CN101163857A - 沿着限温加热器的长度来改变性能 - Google Patents

沿着限温加热器的长度来改变性能 Download PDF

Info

Publication number
CN101163857A
CN101163857A CN200680013103.5A CN200680013103A CN101163857A CN 101163857 A CN101163857 A CN 101163857A CN 200680013103 A CN200680013103 A CN 200680013103A CN 101163857 A CN101163857 A CN 101163857A
Authority
CN
China
Prior art keywords
temperature
heater
rock stratum
conductor
limiting
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN200680013103.5A
Other languages
English (en)
Other versions
CN101163857B (zh
Inventor
J·C·吉内斯特拉
D·S·米勒
H·J·维讷格
谢雪英
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Shell Internationale Research Maatschappij BV
Original Assignee
Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Shell Internationale Research Maatschappij BV filed Critical Shell Internationale Research Maatschappij BV
Publication of CN101163857A publication Critical patent/CN101163857A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101163857B publication Critical patent/CN101163857B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/08—Production of synthetic natural gas
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B36/00—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • E21B36/04—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/17—Interconnecting two or more wells by fracturing or otherwise attacking the formation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
    • H—ELECTRICITY
    • H05—ELECTRIC TECHNIQUES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H05B—ELECTRIC HEATING; ELECTRIC LIGHT SOURCES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; CIRCUIT ARRANGEMENTS FOR ELECTRIC LIGHT SOURCES, IN GENERAL
    • H05B2214/00—Aspects relating to resistive heating, induction heating and heating using microwaves, covered by groups H05B3/00, H05B6/00
    • H05B2214/03—Heating of hydrocarbons

Abstract

本发明描述了一种用于加热地下岩层的系统。该系统包括处于岩层开口中的细长加热器。该细长加热器沿其长度包括两个或多个具有不同能量输出的部分。所述细长加热器的至少一个部分包括至少一个限温部分(240)，并且该部分在其至少一个选定温度时可提供减少的热输出。所述加热器被构造成对岩层提供具有不同能量输出的热。所述加热器以一种或多种选定加热率来加热岩层的一个或多个区域。

Description

沿着限温加热器的长度来改变性能
技术领域
本发明总的涉及对来自各种地下岩层(譬如含烃岩层)的碳氢化合物、氢和/或其他产品进行加热及生产的方法和系统。其实施例涉及用于处理地下岩层的限温加热器(temperature limited heater)的导体材料和厚度。
背景技术
从地下岩层获得的碳氢化合物通常用作能源、给料和消耗品。对可利用碳氢化合物资源耗尽的担忧以及对所生产碳氢化合物综合质量下降的担忧，已经导致发展出对可利用碳氢化合物资源更为有效地进行开采、处理和/或应用的工艺。现场工艺可用于将烃类材料从地下岩层采走。地下岩层中的烃类材料的化学和/或物理特性可能需要发生改变，由此允许烃类材料能够更为容易地从地下岩层采出。这些化学和物理改变可能包括产生可移动流体的的现场反应、成分变化、溶解度变化、密度变化、相位变化和/或岩层中烃类材料的粘度变化。流体可以是但不局限于气体、液体、乳状液、浆液和/或流动特性类似于液流的固体颗粒流。
加热器可以布置在井筒中以便在现场处理期间对岩层进行加热。利用井下加热器的现场工艺的例子在授权给Ljungstrom的美国专利2,634,961、授权给Ljungstrom的美国专利2,732,195、授权给Ljungstrom的美国专利2,780,450、授权给Ljungstrom的美国专利2,789,805、授权给Ljungstrom的美国专利2,923,535，以及授权给VanMeurs等的美国专利4,886,118中得到了阐述。
授权给Ljungstrom的美国专利2,923,535和授权给Van Meurs等的美国专利4,886,118中描述了将热量施加于油页岩层。热量可以施加给油页岩层以便对油页岩层中的油母质进行热解。热量还可以使岩层碎裂由此增大岩层的渗透性。增大的渗透性允许岩层流体流动至生产井，流体在此处从油页岩层采出。在Ljungstrom所公开的一些工艺中，例如，将含氧的气态介质引入可渗透的岩层，优选地同时仍然有来自预热步骤的热，以启动燃烧。
可以使用热源来加热地下岩层。电加热器可以通过辐射和/或传导用于加热地下岩层。电加热器可以对元件电阻性进行加热。授权给Germain的美国专利2,548,360描述了一种布置在井筒粘性油中的电加热元件。该加热元件使油变热和变稀，由此允许油从井筒泵出。授权给Eastlund等的美国专利4,716,960描述了通过将电压相对较低的电流经过油管来对油井中的管道电加热，由此防止固体的形成。授权给Van Egmond的美国专利5,065,818描述了一种电加热元件，该元件接合到钻井井筒中而无需在其周围配备套管。
授权给Vinegar等的美国专利6,023,554描述了一种布置在套管中的电加热元件。该加热元件发出使套管变热的辐射能量。套管与岩层之间可以布置有颗粒状固体填充材料。套管对填充材料传导性进行加热，该填充材料反过来对岩层传导性进行加热。
一些地下岩层在其整个深度上可能具备不同的热特性。这些不同的热特性可能由于不同的充水孔隙度、不同的碳钠铝石组分和/或不同的苏打石组分所导致。因此，使用这样一种加热器对这些岩层提供热量是有利的：该加热器沿其长度可提供不同的能量输出。沿着加热器的长度改变能量输出与加热器提供单一能量输出的情况相比，可以对岩层更均匀地加热。
发明内容
在此描述的实施例总的涉及用于处理地下岩层的系统、方法和加热器。此外，在此描述的实施例总的涉及其中具备新颖性组件的加热器。这类加热器可以通过利用在此描述的系统和方法而获得。
在一些实施例中，本发明提供一种用于加热地下岩层的系统，包括：处于岩层开口中的细长加热器，其中该细长加热器沿其长度包括两个或更多的具备不同能量输出的部分，所述细长加热器的至少一个部分包括至少一个限温部分，并且该部分在至少一个选定温度提供减少的热输出；以及所述加热器被构造成对岩层提供具备不同能量输出的热量，并且该加热器以一种或多种选定加热率来加热岩层的一个或多个区域。
在一些实施例中，本发明提供一个或多个系统、方法和/或加热器。在一些实施例中，这些系统、方法和/或加热器用于处理地下岩层。
