 2005-08-17 | Communicating fluids with a heated-fluid generation system |
| US11/205,871 | 2005-08-17 | ||
| PCT/US2006/031802 WO2007022166A1 (en) | 2005-08-17 | 2006-08-16 | Communicating fluids with a heated-fluid generation system |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0616551A2 true BRPI0616551A2 (pt) | 2011-06-21 |
Family
ID=37464775
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0616551-6A BRPI0616551A2 (pt) | 2005-08-17 | 2006-08-16 | método para gerar um fluìdo aquecido e sistema para gerar um fluìdo aquecido |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7640987B2 (pt) |
| BR (1) | BRPI0616551A2 (pt) |
| CA (2) | CA2619215C (pt) |
| EC (1) | ECSP088269A (pt) |
| GB (1) | GB2444871B (pt) |
| MX (1) | MX2008002200A (pt) |
| WO (1) | WO2007022166A1 (pt) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20110122727A1 (en) * | 2007-07-06 | 2011-05-26 | Gleitman Daniel D | Detecting acoustic signals from a well system |
| US8020622B2 (en) * | 2008-01-21 | 2011-09-20 | Baker Hughes Incorporated | Annealing of materials downhole |
| CA2690105C (en) * | 2009-01-16 | 2014-08-19 | Resource Innovations Inc. | Apparatus and method for downhole steam generation and enhanced oil recovery |
| BR112012001165A2 (pt) * | 2009-07-17 | 2016-03-01 | Worldenergy Systems Inc | aparelho de geração de vapor de fundo de poço e método para injetar mistura de fluido aquecido em um reservatório |
| RU2586561C2 (ru) * | 2010-11-22 | 2016-06-10 | Адвансед Камбасчен Энерджи Системс, Инк. | Огневой теплогенератор, система и способ повышения нефтеотдачи пласта |
| CN103717831B (zh) * | 2011-07-27 | 2017-05-03 | 世界能源系统有限公司 | 用于采收碳氢化合物的设备和方法 |
| US9228738B2 (en) | 2012-06-25 | 2016-01-05 | Orbital Atk, Inc. | Downhole combustor |
| US9291041B2 (en) | 2013-02-06 | 2016-03-22 | Orbital Atk, Inc. | Downhole injector insert apparatus |
| US10655441B2 (en) | 2015-02-07 | 2020-05-19 | World Energy Systems, Inc. | Stimulation of light tight shale oil formations |
Family Cites Families (646)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1726041A (en) | 1929-08-27 | Oil-pield-bejttvenating means | ||
| US2734578A (en) * | 1956-02-14 | Walter | ||
| US1342741A (en) | 1918-01-17 | 1920-06-08 | David T Day | Process for extracting oils and hydrocarbon material from shale and similar bituminous rocks |
| US1263618A (en) | 1918-01-26 | 1918-04-23 | Walter Squires | Recovery of oil from oil-sands. |
| US1457479A (en) | 1920-01-12 | 1923-06-05 | Edson R Wolcott | Method of increasing the yield of oil wells |
| US1918076A (en) | 1930-07-21 | 1933-07-11 | Emma F Woolson | Internal combustion engine |
| US2173556A (en) | 1938-05-16 | 1939-09-19 | Hiram W Hixon | Method of and apparatus for stripping oil sands |
| US2584606A (en) * | 1948-07-02 | 1952-02-05 | Edmund S Merriam | Thermal drive method for recovery of oil |
| US2670802A (en) | 1949-12-16 | 1954-03-02 | Thermactor Company | Reviving or increasing the production of clogged or congested oil wells |
| US2825408A (en) | 1953-03-09 | 1958-03-04 | Sinclair Oil & Gas Company | Oil recovery by subsurface thermal processing |
| US2914309A (en) | 1953-05-25 | 1959-11-24 | Svenska Skifferolje Ab | Oil and gas recovery from tar sands |
| US2862557A (en) | 1954-09-17 | 1958-12-02 | Shell Dev | Petroleum production by underground combustion |
| US2767791A (en) | 1954-10-07 | 1956-10-23 | Shell Dev | Method of preventing retrograde condensation in gas fields |
| US2880802A (en) | 1955-03-28 | 1959-04-07 | Phillips Petroleum Co | Recovery of hydrocarbons from oil-bearing strata |
| US2901043A (en) | 1955-07-29 | 1959-08-25 | Pan American Petroleum Corp | Heavy oil recovery |
| US2889881A (en) | 1956-05-14 | 1959-06-09 | Phillips Petroleum Co | Oil recovery by in situ combustion |
| US3040809A (en) | 1957-06-05 | 1962-06-26 | Sinclair Oil & Gas Company | Process for recovering viscous crude oil from unconsolidated formations |
| US3045766A (en) * | 1958-08-22 | 1962-07-24 | Union Carbide Corp | Suspension type rotary piercing process and apparatus |
| US3113619A (en) | 1959-03-30 | 1963-12-10 | Phillips Petroleum Co | Line drive counterflow in situ combustion process |
| US3055427A (en) | 1959-07-13 | 1962-09-25 | Phillips Petroleum Co | Self contained igniter-burner and process |
| US3141502A (en) | 1959-11-12 | 1964-07-21 | Continental Oil Co | Method of conducting in situ combustion |
| US3127935A (en) | 1960-04-08 | 1964-04-07 | Marathon Oil Co | In situ combustion for oil recovery in tar sands, oil shales and conventional petroleum reservoirs |
| US3129757A (en) | 1960-05-13 | 1964-04-21 | Socony Mobil Oil Co Inc | Miscible fluid displacement method of producing an oil reservoir |
| US3154142A (en) | 1960-11-10 | 1964-10-27 | Pan American Petroleum Corp | Method for producing petroleum by underground combustion |
| US3135326A (en) | 1960-11-21 | 1964-06-02 | Oil Sand Conditioning Corp | Secondary oil recovery method |
| US3163215A (en) | 1961-12-04 | 1964-12-29 | Phillips Petroleum Co | Producing plural subterranean strata by in situ combustion and fluid drive |
| US3182722A (en) | 1961-12-19 | 1965-05-11 | Gulf Research Development Co | Process for completing wells in unconsolidated formations by reverse in situ combustion |
| US3156299A (en) | 1963-01-07 | 1964-11-10 | Phillips Petroleum Co | Subterranean chemical process |
| US3237689A (en) | 1963-04-29 | 1966-03-01 | Clarence I Justheim | Distillation of underground deposits of solid carbonaceous materials in situ |
| US3205944A (en) | 1963-06-14 | 1965-09-14 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovery of hydrocarbons from a subterranean reservoir by heating |
| US3221809A (en) | 1963-06-14 | 1965-12-07 | Socony Mobil Oil Co Inc | Method of heating a subterranean reservoir containing hydrocarbon material |
| US3246693A (en) | 1963-06-21 | 1966-04-19 | Socony Mobil Oil Co Inc | Secondary recovery of viscous crude oil |
| US3314476A (en) | 1963-12-26 | 1967-04-18 | Texaco Inc | Initiation of in situ combustion |
| US3342257A (en) | 1963-12-30 | 1967-09-19 | Standard Oil Co | In situ retorting of oil shale using nuclear energy |
| US3294167A (en) | 1964-04-13 | 1966-12-27 | Shell Oil Co | Thermal oil recovery |
| US3174544A (en) | 1964-05-15 | 1965-03-23 | Pan American Petroleum Corp | Recovery of petroleum by combination reverse-direct in situ combustion |
| US3232345A (en) * | 1964-07-17 | 1966-02-01 | Phillips Petroleum Co | Thermal recovery of heavy crude oil |
| US3315745A (en) | 1964-07-29 | 1967-04-25 | Texaco Inc | Bottom hole burner |
| US3334687A (en) | 1964-09-28 | 1967-08-08 | Phillips Petroleum Co | Reverse in situ combustion process for the recovery of oil |
| US3332482A (en) | 1964-11-02 | 1967-07-25 | Phillips Petroleum Co | Huff and puff fire flood process |
| US3310109A (en) | 1964-11-06 | 1967-03-21 | Phillips Petroleum Co | Process and apparatus for combination upgrading of oil in situ and refining thereof |
| US3342259A (en) | 1965-02-23 | 1967-09-19 | Howard H Powell | Method for repressurizing an oil reservoir |
| US3322194A (en) | 1965-03-25 | 1967-05-30 | Mobil Oil Corp | In-place retorting of oil shale |
| US3351132A (en) | 1965-07-16 | 1967-11-07 | Equity Oil Company | Post-primary thermal method of recovering oil from oil wells and the like |
| US3361201A (en) * | 1965-09-02 | 1968-01-02 | Pan American Petroleum Corp | Method for recovery of petroleum by fluid injection |
| US3379248A (en) | 1965-12-10 | 1968-04-23 | Mobil Oil Corp | In situ combustion process utilizing waste heat |
| US3363686A (en) * | 1966-01-10 | 1968-01-16 | Phillips Petroleum Co | Reduction of coke formation during in situ combustion |
| US3412793A (en) | 1966-01-11 | 1968-11-26 | Phillips Petroleum Co | Plugging high permeability earth strata |
| US3363687A (en) * | 1966-01-17 | 1968-01-16 | Phillips Petroleum Co | Reservoir heating with autoignitable oil to produce crude oil |
| US3422891A (en) * | 1966-08-15 | 1969-01-21 | Continental Oil Co | Rapid breakthrough in situ combustion process |
| US3454958A (en) | 1966-11-04 | 1969-07-08 | Phillips Petroleum Co | Producing oil from nuclear-produced chimneys in oil shale |
| US3412794A (en) | 1966-11-23 | 1968-11-26 | Phillips Petroleum Co | Production of oil by steam flood |
| US3430700A (en) | 1966-12-16 | 1969-03-04 | Pan American Petroleum Corp | Recovery of petroleum by thermal methods involving transfer of heat from one section of an oil-bearing formation to another |
| US3490529A (en) * | 1967-05-18 | 1970-01-20 | Phillips Petroleum Co | Production of oil from a nuclear chimney in an oil shale by in situ combustion |
| US3406755A (en) | 1967-05-31 | 1968-10-22 | Mobil Oil Corp | Forward in situ combustion method for reocvering hydrocarbons with production well cooling |
| US3411578A (en) | 1967-06-30 | 1968-11-19 | Mobil Oil Corp | Method for producing oil by in situ combustion with optimum steam injection |
| US3467206A (en) * | 1967-07-07 | 1969-09-16 | Gulf Research Development Co | Plasma drilling |
| US3379246A (en) | 1967-08-24 | 1968-04-23 | Mobil Oil Corp | Thermal method for producing heavy oil |
| US3441083A (en) | 1967-11-09 | 1969-04-29 | Tenneco Oil Co | Method of recovering hydrocarbon fluids from a subterranean formation |
| US3456721A (en) * | 1967-12-19 | 1969-07-22 | Phillips Petroleum Co | Downhole-burner apparatus |
| US3490531A (en) * | 1968-05-27 | 1970-01-20 | Phillips Petroleum Co | Thermal oil stimulation process |
| US3507330A (en) | 1968-09-30 | 1970-04-21 | Electrothermic Co | Method and apparatus for secondary recovery of oil |
| US3554285A (en) * | 1968-10-24 | 1971-01-12 | Phillips Petroleum Co | Production and upgrading of heavy viscous oils |
| US3547192A (en) | 1969-04-04 | 1970-12-15 | Shell Oil Co | Method of metal coating and electrically heating a subterranean earth formation |
| US3653438A (en) | 1969-09-19 | 1972-04-04 | Robert J Wagner | Method for recovery of petroleum deposits |
| US3605888A (en) | 1969-10-21 | 1971-09-20 | Electrothermic Co | Method and apparatus for secondary recovery of oil |
| US3608638A (en) | 1969-12-23 | 1971-09-28 | Gulf Research Development Co | Heavy oil recovery method |
| US3805885A (en) | 1970-06-18 | 1974-04-23 | Huisen A Van | Earth heat energy displacement and recovery system |
| US3690376A (en) | 1970-08-20 | 1972-09-12 | Robert W Zwicky | Oil recovery using steam-chemical drive fluids |
| US4305463A (en) | 1979-10-31 | 1981-12-15 | Oil Trieval Corporation | Oil recovery method and apparatus |
| US3727686A (en) | 1971-03-15 | 1973-04-17 | Shell Oil Co | Oil recovery by overlying combustion and hot water drives |
| US3685581A (en) | 1971-03-24 | 1972-08-22 | Texaco Inc | Secondary recovery of oil |
| US3724043A (en) | 1971-05-13 | 1973-04-03 | Gen Electric | The method of making a capacitor with a preimpregnated dielectric |
| US3703927A (en) | 1971-06-18 | 1972-11-28 | Cities Service Oil Co | Waterflood stabilization for paraffinic crude oils |
| US3827495A (en) | 1971-09-02 | 1974-08-06 | Chevron Res | Sand stabilization in selected formations |
| US3954139A (en) | 1971-09-30 | 1976-05-04 | Texaco Inc. | Secondary recovery by miscible vertical drive |
| US3782465A (en) * | 1971-11-09 | 1974-01-01 | Electro Petroleum | Electro-thermal process for promoting oil recovery |
| US3796262A (en) | 1971-12-09 | 1974-03-12 | Texaco Inc | Method for recovering oil from subterranean reservoirs |
| US3759328A (en) | 1972-05-11 | 1973-09-18 | Shell Oil Co | Laterally expanding oil shale permeabilization |
| US3771598A (en) | 1972-05-19 | 1973-11-13 | Tennco Oil Co | Method of secondary recovery of hydrocarbons |
| US3837402A (en) | 1972-12-01 | 1974-09-24 | Radon Dev Corp | Process for removing oil from around a wellbore |
| US3804169A (en) | 1973-02-07 | 1974-04-16 | Shell Oil Co | Spreading-fluid recovery of subterranean oil |
| US3838738A (en) | 1973-05-04 | 1974-10-01 | Texaco Inc | Method for recovering petroleum from viscous petroleum containing formations including tar sands |
| US3847224A (en) | 1973-05-04 | 1974-11-12 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US3822747A (en) | 1973-05-18 | 1974-07-09 | J Maguire | Method of fracturing and repressuring subsurface geological formations employing liquified gas |
| US3872924A (en) | 1973-09-25 | 1975-03-25 | Phillips Petroleum Co | Gas cap stimulation for oil recovery |
| US4022275A (en) | 1973-10-12 | 1977-05-10 | Orpha B. Brandon | Methods of use of sonic wave generators and modulators within subsurface fluid containing strata or formations |
| US4007785A (en) * | 1974-03-01 | 1977-02-15 | Texaco Inc. | Heated multiple solvent method for recovering viscous petroleum |
| US4037655A (en) | 1974-04-19 | 1977-07-26 | Electroflood Company | Method for secondary recovery of oil |
| US3892270A (en) | 1974-06-06 | 1975-07-01 | Chevron Res | Production of hydrocarbons from underground formations |
| GB1457696A (en) | 1974-06-21 | 1976-12-08 | Chevron Res | Stabilization of sand-containing argillacous formations |
| US3964546A (en) | 1974-06-21 | 1976-06-22 | Texaco Inc. | Thermal recovery of viscous oil |
| US3905422A (en) | 1974-09-23 | 1975-09-16 | Texaco Inc | Method for recovering viscous petroleum |
| US3929190A (en) | 1974-11-05 | 1975-12-30 | Mobil Oil Corp | Secondary oil recovery by waterflooding with extracted petroleum acids |
| US3946809A (en) | 1974-12-19 | 1976-03-30 | Exxon Production Research Company | Oil recovery by combination steam stimulation and electrical heating |
| US3931856A (en) * | 1974-12-23 | 1976-01-13 | Atlantic Richfield Company | Method of heating a subterranean formation |
| US3958636A (en) | 1975-01-23 | 1976-05-25 | Atlantic Richfield Company | Production of bitumen from a tar sand formation |
| US4033411A (en) | 1975-02-05 | 1977-07-05 | Goins John T | Method for stimulating the recovery of crude oil |
| US3945679A (en) | 1975-03-03 | 1976-03-23 | Shell Oil Company | Subterranean oil shale pyrolysis with permeating and consolidating steps |
| US3993133A (en) | 1975-04-18 | 1976-11-23 | Phillips Petroleum Company | Selective plugging of formations with foam |
| US4004636A (en) * | 1975-05-27 | 1977-01-25 | Texaco Inc. | Combined multiple solvent and thermal heavy oil recovery |
| US3967853A (en) | 1975-06-05 | 1976-07-06 | Shell Oil Company | Producing shale oil from a cavity-surrounded central well |
| GB1463444A (pt) | 1975-06-13 | 1977-02-02 | ||
| US4007791A (en) * | 1975-08-07 | 1977-02-15 | J. Carroll Baisch | Method for recovery of crude oil from oil wells |
| US3999606A (en) | 1975-10-06 | 1976-12-28 | Cities Service Company | Oil recovery rate by throttling production wells during combustion drive |
| US3997004A (en) * | 1975-10-08 | 1976-12-14 | Texaco Inc. | Method for recovering viscous petroleum |
| US3978920A (en) | 1975-10-24 | 1976-09-07 | Cities Service Company | In situ combustion process for multi-stratum reservoirs |
| US3994341A (en) | 1975-10-30 | 1976-11-30 | Chevron Research Company | Recovering viscous petroleum from thick tar sand |
| US3994340A (en) | 1975-10-30 | 1976-11-30 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from tar sand |
| US4037658A (en) | 1975-10-30 | 1977-07-26 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from an underground formation |
| US4078608A (en) | 1975-11-26 | 1978-03-14 | Texaco Inc. | Thermal oil recovery method |
| US4019575A (en) | 1975-12-22 | 1977-04-26 | Chevron Research Company | System for recovering viscous petroleum from thick tar sand |
| US4008765A (en) * | 1975-12-22 | 1977-02-22 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from thick tar sand |
| US4088188A (en) | 1975-12-24 | 1978-05-09 | Texaco Inc. | High vertical conformance steam injection petroleum recovery method |
| US4068717A (en) * | 1976-01-05 | 1978-01-17 | Phillips Petroleum Company | Producing heavy oil from tar sands |
| US4020901A (en) | 1976-01-19 | 1977-05-03 | Chevron Research Company | Arrangement for recovering viscous petroleum from thick tar sand |
| US4079784A (en) * | 1976-03-22 | 1978-03-21 | Texaco Inc. | Method for in situ combustion for enhanced thermal recovery of hydrocarbons from a well and ignition system therefor |
| US4019578A (en) | 1976-03-29 | 1977-04-26 | Terry Ruel C | Recovery of petroleum from tar and heavy oil sands |
| US4022280A (en) | 1976-05-17 | 1977-05-10 | Stoddard Xerxes T | Thermal recovery of hydrocarbons by washing an underground sand |
| US4049053A (en) | 1976-06-10 | 1977-09-20 | Fisher Sidney T | Recovery of hydrocarbons from partially exhausted oil wells by mechanical wave heating |
| US4067391A (en) * | 1976-06-18 | 1978-01-10 | Dewell Robert R | In-situ extraction of asphaltic sands by counter-current hydrocarbon vapors |
| US4026358A (en) | 1976-06-23 | 1977-05-31 | Texaco Inc. | Method of in situ recovery of viscous oils and bitumens |
| US4099564A (en) | 1976-07-19 | 1978-07-11 | Chevron Research Company | Low heat conductive frangible centralizers |
| US4129308A (en) | 1976-08-16 | 1978-12-12 | Chevron Research Company | Packer cup assembly |
| US4066127A (en) * | 1976-08-23 | 1978-01-03 | Texaco Inc. | Processes for producing bitumen from tar sands and methods for forming a gravel pack in tar sands |
| US4085799A (en) | 1976-11-18 | 1978-04-25 | Texaco Inc. | Oil recovery process by in situ emulsification |
| US4085800A (en) | 1976-12-07 | 1978-04-25 | Phillips Petroleum Company | Plugging earth strata |
| US4084637A (en) | 1976-12-16 | 1978-04-18 | Petro Canada Exploration Inc. | Method of producing viscous materials from subterranean formations |
| US4160481A (en) | 1977-02-07 | 1979-07-10 | The Hop Corporation | Method for recovering subsurface earth substances |
| US4140182A (en) * | 1977-03-24 | 1979-02-20 | Vriend Joseph A | Method of extracting oil |
| US4202169A (en) | 1977-04-28 | 1980-05-13 | Gulf Research & Development Company | System for combustion of gases of low heating value |
| US4202168A (en) | 1977-04-28 | 1980-05-13 | Gulf Research & Development Company | Method for the recovery of power from LHV gas |
| GB1559948A (en) | 1977-05-23 | 1980-01-30 | British Petroleum Co | Treatment of a viscous oil reservoir |
| US4124071A (en) | 1977-06-27 | 1978-11-07 | Texaco Inc. | High vertical and horizontal conformance viscous oil recovery method |
| US4129183A (en) | 1977-06-30 | 1978-12-12 | Texaco Inc. | Use of organic acid chrome complexes to treat clay containing formations |
| US4141415A (en) * | 1977-07-01 | 1979-02-27 | Texaco Inc. | Method of recovering hydrocarbons by improving the vertical conformance in heavy oil formations |
| US4133384A (en) * | 1977-08-22 | 1979-01-09 | Texaco Inc. | Steam flooding hydrocarbon recovery process |
| US4140180A (en) * | 1977-08-29 | 1979-02-20 | Iit Research Institute | Method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
| US4144935A (en) | 1977-08-29 | 1979-03-20 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
| US4133382A (en) * | 1977-09-28 | 1979-01-09 | Texaco Canada Inc. | Recovery of petroleum from viscous petroleum-containing formations including tar sands |
| US4130163A (en) | 1977-09-28 | 1978-12-19 | Exxon Production Research Company | Method for recovering viscous hydrocarbons utilizing heated fluids |
| US4120357A (en) | 1977-10-11 | 1978-10-17 | Chevron Research Company | Method and apparatus for recovering viscous petroleum from thick tar sand |
| US4114691A (en) | 1977-10-14 | 1978-09-19 | Texaco Inc. | Method for controlling sand in thermal recovery of oil from tar sands |
| US4114687A (en) | 1977-10-14 | 1978-09-19 | Texaco Inc. | Systems for producing bitumen from tar sands |
| US4289203A (en) | 1978-01-12 | 1981-09-15 | Phillips Petroleum Company | Oil displacement method using shear-thickening compositions |
| US4174752A (en) | 1978-01-24 | 1979-11-20 | Dale Fuqua | Secondary recovery method and system for oil wells using solar energy |
| US4160479A (en) | 1978-04-24 | 1979-07-10 | Richardson Reginald D | Heavy oil recovery process |
| US4228853A (en) | 1978-06-21 | 1980-10-21 | Harvey A Herbert | Petroleum production method |
| US4212353A (en) | 1978-06-30 | 1980-07-15 | Texaco Inc. | Hydraulic mining technique for recovering bitumen from tar sand deposit |
| US4257650A (en) | 1978-09-07 | 1981-03-24 | Barber Heavy Oil Process, Inc. | Method for recovering subsurface earth substances |
| US4217956A (en) | 1978-09-14 | 1980-08-19 | Texaco Canada Inc. | Method of in-situ recovery of viscous oils or bitumen utilizing a thermal recovery fluid and carbon dioxide |
| US4249602A (en) * | 1978-09-15 | 1981-02-10 | Occidental Oil Shale, Inc. | Method of doping retort with a halogen source to determine the locus of a processing zone |
| US4265310A (en) | 1978-10-03 | 1981-05-05 | Continental Oil Company | Fracture preheat oil recovery process |
| US4237973A (en) * | 1978-10-04 | 1980-12-09 | Todd John C | Method and apparatus for steam generation at the bottom of a well bore |
| CA1102234A (en) | 1978-11-16 | 1981-06-02 | David A. Redford | Gaseous and solvent additives for steam injection for thermal recovery of bitumen from tar sands |
| US4407367A (en) | 1978-12-28 | 1983-10-04 | Hri, Inc. | Method for in situ recovery of heavy crude oils and tars by hydrocarbon vapor injection |
| US4362213A (en) | 1978-12-29 | 1982-12-07 | Hydrocarbon Research, Inc. | Method of in situ oil extraction using hot solvent vapor injection |
| US4274487A (en) | 1979-01-11 | 1981-06-23 | Standard Oil Company (Indiana) | Indirect thermal stimulation of production wells |
| US4228856A (en) | 1979-02-26 | 1980-10-21 | Reale Lucio V | Process for recovering viscous, combustible material |
| DE3047803C2 (de) | 1979-04-17 | 1984-05-03 | Vsesojuznyj neftegazovyj naučno-issledovatel'skij institut, Moskva | Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus einer erdölführenden Schicht, die im unteren Teil wasserführend ist |
| US4248302A (en) * | 1979-04-26 | 1981-02-03 | Otis Engineering Corporation | Method and apparatus for recovering viscous petroleum from tar sand |
| CA1130201A (en) | 1979-07-10 | 1982-08-24 | Esso Resources Canada Limited | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
| US4282929A (en) | 1979-07-30 | 1981-08-11 | Carmel Energy, Inc. | Method of controlling scale in oil recovery operations |
| US4228854A (en) | 1979-08-13 | 1980-10-21 | Alberta Research Council | Enhanced oil recovery using electrical means |
| US4252194A (en) * | 1979-08-30 | 1981-02-24 | Standard Oil Company (Indiana) | Method of using polymerized lignosulfonates for mobility control |
| CA1132453A (en) | 1979-08-31 | 1982-09-28 | Robert P. Mccorquodale | Oil recovery process |
| US4270609A (en) | 1979-09-12 | 1981-06-02 | Choules G Lew | Tar sand extraction process |
| US4327805A (en) | 1979-09-18 | 1982-05-04 | Carmel Energy, Inc. | Method for producing viscous hydrocarbons |