在其他实施例中，一些具体实施例的特征可以与其他实施例的特征相结合。例如，一个具体实施例的特征可以与任何其他的实施例的特征相结合。
在其他实施例中，对地下岩层的处理通过利用在此描述的任何一种方法、系统或加热器得以执行。
在其他实施例中，可以对在此描述的具体实施例增加其他的特征。
附图说明
通过下列具体描述并参照附图，本发明的优点对于本领域的技术人员将变得明显，在附图中：
图1显示了对含烃岩层进行加热的不同阶段；
图2显示了现场转换系统的一部分的一个实施例的概略图，该系统用于对含烃岩层进行处理；
图3、4和5显示了限温加热器的一个实施例的剖视图，其中该加热器的外导体具有铁磁部分和非铁磁部分；
图6A和6B显示了限温加热器的一个实施例的剖视图；
图7显示了限温加热器的一个实施例，其中支承元件提供了低于铁磁导体的居里温度(Curie temperature)时的大部分热输出；
图8和9显示了限温加热器的实施例，其中外壳提供了低于铁磁导体居里温度时的大部分热输出；
图10显示了图7中所示限温加热器的悬挂应力与外径之间的关系曲线，其中347H用为支承元件；
图11显示了数种材料和不同外径的限温加热器的悬挂应力与温度之间的关系曲线；
图12、13、14、15显示了限温加热器的一些实施例，这些加热器沿其长度改变材料和/或尺寸由此提供所需的操作特性；
图16和17显示了限温加热器的一些示例，这些加热器沿其长度改变直径和/或支承元件的材料，由此提供所需的操作特性和适当的机械特性；
图18显示了油页岩层的富油度(gal/ton)与深度(ft)之间关系曲线的示例；
图19显示了第一示例的加热器的每英尺电阻(mΩ/ft)与温度()之间的关系曲线；
图20显示了由第一示例模拟确定的岩层平均温度()与时间(天)之间的关系曲线；
图21显示了第二示例加热器的每英尺电阻(mΩ/ft)与温度()之间的关系曲线；
图22显示了由第二示例模拟确定的岩层平均温度()与时间(天)之间的关系曲线；
图23显示了第二示例的净热能量输入(Btu)与时间(天)之间的关系曲线；
图24显示了第二示例的每英尺功率注入(W/ft)与时间(天)之间的关系曲线；
图25显示了第三示例加热器的每英尺电阻(mΩ/ft)与温度()之间的关系曲线；
图26显示了由第三示例模拟确定的岩层平均温度()与时间(天)之间的关系曲线；
图27显示了三个示例加热器各自的累积能量注入(Btu)与时间(天)之间的关系曲线；
图28显示了第三示例加热器的平均温度()与时间(天)之间的关系曲线，并且岩层中的加热器之间具有模拟确定的30英尺间隔。
虽然本发明容许各种修改和替换形式，它的具体实施例通过附图中的示例得以显示并在此进行具体描述。这些附图并不一定按照比例绘制。然而应当理解，这些附图和具体描述并不会将本发明限制为所披露的具体形式，与此相反，本发明可以覆盖所有的修改、等效体和替换，只要它们落在本发明由附属权利要求所限定的精髓和范围之内。
具体实施方式
下列描述总的涉及用于对岩层中碳氢化合物进行处理的系统和方法。所述岩层可以进行处理以得到烃类产品、氢和其他产品。
“碳氢化合物”通常定义为主要由碳原子和氢原子构成的分子。碳氢化合物还可以包含其他的元素，譬如并不局限于卤素、金属元素、氮、氧和/或硫。碳氢化合物可以是但不局限于油母、沥青、焦沥青、石油、天然矿物蜡和沥青岩。碳氢化合物可能位于地球的矿物母岩中或其附近。母岩可以包括但不局限于沉积岩、矿砂、沉积石英岩、碳酸盐、硅藻岩和其他多孔介质。“烃流体”是指那些包含碳氢化合物的流体。烃流体可以包含、夹带或被夹带在譬如氢、氮、一氧化碳、二氧化碳、硫化氢、水和氨之类的非烃类流体中。
“岩层”包括一个或多个含烃层、一个或多个不含烃层、履盖层和/或下伏岩层。“上覆岩层”和/或“下伏岩层”包括一个或多个不同类型的防渗材料。例如，上覆岩层和/或下伏岩层可以包括岩石、油页岩、泥岩或湿的/不渗透碳酸盐。在现场转换工艺的一些实施例中，上覆岩层和/或下伏岩层可以包括一个或多个相对防渗且在现场转换工序期间不受温度影响的含烃层，所述现场转换工序导致上覆岩层和/或下伏岩层的含烃层发生显著特性改变。例如，下伏岩层可以包含油页岩或泥岩，但该下伏岩层并不允许在现场转换工序期间被加热至热解温度。在一些情况下，上覆岩层和/或下伏岩层可以是稍微可渗透的。
“加热器”是指任何一种用于在钻井或邻近井筒区域中产生热量的系统或热源。加热器可以是但不局限于电加热器、燃烧器、与岩层中物质或从岩层中开采的物质发生反应的燃烧室，和/或它们的组合。
“现场转换工序”表示从热源对含烃岩层进行加热以将岩层至少一部分的温度升高到热解温度之上，从而从岩层生产热解流体的工序。
“绝缘导体”表示任何一种能够导电且整体或部分地由电绝缘材料所覆盖的细长材料。
细长元件可以是未加涂饰的金属加热器或裸露的金属加热器。“未加涂饰的金属”和“裸露的金属”表示那些不具有一层电绝缘体(譬如矿物质绝缘)的金属，所述电绝缘体被设计为在细长元件的整个操作温度范围内可提供对金属的电绝缘。未加涂饰的金属和裸露的金属可以包括具有抗腐蚀剂(譬如自然氧化层、施加氧化层和/或薄膜)的金属。未加涂饰的金属和裸露的金属包括具有聚合物或其他类型电绝缘体的金属，该电绝缘体在细长元件的典型操作温度下不能保持电绝缘性能。这类材料可以布置在金属上并在加热器的使用期间发生热降解。
“限温加热器”通常表示将热输出控制(譬如，减少热输出)在特定温度之上而无需使用外部控制(譬如温度控制器、电源调节器、整流器或其他装置)的加热器。限温加热器可以是AC(交流电)或调制(譬如，“削波”)DC(直流电)驱动的电阻加热器。
“居里温度”是指这样一个温度，在此温度之上铁磁材料失去它的所有铁磁特性。除了在居里温度之上失去它的铁磁特性之外，当递增电流经过铁磁材料时，铁磁材料开始失去它的铁磁特性。
“时变电流”表示在铁磁导体中产生集肤效应(skin effect)的电流动、且其流量随着时间而改变的电流。时变电流既包括交流电(AC)也包括调制直流电(DC)。
“交流电(AC)”表示基本正弦地反转方向的时变电流。AC在铁磁导体中可产生集肤效应的电流动。
“调制直流电(DC)”表示任何一种基本非正弦的时变电流，其在铁磁导体中可产生集肤效应的电流动。
限温加热器的“调节比”是指指定电流在居里温度之下的最高AC或调制DC电阻与居里温度之上的最低电阻之间的比值。
对于涉及热输出减少的加热系统、装置和方法的内容，术语“自动地”表示这类系统、装置和方法以某种方式起作用而无需使用外部控制(譬如，具有温度传感器和反馈回路的控制器、PID控制器或预测控制器之类的外部控制装置)。
术语“井筒”表示通过将导管钻入或插入到岩层所形成的岩层中的孔。井筒可以具备基本圆形的剖面，或其他剖面形状。在此使用的术语“钻井”和“开口”在用来表示岩层中的开口时，可以与术语“井筒”互换地使用。
岩层中的碳氢化合物可以多种方式进行处理以生产多种不同产品。在一些实施例中，岩层中的碳氢化合物在不同阶段进行处理。图1显示了对含烃岩层进行加热的不同阶段。图1还示出了来自岩层的岩层流体以每吨油当量的生产率(“Y”，单位为桶)(y轴)与加热岩层的温度(“T”，单位为摄氏度)(x轴)之间关系的例子。
在阶段1加热期间，发生甲烷的解吸和水的蒸发。岩层在阶段1的加热应当尽快地予以执行。例如，当含烃岩层开始加热时，岩层中的碳氢化合物释放出吸附的甲烷。该吸附的甲烷可以从岩层生产出。如果含烃岩层进一步地加热，含烃岩层中的水发生蒸发。在某些含烃岩层中，水可以占据岩层孔隙容积的10％～50％。在其他岩层中，水占据了更多或更少部分的孔隙容积。水通常在处于160℃～285℃和600kPa～7000kPa绝对压力的岩层中发生蒸发。在一些实施例中，蒸发的水在岩层中产生湿度改变和/或增大岩层压力。这种湿度改变和/或压力增大会对岩层中的热解反应或其他反应产生影响。在某些实施例中，蒸发的水由岩层所产生。在其他实施例中，蒸发的水用于岩层中或岩层外的抽汽和/或蒸馏。将水排出岩层并增加岩层中的孔隙容积可增大孔隙容积中碳氢化合物的储存空间。
在某些实施例中，在阶段1加热之后，岩层被进一步地加热以使岩层中的温度(至少)到达初始热解温度(譬如处于阶段2所示温度范围下端的温度)。岩层中的碳氢化合物可以在整个阶段2期间发生热解。热解温度的范围取决于岩层中碳氢化合物的类型而发生改变。热解温度的范围可以包括250℃～900℃的温度。用于生产所需产品的热解温度范围可以仅仅延展经过整个热解温度范围的一部分。在一些实施例中，用于生产所需产品的热解温度范围可以包括250℃～400℃的温度，或是270℃～350℃的温度。如果岩层中碳氢化合物的温度缓慢上升经过250℃～400℃的温度范围，热解产物的生产可能在温度接近400℃时基本完成。碳氢化合物的平均温度可以以每天5℃以下、每天2℃以下、每天1℃以下或每天0.5℃以下的速度上升经过用于生产所需产品的热解温度范围。使用多个热源对含烃岩层进行加热可以在热源周围建立梯度，这样可以将岩层中碳氢化合物的温度缓慢上升经过热解温度范围。
温度上升经过用于所需产品的热解温度范围的速度可能影响到从含烃岩层生产岩层流体的质量和数量。温度缓慢上升经过所需产品的热解温度范围会抑制岩层中长链分子的活化。温度缓慢上升经过所需产品的热解温度范围可限制会生产出不想要的产品的活化烃之间的反应。温度缓慢上升经过所需产品的热解温度范围可允许从岩层生产出高质量、高API比重的碳氢化合物。温度缓慢上升经过所需产品的热解温度范围还可允许将存在于岩层中的大量碳氢化合物作为烃类产品采出。
在一些现场转换的实施例中，岩层的一个区域被加热至所需温度而不是将温度缓慢加热经过温度范围。在一些实施例中，该所需温度是300℃、325℃或350℃。也可以将其他温度选择为所需温度。热源热量的重叠允许了所需温度相对较快且有效地建立在岩层中。从热源输入到岩层中的能量可以进行调节，由此将岩层中的温度基本维持为所需温度。岩层的加热区域被基本维持在所需温度，直至热解衰退以致从岩层生产所需岩层流体变得不经济。岩层承受热解的部分可以包括仅由一个热源的热传递带入热解温度范围的区域。
在某些实施例中，包括热解流体的岩层流体从岩层生产出。随着岩层温度的增加，所生产岩层流体中可冷凝碳氢化合物的量变得减少。在高温时，岩层主要生产出甲烷和/或氢。如果含烃岩层在整个热解范围内加热，岩层将朝向热解范围的上限仅仅生产出少量的氢。在所有可获得的氢被提取之后，通常从岩层发生最少量的流体生产。
在碳氢化合物的热解之后，大量的碳和一些氢仍然存在于岩层中。碳保留在岩层中的大部分可以以合成气的形式从岩层生产出。合成气的生产可以在图1中阶段3的加热期间发生。阶段3可以包括将含烃岩层加热至足以允许生成合成气的温度。例如，合成气可以在400℃～1200℃、500℃～1100℃，或550℃～1000℃的温度范围内获得生产。岩层加热区域在合成气生成流体导入到岩层时的温度决定了岩层中所生产合成气的组分。生成的合成气可以通过一个或多个生产井从岩层采出。
含烃岩层所生产流体的所有能含量(energy content)可以在整个热解及合成气生成期间保持相对恒定。在岩层温度相对较低的热解期间，所生产流体的大部分是具备高能含量的可冷凝碳氢化合物。然而在更高的热解温度时，较少量的岩层流体包括可冷凝碳氢化合物。更多的不可冷凝岩层流体可以从岩层生产出。在生产主要是不可冷凝的岩层流体期间，所生产岩层流体每单位体积的能含量略微下降。在合成气的生长期间，所生产合成气每单位体积的能含量较之热解流体的能含量显著下降。然而，所生产合成气的体积在很多情况下仍然充分增加，由此对下降的能含量进行补偿。
图2显示了现场转换系统的一部分的一个实施例的概略图，该系统用于对含烃岩层进行处理。这种现场转换系统可以包括障碍井200。障碍井用于在处理区域周围形成障碍。该障碍禁止流体流入和/或流出处理区域。障碍井包括但不局限于脱水井、真空井、收集井、注入井、灌浆井、冷凝井或它们的组合。在一些实施例中，障碍井200是脱水井。脱水井可以排出液态水和/或禁止液态水进入岩层待加热或正在加热的岩层区域。在图2所示的实施例中，障碍井200显示为仅仅沿着热源202的一侧而延伸，但该障碍井通常环绕于所有使用或待使用的热源202，由此对岩层的处理区域进行加热。
热源202被布置在岩层的至少一个区域中。热源202可以包括譬如绝缘导体、导管内导体加热器、地面燃烧器、无焰分布燃烧室和/或自然分布燃烧室之类的加热器。热源202还可以包括其他类型的加热器。热源202将热量提供给岩层的至少一个区域，由此对岩层中碳氢化合物进行加热。能量可以通过供应管线204提供给热源202。供应管线204可以取决于用于对岩层加热的热源类型而在结构上有所区别。热源的供应管线204可以传送用于电加热器的电流、传送用于燃烧室的燃料，或是传送在岩层中循环的热交换流体。
生产井206用于将岩层流体从岩层排出。在一些实施例中，生产井206可以包括一个或多个热源。生产井中的热源可以对岩层处于生产井或其附近的一个或多个区域进行加热。生产井中的热源可以禁止从岩层排出的岩层流体的冷凝和回流。
从生产井206生产出的岩层流体可以通过收集管道208而输送至处理设备210。岩层流体还可以从热源202产出。例如，流体可以从热源202产出，由此对该热源附近的岩层中压力进行控制。从热源202产出的流体可以通过导管或管道输送至收集管道208，或者产出的流体可以通过导管或管道直接输送至处理设备210。处理设备210可以包括分离单元、反应单元、浓缩单元、燃料箱、涡轮机、贮存罐和/或其他用于处理产出岩层流体的系统和单元。该处理设备可以将岩层产出的碳氢化合物的至少一部分形成运输用燃料。
限温加热器可以被构造为和/或包括这样一种材料：该材料可对于特定温度的加热器提供自动的限温性能。在一些实施例中，将铁磁材料用于限温加热器中。铁磁材料可以将温度自动限制在它的居里温度或其附近，由此当时变电流施加于该材料时在居里温度或其附近提供数量减少的热量。在一些实施例中，铁磁材料将限温加热器的温度自动限制为接近居里温度的选定温度。在一些实施例中，该选定温度处于居里温度的35℃、25℃、20℃或10℃的范围内。在一些实施例中，铁磁材料与其他材料(譬如，高传导材料、高强度材料、防腐蚀材料或它们的组合)相结合，由此提供各种电学和/或机械特性。限温加热器的一些部分与它的其他部分相比可以具备较低的电阻(由不同的几何形状和/或利用不同的铁磁和/或非铁磁材料所导致)。限温加热器的不同部分具备不同的材料和/或尺寸可允许从加热器的各个部分定制所需的热输出。
限温加热器与其他加热器相比更为可靠。限温加热器较不易于由于岩层中的热点而损坏或失效。在一些实施例中，限温加热器允许对岩层基本均匀地加热。在一些实施例中，通过沿其整体长度以更高的平均热输出进行操作，限温加热器能够对岩层更为有效地加热。限温加热器沿着加热器的全部长度以较高的平均热输出操作，因为如果沿着加热器任何点的温度超过或者将要超过加热器的最大操作温度的话，加热器的动力无需如同典型的恒定瓦特加热器那样降低至整个加热器。在没有施加至加热器的时间变化电流的受控调节的情况下，从限温加热器的接近加热器居里温度的部分输出的热自动地降低。热输出由于限温加热器的部分的电性质(例如电阻)方面的变化而自动地降低。因而，在加热工艺的更多部分期间，限温加热器供应更多的动力。
在一些实施例中，当限温加热器由时变电流通电时，包括限温加热器的系统首先提供第一热输出，然后处于居里温度或其附近或其之上时提供加热器电阻部分减少的(第二)热输出。该第一热输出是这样一种温度时的热输出：在此温度之下限温加热器开始进行自限制。在一些实施例中，所述第一热输出是低于限温加热器中铁磁材料的居里温度50℃、75℃、100℃或125℃时的热输出。
限温加热器可以由井口施加的时变电流(交流电或调制直流电)所通电。该井口可以包括电源或其他用于将功率提供给限温加热器的元件(譬如，调制元件、变压器和/或电容器)。限温加热器可以是多种用于加热一部分岩层的加热器中的一种。
在一些实施例中，限温加热器包括导体，该导体在被施加时变电流时起着集肤效应或邻近效应(proximity effect)加热器的作用。集肤效应对电流透入到导体内部的深度进行限制。对于铁磁材料，这种集肤效应由导体的磁导率所决定。铁磁材料的相对磁导率通常处于10～1000之间(譬如，铁磁材料的相对磁导率通常至少是10、50、100、500、1000或更多)。随着铁磁材料的温度上升到居里温度之上和/或随着施加电流的增大，铁磁材料的磁导率充分减小而透入深度快速扩大(譬如，透入深度随着磁导率的平方根倒数扩大)。磁导率的减小导致了导体处于居里温度或其附近或其之上和/或在施加的电流增大时它的AC或调制DC电阻减小。当限温加热器由基本恒定的电源所通电时，加热器接近、抵达或处于居里温度之上的部分可以具备降低的热消散。限温加热器不处于居里温度或其附近的部分可由允许加热器的热消散由于较高的电阻负载而很高的集肤效应加热所支配。
居里温度加热器已经在焊接装置、医用加热器和烘箱(譬如，比萨饼烘箱)用加热元件中获得运用。这些运用中的一些在授权给Lamome等的美国专利5,579,575、授权给Henschen等的美国专利5,065,501以及授权给Yagnik等的美国专利5,512,732中得以描述。授权给Whitney等的美国专利4,849,611描述了多个离散的、以定距离间隔的加热单元，该加热单元包括反应元件、电阻性加热元件以及温度敏感元件。
使用限温加热器来加热岩层中的烃的优点在于，导体被选择为具有处于期望操作温度范围内的居里温度。期望操作温度范围内的操作允许显著的热喷射入岩层同时维持限温加热器和其它设备的温度低于设计限制温度。设计限制温度是比如腐蚀、蠕变和/或变形之类的性质受到不利影响的温度。限温加热器的温度限制性质防止了加热器在岩层的低导热率“热点”附近的过热或烧毁。在一些实施例中，限温加热器能降低或控制热输出和/或经受得住温度高于25℃、37℃、100℃、250℃、500℃、700℃、800℃、900℃、或高达1131℃处的热，这取决于加热器中使用的材料。