| US4326968A (en) | 1979-10-05 | 1982-04-27 | Magna Corporation | Method for breaking petroleum emulsions and the like using micellar solutions of thin film spreading agents comprising polyepoxide condensates of resinous polyalkylene oxide adducts and polyether polyols |
| US4306981A (en) | 1979-10-05 | 1981-12-22 | Magna Corporation | Method for breaking petroleum emulsions and the like comprising resinous polyalkylene oxide adducts |
| US4268403A (en) | 1979-10-25 | 1981-05-19 | Buckman Laboratories, Inc. | Oil recovery using a dimethylamide in a fluid carrier |
| US4280559A (en) | 1979-10-29 | 1981-07-28 | Exxon Production Research Company | Method for producing heavy crude |
| US4250964A (en) * | 1979-11-15 | 1981-02-17 | Gulf Research & Development Company | Process for recovering carbonaceous organic material from a subterranean formation |
| US4246966A (en) * | 1979-11-19 | 1981-01-27 | Stoddard Xerxes T | Production and wet oxidation of heavy crude oil for generation of power |
| US4389320A (en) | 1979-12-04 | 1983-06-21 | Phillips Petroleum Company | Foamable compositions and formations treatment |
| US4319632A (en) | 1979-12-04 | 1982-03-16 | Gkj, Inc. | Oil recovery well paraffin elimination means |
| US4300634A (en) | 1979-12-04 | 1981-11-17 | Phillips Petroleum Company | Foamable compositions and formations treatment |
| US4262745A (en) | 1979-12-14 | 1981-04-21 | Exxon Production Research Company | Steam stimulation process for recovering heavy oil |
| US4260018A (en) | 1979-12-19 | 1981-04-07 | Texaco Inc. | Method for steam injection in steeply dipping formations |
| FR2479320A1 (fr) | 1979-12-28 | 1981-10-02 | Inst Francais Du Petrole | Procede pour ameliorer la permeabilite des roches, comportant une lixiviation et adapte a la production d'energie calorifique par geothermie haute energie |
| US4410216A (en) | 1979-12-31 | 1983-10-18 | Heavy Oil Process, Inc. | Method for recovering high viscosity oils |
| DE3004003C2 (de) * | 1980-02-04 | 1982-02-04 | Wintershall Ag, 3100 Celle | Verfahren zur Gewinnung von Rohöl aus Ölsanden |
| USRE30738E (en) | 1980-02-06 | 1981-09-08 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
| US4303126A (en) | 1980-02-27 | 1981-12-01 | Chevron Research Company | Arrangement of wells for producing subsurface viscous petroleum |
| US4284139A (en) | 1980-02-28 | 1981-08-18 | Conoco, Inc. | Process for stimulating and upgrading the oil production from a heavy oil reservoir |
| US4319635A (en) | 1980-02-29 | 1982-03-16 | P. H. Jones Hydrogeology, Inc. | Method for enhanced oil recovery by geopressured waterflood |
| US4325432A (en) | 1980-04-07 | 1982-04-20 | Henry John T | Method of oil recovery |
| US4330038A (en) | 1980-05-14 | 1982-05-18 | Zimpro-Aec Ltd. | Oil reclamation process |
| US4434851A (en) | 1980-07-07 | 1984-03-06 | Texaco Inc. | Method for steam injection in steeply dipping formations |
| US4296814A (en) | 1980-07-18 | 1981-10-27 | Conoco Inc. | Method for thermally insulating wellbores |
| US4456068A (en) | 1980-10-07 | 1984-06-26 | Foster-Miller Associates, Inc. | Process and apparatus for thermal enhancement |
| JPS57501537A (pt) | 1980-10-07 | 1982-08-26 | ||
| US4411618A (en) | 1980-10-10 | 1983-10-25 | Donaldson A Burl | Downhole steam generator with improved preheating/cooling features |
| US4387016A (en) | 1980-11-10 | 1983-06-07 | Gagon Hugh W | Method for extraction of bituminous material |
| US4379489A (en) | 1980-11-24 | 1983-04-12 | Mobil Oil Corporation | Method for production of heavy oil from tar sands |
| US4444257A (en) | 1980-12-12 | 1984-04-24 | Uop Inc. | Method for in situ conversion of hydrocarbonaceous oil |
| DE3047625C2 (de) | 1980-12-17 | 1985-01-31 | Vsesojuznyj neftegazovyj naučno-issledovatel'skij institut, Moskva | Anordnung von Abbaustrecken und Bohrlöchern zur Gewinnung von Erdöl unter Tage durch Einpressen eines Wärmeträgermediums in die erdölführende Schicht |
| US4380267A (en) | 1981-01-07 | 1983-04-19 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Downhole steam generator having a downhole oxidant compressor |
| US4385661A (en) | 1981-01-07 | 1983-05-31 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Downhole steam generator with improved preheating, combustion and protection features |
| US4390062A (en) | 1981-01-07 | 1983-06-28 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Downhole steam generator using low pressure fuel and air supply |
| US4448251A (en) | 1981-01-08 | 1984-05-15 | Uop Inc. | In situ conversion of hydrocarbonaceous oil |
| US4484630A (en) | 1981-01-30 | 1984-11-27 | Mobil Oil Corporation | Method for recovering heavy crudes from shallow reservoirs |
| US4498537A (en) * | 1981-02-06 | 1985-02-12 | Mobil Oil Corporation | Producing well stimulation method - combination of thermal and solvent |
| US4372386A (en) * | 1981-02-20 | 1983-02-08 | Rhoades C A | Steam injection method and apparatus for recovery of oil |
| US4380265A (en) | 1981-02-23 | 1983-04-19 | Mohaupt Henry H | Method of treating a hydrocarbon producing well |
| US4344486A (en) | 1981-02-27 | 1982-08-17 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for enhanced oil recovery |
| US4499946A (en) * | 1981-03-10 | 1985-02-19 | Mason & Hanger-Silas Mason Co., Inc. | Enhanced oil recovery process and apparatus |
| US4546829A (en) | 1981-03-10 | 1985-10-15 | Mason & Hanger-Silas Mason Co., Inc. | Enhanced oil recovery process |
| US4382469A (en) | 1981-03-10 | 1983-05-10 | Electro-Petroleum, Inc. | Method of in situ gasification |
| US4393937A (en) | 1981-03-25 | 1983-07-19 | Shell Oil Company | Olefin sulfonate-improved steam foam drive |
| US4488976A (en) | 1981-03-25 | 1984-12-18 | Shell Oil Company | Olefin sulfonate-improved steam foam drive |
| US4390067A (en) | 1981-04-06 | 1983-06-28 | Exxon Production Research Co. | Method of treating reservoirs containing very viscous crude oil or bitumen |
| US4392530A (en) | 1981-04-30 | 1983-07-12 | Mobil Oil Corporation | Method of improved oil recovery by simultaneous injection of steam and water |
| US4429744A (en) * | 1981-05-08 | 1984-02-07 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery method |
| US4429745A (en) * | 1981-05-08 | 1984-02-07 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery method |
| US4458756A (en) | 1981-08-11 | 1984-07-10 | Hemisphere Licensing Corporation | Heavy oil recovery from deep formations |
| US4398602A (en) | 1981-08-11 | 1983-08-16 | Mobil Oil Corporation | Gravity assisted solvent flooding process |
| US4930454A (en) | 1981-08-14 | 1990-06-05 | Dresser Industries, Inc. | Steam generating system |
| US4456065A (en) | 1981-08-20 | 1984-06-26 | Elektra Energie A.G. | Heavy oil recovering |
| US4344483A (en) | 1981-09-08 | 1982-08-17 | Fisher Charles B | Multiple-site underground magnetic heating of hydrocarbons |
| US4452491A (en) | 1981-09-25 | 1984-06-05 | Intercontinental Econergy Associates, Inc. | Recovery of hydrocarbons from deep underground deposits of tar sands |
| US4501325A (en) * | 1981-09-25 | 1985-02-26 | Texaco Inc. | Method for predicting workovers and shut-ins from analyzing the annulus effluent of a well |
| US4450909A (en) | 1981-10-22 | 1984-05-29 | Alberta Research Council | Combination solvent injection electric current application method for establishing fluid communication through heavy oil formation |
| US4423779A (en) * | 1981-11-04 | 1984-01-03 | Livingston Arnold M | Oil recovery system and process |
| US4597443A (en) | 1981-11-12 | 1986-07-01 | Mobile Oil Corporation | Viscous oil recovery method |
| US4417620A (en) | 1981-11-12 | 1983-11-29 | Mobil Oil Corporation | Method of recovering oil using steam |
| US4396063A (en) | 1981-11-16 | 1983-08-02 | Mobil Oil Corporation | Process and system for providing multiple streams of wet steam having substantially equal quality for recovering heavy oil |
| US4406499A (en) | 1981-11-20 | 1983-09-27 | Cities Service Company | Method of in situ bitumen recovery by percolation |
| US4503911A (en) | 1981-12-16 | 1985-03-12 | Mobil Oil Corporation | Thermal recovery method for optimum in-situ visbreaking of heavy oil |
| US4456066A (en) | 1981-12-24 | 1984-06-26 | Mobil Oil Corporation | Visbreaking-enhanced thermal recovery method utilizing high temperature steam |
| US4589487A (en) | 1982-01-06 | 1986-05-20 | Mobil Oil Corporation | Viscous oil recovery |
| US4418752A (en) | 1982-01-07 | 1983-12-06 | Conoco Inc. | Thermal oil recovery with solvent recirculation |
| US4753293A (en) | 1982-01-18 | 1988-06-28 | Trw Inc. | Process for recovering petroleum from formations containing viscous crude or tar |
| US4516636A (en) | 1982-01-25 | 1985-05-14 | Doscher Todd M | Enhanced steam drive recovery of heavy oil |
| US4610304A (en) | 1982-01-25 | 1986-09-09 | Doscher Todd M | Heavy oil recovery by high velocity non-condensible gas injection |
| DE3202492C2 (de) | 1982-01-27 | 1983-12-01 | Veba Oel Entwicklungsgesellschaft mbH, 4660 Gelsenkirchen-Buer | Verfahren zur Steigerung der Ausbeute an Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Formation |
| US4453597A (en) | 1982-02-16 | 1984-06-12 | Fmc Corporation | Stimulation of hydrocarbon flow from a geological formation |
| US4463803A (en) * | 1982-02-17 | 1984-08-07 | Trans Texas Energy, Inc. | Downhole vapor generator and method of operation |
| US5055030A (en) * | 1982-03-04 | 1991-10-08 | Phillips Petroleum Company | Method for the recovery of hydrocarbons |
| US4861263A (en) | 1982-03-04 | 1989-08-29 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for the recovery of hydrocarbons |
| US4530401A (en) | 1982-04-05 | 1985-07-23 | Mobil Oil Corporation | Method for maximum in-situ visbreaking of heavy oil |
| US4522260A (en) | 1982-04-08 | 1985-06-11 | Atlantic Richfield Company | Method for creating a zone of increased permeability in hydrocarbon-containing subterranean formation penetrated by a plurality of wellbores |
| US4441555A (en) | 1982-04-27 | 1984-04-10 | Mobil Oil Corporation | Carbonated waterflooding for viscous oil recovery |
| US4458759A (en) | 1982-04-29 | 1984-07-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Use of surfactants to improve oil recovery during steamflooding |
| US4415034A (en) | 1982-05-03 | 1983-11-15 | Cities Service Company | Electrode well completion |
| US4412585A (en) | 1982-05-03 | 1983-11-01 | Cities Service Company | Electrothermal process for recovering hydrocarbons |
| US4488600A (en) | 1982-05-24 | 1984-12-18 | Mobil Oil Corporation | Recovery of heavy oil by steam flooding combined with a nitrogen drive |
| US4524826A (en) | 1982-06-14 | 1985-06-25 | Texaco Inc. | Method of heating an oil shale formation |
| US4465137A (en) | 1982-06-25 | 1984-08-14 | Texaco Inc. | Varying temperature oil recovery method |
| US4487264A (en) | 1982-07-02 | 1984-12-11 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Use of hydrogen-free carbon monoxide with steam in recovery of heavy oil at low temperatures |
| US4450911A (en) | 1982-07-20 | 1984-05-29 | Mobil Oil Corporation | Viscous oil recovery method |
| US4528104A (en) | 1982-08-19 | 1985-07-09 | Nl Industries, Inc. | Oil based packer fluids |
| US4475595A (en) | 1982-08-23 | 1984-10-09 | Union Oil Company Of California | Method of inhibiting silica dissolution during injection of steam into a reservoir |
| US4460044A (en) | 1982-08-31 | 1984-07-17 | Chevron Research Company | Advancing heated annulus steam drive |