与恒定瓦特的加热器相比，限温加热器允许更多的热喷射入岩层，原因是输入限温加热器的能量无需受限以适应于加热器附近的低导热率区域。例如，在格林河油页岩中，最低富油页岩层和最高富油页岩层的导热率存在着因数至少为3的差别。在加热这种岩层时，与受限于低导热率层的温度的常规加热器相比，限温加热器明显将更多的热输送至岩层。沿着常规加热器全部长度的热输出需要适应于低导热率层以使得加热器不会在低导热率层处过热并烧毁。对于限温加热器，处于高温的低导热率层附近的热输出将降低，但是限温加热器不处于高温的其余部分将仍然提供高的热输出。因为用于加热烃岩层的加热器通常具有很长的长度(例如至少10m、100m、300m、至少500m、1km或高达大约10km)，限温加热器的长度的主要部分可在低于居里温度之下操作同时仅几个部分处于限温加热器的居里温度处或附近。
使用限温加热器使得热有效地输送至岩层。热的有效输送使得将岩层加热至期望温度所需的时间减少。例如，对于格林河油页岩，当通过常规的恒定瓦特数加热器采用12m的加热器套管间隔时，热解通常需要9.5年～10年的加热。对于相同的加热器间隔，限温加热器可允许更大的平均热输出同时维持加热器设备的温度低于设备的设计限制温度。与恒定瓦特加热器的较低平均热输出相比，岩层中的热解在由限温加热器所提供的较大平均热输出之下可在较早的时间发生。例如，对于格林河油页岩，通过使用具备12m加热器套管间隔的限温加热器，热解将在5年内发生。限温加热器抵消由于加热器套管太靠近的不准确井间隔或钻孔所引起的热点。在某些实施例中，限温加热器允许对于间隔太远的加热器套管而言一段时间之后增大的动力输出，或者对于间隔太近的加热器套管而言受限的动力输出。限温加热器还在靠近盖层和下伏岩层的区域中供应更大的动力以补偿这些区域的温度损失。
限温加热器有利地可用于很多类型的岩层中。例如，在沥青砂岩层或相对可渗透的含重质烃的岩层中，限温加热器可用来提供可控的低温输出以降低流体的粘度、移动流体、和/或改进流体在井筒处或附近或者在岩层中的径向流动。限温加热器可用来抑制由于岩层的靠近井筒区域的过热而导致过度的生焦形成。
在一些实施例中，限温加热器的使用避免或降低了对于昂贵温度控制电路的需要。例如，限温加热器的使用避免或降低了执行温度记录的需要和/或在加热器上使用固定热电偶来监控热点处潜在过热的需要。
在一些实施例中，限温加热器是容许形变的。井筒中物质的局部移动会导致对加热器的横向应力，而这可能使其形状变形。井筒沿着加热器的长度接近或靠拢加热器的位置可能是热点，在此位置标准加热器变得过热并存在烧毁的可能性。这些热点会降低金属的屈服强度和蠕变强度，并使得加热器压碎或变形。限温加热器可以形成为S形曲线(或其他非直线形状)，这样可适应限温加热器的变形而不会导致加热器失效。
在一些实施例中，限温加热器就制造而言比标准加热器更加经济。典型的铁磁性材料包括铁、碳钢、或铁素体不锈钢。这些材料与通常用于绝缘导体(矿物绝缘电缆)加热器中的镍基合金电热丝(比如镍铬合金、KanthalTM(Bulten-Kanthal AB，瑞典)、和/或LOHMTM(Driver-Harris公司，Harrison，New Jersey，美国))相比很便宜。在限温加热器的一个实施例中，限温加热器以连续的长度制造为绝缘导体加热器以降低成本并改进可靠性。
在一些实施例中，限温加热器通过盘管装配装置(coiled tubingrig)布置在加热器套筒中。能够盘绕在卷筒上的加热器使用譬如铁素体不锈钢(譬如，409不锈钢)的金属通过电阻焊(ERW)的方式焊接制得。为了形成加热器部分，金属条从卷筒经过第一成型装置，它在此处成型为管状元件接着利用ERW进行纵向焊接。该管状元件经过第二成型装置，在此处导电条(譬如，铜条)通过模具而施加、紧密涂敷于管状元件上，并利用ERW进行纵向焊接。可以通过将支承材料(譬如，347H或347HH的钢)纵向焊接在导电条材料之上来形成护套。该支承材料可以是盘绕在导电条材料上的条带。加热器的覆盖层部分可以以类似的方法形成。在一些实施例中，覆盖层部分采用了譬如304不锈钢或316不锈钢的非铁磁材料来代替铁磁材料。上述加热器部分和覆盖层部分可以通过常规技术结合在一起，譬如使用轨道焊接机的对缝焊接。在一些实施例中，覆盖层部分的材料(非铁磁材料)可以在轧制之前预焊接到铁磁材料上。这种预焊接消除了对分离结合步骤(譬如，对缝焊接)的需求。在一个实施例中，在形成管状加热器之后，可以将软性电缆(譬如，MGT1000熔炉电缆之类的熔炉电缆)拉动经过其中心。该软性电缆的端部衬套可以与管状加热器焊接在一起，由此提供电流返回通路。在安装到加热器套筒之前，包括柔性电缆的管状加热器可以盘绕在卷筒上。在一个实施例中，限温加热器通过盘管装配装置进行安装。盘管装配装置可以将限温加热器放置在岩层的抗变形容器中。该抗变形容器可以通过常规方式布置于加热器套筒中。
用于限温加热器的铁磁性合金决定加热器的居里温度。各种金属的居里温度数据列在“美国物理学会手册”(第二版，McGraw-Hill)的5-170到5-176页中。铁磁性导体可包括一种或多种铁磁性元素(铁、钴和镍)和/或这些元素的合金。在一些实施例中，铁磁性导体包括含钨(W)的铁铬(Fe-Cr)合金(例如HCM12A和SAVE12(SumitomoMetals Co.，日本)和/或含铬的铁合金(例如Fe-Cr合金、Fe-Cr-W合金、Fe-Cr-V(钒)合金、Fe-Cr-Nb(铌)合金)。在三种主要的铁磁性元件中，铁具有770℃的居里温度；钴(Co)具有1131℃的居里温度；和镍具有大约358℃的居里温度。铁钴合金的居里温度高于铁的居里温度。例如，具有2％重量比钴的铁钴合金具有800℃的居里温度；具有12％重量比钴的铁钴合金具有900℃的居里温度；并且具有20％重量比钴的铁钴合金具有950℃的居里温度。铁镍合金的居里温度低于铁的居里温度。例如，具有20％重量比镍的铁镍合金具有720℃的居里温度；并且具有60％重量比镍的铁镍合金具有560℃的居里温度。
用作合金的一些非铁磁性元素升高铁的居里温度。例如，具有5.9％重量比钒的铁钒合金具有大约815℃的居里温度。其它非铁磁性元素(例如碳、铝、铜、硅和/或铬)可与铁或其它铁磁性材料合金化以降低居里温度。升高居里温度的非铁磁性元素可以与降低居里温度的非铁磁性元素相组合并且与铁或其它铁磁性材料合金化从而产生具有期望居里温度和其它期望物理和/或化学性质的材料。在一些实施例中，居里温度材料是铁氧体，比如NiFe2O4。在其它实施例中，居里温度材料是二元化合物，比如FeNi3或Fe3Al。
限温加热器的某些实施例可包括多于一种的铁磁性材料。如果这里所述任何情况适用于限温加热器中的至少一种铁磁性材料，这些实施例处于这里所述实施例的范围内。
铁磁性性质通常会随着接近居里温度而衰退。C.James Erickson的“工业电加热手册”(美国电气与电子工程师协会出版社，1995)示出了1％碳钢(具有1％重量比的碳)的典型曲线。导磁率的损失在高于650℃的温度处开始并且倾向于在温度超过730℃时结束。因而，自限制温度稍微低于铁磁性导体的实际居里温度。1％碳钢中电流的透入深度在室温下为0.132cm并且在720℃处增大到0.445cm。从720℃至730℃，透入深度急剧地增大至超过2.5cm。因而，利用1％碳钢的限温加热器的实施例在650℃和730℃之间开始自限制。
透入深度通常限定了时间变化的电流进入导电材料的有效渗透深度。总体上，电流密度随着沿着导体的半径从外表面至中心的距离按指数规律地降低。电流密度为表面电流密度大约1/e之处的深度称作透入深度。对于直径远大于透入深度的实心圆柱形棒，或者壁厚超过穿透深度的空心圆柱体，透入深度δ为：
(1)δ＝1981.5*(ρ/(μ*f))1/2
其中：δ＝以英寸计的透入深度；
ρ＝操作温度下的电阻率(欧姆-cm)；
μ＝相对导磁率；和
f＝频率(Hz)。
公式1从C.James Erickson的“工业电加热手册”(美国电气与电子工程师协会出版社，1995)中获得。对于大多数金属而言，电阻率(ρ)随着温度而增大。相对导磁率通常随着温度和电流而变化。其它公式可用来估计导磁率和/或透入深度关于温度和/或电流的变化。μ对电流的依赖源自于μ对磁场的依赖。
用于限温加热器的材料可以选择来提供期望的调节比。限温加热器至少可以选择1.1∶1、2∶1、3∶1、4∶1、5∶1、10∶1、30∶1或50∶1的调节比。也可以使用更大的调节比。所选择的调节比可取决于很多因素，包括但不限于布置限温加热器的岩层的类型(例如较高的调节比可用于富和贫油页岩层之间导热率具有很大变化的油页岩层)和/或用于井筒的材料的温度限制(例如，加热器材料的温度限制)。在一些实施例中，调节比通过将额外的铜或其它良好的电导体结合至铁磁性材料而增大(例如，加入铜以降低居里温度之上的电阻)。
限温加热器可在低于加热器的居里温度下提供最小的热输出(动力输出)。在某些实施例中，最小的热输出为至少400W/m(瓦每米)、600W/m、700W/m、800W/m或高达2000W/m。在加热器一部分的温度接近或高于居里温度时，限温加热器通过加热器的该部分降低热输出的量。降低的热量可明显小于低于居里温度下的热输出。在一些实施例中，降低的热量为最多400W/m、200W/m、100W/m或者可接近0W/m。
在一些实施例中，调节AC频率以改变铁磁性材料的透入深度。例如，1％碳钢室温下的透入深度在60Hz时为0.132cm，在180Hz时为0.0762cm，并且在440Hz时为0.046cm。由于加热器的直径通常大于透入深度的两倍，所以利用更高的频率(并且因而加热器具有更小的直径)降低了加热器成本。对于固定的几何形状，较高的频率产生了较高的调节比。较高频率下的调节比通过用较低频率下的调节比与较高频率除以较低频率的平方根相乘来计算。在一些实施例中，使用100Hz和1000Hz之间、140Hz和200Hz之间或者400Hz和600Hz之间的频率(例如180Hz、540Hz或720Hz)。在一些实施例中，可使用高的频率。频率可大于1000Hz。
在某些实施例中，调制DC(例如削波DC、波形调制DC、或循环DC)可用来将电能提供给限温加热器。DC调制器或DC削波器可结合至DC电源以便提供调制的直流输出。在一些实施例中，DC电源可包括用于调制DC的装置。DC调制器的一个例子是DC至DC转换系统。DC至DC转换系统是现有技术中公知的。DC通常被调制或削波成期望的波形。用于DC调制的波形包括方波、正弦波、变形正弦波、变形方波、三角形和其它规则或不规则波形，但不限于此。
调制DC波形通常限定了调制DC的频率。因而，调制DC波形可选择来提供期望的调制DC频率。调制DC波形的形状和/或调制速率(比如削波速率)可以改变以改变调制DC频率。DC可在高于通常可用AC频率的频率下被调制。例如，调制DC可在至少1000Hz的频率下提供。将供应电流的频率增大至较高数值有利地增大了限温加热器的调节比。
在某些实施例中，调节或改变调制DC波形以变化调制DC的频率。DC调节器能在限温加热器的使用期间的任何时间在高电流或高压之下调节或改变调制DC波形。因而，提供给限温加热器的调制DC并不限于单一频率或者甚至一小组的频率值。使用DC调制器的波形选择通常允许宽范围的调制DC频率和调制DC频率的离散控制。因而，调制DC频率更易于设置在一个明确的值而AC频率通常限制为供电频率的倍数。调制DC频率的离散控制允许对于限温加热器的调节比更加选择性的控制。能选择性的控制限温加热的调节比允许更宽范围的材料用于限温加热器的设计和构造中。
在一些实施例中，调节调制DC的频率或AC频率以便对限温加热器使用期间的特性变化(譬如，温度或压力之类的地下条件)作出补偿。提供给限温加热器的调制DC频率或AC频率基于估定的井下条件发生改变。例如，当井筒中限温加热器的温度增加时，将提供给加热器的电流频率进行增加是有利的，由此增加了加热器的调节比。在一个实施例中，对井筒中限温加热器的井下温度进行估算。
在一些实施例中，调制DC的频率或AC频率发生改变，由此调节限温加热器的调节比。该调节比进行调节以便对沿着限温加热器长度而存在的热点作出补偿。例如，调节比由于限温加热器在某些区域变得过热而增加。在一些实施例中，调制DC的频率或AC频率发生改变，由此调节调节比而无需估算地下条件。
在一些实施例中，对于抗腐蚀性、屈服强度和/或抗蠕变性选择限温加热器的最外层(譬如，外导体)。在一个实施例中，譬如201、304H、347H、347HH、316H、310H、347HP、NF709不锈钢或其组合之类的奥氏体(非铁磁)不锈钢(Nippon Steel公司，日本)可以用作外导体。该最外层还可以包括覆盖层导体。例如，  诸如800H或347H不锈钢之类的抗腐蚀性合金可以是铁磁碳素钢管状元件上的抗腐蚀包覆层。如果不需要耐高温强度，最外层可以由具备良好抗腐蚀性的铁磁金属构成，譬如铁素体不锈钢中的一种。在一个实施例中，包含82.3％重量比铁和17.7％重量比铬的铁素体合金(居里温度为678℃)可提供所需的抗腐蚀性。
“The Metals Handbook(金属手册)”(American Society ofMaterials(ASM，美国材料协会))第8卷第291页包括了铁-铬合金的居里温度与合金中铬的量之间的曲线。在一些限温加热器的实施例中，一个独立的支承条或管状元件(由347H不锈钢制得)与铁-铬合金制得的限温加热器相结合，由此提供屈服强度和/或抗蠕变性。在一些实施例中，该支承材料和/或铁磁材料被选择为，在至少20.7Mpa和650℃的状态下可提供100,000小时的蠕变破裂强度。在一些实施例中，该100,000小时的蠕变破裂强度是指至少13.8Mpa和650℃或至少6.9Mpa和650℃时的破裂强度。例如，347H不锈钢在650℃或其之上时具备良好的蠕变破裂强度。在一些实施例中，对于更长加热器和/或更高地应力或流体应力而言，100,000小时的蠕变破裂强度从6.9Mpa变动到41.3Mpa或更高。
在某些实施例中，限温加热器包括具有铁磁性管和非铁磁性的高电导率芯部的复合导体。非铁磁性的高电导率芯部降低了导体的所需直径。例如，上述导体可以由0.575cm直径的铜芯体、与包围芯体的0.298cm厚度铁素体不锈钢或碳素钢复合成1.19cm直径的导体。芯部或非铁磁性的导体可以是铜或铜合金。芯部或非铁磁性的导体还可由具有低电阻率和接近1的相对导磁率的其它金属(例如，基本上非铁磁性的材料，比如铝和铝合金、磷青铜、铍铜合金和/或黄铜)制成。复合导体允许限温加热器的电阻在居里温度附近更剧烈地降低。随着透入深度在居里温度附近增大以包括铜芯部，电阻非常剧烈地降低。
复合导体可增大限温加热器的电导率和/或允许加热器在较低的电压下运行。在一个实施例中，复合导体在低于复合导体的铁磁性导体的居里温度附近区域的温度处具有相对平的电阻-温度曲线。在一些实施例中，限温加热器具有介于100℃和750℃之间或介于300℃和600℃之间的相对平的电阻-温度曲线。相对平的电阻-温度曲线也可通过调节例如限温加热器中的材料和/或材料的配置而显示在其它温度范围中。在某些实施例中，复合导体中每种材料的相对厚度选择得使得为限温加热器产生期望的电阻-温度曲线。
复合导体(例如，复合内层导体或复合外层导体)可通过包括但不限于以下方法的方法来制造：共挤、滚轧成形、紧密配合装管(例如冷却内部元件并加热外部元件；然后将内部元件插入外部元件；此后进行拉拔操作和/或允许系统冷却)、爆炸或电磁包覆、电弧覆盖焊接、纵条焊接、等离子粉末焊接、坯段共挤、电镀、拉拔、溅射、等离子沉积、共挤铸造、磁性成形、熔融柱体铸造(内芯部材料在外芯部材料内或者相反)、插入之后进行焊接或高温蒸、屏蔽活性气体焊接(SAG)、和/或将内管插入外管中之后通过液压成形或使用生铁来机械地扩张内管以相对于外管扩张和锻造内管。在一些实施例中，铁磁性导体编织在非铁磁性导体上。在某些实施例中，复合导体利用类似于用于包覆的那些方法来形成(例如，用铜包覆钢)。铜包覆层和基体铁磁性材料之间的冶金结合可以是有利的。通过形成良好冶金结合(例如铜和446不锈钢之间的良好结合)的共挤工艺产生的复合导体可由Anomet Products，Inc.(美国麻萨诸塞州Shrewsbury)提供。
图3-9示出了限温加热器的各种实施例。这些附图中任何一个所示的限温加热器的实施例的一个或多个特点可与这些附图所示的限温加热器的其它实施例的一个或多个特点相组合。在这里所述的某些实施例中，限温加热器的尺寸设计为在60Hz频率的AC下运行。要理解到，限温加热器的尺寸可由这里所述的那些进行调节以使得限温加热器能以类似的方式在其它AC频率下或者在调制DC电流下运行。
图3显示了限温加热器的一个实施例的剖视图，其中该加热器的外导体具有铁磁部分和非铁磁部分。图4和图5显示了图3中所示实施例的横向剖视图。在一个实施例中，铁磁部分212用于给地层中的含烃层提供热量。非铁磁部分214用于地层的上覆岩层。非铁磁部分214给上覆岩层提供少许热量或不提供热量，由此防止上覆岩层中的热损耗并改善加热器效率。铁磁部分212包括譬如409不锈钢或410不锈钢的铁磁材料。铁磁部分212具备0.3cm的厚度。非铁磁部分214是0.3cm厚度的铜。内导体216是铜。内导体216具备0.9cm的直径。电绝缘体218是氮化硅、氮化硼、氧化镁粉末或其他合适的绝缘材料。电绝缘体218具备0.1cm～0.3cm的厚度。