| US4485868A (en) | 1982-09-29 | 1984-12-04 | Iit Research Institute | Method for recovery of viscous hydrocarbons by electromagnetic heating in situ |
| US4444261A (en) | 1982-09-30 | 1984-04-24 | Mobil Oil Corporation | High sweep efficiency steam drive oil recovery method |
| US4475592A (en) | 1982-10-28 | 1984-10-09 | Texaco Canada Inc. | In situ recovery process for heavy oil sands |
| US4445573A (en) | 1982-11-04 | 1984-05-01 | Thermal Specialties Inc. | Insulating foam steam stimulation method |
| US4469177A (en) | 1982-11-29 | 1984-09-04 | Mobil Oil Corporation | Recovery of viscous oil from asphaltic oil-containing formations |
| US4480689A (en) | 1982-12-06 | 1984-11-06 | Atlantic Richfield Company | Block pattern method for in situ gasification of subterranean carbonaceous deposits |
| US4466485A (en) | 1982-12-07 | 1984-08-21 | Mobil Oil Corporation | Viscous oil recovery method |
| US4503910A (en) | 1982-12-07 | 1985-03-12 | Mobil Oil Corporation | Viscous oil recovery method |
| US4487262A (en) | 1982-12-22 | 1984-12-11 | Mobil Oil Corporation | Drive for heavy oil recovery |
| US4501326A (en) * | 1983-01-17 | 1985-02-26 | Gulf Canada Limited | In-situ recovery of viscous hydrocarbonaceous crude oil |
| US4491180A (en) * | 1983-02-02 | 1985-01-01 | Texaco Inc. | Tapered steam injection process |
| US4478705A (en) | 1983-02-22 | 1984-10-23 | Hri, Inc. | Hydroconversion process for hydrocarbon liquids using supercritical vapor extraction of liquid fractions |
| US4640352A (en) * | 1983-03-21 | 1987-02-03 | Shell Oil Company | In-situ steam drive oil recovery process |
| US4886118A (en) | 1983-03-21 | 1989-12-12 | Shell Oil Company | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeability and subsequently produce oil |
| US4471839A (en) | 1983-04-25 | 1984-09-18 | Mobil Oil Corporation | Steam drive oil recovery method utilizing a downhole steam generator |
| US4556107A (en) | 1983-04-28 | 1985-12-03 | Chevron Research Company | Steam injection including alpha-olephin sulfonate dimer surfactant additives and a process of stimulating hydrocarbon recovery from a subterranean formation |
| US4645004A (en) * | 1983-04-29 | 1987-02-24 | Iit Research Institute | Electro-osmotic production of hydrocarbons utilizing conduction heating of hydrocarbonaceous formations |
| US4498542A (en) * | 1983-04-29 | 1985-02-12 | Enhanced Energy Systems | Direct contact low emission steam generating system and method utilizing a compact, multi-fuel burner |
| US4648835A (en) | 1983-04-29 | 1987-03-10 | Enhanced Energy Systems | Steam generator having a high pressure combustor with controlled thermal and mechanical stresses and utilizing pyrophoric ignition |
| US4545435A (en) | 1983-04-29 | 1985-10-08 | Iit Research Institute | Conduction heating of hydrocarbonaceous formations |
| GB2139669B (en) | 1983-05-06 | 1986-07-02 | Shell Int Research | Method of recovering hydrocarbons from an underground formation |
| US4565245A (en) * | 1983-05-09 | 1986-01-21 | Texaco Inc. | Completion for tar sand substrate |
| US4558740A (en) | 1983-05-27 | 1985-12-17 | Standard Oil Company | Injection of steam and solvent for improved oil recovery |
| US4607700A (en) | 1983-06-24 | 1986-08-26 | Chevron Research Company | Alpha-olefin sulfonate dimer surfactant cyclic steam stimulation process for recovering hydrocarbons from a subterranean formation |
| US4532994A (en) | 1983-07-25 | 1985-08-06 | Texaco Canada Resources Ltd. | Well with sand control and stimulant deflector |
| US4612990A (en) | 1983-08-01 | 1986-09-23 | Mobil Oil Corporation | Method for diverting steam in thermal recovery process |
| US4501445A (en) * | 1983-08-01 | 1985-02-26 | Cities Service Company | Method of in-situ hydrogenation of carbonaceous material |
| US4535845A (en) | 1983-09-01 | 1985-08-20 | Texaco Inc. | Method for producing viscous hydrocarbons from discrete segments of a subterranean layer |
| US4532993A (en) | 1983-09-07 | 1985-08-06 | Shell Oil Company | Selective steam foam soak oil recovery process |
| GB2136034B (en) | 1983-09-08 | 1986-05-14 | Zakiewicz Bohdan M Dr | Recovering hydrocarbons from mineral oil deposits |
| GB8331534D0 (en) | 1983-11-25 | 1984-01-04 | Zakiewicz B M | Recovery and reforming ultra heavy tars and oil deposits |
| US4679626A (en) | 1983-12-12 | 1987-07-14 | Atlantic Richfield Company | Energy efficient process for viscous oil recovery |
| US4565249A (en) * | 1983-12-14 | 1986-01-21 | Mobil Oil Corporation | Heavy oil recovery process using cyclic carbon dioxide steam stimulation |
| US4574886A (en) | 1984-01-23 | 1986-03-11 | Mobil Oil Corporation | Steam drive oil recovery method utilizing a downhole steam generator and anti clay-swelling agent |
| US4522263A (en) | 1984-01-23 | 1985-06-11 | Mobil Oil Corporation | Stem drive oil recovery method utilizing a downhole steam generator and anti clay-swelling agent |
| US4540049A (en) | 1984-02-03 | 1985-09-10 | Texaco Inc. | Method of improving steam flood conformance with steam flooding agents without a non-condensable gas |
| US4540050A (en) | 1984-02-03 | 1985-09-10 | Texaco Inc. | Method of improving conformance in steam floods with steam foaming agents |
| US4577688A (en) | 1984-02-03 | 1986-03-25 | Texaco Inc. | Injection of steam foaming agents into producing wells |
| US4607695A (en) | 1984-02-16 | 1986-08-26 | Mobil Oil Corporation | High sweep efficiency steam drive oil recovery method |
| US4515215A (en) | 1984-02-21 | 1985-05-07 | Texaco Inc. | Steam injection method with constant rate of heat |
| US4513819A (en) | 1984-02-27 | 1985-04-30 | Mobil Oil Corporation | Cyclic solvent assisted steam injection process for recovery of viscous oil |
| GB2156400B (en) | 1984-03-26 | 1987-08-26 | Shell Int Research | Steam foam process |
| GB2164978B (en) | 1984-09-26 | 1988-01-06 | Shell Int Research | Steam foam process |
| US4682653A (en) | 1984-04-03 | 1987-07-28 | Sun Refining And Marketing Company | Steam recovery processes employing stable forms of alkylaromatic sulfonates |
| CA1248343A (en) | 1984-04-03 | 1989-01-10 | Howard P. Angstadt | Stable forms of polyalkylaromatic sulfonates |
| US4601337A (en) | 1984-05-10 | 1986-07-22 | Shell Oil Company | Foam drive oil displacement with outflow pressure cycling |
| US4595057A (en) | 1984-05-18 | 1986-06-17 | Chevron Research Company | Parallel string method for multiple string, thermal fluid injection |
| US4597441A (en) | 1984-05-25 | 1986-07-01 | World Energy Systems, Inc. | Recovery of oil by in situ hydrogenation |
| US4620592A (en) | 1984-06-11 | 1986-11-04 | Atlantic Richfield Company | Progressive sequence for viscous oil recovery |
| US4615391A (en) | 1984-08-13 | 1986-10-07 | Tenneco Oil Company | In-situ combustion in hydrocarbon-bearing formations |
| US4574884A (en) | 1984-09-20 | 1986-03-11 | Atlantic Richfield Company | Drainhole and downhole hot fluid generation oil recovery method |
| US4572296A (en) * | 1984-09-20 | 1986-02-25 | Union Oil Company Of California | Steam injection method |
| US4620593A (en) | 1984-10-01 | 1986-11-04 | Haagensen Duane B | Oil recovery system and method |
| US4641710A (en) * | 1984-10-04 | 1987-02-10 | Applied Energy, Inc. | Enhanced recovery of subterranean deposits by thermal stimulation |
| US4691773A (en) | 1984-10-04 | 1987-09-08 | Ward Douglas & Co. Inc. | Insitu wet combustion process for recovery of heavy oils |
| US4598770A (en) | 1984-10-25 | 1986-07-08 | Mobil Oil Corporation | Thermal recovery method for viscous oil |
| HU197065B (en) | 1984-11-21 | 1989-02-28 | Koolaj Foldgazbanyaszati | Method for increasing the recovery of vertically heterogeneous petroleum reservoirs working by gas drive |
| US4769161A (en) | 1984-12-14 | 1988-09-06 | Sun Refining And Marketing Company | Silicate-containing oil recovery compositions |
| US4651826A (en) | 1985-01-17 | 1987-03-24 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery method |
| EP0283602A1 (en) | 1987-03-24 | 1988-09-28 | Mobil Oil Corporation | Polysilicate esters for oil reservoir permeability control |
| US4785883A (en) | 1985-02-01 | 1988-11-22 | Mobil Oil Corporation | Polysilicate esters for oil reservoir permeability control |
| US4601338A (en) | 1985-02-04 | 1986-07-22 | Shell Oil Company | Foam and impedance-guided steam injection |
| US4612989A (en) | 1985-06-03 | 1986-09-23 | Exxon Production Research Co. | Combined replacement drive process for oil recovery |
| US4607699A (en) | 1985-06-03 | 1986-08-26 | Exxon Production Research Co. | Method for treating a tar sand reservoir to enhance petroleum production by cyclic steam stimulation |
| GB2177141B (en) | 1985-07-04 | 1988-07-20 | Shell Int Research | Steam foam process |
| US4662438A (en) | 1985-07-19 | 1987-05-05 | Uentech Corporation | Method and apparatus for enhancing liquid hydrocarbon production from a single borehole in a slowly producing formation by non-uniform heating through optimized electrode arrays surrounding the borehole |
| US4775450A (en) | 1985-09-23 | 1988-10-04 | Tracer Technologies, Inc. | Electrochemical dehalogenation of organic compounds |
| US4707230A (en) | 1985-09-23 | 1987-11-17 | Tracer Technologies, Inc. | Electrochemical dehalogenation of organic compounds |
| US5013462A (en) | 1985-10-24 | 1991-05-07 | Pfizer Inc. | Method for improving production of viscous crude oil |
| US4757833A (en) | 1985-10-24 | 1988-07-19 | Pfizer Inc. | Method for improving production of viscous crude oil |
| US4653583A (en) | 1985-11-01 | 1987-03-31 | Texaco Inc. | Optimum production rate for horizontal wells |
| US4700779A (en) | 1985-11-04 | 1987-10-20 | Texaco Inc. | Parallel horizontal wells |
| US4640359A (en) * | 1985-11-12 | 1987-02-03 | Texaco Canada Resources Ltd. | Bitumen production through a horizontal well |
| US4662441A (en) | 1985-12-23 | 1987-05-05 | Texaco Inc. | Horizontal wells at corners of vertical well patterns for improving oil recovery efficiency |
| US4645003A (en) * | 1985-12-23 | 1987-02-24 | Texaco Inc. | Patterns of horizontal and vertical wells for improving oil recovery efficiency |
| US4646824A (en) | 1985-12-23 | 1987-03-03 | Texaco Inc. | Patterns of horizontal and vertical wells for improving oil recovery efficiency |
| US4637461A (en) * | 1985-12-30 | 1987-01-20 | Texaco Inc. | Patterns of vertical and horizontal wells for improving oil recovery efficiency |
| US4635720A (en) * | 1986-01-03 | 1987-01-13 | Mobil Oil Corporation | Heavy oil recovery process using intermittent steamflooding |
| US4706751A (en) | 1986-01-31 | 1987-11-17 | S-Cal Research Corp. | Heavy oil recovery process |
| US4694907A (en) | 1986-02-21 | 1987-09-22 | Carbotek, Inc. | Thermally-enhanced oil recovery method and apparatus |
| US4702314A (en) | 1986-03-03 | 1987-10-27 | Texaco Inc. | Patterns of horizontal and vertical wells for improving oil recovery efficiency |
| US4685515A (en) | 1986-03-03 | 1987-08-11 | Texaco Inc. | Modified 7 spot patterns of horizontal and vertical wells for improving oil recovery efficiency |
| US4667739A (en) | 1986-03-10 | 1987-05-26 | Shell Oil Company | Thermal drainage process for recovering hot water-swollen oil from a thick tar sand |
| US4637466A (en) * | 1986-04-03 | 1987-01-20 | Texaco Inc. | Method of improving conformance in steam floods with carboxylate steam foaming agents |
| US4726759A (en) * | 1986-04-18 | 1988-02-23 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for stimulating an oil bearing reservoir |
| US4651825A (en) | 1986-05-09 | 1987-03-24 | Atlantic Richfield Company | Enhanced well production |