图6A和图6B显示了限温加热器的一个实施例的剖视图，其中该加热器具有铁磁性的内导体和非铁磁性的芯体。内导体216可以由446不锈钢、409不锈钢、410不锈钢、碳素钢、阿姆科铸铁、铁钴合金或其他铁磁性材料制成。芯体226紧密接合于内导体216的内侧。芯体226是铜或其他非铁磁材料。在一些实施例中，芯体226在进行拉延操作之前紧配合地嵌入到内导体216中。在一些实施例中，芯体226与内导体216共挤压地相接合。外导体220是347H不锈钢。对致密电绝缘体218(譬如，致密的氮化硅、氮化硼或氧化镁粉末)进行拉延或辊压的操作可以在内导体216与芯体226之间确保良好的电接触。在本实施例中，在接近居里温度之前热量主要产生于内导体216中。然后，电阻随着电流穿过芯体226而急剧减小。
对于其中铁磁性导体在低于居里温度之下提供大多电阻性热输出的限温加热器而言，大多电流以磁场(H)与磁感应强度(B)高度非线性的函数流过材料。这些非线性的函数会引起导致限温加热器在低于居里温度的温度处功率因数降低的强烈感应效应和畸变。这些效应会导致限温加热器的电力供应难以控制并且会导致额外的电流流过表面和/或加重电源导体的负载。昂贵的和/或难以施加控制的系统(比如可变电容器或调制电源)可用来试图补偿这些效应并控制其中大部分电阻性热输出由流过铁磁性材料的电流所提供的限温加热器。
在某些限温加热器的实施例中，铁磁性导体限定了在限温加热器低于铁磁性导体的居里温度或在该温度附近时通过结合至铁磁性导体的电导体的大多电流。电导体可以是护套、外套、支撑元件、耐腐蚀元件或者其它电阻性元件。在一些实施例中，铁磁性导体限定了流到定位在最外层和铁磁性导体之间的电导体的大部分电流。铁磁性导体定位在限温加热器的横截面中以使得铁磁性导体在低于居里温度或处于该温度时的磁性限制了流到电导体的大多电流。大部分电流由于铁磁性导体的集肤效应而限制至电导体。因而，大部分电流在加热器的大多操作范围中以基本上线性的电阻性质流过材料。
在某些实施例中，铁磁性导体和电导体定位在限温加热器的横截面中以使得铁磁性导体在低于居里温度的温度时的集肤效应限制了电导体和铁磁性导体中的电流的穿透深度。因而，电导体在温度达到铁磁性导体的居里温度处或附近提供了限温加热器大多的电阻性热输出。在某些实施例中，电导体的尺寸可选择为提供期望的热输出性质。
因为大多电流流过低于居里温度的电导体，限温加热器具有一个电阻-温度曲线，这个曲线至少部分地反映了电导体中材料的电阻-温度曲线。因而，如果电导体中的材料具有基本上线性的电阻-温度曲线，限温加热器的电阻-温度曲线在低于铁磁性导体的居里温度时为基本上线性的。限温加热器的电阻很少或根本不依赖于流过加热器的电流直到温度接近居里温度。大部分电流在低于居里温度时在电导体中流动而非在铁磁性导体中流动。
其中大部分电流在电导体中流动的限温加热器的电阻-温度曲线还倾向于在铁磁性导体的居里温度附近或该温度处显示电阻的更剧烈降低。在居里温度附近或该温度处电阻的更剧烈降低比居里温度附近更渐进的电阻降低更易于控制。
在某些实施例中，电导体中的材料和/或材料的尺寸选择为使得限温加热器在低于铁磁性导体的居里温度时具有期望的电阻-温度曲线。
其中大部分电流在低于居里温度时在电导体中流动而非在铁磁性导体中流体的限温加热器更易于预测和/或控制。其中大部分电流在低于居里温度时在电导体中流动而非在铁磁性导体中流体的限温加热器的活动可以通过例如其电阻-温度曲线和/或其功率因数-温度曲线来预测。电阻-温度曲线和/或功率因数-温度曲线可通过例如估计限温加热器活动的实验测量、估计或预测限温加热器活动的分析公式和/或估计或预测限温加热器活动的模拟来估计或预测。
在限温加热器的温度接近或超过铁磁性导体的居里温度时，铁磁性导体中铁磁性的降低允许电流流过限温加热器更大部分的导电横截面。因而，在铁磁性导体的居里温度处或附近，限温加热器的电阻降低并且限温加热器自动地提供降低的热输出。在某些实施例中，高导电的元件结合至铁磁性导体和电导体以降低限温加热器在铁磁性导体的居里温度处或高于该温度时的电阻。高导电的元件可以是内层导体、芯部、或者铜、铝、镍或其合金的另一导体元件。
与在达到居里温度或该温度附近使用铁磁性导体来提供大部分电阻性热输出的限温加热器中的铁磁性导体相比，在温度低于居里温度时将大多电流限制至电导体的铁磁性导体可具有相对小的横截面。使用电导体在低于居里温度时提供大多电阻性热输出的限温加热器在温度低于居里温度时具有低的磁感应系数，因为与其中低于居里温度时大多电阻性热输出由铁磁性材料提供的限温加热器相比，较少的电流流过铁磁性导体。铁磁性导体半径(r)处的磁场(H)与流过铁磁性导体和芯部的电流(I)除以半径成正比，或者
(2)H∝I/r
由于对于使用外层导体来在低于居里温度时提供大多电阻性热输出的限温加热器而言仅一部分电流流过铁磁性导体，限温加热器的磁场可明显小于其中大多电流流过铁磁性材料的限温加热器的磁场。对于小磁场而言，相对导磁率(μ)可很大。
铁磁性导体的透入深度(δ)与相对导磁率(μ)的平方根成反比：
(3)δ∝(1/μ)1/2
增大相对导磁率会降低铁磁性导体的透入深度。然而，因为对于低于居里温度的温度而言仅一部分电流流过铁磁性导体，对于相对导磁率较大的铁磁性材料而言，铁磁性导体的半径(或厚度)可降低以补偿降低的透入深度同时仍然允许集肤效应以限制在温度低于铁磁性导体的居里温度处电导体的电流穿透深度。铁磁性导体的半径(厚度)可以介于0.3mm和8mm之间、0.3mm和2mm之间、或者2mm和4mm之间，这取决于铁磁性导体的相对导磁率。降低铁磁性导体的厚度会降低限温加热器的制造成本，因为铁磁性材料的成本倾向于是限温加热器的成本的主要部分。在铁磁性导体的居里温度处或附近，增大铁磁性导体的相对导磁率为限温加热器提供了更高的调节比和电阻的更剧烈降低。
相对导磁率较高(例如至少200、至少1000、至少1×104或者至少1×105)和/或居里温度较高(例如至少600℃、至少700℃或者至少800℃)的铁磁性材料(比如纯铁或铁钴合金)倾向于在高温下具有较小的耐腐蚀性和/或较小的机械强度。电导体可为限温加热器提供高温下的耐腐蚀性和/或高的机械强度。因而，铁磁性导体可主要为其铁磁性进行选择。
在低于铁磁性导体的居里温度时将大多电流限制到电导体降低了功率因数的变化。因为在低于居里温度时仅一部分电流流过铁磁性导体，铁磁性导体的非线性铁磁性质对于限温加热器的功率因数影响很小或根本没有，除了在居里温度处或附近。即使在居里温度处或附近，与其中在低于居里温度时铁磁性导体提供大多电阻性热输出的限温加热器相比，对功率因数的影响也降低。因而，很少需要或者根本不需要外部补偿(例如可变电容器或波形调制)来调节限温加热器的感应负载中的变化以维持相对高的功率因数。
在某些实施例中，在低于铁磁性导体的居里温度时将大多电流限制到电导体的限温加热器在加热器的使用期间维持功率因数高于0.85、高于0.9或者高于0.95。功率因数的任何降低仅在居里温度附近的温度处在限温加热器的局部发生。限温加热器的大多部分在使用期间通常不处于居里温度处或附近。这些部分具有接近1.0的高功率因数。整个限温加热器的功率因数在加热器的使用期间维持为高于0.85、高于0.9或者高于0.95，即使加热器的一些部分具有低于0.85的功率因数。
维持高的功率因数还允许较便宜的电源和/或控制设备，比如固态电源或SCR(硅控整流器)。如果功率因数由于感应负载而变化太大，那么这些设备可能就不能正确地运行。然而，在功率因数维持在较高数值时，这些设备可用来将动力提供给限温加热器。固态电源还具有允许精细调整和受控调节供应至限温加热器的动力的优点。
在一些实施例中，用变压器来将动力提供给限温加热器。变压器可具有多电压接头以将动力提供给限温加热器。多电压接头允许供应的电流在多个电压之间来回切换。这将电流维持在由多电压接头限制的范围内。
高导电元件或者内层导体增大了限温加热器的调节比。在某些实施例中，增大高导电元件的厚度以增大限温加热器的调节比。在一些实施例中，降低电导体的厚度以增大限温加热器的调节比。在某些实施例中，限温加热器的调节比介于1.1和10之间、介于2和8之间、或者介于3和6之间(例如调节比至少为1.1、至少为2、或者至少为3)  。
图7显示了限温加热器的一个实施例，其中支承元件提供了低于铁磁导体居里温度时的大部分热输出。芯体226是该限温加热器的内导体。在一些实施例中，芯体226是譬如铜或铝的高导电性材料。在一些实施例中，芯体226是可提供机械强度和良好导电性的铜合金，譬如弥散强化铜。在一个实施例中，芯体226是Glidcop(SCM MetalProducts公司，Research Triangle Park，北卡罗来纳州，美国)。铁磁导体224是处于电导体230与芯体226之间的一薄层铁磁材料。在一些实施例中，电导体230也是支承元件228。在一些实施例中，铁磁导体224是铁或铁合金。在一些实施例中，铁磁导体224包括具备较高相对磁导率的铁磁材料。例如，铁磁导体224可以是譬如阿姆克铸铁(AK Steel有限公司，英国)的提纯铁。带有一些杂质的铁通常具备400级别的相对磁导率。通过将铁在1450℃的氢气(H2)中退火提纯可以增大铁的相对磁导率。对铁磁导体224相对磁导率的增加允许了铁磁导体厚度的减小。例如，未提纯铁的厚度大约是4.5mm，而提纯铁的厚度大约是0.76mm。
在一些实施例中，电导体230提供对铁磁导体224和限温加热器的支承。电导体230可以由这样一种材料制成，该材料在温度接近铁磁导体224的居里温度或处其之上时提供良好的机械强度。在一些实施例中，电导体230是抗腐蚀性元件。电导体230(支承元件228)可以提供对铁磁导体224的支承以及抗腐蚀性。电导体230由这样一种材料制成，该材料在温度到达铁磁导体224的居里温度和/或处其之上时提供所需的电阻性热输出。
在一个实施例中，电导体230是347H不锈钢。在一些实施例中，电导体230是其他具备导电性、良好的机械强度和抗腐蚀性的材料。例如，电导体230可以是304H、316H、347HH、NF709、Incoloy800H合金(Inco Alloys国际，Huntington，西弗吉尼亚，美国)、HaynesHR120合金，或Inconel617合金。
在一些实施例中，电导体230(支承元件228)在限温加热器的不同部分包括不同的合金。例如，电导体230(支承元件228)的下部是347H不锈钢，而电导体(支承元件)的上部是NF709。在一些实施例中，在电导体(支承元件)的不同部分使用不同的合金，由此可增加电导体(支承元件)的机械强度同时为限温加热器维持所需的热特性。
在一些实施例中，铁磁导体224在限温加热器的不同部分包括不同的铁磁导体。在限温加热器的不同部分使用不同的铁磁导体，由此可改变居里温度并因而改变不同部分的最大操作温度。在一些实施例中，限温加热器上部的居里温度要低于它下部的居里温度。上部的较低居里温度可增加加热器上部的蠕变破裂强度寿命。
在图7所示的实施例中，铁磁导体224、电导体230和芯体226的尺寸被确定为，当温度低于铁磁导体的居里温度时，铁磁导体的透入深度限制电流的大部分流动透入到支承元件的透入深度。因此，当温度到达铁磁导体224的居里温度或其附近时，电导体230提供了限温加热器的大部分电阻性热输出。在一些实施例中，与并未使用电导体230来提供大部分电阻性热输出的其他限温加热器相比，图7中所示的限温加热器要更小一些(譬如，3cm、2.9cm、2.5cm或更小的外径)。图7中所示的限温加热器比较小，这是因为较之由铁磁导体来提供大部分电阻性热输出的限温加热器所需的铁磁导体的尺寸，铁磁导体224更薄。
在一些实施例中，支承元件和抗腐蚀性元件在限温加热器中是不同的元件。图8和图9显示了限温加热器的实施例，其中外壳(jacket)提供了低于铁磁导体的居里温度时的大部分热输出。在这些实施例中，电导体230是外壳222。电导体230、铁磁导体224、支承元件228和芯体226(图8)或内导体216(图9)的尺寸被确定为，铁磁导体的透入深度限制了电流的大部分流动透入外壳厚度的透入深度。在一些实施例中，电导体230是这样一种材料，其具备抗腐蚀性并在低于铁磁导体224的居里温度时提供电阻性热输出。例如，电导体230是825不锈钢或347H不锈钢。在一些实施例中，电导体230具备较小的厚度(譬如，大约0.5mm)。
在图8中，芯体226是譬如铜或铝的高导电性材料。支承元件228是347H不锈钢，或是其他在铁磁导体224的居里温度或其附近时具备良好机械强度的材料。
在图9中，支承元件228作为限温加热器的芯体并且是347H不锈钢，或其他在铁磁导体224的居里温度或其附近时具备良好机械强度的材料。内导体216是譬如铜或铝的高导电性材料。
对于纵向较长的限温加热器(譬如，至少300m、至少500m、或至少1km长度的加热器)，悬挂应力在限温加热器的材料选择方面变得重要。如果没有适当地选择材料，支承元件不会具备足够的机械强度(譬如，蠕变破裂强度)来支承处于其操作温度时的限温加热器的重量。图10显示了图7中所示限温加热器的悬挂应力(ksi，千磅每平方英寸)与外径(in.)之间的关系曲线，其中347H用为支承元件。悬挂应力通过在0.5″铜芯体和0.75″外径碳素钢铁磁导体外侧的支承元件来估计。该估计过程假定支承元件承受加热器的整体荷载并且加热器长度为1000ft(大约305m)。如图10中所示，增加支承元件的厚度可以降低支承元件上的悬挂应力。对支承元件上悬挂应力的降低允许了限温加热器以更高的温度进行操作。
在一些实施例中，用于支承元件的材料发生改变以便增加限温加热器操作温度时的最大允许悬挂应力，由此增加限温加热器的最大操作温度。支承元件的材料变化对限温加热器处于居里温度之下时的热输出产生影响，因为材料变化会改变支承元件的电阻-温度曲线。在一些实施例中，支承元件沿着加热器的长度由一种以上的材料制成，这样限温加热器尽可能地维持所需的操作特性(譬如，居里温度之下的电阻-温度曲线)，同时提供足够的机械性能以便对加热器进行支承。
图11显示了数种材料和不同外径的限温加热器的悬挂应力(ksi)与温度()之间的关系曲线。曲线232表示347H不锈钢。曲线234表示Incoloy800H合金。曲线236表示HaynesHR120合金。曲线238表示NF709。这些曲线各自包括四个点，它们代表支承元件的不同外径。各个曲线中应力最高的点代表1.05″的外径。各个曲线中应力第二高的点代表1.15″的外径。各个曲线中应力第二低的点代表1.25″的外径。各个曲线中应力最低的点代表1.315″的外径。如图11中所示，对支承元件和材料的强度和/或外径的增加会增大限温加热器的最大操作温度。
图12、13、14和15显示了限温加热器的一些实施例，这些加热器能够提供操作温度高达770℃、蠕变破裂强度为30,000小时使用寿命时所需的热输出和机械强度。图示的限温加热器具备1000ft的长度、0.5″直径的铜芯体，以及外径为0.765″的铁质铁磁导体。在图12中，加热器部分240中的支承元件是347H不锈钢。加热器部分242中的支承元件是Incoloy800H合金。部分240具备750ft的长度，而部分242具备250ft的长度。支承元件的外径是1.315″。在图13中，加热器部分240中的支承元件是347H不锈钢。加热器部分242中的支承元件是Incoloy800H合金。加热器部分244中的支承元件是HaynesHR120合金。部分240具备650ft的长度，部分242具备300ft的长度，而部分244具备50ft的长度。支承元件的外径是1.15″。在图14中，加热器部分240中的支承元件是347H不锈钢。加热器部分242中的支承元件是Incoloy800H合金。加热器部分244中的支承元件是HaynesHR120合金。部分240具备550ft的长度，部分242具备250ft的长度，而部分244具备200ft的长度。支承元件的外径是1.05″。
在一些实施例中，可以在加热器的不同部分之间使用过渡段。例如，如果加热器的一个或多个部分具备不同的居里温度，可以在不同部分之间使用过渡段来提供对各部分中温差的补偿。图15显示了限温加热器实施例的另外一个示例，其能够提供所需的热输出和机械强度。加热器部分240中的支承元件是347H不锈钢。加热器部分242中的支承元件是NF709。加热器部分244中的支承元件是347H。部分240具备550ft的长度和843℃的居里温度，部分242具备250ft的长度和843℃的居里温度，而部分244具备180ft的长度和770℃的居里温度。过渡段243具备20ft的长度和770℃的居里温度，并且其支承元件是NF709。
支承元件沿着限温加热器长度的材料可以发生变化，由此获得多种所需的操作特性。对限温加热器材料的选择可以取决于它的所需用途而进行调整。表1列出了可以用作支承元件的材料示例。该表提供了支承元件的悬挂应力(σ)以及限温加热器对于不同外径(OD)支承元件的最大操作温度。在各种情况下，铁质铁磁导体的芯体直径和外径分别是0.5″和0.765″。
表1
  材料   OD＝1.05″   OD＝1.15″   OD＝1.25″   OD＝1.315″
  σ(ksi)T()   σ(ksi)T()   σ(ksi)T()   σ(ksi)T()
  347H不锈钢   7.55  1310   6.33  1340   5.63  1360   5.31  1370
  Incoloy800H合金   7.55  1337   6.33  1378   5.63  1400   5.31  1420
  HaynesHR120合金   7.57  1450   6.36  1492   5.65  1520   5.34  1540
  HA230   7.91  1475   6.69  1510   5.99  1530   5.67  1540
  Haynes556合金   7.65  1458   6.43  1492   5.72  1512   5.41  1520
  NF709   7.57  1440   6.36  1480   5.65  1502   5.34  1512