| US4869830A (en) | 1986-05-16 | 1989-09-26 | Exxon Production Research Company | Method for treating a produced hydrocarbon-containing fluid |
| US4690215A (en) | 1986-05-16 | 1987-09-01 | Air Products And Chemicals, Inc. | Enhanced crude oil recovery |
| US4687058A (en) | 1986-05-22 | 1987-08-18 | Conoco Inc. | Solvent enhanced fracture-assisted steamflood process |
| US4699213A (en) | 1986-05-23 | 1987-10-13 | Atlantic Richfield Company | Enhanced oil recovery process utilizing in situ steam generation |
| US4705108A (en) | 1986-05-27 | 1987-11-10 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method for in situ heating of hydrocarbonaceous formations |
| US4665035A (en) | 1986-05-27 | 1987-05-12 | Josephino Tunac | Fermentation apparatus and systems for the cultivation of microorganisms and other biological entities |
| US4662440A (en) | 1986-06-20 | 1987-05-05 | Conoco Inc. | Methods for obtaining well-to-well flow communication |
| EP0251881B1 (fr) | 1986-06-26 | 1992-04-29 | Institut Français du Pétrole | Méthode de production assistée d'un effluent à produire contenu dans une formation géologique |
| US4697642A (en) | 1986-06-27 | 1987-10-06 | Tenneco Oil Company | Gravity stabilized thermal miscible displacement process |
| US4682652A (en) | 1986-06-30 | 1987-07-28 | Texaco Inc. | Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells |
| US4665989A (en) | 1986-07-01 | 1987-05-19 | Atlantic Richfield Company | Well production start up method |
| US4818370A (en) | 1986-07-23 | 1989-04-04 | Cities Service Oil And Gas Corporation | Process for converting heavy crudes, tars, and bitumens to lighter products in the presence of brine at supercritical conditions |
| US4727489A (en) * | 1986-08-11 | 1988-02-23 | Texaco Inc. | Apparatus for analyzing the annulus effluent of a well |
| GB8620705D0 (en) | 1986-08-27 | 1986-10-08 | British Petroleum Co Plc | Recovery of heavy oil |
| US4702317A (en) | 1986-09-02 | 1987-10-27 | Texaco Inc. | Steam foam floods with a caustic agent |
| US4718489A (en) * | 1986-09-17 | 1988-01-12 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Pressure-up/blowdown combustion - a channelled reservoir recovery process |
| US4739831A (en) | 1986-09-19 | 1988-04-26 | The Dow Chemical Company | Gas flooding process for the recovery of oil from subterranean formations |
| US4727937A (en) | 1986-10-02 | 1988-03-01 | Texaco Inc. | Steamflood process employing horizontal and vertical wells |
| US4718485A (en) * | 1986-10-02 | 1988-01-12 | Texaco Inc. | Patterns having horizontal and vertical wells |
| US4834180A (en) * | 1986-10-09 | 1989-05-30 | Mobil Oil Corporation | Amino resins crosslinked polymer gels for permeability profile control |
| GB2196665B (en) | 1986-10-10 | 1990-06-20 | Shell Int Research | Steam foam process |
| GB8625933D0 (en) | 1986-10-30 | 1986-12-03 | British Petroleum Co Plc | Recovery of heavy oil |
| US4759571A (en) | 1986-10-31 | 1988-07-26 | D. W. Zimmerman Mfg., Inc. | Fluid transfer module with multiple flow paths |
| US5083613A (en) * | 1989-02-14 | 1992-01-28 | Canadian Occidental Petroleum, Ltd. | Process for producing bitumen |
| US4896725A (en) * | 1986-11-25 | 1990-01-30 | Parker Marvin T | In-well heat exchange method for improved recovery of subterranean fluids with poor flowability |
| US4756369A (en) | 1986-11-26 | 1988-07-12 | Mobil Oil Corporation | Method of viscous oil recovery |
| US4782901A (en) | 1986-12-12 | 1988-11-08 | Mobil Oil Corporation | Minimizing gravity override of carbon dioxide with a gel |
| US4785028A (en) | 1986-12-22 | 1988-11-15 | Mobil Oil Corporation | Gels for profile control in enhanced oil recovery under harsh conditions |
| US4793415A (en) | 1986-12-29 | 1988-12-27 | Mobil Oil Corporation | Method of recovering oil from heavy oil reservoirs |
| US4766958A (en) | 1987-01-12 | 1988-08-30 | Mobil Oil Corporation | Method of recovering viscous oil from reservoirs with multiple horizontal zones |
| CA1289868C (en) | 1987-01-13 | 1991-10-01 | Robert Lee | Oil recovery |
| US4817711A (en) | 1987-05-27 | 1989-04-04 | Jeambey Calhoun G | System for recovery of petroleum from petroleum impregnated media |
| US4787452A (en) | 1987-06-08 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Disposal of produced formation fines during oil recovery |
| US4793409A (en) | 1987-06-18 | 1988-12-27 | Ors Development Corporation | Method and apparatus for forming an insulated oil well casing |
| US4804043A (en) * | 1987-07-01 | 1989-02-14 | Mobil Oil Corp. | Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery |
| US4983364A (en) * | 1987-07-17 | 1991-01-08 | Buck F A Mackinnon | Multi-mode combustor |
| US4817714A (en) | 1987-08-14 | 1989-04-04 | Mobil Oil Corporation | Decreasing total fluid flow in a fractured formation |
| US4828031A (en) | 1987-10-13 | 1989-05-09 | Chevron Research Company | In situ chemical stimulation of diatomite formations |
| US4828032A (en) | 1987-10-15 | 1989-05-09 | Exxon Production Research Company | Oil recovery process using alkyl hydroxyaromatic dianionic surfactants as mobility control agents |
| US4828030A (en) | 1987-11-06 | 1989-05-09 | Mobil Oil Corporation | Viscous oil recovery by removing fines |
| US4834174A (en) | 1987-11-17 | 1989-05-30 | Hughes Tool Company | Completion system for downhole steam generator |
| US4850429A (en) | 1987-12-21 | 1989-07-25 | Texaco Inc. | Recovering hydrocarbons with a triangular horizontal well pattern |
| US4834179A (en) | 1988-01-04 | 1989-05-30 | Texaco Inc. | Solvent flooding with a horizontal injection well in gas flooded reservoirs |
| US4895085A (en) * | 1988-01-11 | 1990-01-23 | Chips Mark D | Method and structure for in-situ removal of contamination from soils and water |
| US4809780A (en) | 1988-01-29 | 1989-03-07 | Chevron Research Company | Method for sealing thief zones with heat-sensitive fluids |
| US5145002A (en) | 1988-02-05 | 1992-09-08 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Recovery of heavy crude oil or tar sand oil or bitumen from underground formations |
| US4846275A (en) | 1988-02-05 | 1989-07-11 | Mckay Alex S | Recovery of heavy crude oil or tar sand oil or bitumen from underground formations |
| US4813483A (en) | 1988-04-21 | 1989-03-21 | Chevron Research Company | Post-steam alkaline flooding using buffer solutions |
| US4877542A (en) | 1988-05-10 | 1989-10-31 | Intevep, S. A. | Thermal insulating fluid |
| US4867238A (en) | 1988-05-18 | 1989-09-19 | Novatec Production Systems, Inc. | Recovery of viscous oil from geological reservoirs using hydrogen peroxide |
| US4856586A (en) | 1988-06-02 | 1989-08-15 | Mobil Oil Corporation | Method for imparting selectivity to otherwise nonselective polymer profile control gels |
| FR2632350B1 (fr) | 1988-06-03 | 1990-09-14 | Inst Francais Du Petrole | Procede de recuperation assistee d'hydrocarbures lourds a partir d'une formation souterraine par puits fores ayant une portion a zone sensiblement horizontale |
| US5046560A (en) | 1988-06-10 | 1991-09-10 | Exxon Production Research Company | Oil recovery process using arkyl aryl polyalkoxyol sulfonate surfactants as mobility control agents |
| US4966235A (en) | 1988-07-14 | 1990-10-30 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | In situ application of high temperature resistant surfactants to produce water continuous emulsions for improved crude recovery |
| US5056596A (en) | 1988-08-05 | 1991-10-15 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Recovery of bitumen or heavy oil in situ by injection of hot water of low quality steam plus caustic and carbon dioxide |
| US4884635A (en) | 1988-08-24 | 1989-12-05 | Texaco Canada Resources | Enhanced oil recovery with a mixture of water and aromatic hydrocarbons |
| US4903770A (en) * | 1988-09-01 | 1990-02-27 | Texaco Inc. | Sand consolidation methods |
| US4874043A (en) | 1988-09-19 | 1989-10-17 | Amoco Corporation | Method of producing viscous oil from subterranean formations |
| 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 |
| US5036915A (en) | 1988-11-10 | 1991-08-06 | Alberta Energy Company Ltd. | Method of reducing the reactivity of steam and condensate mixtures in enhanced oil recovery |
| US4991652A (en) * | 1988-12-12 | 1991-02-12 | Mobil Oil Corporation | Oil reservoir permeability profile control with crosslinked welan gum biopolymers |
| US4892146A (en) * | 1988-12-19 | 1990-01-09 | Texaco, Inc. | Alkaline polymer hot water oil recovery process |
| US4903766A (en) * | 1988-12-30 | 1990-02-27 | Mobil Oil Corporation | Selective gel system for permeability profile control |
| US4947933A (en) | 1989-01-03 | 1990-08-14 | Mobil Oil Corporation | Temperature activated polymer for profile control |
| US4940091A (en) | 1989-01-03 | 1990-07-10 | Mobil Oil Corporation | Method for selectively plugging a zone having varying permeabilities with a temperature activated gel |
| US4903768A (en) * | 1989-01-03 | 1990-02-27 | Mobil Oil Corporation | Method for profile control of enhanced oil recovery |
| US4928766A (en) | 1989-02-16 | 1990-05-29 | Mobil Oil Corporation | Stabilizing agent for profile control gels and polymeric gels of improved stability |
| US4926943A (en) | 1989-03-10 | 1990-05-22 | Mobil Oil Corporation | Phenolic and naphtholic ester crosslinked polymeric gels for permeability profile control |
| US4915170A (en) | 1989-03-10 | 1990-04-10 | Mobil Oil Corporation | Enhanced oil recovery method using crosslinked polymeric gels for profile control |
| EP0387846A1 (en) | 1989-03-14 | 1990-09-19 | Uentech Corporation | Power sources for downhole electrical heating |
| CA2015318C (en) | 1990-04-24 | 1994-02-08 | Jack E. Bridges | Power sources for downhole electrical heating |
| US4895206A (en) * | 1989-03-16 | 1990-01-23 | Price Ernest H | Pulsed in situ exothermic shock wave and retorting process for hydrocarbon recovery and detoxification of selected wastes |
| US4945984A (en) | 1989-03-16 | 1990-08-07 | Price Ernest H | Igniter for detonating an explosive gas mixture within a well |
| US4969520A (en) | 1989-06-26 | 1990-11-13 | Mobil Oil Corporation | Steam injection process for recovering heavy oil |
| US4982786A (en) * | 1989-07-14 | 1991-01-08 | Mobil Oil Corporation | Use of CO2 /steam to enhance floods in horizontal wellbores |
| US4919206A (en) | 1989-07-19 | 1990-04-24 | Mobil Oil Corporation | Method for preventing bitumen backflow in injection wells when steam injection is interrupted |
| US5131471A (en) | 1989-08-16 | 1992-07-21 | Chevron Research And Technology Company | Single well injection and production system |
| US5014787A (en) | 1989-08-16 | 1991-05-14 | Chevron Research Company | Single well injection and production system |
| US5050676A (en) | 1989-09-27 | 1991-09-24 | Xerox Corporation | Process for two phase vacuum extraction of soil contaminants |
| US4962814A (en) | 1989-09-28 | 1990-10-16 | Mobil Oil Corporation | Optimization of cyclic steam in a reservoir with inactive bottom water |
| US4926941A (en) | 1989-10-10 | 1990-05-22 | Shell Oil Company | Method of producing tar sand deposits containing conductive layers |
| US5297627A (en) | 1989-10-11 | 1994-03-29 | Mobil Oil Corporation | Method for reduced water coning in a horizontal well during heavy oil production |
| US4974677A (en) | 1989-10-16 | 1990-12-04 | Mobil Oil Corporation | Profile control process for use under high temperature reservoir conditions |
| US4964461A (en) | 1989-11-03 | 1990-10-23 | Mobil Oil Corporation | Programmed gelation of polymers using melamine resins |
| US4961467A (en) | 1989-11-16 | 1990-10-09 | Mobil Oil Corporation | Enhanced oil recovery for oil reservoir underlain by water |
| US5036918A (en) | 1989-12-06 | 1991-08-06 | Mobil Oil Corporation | Method for improving sustained solids-free production from heavy oil reservoirs |
| US5036917A (en) | 1989-12-06 | 1991-08-06 | Mobil Oil Corporation | Method for providing solids-free production from heavy oil reservoirs |
| US5024275A (en) | 1989-12-08 | 1991-06-18 | Chevron Research Company | Method of recovering hydrocarbons using single well injection/production system |
| US5123485A (en) | 1989-12-08 | 1992-06-23 | Chevron Research And Technology Company | Method of flowing viscous hydrocarbons in a single well injection/production system |
| US5052490A (en) | 1989-12-20 | 1991-10-01 | Chevron Research Company | Permeability of fines-containing earthen formations by removing liquid water |
| US5010953A (en) | 1990-01-02 | 1991-04-30 | Texaco Inc. | Sand consolidation methods |
| US5065819A (en) | 1990-03-09 | 1991-11-19 | Kai Technologies | Electromagnetic apparatus and method for in situ heating and recovery of organic and inorganic materials |
| US5016713A (en) | 1990-03-14 | 1991-05-21 | Mobil Oil Corporation | Method of preheating a heavy oil zone through existing bottom water and then diverting steam into the oil zone |
| US5052482A (en) | 1990-04-18 | 1991-10-01 | S-Cal Research Corp. | Catalytic downhole reactor and steam generator |
| US5085275A (en) * | 1990-04-23 | 1992-02-04 | S-Cal Research Corporation | Process for conserving steam quality in deep steam injection wells |
| US5027898A (en) | 1990-06-18 | 1991-07-02 | Texaco Inc. | Foaming agents for carbon dioxide and steam floods |
| US5083612A (en) * | 1990-06-18 | 1992-01-28 | Texaco Inc. | Hot water, surfactant, and polymer flooding process for heavy oil |
| US5167280A (en) | 1990-06-24 | 1992-12-01 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal well process for solvent/solute stimulation |
| US5040605A (en) | 1990-06-29 | 1991-08-20 | Union Oil Company Of California | Oil recovery method and apparatus |
| US5054551A (en) | 1990-08-03 | 1991-10-08 | Chevron Research And Technology Company | In-situ heated annulus refining process |
| US5042579A (en) | 1990-08-23 | 1991-08-27 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers |
| US5046559A (en) | 1990-08-23 | 1991-09-10 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing hydrocarbon bearing deposits in formations having shale layers |
| US5060726A (en) | 1990-08-23 | 1991-10-29 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers having little or no vertical communication |
| US5174377A (en) | 1990-09-21 | 1992-12-29 | Chevron Research And Technology Company | Method for optimizing steamflood performance |
| US5105880A (en) | 1990-10-19 | 1992-04-21 | Chevron Research And Technology Company | Formation heating with oscillatory hot water circulation |
| US5156214A (en) | 1990-12-17 | 1992-10-20 | Mobil Oil Corporation | Method for imparting selectivity to polymeric gel systems |
| US5277830A (en) * | 1990-12-17 | 1994-01-11 | Mobil Oil Corporation | pH tolerant heteropolysaccharide gels for use in profile control |
| US5148869A (en) | 1991-01-31 | 1992-09-22 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal wellbore process/apparatus for the in-situ extraction of viscous oil by gravity action using steam plus solvent vapor |
| US5109927A (en) | 1991-01-31 | 1992-05-05 | Supernaw Irwin R | RF in situ heating of heavy oil in combination with steam flooding |
| US5101898A (en) | 1991-03-20 | 1992-04-07 | Chevron Research & Technology Company | Well placement for steamflooding steeply dipping reservoirs |
| US5289881A (en) | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| US5607018A (en) | 1991-04-01 | 1997-03-04 | Schuh; Frank J. | Viscid oil well completion |
| US5186256A (en) * | 1991-06-20 | 1993-02-16 | Conoco Inc. | Three directional drilling process for environmental remediation of contaminated subsurface formations |
| BR9102789A (pt) * | 1991-07-02 | 1993-02-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo para aumentar a recuperacao de petroleo em reservatorios |
| GB2286001B (en) | 1991-07-02 | 1995-10-11 | Petroleo Brasileiro Sa | Apparatus for increasing petroleum recovery from petroleum reservoirs |
| CA2046107C (en) | 1991-07-03 | 1994-12-06 | Geryl Owen Brannan | Laterally and vertically staggered horizontal well hydrocarbon recovery method |
| US5178217A (en) * | 1991-07-31 | 1993-01-12 | Union Oil Company Of California | Gas foam for improved recovery from gas condensate reservoirs |
| US5215146A (en) | 1991-08-29 | 1993-06-01 | Mobil Oil Corporation | Method for reducing startup time during a steam assisted gravity drainage process in parallel horizontal wells |
| US5172763A (en) | 1991-08-30 | 1992-12-22 | Union Oil Company Of California | Steam-foam drive |
| CA2055549C (en) | 1991-11-14 | 2002-07-23 | Tee Sing Ong | Recovering hydrocarbons from tar sand or heavy oil reservoirs |
| US5199490A (en) | 1991-11-18 | 1993-04-06 | Texaco Inc. | Formation treating |
| US5215149A (en) | 1991-12-16 | 1993-06-01 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal well conduction assisted steam drive process for removing viscous hydrocarbonaceous fluids |
| CA2058255C (en) | 1991-12-20 | 1997-02-11 | Roland P. Leaute | Recovery and upgrading of hydrocarbons utilizing in situ combustion and horizontal wells |
| US5201815A (en) | 1991-12-20 | 1993-04-13 | Chevron Research And Technology Company | Enhanced oil recovery method using an inverted nine-spot pattern |
| US5246071A (en) | 1992-01-31 | 1993-09-21 | Texaco Inc. | Steamflooding with alternating injection and production cycles |
| WO1993016338A1 (en) | 1992-02-17 | 1993-08-19 | Craze David J | A process for extracting vapor from a gas stream |
| US5483801A (en) * | 1992-02-17 | 1996-01-16 | Ezarc Pty., Ltd. | Process for extracting vapor from a gas stream |
| US5293936A (en) | 1992-02-18 | 1994-03-15 | Iit Research Institute | Optimum antenna-like exciters for heating earth media to recover thermally responsive constituents |
| US5350014A (en) | 1992-02-26 | 1994-09-27 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Control of flow and production of water and oil or bitumen from porous underground formations |
| US5238066A (en) | 1992-03-24 | 1993-08-24 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus for improved recovery of oil and bitumen using dual completion cyclic steam stimulation |
| US5252226A (en) | 1992-05-13 | 1993-10-12 | Justice Donald R | Linear contaminate remediation system |
| US5279367A (en) * | 1992-06-10 | 1994-01-18 | Texaco Inc. | Fatty acid additives for surfactant foaming agents |
| US5247993A (en) | 1992-06-16 | 1993-09-28 | Union Oil Company Of California | Enhanced imbibition oil recovery process |
| US5236039A (en) | 1992-06-17 | 1993-08-17 | General Electric Company | Balanced-line RF electrode system for use in RF ground heating to recover oil from oil shale |
| US5305829A (en) | 1992-09-25 | 1994-04-26 | Chevron Research And Technology Company | Oil production from diatomite formations by fracture steamdrive |
| US6554067B1 (en) | 1992-10-05 | 2003-04-29 | Tidelands Oil Production Company | Well completion process for formations with unconsolidated sands |
| US5271693A (en) | 1992-10-09 | 1993-12-21 | Shell Oil Company | Enhanced deep soil vapor extraction process and apparatus for removing contaminants trapped in or below the water table |
| US5295540A (en) | 1992-11-16 | 1994-03-22 | Mobil Oil Corporation | Foam mixture for steam and carbon dioxide drive oil recovery method |
| US5339904A (en) | 1992-12-10 | 1994-08-23 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery optimization using a well having both horizontal and vertical sections |
| US5404950A (en) | 1992-12-22 | 1995-04-11 | Mobil Oil Corporation | Low temperature underwater epoxy system for zone isolation, remedial cementing, and casing repair |
| CA2086040C (en) | 1992-12-22 | 1996-06-18 | Abul K. M. Jamaluddin | Process for increasing near-wellbore permeability of porous formations |
| US5377757A (en) * | 1992-12-22 | 1995-01-03 | Mobil Oil Corporation | Low temperature epoxy system for through tubing squeeze in profile modification, remedial cementing, and casing repair |
| CA2158637A1 (en) | 1993-03-17 | 1994-09-29 | John North | Improvements in or relating to drilling and the extraction of fluids |
| US5464309A (en) | 1993-04-30 | 1995-11-07 | Xerox Corporation | Dual wall multi-extraction tube recovery well |
| CA2096034C (en) | 1993-05-07 | 1996-07-02 | Kenneth Edwin Kisman | Horizontal well gravity drainage combustion process for oil recovery |
| US5450902A (en) | 1993-05-14 | 1995-09-19 | Matthews; Cameron M. | Method and apparatus for producing and drilling a well |
| CA2096999C (en) | 1993-05-26 | 1996-11-12 | Neil Edmunds | Stabilization and control of surface sagd production wells |
| US5339898A (en) | 1993-07-13 | 1994-08-23 | Texaco Canada Petroleum, Inc. | Electromagnetic reservoir heating with vertical well supply and horizontal well return electrodes |
| US5358054A (en) | 1993-07-28 | 1994-10-25 | Mobil Oil Corporation | Method and apparatus for controlling steam breakthrough in a well |
| US5325918A (en) | 1993-08-02 | 1994-07-05 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Optimal joule heating of the subsurface |
| US5407009A (en) | 1993-11-09 | 1995-04-18 | University Technologies International Inc. | Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon deposit |
| US5607016A (en) | 1993-10-15 | 1997-03-04 | Butler; Roger M. | Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a reservoir of hydrocarbons |
| US5411094A (en) | 1993-11-22 | 1995-05-02 | Mobil Oil Corporation | Imbibition process using a horizontal well for oil production from low permeability reservoirs |
| US5589775A (en) | 1993-11-22 | 1996-12-31 | Vector Magnetics, Inc. | Rotating magnet for distance and direction measurements from a first borehole to a second borehole |
| US5411086A (en) | 1993-12-09 | 1995-05-02 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery by enhanced imbitition in low permeability reservoirs |
| US5534186A (en) | 1993-12-15 | 1996-07-09 | Gel Sciences, Inc. | Gel-based vapor extractor and methods |
| US5411089A (en) | 1993-12-20 | 1995-05-02 | Shell Oil Company | Heat injection process |
| US5433271A (en) | 1993-12-20 | 1995-07-18 | Shell Oil Company | Heat injection process |
| CA2140736C (en) | 1994-02-25 | 1999-08-31 | Simon Suarez | A thixotropic fluid for well insulation |
| US5415231A (en) | 1994-03-21 | 1995-05-16 | Mobil Oil Corporation | Method for producing low permeability reservoirs using steam |
| US5431224A (en) | 1994-04-19 | 1995-07-11 | Mobil Oil Corporation | Method of thermal stimulation for recovery of hydrocarbons |
| US5417283A (en) | 1994-04-28 | 1995-05-23 | Amoco Corporation | Mixed well steam drive drainage process |
| US5860475A (en) * | 1994-04-28 | 1999-01-19 | Amoco Corporation | Mixed well steam drive drainage process |
| US5709505A (en) | 1994-04-29 | 1998-01-20 | Xerox Corporation | Vertical isolation system for two-phase vacuum extraction of soil and groundwater contaminants |
| US5503226A (en) | 1994-06-22 | 1996-04-02 | Wadleigh; Eugene E. | Process for recovering hydrocarbons by thermally assisted gravity segregation |
| US5682613A (en) | 1994-07-25 | 1997-11-04 | Gates-Mills, Inc. | Waterproof breathable gloves |
| US5449038A (en) | 1994-09-23 | 1995-09-12 | Texaco Inc. | Batch method of in situ steam generation |
| US5458193A (en) | 1994-09-23 | 1995-10-17 | Horton; Robert L. | Continuous method of in situ steam generation |
| US5650128A (en) | 1994-12-01 | 1997-07-22 | Thermatrix, Inc. | Method for destruction of volatile organic compound flows of varying concentration |
| US5553974A (en) | 1994-12-02 | 1996-09-10 | Nazarian; Djahangir | Enhanced vapor extraction system and method of in-situ remediation of a contaminated soil zone |
| US5511616A (en) | 1995-01-23 | 1996-04-30 | Mobil Oil Corporation | Hydrocarbon recovery method using inverted production wells |
| NO302781B1 (no) | 1995-01-27 | 1998-04-20 | Einar Langset | Anvendelse av minst to adskilte brönner til utvinning av hydrokarboner til utvinning av geotermisk energi |
| CA2152521C (en) * | 1995-03-01 | 2000-06-20 | Jack E. Bridges | Low flux leakage cables and cable terminations for a.c. electrical heating of oil deposits |
| US5626193A (en) | 1995-04-11 | 1997-05-06 | Elan Energy Inc. | Single horizontal wellbore gravity drainage assisted steam flooding process |
| US5547022A (en) | 1995-05-03 | 1996-08-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Heavy oil well stimulation composition and process |
| US5513705A (en) | 1995-05-10 | 1996-05-07 | Mobil Oil Corporation | Foam mixture for steam and carbon dioxide drive oil recovery method |
| CA2167486C (en) * | 1995-06-20 | 2004-11-30 | Nowsco Well Service, Inc. | Coiled tubing composite |
| US5626191A (en) | 1995-06-23 | 1997-05-06 | Petroleum Recovery Institute | Oilfield in-situ combustion process |
| US5560737A (en) | 1995-08-15 | 1996-10-01 | New Jersey Institute Of Technology | Pneumatic fracturing and multicomponent injection enhancement of in situ bioremediation |
| US5803171A (en) | 1995-09-29 | 1998-09-08 | Amoco Corporation | Modified continuous drive drainage process |
| MX9603323A (es) | 1995-09-29 | 1997-03-29 | Amoco Corp | Proceso de drenaje por arrastre continuo modificado. |
| US5660500A (en) | 1995-12-15 | 1997-08-26 | Shell Oil Company | Enhanced deep soil vapor extraction process and apparatus utilizing sheet metal pilings |
| US5931230A (en) | 1996-02-20 | 1999-08-03 | Mobil Oil Corporation | Visicous oil recovery using steam in horizontal well |
| EP0888489A4 (en) | 1996-03-20 | 2000-10-18 | Mobil Oil Corp | METHOD FOR PRODUCING HYDROCARBONS BY MEANS OF A PRODUCTION HOLE POINTING UPWARD IN THE CARRIER |
| US5823631A (en) | 1996-04-05 | 1998-10-20 | Exxon Research And Engineering Company | Slurrified reservoir hydrocarbon recovery process |
| US5765964A (en) | 1996-07-22 | 1998-06-16 | Aerochem Research Laboratories, Inc. | Submerged combustion process and apparatus for removing volatile contaminants from groundwater or subsurface soil |
| US5813799A (en) | 1996-07-22 | 1998-09-29 | Aerochem Research Laboratories, Inc. | Combustion process and apparatus for removing volatile contaminants from groundwater or subsurface soil |
| US5771973A (en) | 1996-07-26 | 1998-06-30 | Amoco Corporation | Single well vapor extraction process |
| US5803178A (en) | 1996-09-13 | 1998-09-08 | Union Oil Company Of California | Downwell isolator |
| CA2185837C (en) | 1996-09-18 | 2001-08-07 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Solvent-assisted method for mobilizing viscous heavy oil |
| US6012520A (en) * | 1996-10-11 | 2000-01-11 | Yu; Andrew | Hydrocarbon recovery methods by creating high-permeability webs |
| US6056057A (en) | 1996-10-15 | 2000-05-02 | Shell Oil Company | Heater well method and apparatus |
| US6048810A (en) | 1996-11-12 | 2000-04-11 | Baychar; | Waterproof/breathable moisture transfer liner for snowboard boots, alpine boots, hiking boots and the like |
| US6981341B2 (en) | 1996-11-12 | 2006-01-03 | Solid Water Holdings | Waterproof/breathable moisture transfer composite capable of wicking moisture away from an individual's body and capable of regulating temperature |
| US5738937A (en) | 1996-11-12 | 1998-04-14 | Baychar; | Waterproof/breathable liner and in-line skate employing the liner |
| US5788412A (en) | 1996-11-15 | 1998-08-04 | Jatkar; Jayant | Method for in situ contaminant extraction from soil |
| US6536523B1 (en) | 1997-01-14 | 2003-03-25 | Aqua Pure Ventures Inc. | Water treatment process for thermal heavy oil recovery |
| US6039121A (en) | 1997-02-20 | 2000-03-21 | Rangewest Technologies Ltd. | Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons |
| US20030136476A1 (en) | 1997-03-07 | 2003-07-24 | O'hara Randy | Hydrogen-induced-cracking resistant and sulphide-stress-cracking resistant steel alloy |
| AU6466898A (en) | 1997-03-12 | 1998-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for generating energy utilizing downhole processed fuel |
| US5957202A (en) | 1997-03-13 | 1999-09-28 | Texaco Inc. | Combination production of shallow heavy crude |
| GB9706044D0 (en) | 1997-03-24 | 1997-05-14 | Davidson Brett C | Dynamic enhancement of fluid flow rate using pressure and strain pulsing |
| US5923170A (en) | 1997-04-04 | 1999-07-13 | Vector Magnetics, Inc. | Method for near field electromagnetic proximity determination for guidance of a borehole drill |
| US6729394B1 (en) | 1997-05-01 | 2004-05-04 | Bp Corporation North America Inc. | Method of producing a communicating horizontal well network |
| CA2287944C (en) | 1997-05-01 | 2006-03-21 | Bp Amoco Corporation | Communicating horizontal well network |
| US6102122A (en) | 1997-06-11 | 2000-08-15 | Shell Oil Company | Control of heat injection based on temperature and in-situ stress measurement |
| US5984010A (en) * | 1997-06-23 | 1999-11-16 | Elias; Ramon | Hydrocarbon recovery systems and methods |
| US5941081A (en) | 1997-10-27 | 1999-08-24 | Air Liquide America Corp. | Solid phase latent heat vapor extraction and recovery system for liquified gases |
| US6050335A (en) | 1997-10-31 | 2000-04-18 | Shell Oil Company | In-situ production of bitumen |
| CA2219513C (en) | 1997-11-18 | 2003-06-10 | Imperial Oil Resources Limited | Steam distribution and production of hydrocarbons in a horizontal well |
| DE69813031D1 (de) | 1997-12-11 | 2003-05-08 | Alberta Res Council | Erdölaufbereitungsverfahren in situ |
| US6026914A (en) * | 1998-01-28 | 2000-02-22 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Wellbore profiling system |
| US6004451A (en) | 1998-02-26 | 1999-12-21 | The Regents Of The University Of California | Electrochemical decomposition of soil and water contaminants in situ |
| US6263965B1 (en) | 1998-05-27 | 2001-07-24 | Tecmark International | Multiple drain method for recovering oil from tar sand |
| CA2241478A1 (en) | 1998-06-23 | 1999-12-23 | Harbir Singh Chhina | Convective heating startup for heavy oil recovery |
| US6016867A (en) * | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Upgrading and recovery of heavy crude oils and natural bitumens by in situ hydrovisbreaking |
| US6016868A (en) * | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Production of synthetic crude oil from heavy hydrocarbons recovered by in situ hydrovisbreaking |
| CA2243105C (en) | 1998-07-10 | 2001-11-13 | Igor J. Mokrys | Vapour extraction of hydrocarbon deposits |
| CA2244451C (en) | 1998-07-31 | 2002-01-15 | Dresser Industries, Inc. | Multiple string completion apparatus and method |
| US6167966B1 (en) * | 1998-09-04 | 2001-01-02 | Alberta Research Council, Inc. | Toe-to-heel oil recovery process |
| US6186232B1 (en) * | 1998-10-19 | 2001-02-13 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Enhanced oil recovery by altering wettability |
| CA2251157C (en) | 1998-10-26 | 2003-05-27 | William Keith Good | Process for sequentially applying sagd to adjacent sections of a petroleum reservoir |
| US6305472B2 (en) | 1998-11-20 | 2001-10-23 | Texaco Inc. | Chemically assisted thermal flood process |
| US8297377B2 (en) | 1998-11-20 | 2012-10-30 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
| US7048049B2 (en) | 2001-10-30 | 2006-05-23 | Cdx Gas, Llc | Slant entry well system and method |
| US6109358A (en) | 1999-02-05 | 2000-08-29 | Conor Pacific Environmental Technologies Inc. | Venting apparatus and method for remediation of a porous medium |
| US6189611B1 (en) * | 1999-03-24 | 2001-02-20 | Kai Technologies, Inc. | Radio frequency steam flood and gas drive for enhanced subterranean recovery |
| US6148911A (en) | 1999-03-30 | 2000-11-21 | Atlantic Richfield Company | Method of treating subterranean gas hydrate formations |
| FR2792678B1 (fr) | 1999-04-23 | 2001-06-15 | Inst Francais Du Petrole | Procede de recuperation assistee d'hydrocarbures par injection combinee d'une phase aqueuse et de gaz au moins partiellement miscible a l'eau |
| CA2270703A1 (en) | 1999-04-29 | 2000-10-29 | Alberta Energy Company Ltd. | A process for non-thermal vapor extraction of viscous oil from a hydrocarbon reservoir using a vertical well configuration |
| AU4387800A (en) | 1999-05-05 | 2000-11-21 | Gerald Adrien Joseph Beaulac | Corrugated thick-walled pipe for use in wellbores |
| US6409226B1 (en) | 1999-05-05 | 2002-06-25 | Noetic Engineering Inc. | “Corrugated thick-walled pipe for use in wellbores” |
| CA2307819C (en) | 1999-05-07 | 2005-04-19 | Ionics, Incorporated | Water treatment method for heavy oil production |
| US7077201B2 (en) | 1999-05-07 | 2006-07-18 | Ge Ionics, Inc. | Water treatment method for heavy oil production |
| CA2277528C (en) | 1999-07-16 | 2007-09-11 | Roman Bilak | Enhanced oil recovery methods |
| US6257334B1 (en) | 1999-07-22 | 2001-07-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Steam-assisted gravity drainage heavy oil recovery process |
| US6712150B1 (en) | 1999-09-10 | 2004-03-30 | Bj Services Company | Partial coil-in-coil tubing |
| WO2001025596A1 (fr) | 1999-10-01 | 2001-04-12 | Institut Gornogo Dela- Nauchno- Issledovatelskoe Uchrezhdenie Sibirskogo Otdeleniya Rossiiskoi Akademii Nauk | Procede de traitement de la couche productrice dans la zone du fond de trou, packer correspondant et procede et fixation du packer dans un fond de trou |
| US6230814B1 (en) | 1999-10-14 | 2001-05-15 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Process for enhancing hydrocarbon mobility using a steam additive |
| US6353706B1 (en) | 1999-11-18 | 2002-03-05 | Uentech International Corporation | Optimum oil-well casing heating |
| ID28685A (id) | 1999-12-22 | 2001-06-28 | Aqua Pure Ventures Inc Cs | Proses pengolahan air untuk pemulihan minyak berat termal |
| US6585047B2 (en) | 2000-02-15 | 2003-07-01 | Mcclung, Iii Guy L. | System for heat exchange with earth loops |
| US6357526B1 (en) | 2000-03-16 | 2002-03-19 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Field upgrading of heavy oil and bitumen |
| US6205289B1 (en) | 2000-03-17 | 2001-03-20 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S. | Steam generation system for injecting steam into oil wells |
| US6276457B1 (en) | 2000-04-07 | 2001-08-21 | Alberta Energy Company Ltd | Method for emplacing a coil tubing string in a well |
| US6918444B2 (en) | 2000-04-19 | 2005-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock |
| US6715546B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ production of synthesis gas from a hydrocarbon containing formation through a heat source wellbore |
| GB2391890B (en) | 2000-04-24 | 2004-09-29 | Shell Int Research | In situ recovery from a hydrocarbon containing formulation |
| US6715548B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce nitrogen containing formation fluids |
| US7011154B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
| EA200201127A1 (ru) | 2000-04-24 | 2003-06-26 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Извлечение углеводородов на месте залегания из керогенсодержащей формации |
| GB2361725B (en) | 2000-04-27 | 2002-07-03 | Fmc Corp | Central circulation completion system |
| US6285014B1 (en) | 2000-04-28 | 2001-09-04 | Neo Ppg International, Ltd. | Downhole induction heating tool for enhanced oil recovery |
| AU5187501A (en) | 2000-05-03 | 2001-11-08 | Alberta Energy Company Ltd. | Water treatment process for thermal heavy oil recovery |
| US20030044299A1 (en) | 2000-06-01 | 2003-03-06 | Wayne Thomas | Fluid displacement apparatus and method |
| WO2001092768A2 (en) | 2000-06-01 | 2001-12-06 | Pancanadian Petroleum Limited | Multi-passage pipe assembly |
| US6454010B1 (en) | 2000-06-01 | 2002-09-24 | Pan Canadian Petroleum Limited | Well production apparatus and method |
| AU2001263680A1 (en) | 2000-06-01 | 2001-12-11 | Pancanadian Petroleum Limited | Fluid displacement apparatus and method |
| US20030062717A1 (en) | 2000-06-01 | 2003-04-03 | Pancanadian Petroleum Limited | Multi-passage conduit |
| US7097761B2 (en) * | 2000-06-27 | 2006-08-29 | Colt Engineering Corporation | Method of removing water and contaminants from crude oil containing same |
| US6413016B1 (en) | 2000-08-17 | 2002-07-02 | Kerr-Mcgee Corporation | Methods of extracting liquid hydrocardon contaminants from underground zones |
| CA2325777C (en) * | 2000-11-10 | 2003-05-27 | Imperial Oil Resources Limited | Combined steam and vapor extraction process (savex) for in situ bitumen and heavy oil production |
| US6588500B2 (en) | 2001-01-26 | 2003-07-08 | Ken Lewis | Enhanced oil well production system |
| US6607036B2 (en) | 2001-03-01 | 2003-08-19 | Intevep, S.A. | Method for heating subterranean formation, particularly for heating reservoir fluids in near well bore zone |
| US20020148608A1 (en) | 2001-03-01 | 2002-10-17 | Shaw Donald R. | In-situ combustion restimulation process for a hydrocarbon well |
| DE60227355D1 (de) | 2001-03-15 | 2008-08-14 | Alexei Leonidovich Zapadinski | Verfahren zum entwickeln einer kohlenwasserstoff-lagerstätte sowie anlagenkomplex zur ausführung des verfahrens |
| CA2342007C (en) * | 2001-03-26 | 2009-10-20 | University Technologies International, Inc. | Determination of oil and water compositions of oil/water emulsions using low field nmr relaxometry |
| WO2002086029A2 (en) | 2001-04-24 | 2002-10-31 | Shell Oil Company | In situ recovery from a relatively low permeability formation containing heavy hydrocarbons |
| US6981548B2 (en) | 2001-04-24 | 2006-01-03 | Shell Oil Company | In situ thermal recovery from a relatively permeable formation |
| CN100545415C (zh) | 2001-04-24 | 2009-09-30 | 国际壳牌研究有限公司 | 现场处理含烃地层的方法 |
| US6877555B2 (en) | 2001-04-24 | 2005-04-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation while inhibiting coking |
| US6814141B2 (en) | 2001-06-01 | 2004-11-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for improving oil recovery by delivering vibrational energy in a well fracture |
| CA2351148C (en) * | 2001-06-21 | 2008-07-29 | Hatch Ltd. | Method and apparatus for stimulating heavy oil production |
| WO2003010415A1 (en) | 2001-07-26 | 2003-02-06 | Ashis Kumar Das | Vertical flood for crude oil recovery |
| WO2003016826A2 (en) | 2001-08-17 | 2003-02-27 | Baker Hughes Incorporated | In-situ heavy-oil reservoir evaluation with artificial temperature elevation |
| US6591908B2 (en) | 2001-08-22 | 2003-07-15 | Alberta Science And Research Authority | Hydrocarbon production process with decreasing steam and/or water/solvent ratio |
| US20030051875A1 (en) | 2001-09-17 | 2003-03-20 | Wilson Scott James | Use of underground reservoirs for re-gassification of LNG, storage of resulting gas and / or delivery to conventional gas distribution systems |
| US6681859B2 (en) * | 2001-10-22 | 2004-01-27 | William L. Hill | Downhole oil and gas well heating system and method |
| JP4344803B2 (ja) | 2001-10-24 | 2009-10-14 | 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 | 水銀汚染の土壌矯正 |
| CN100540843C (zh) | 2001-10-24 | 2009-09-16 | 国际壳牌研究有限公司 | 利用自然分布型燃烧器对含烃岩层进行就地热处理的方法 |
| US7090013B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-08-15 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids |
| US7104319B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
| US7077199B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-07-18 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil reservoir formation |
| US7165615B2 (en) * | 2001-10-24 | 2007-01-23 | Shell Oil Company | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using conductor-in-conduit heat sources with an electrically conductive material in the overburden |
| ATE351967T1 (de) | 2001-10-26 | 2007-02-15 | Electro Petroleum | Elektrochemischer prozess zur durchführung einer redoxverbesserten ölgewinnung |
| US6736222B2 (en) | 2001-11-05 | 2004-05-18 | Vector Magnetics, Llc | Relative drill bit direction measurement |
| US6927741B2 (en) | 2001-11-15 | 2005-08-09 | Merlin Technology, Inc. | Locating technique and apparatus using an approximated dipole signal |
| US6561274B1 (en) | 2001-11-27 | 2003-05-13 | Conoco Phillips Company | Method and apparatus for unloading well tubing |
| US6631761B2 (en) | 2001-12-10 | 2003-10-14 | Alberta Science And Research Authority | Wet electric heating process |
| GB2402443B (en) | 2002-01-22 | 2005-10-12 | Weatherford Lamb | Gas operated pump for hydrocarbon wells |
| US6708763B2 (en) | 2002-03-13 | 2004-03-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for injecting steam into a geological formation |
| US6666666B1 (en) | 2002-05-28 | 2003-12-23 | Denis Gilbert | Multi-chamber positive displacement fluid device |
| US20040050547A1 (en) | 2002-09-16 | 2004-03-18 | Limbach Kirk Walton | Downhole upgrading of oils |
| US7121341B2 (en) | 2002-10-24 | 2006-10-17 | Shell Oil Company | Conductor-in-conduit temperature limited heaters |
| AU2002360445A1 (en) | 2002-11-30 | 2004-06-23 | Ionics, Incorporated | Water treatment method for heavy oil production |
| US20040116304A1 (en) | 2002-12-02 | 2004-06-17 | An-Ming Wu | Emulsified polymer drilling fluid and methods of preparation and use thereof |
| WO2004050791A1 (en) | 2002-12-02 | 2004-06-17 | Genesis International Oilfield Services Inc. | Drilling fluid and methods of use thereof |
| CA2415446C (en) | 2002-12-12 | 2005-08-23 | Innovative Production Technologies Ltd. | Wellhead hydraulic drive unit |
| CA2414949C (en) | 2002-12-20 | 2010-04-13 | Imperial Oil Resources Limited | Integrated water treatment and flue gas desulfurization process |
| FR2852713B1 (fr) | 2003-03-18 | 2008-06-06 | Methode de modernisation de phenomenes physiques evolutifs dans un milieu, comportant l'utilisation de sous-maillages dynamiques | |
| US7332458B2 (en) | 2003-04-08 | 2008-02-19 | Q'max Solutions Inc. | Drilling fluid |
| CA2524689C (en) | 2003-04-24 | 2012-05-22 | Shell Canada Limited | Thermal processes for subsurface formations |
| CA2430088A1 (en) | 2003-05-23 | 2004-11-23 | Acs Engineering Technologies Inc. | Steam generation apparatus and method |
| GB2403443B (en) | 2003-07-02 | 2005-07-06 | George Moore | Rail alignment clamp |
| NO20033230D0 (no) | 2003-07-16 | 2003-07-16 | Statoil Asa | Fremgangsmåte for utvinning og oppgradering av olje |
| CA2436480A1 (en) * | 2003-07-31 | 2005-01-31 | University Technologies International Inc. | Porous media gas burner |
-
2005
- 2005-08-17 US US11/205,871 patent/US7640987B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-08-16 CA CA2619215A patent/CA2619215C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-08-16 CA CA2746617A patent/CA2746617C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-08-16 MX MX2008002200A patent/MX2008002200A/es active IP Right Grant
- 2006-08-16 WO PCT/US2006/031802 patent/WO2007022166A1/en not_active Ceased
- 2006-08-16 GB GB0804420A patent/GB2444871B/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-08-16 BR BRPI0616551-6A patent/BRPI0616551A2/pt not_active IP Right Cessation
-
2008
- 2008-03-13 EC EC2008008269A patent/ECSP088269A/es unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2746617A1 (en) | 2007-02-22 |
| CA2746617C (en) | 2014-04-01 |
| CA2619215C (en) | 2011-10-11 |
| WO2007022166A1 (en) | 2007-02-22 |
| US7640987B2 (en) | 2010-01-05 |
| GB2444871A (en) | 2008-06-18 |
| MX2008002200A (es) | 2008-04-22 |
| US20070039736A1 (en) | 2007-02-22 |
| ECSP088269A (es) | 2008-04-28 |
| GB0804420D0 (en) | 2008-04-23 |
| CA2619215A1 (en) | 2007-02-22 |
| GB2444871B (en) | 2011-06-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2049907C (en) | Process of electric pipeline heating | |
| US6742594B2 (en) | Flowline jumper for subsea well | |
| CA2574320C (en) | Subterranean electro-thermal heating system and method | |
| US8011437B2 (en) | Wellbore method and apparatus for completion, production and injection | |
| US8265468B2 (en) | Inline downhole heater and methods of use | |
| US3285629A (en) | Methods and apparatus for mounting electrical cable in flexible drilling hose | |
| CA2964602C (en) | DEPLOYMENT OF ISOLATED MINERAL CABLE AT THE BOTTOM OF A HOLE | |
| US7669659B1 (en) | System for preventing hydrate formation in chemical injection piping for subsea hydrocarbon production | |
| BRPI1001979B1 (pt) | bomba elétricas submersíveis sem sonda em poço | |
| CA2673854A1 (en) | Subterranean electro-thermal heating system and method | |
| BRPI0616551A2 (pt) | método para gerar um fluìdo aquecido e sistema para gerar um fluìdo aquecido | |
| BRPI1007464B1 (pt) | Sistema para uso em um poço, sistema de poço, e método para vedar um poço abandonado. | |
| US5142608A (en) | Horizontal steam generator for oil wells | |
| US7509036B2 (en) | Inline downhole heater | |
| BR112019026851B1 (pt) | Packer, e, sistema e método para fornecer fluxo de fluido para um furo de poço | |
| NO315754B1 (no) | System for skjöting av oppkveilet rörledning med indre kraftkabel | |
| US8371390B2 (en) | Dual packer for a horizontal well | |
| EP0479519B1 (en) | Coupling device for pipeline heating system | |
| GB2475813A (en) | Communicating Fluids with a Heated-Fluid Generation System | |
| BR112021017559B1 (pt) | Tubulação submarina aquecida, combinação da tubulação com um veículo subaquático e método de aquecimento de uma tubulação submarina | |
| BRPI0701350B1 (pt) | Sistema e método de completação para implementação em poços de hidrocarbonetos | |
| JPS586039B2 (ja) | 油田用地下ボイラ |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B08F | Application dismissed because of non-payment of annual fees [chapter 8.6 patent gazette] |
Free format text: REFERENTE A 6A ANUIDADE. |
|
| B08H | Application fees: decision cancelled [chapter 8.8 patent gazette] |
Free format text: REFERENTE AO DESPACHO 8.6 NA RPI 2164 NA DATA 26/06/2012. |
|
| B06A | Patent application procedure suspended [chapter 6.1 patent gazette] | ||
| B08F | Application dismissed because of non-payment of annual fees [chapter 8.6 patent gazette] | ||
| B08K | Patent lapsed as no evidence of payment of the annual fee has been furnished to inpi [chapter 8.11 patent gazette] |