在一些实施例中，限温加热器的一个或多个部分具备不同的外径和/或材料以便为加热器提供所需的性能。图16和17显示了限温加热器实施例的一些示例，这些加热器沿其长度改变支承元件的直径和/或材料，由此在操作温度高达834℃和30,000小时、加热器长度为850ft、铜芯体的直径为0.5″，以及铁-钴铁磁导体(其中6％重量比的钴)的外径为0.75″的情形下提供所需的操作特性和适当的机械特性(譬如，蠕变破裂强度)。在图16中，部分240是长度为300ft且外径为1.15″的347H不锈钢。部分242是长度为400ft且外径为1.15″的NF709。部分244是长度为150ft且外径为1.25″的NF709。在图17中，部分240是长度为300ft且外径为1.15″的347H不锈钢。部分242是长度为100ft且外径为1.20″的347H不锈钢。部分244是长度为350ft且外径为1.20″的NF709。部分246是长度为100ft且外径为1.25″的NF709。
在一些实施例中，限温加热器的一个或多个部分具备不同的尺寸和/或不同的材料，由此沿着加热器长度提供不同的功率输出。或多或少的功率输出可以如下获得：通过沿着限温加热器的长度利用不同的铁磁材料来改变加热器的选定温度(譬如，居里温度)、和/或通过沿着加热器的长度利用不同尺寸的发热元件来改变加热器电阻。可能需要沿着限温加热器的长度输出不同的功率，由此对加热器附近地层的不同热特性作出补偿。例如，油页岩层在不同的岩层深度可能具备不同的含水孔隙度、不同的碳钠铝石组分和/或不同的苏打石组分。具备较高含水孔隙度、较高碳钠铝石组分和/或较高苏打石组分的岩层区域与具备较低含水孔隙度、较低碳钠铝石组分和/或较低苏打石组分的区域相比，可能需要更多的功率输入以便获得相似的加热率。功率输出可以沿着加热器长度发生改变，这样具备不同特性(譬如，含水孔隙度、碳钠铝石组分和/或苏打石组分)的岩层区域可以以大约相同的加热率获得加热。
在一些实施例中，限温加热器的不同部分具备不同的选定自限制温度(譬如，居里温度)、温度、材料和/或尺寸，以便对岩层沿着加热器长度的不同热特性作出补偿。例如，图12-17中所示加热器部分的居里温度、支承元件材料和/或尺寸可以发生改变，由此沿着加热器长度提供不同的功率输出和/或操作温度。
作为一个示例，对于图12中所示的限温加热器示例，部分242可以用来加热与由部分240加热的岩层部分相比平均而言具备较高含水孔隙度、碳钠铝石组分和/或苏打石组分的岩层区域。部分242较之部分240提供了较少的功率输出来补偿岩层不同区域的差别热特征，这样整个岩层以近似相同的加热率进行加热。部分242可以需要较少的功率输出，这是因为部分242譬如被用来对具备较低含水孔隙度和/或碳钠铝石组分的岩层区域进行加热。在一个实施例中，部分242具备770℃的居里温度(纯铁)，而部分240具备843℃的居里温度(铁添加有钴)。该实施例可以从部分240提供较多的功率输出，以致两个部分之间的温滞减小。通过调节加热器部分的居里温度，可以对加热器自限制时的选定温度进行调节。在一些实施例中，部分242的尺寸进行调整以便进一步减小温滞，这样岩层在整个区域以近似相同的加热率受到加热。加热器的尺寸可以进行调整以便调节加热器一个或多个部分的加热率。例如，部分242的外导体的厚度可以相对于加热器的铁磁元件和/或芯体增大，这样该部分具备更高的电阻且能够在其居里温度之下提供更高的功率输出。
对岩层不同区域之间温滞的减小可以降低使岩层到达预期温度所需的总时间。降低使岩层到达预期温度所需的时间可以降低加热成本并更为快捷地产生出所需的流体产品。
具备不同居里温度的限温加热器还可以具有不同的支承元件材料，由此为加热器提供机械强度(譬如，对加热器悬挂应力作出补偿和/或提供足够的蠕变破裂强度)。例如，在图15所示的限温加热器实施例中，部分240和242具备843℃的居里温度。部分240具有由347H不锈钢制得的支承元件。部分242具有由NF709制得的支承元件。部分244具备770℃的居里温度并具有由347H不锈钢制得的支承元件。过渡段243具备770℃的居里温度并具有由NF709制得的支承元件。过渡段243在长度上可以短于部分240、242和244。过渡段243可以布置在部分242与244之间，由此对这两个部分之间的温度和材料差异作出补偿。例如，过渡段243可以用来对部分242与244之间的蠕变特性作出补偿。
上述基本纵向的限温加热器的部分242可以具有较便宜、强度较低的材料，因为加热器的该部分居里温度较低。例如，由于部分244与部分242相比最大操作温度较低，可以将347H不锈钢用作其支承元件。部分242需要更为昂贵、强度更高的材料，因为部分242由于其居里温度较高的缘故而操作温度更高。
示例
以下将阐述非限制性的示例。
作为一个示例，STARS模拟实验(Computer Modelling Group，Calgary，阿尔伯达，加拿大)用来确定使用不同功率输出的限温加热器的热特性。图18显示了油页岩层的富油度(gal/ton)与深度(ft)之间关系曲线的示例。如图所示，岩层的上部区域(大约1210英尺以上)与岩层深处相比，往往具有较低的富油度、较低的含水孔隙度和/或碳钠铝石组分。对于本模拟实验，使用了类似于图12所示的加热器。部分242在图18所示虚线之上具备368英尺的长度，而部分240在该虚线之下具备587英尺的长度。
在第一示例中，限温加热器沿着它的整体长度具备相同的热特征。该加热器包括0.565″直径的铜芯体，并具有包围该铜芯体的碳素钢导体(居里温度1418，外径为0.825″的纯铁)。外导体是包围碳素钢导体的347H不锈钢并具备1.2″的外径。图19中显示了加热器的每英尺电阻(mΩ/ft)与温度()之间的关系曲线。图20显示了由第一示例模拟确定的岩层平均温度()与时间(天)之间的关系曲线。曲线248显示为岩层顶部区域的平均温度()-时间曲线。曲线250显示为整个岩层的平均温度-时间曲线。曲线252显示为岩层底部区域的平均温度-时间曲线。如图所示，岩层底部区域的平均温度滞后于岩层顶部区域及整个岩层的平均温度。岩层的顶部区域在1584天内达到644的平均温度。岩层的底部区域在1922天内达到644的平均温度。因此，底部区域比顶部区域几乎要滞后一年达到热解温度附近的平均温度。
在第二示例中，限温加热器的部分242具备与第一示例中所用相同的特性。加热器的部分240通过将钴添加到铁质导体中而转变为具备1550的居里温度。图21显示了第二示例加热器的每英尺电阻(mΩ/ft)与温度()之间的关系曲线。曲线254显示为上部(部分242)的电阻曲线。曲线256显示为下部(部分240)的电阻曲线。图22显示了由第二示例模拟确定的岩层平均温度()与时间(天)之间的关系曲线。曲线258显示为岩层顶部区域的平均温度-时间曲线。曲线260显示为整个岩层的平均温度-时间曲线。曲线262显示为岩层底部区域的平均温度-时间曲线。如图所示，岩层底部区域的平均温度滞后于岩层顶部区域及整个岩层的平均温度。岩层的顶部区域在1574天内达到644的平均温度。岩层的底部区域在1701天内达到644的平均温度。因此，底部区域仍然滞后于顶部区域达到热解温度附近的平均温度，但该时间滞后少于第一示例的时间滞后。
图23显示了第二示例的净热能量输入(Btu)与时间(天)之间的关系曲线。曲线264显示为底部区域的净热能量输入。曲线266显示为顶部区域的净热能量输入。底部区域到达644温度时的净热能量输入是2.35×1010Btu。顶部区域到达644温度时的净热能量输入是1.32×1010Btu。因此，底部区域到达所需温度将多花费12％的功率。
图24显示了第二示例的每英尺功率注入(W/ft)与时间(天)之间的关系曲线。曲线268显示为底部区域的功率注入率。曲线270显示为顶部区域的功率注入率。底部区域的功率注入率要比顶部区域的功率注入率高6％左右。因此，减少对顶部区域的6％功率输出和/或增加对底部区域的6％功率输出都可以在顶部和底部区域提供近似相同的加热率。
在第三示例中，顶部(部分242)的尺寸发生改变以便提供较少的功率输出。部分242进行调整以包括外径为0.545″的铜芯体、包围铜芯体且外径为0.700″的碳素钢导体，以及包围碳素钢导体且外径为1.2″的347H不锈钢外导体。底部(部分240)具备与第二示例中的加热器相同的特性。图25显示了第三示例加热器的每英尺电阻(mΩ/ft)与温度()之间的关系曲线。曲线276显示为上部(部分242)的电阻曲线。曲线274显示为第二示例中顶部的电阻曲线。曲线272显示为底部(部分240)的电阻曲线。图26显示了由第三示例模拟确定的岩层平均温度()与时间(天)之间的关系曲线。曲线280显示为岩层顶部区域的平均温度-时间曲线。曲线278显示为岩层底部区域的平均温度-时间曲线。如图所示，岩层底部区域的平均温度基本相同于岩层顶部区域的平均温度，尤其是经过1000天左右之后。岩层的顶部区域在1642天内达到644的平均温度。岩层的底部区域在1649天内达到644的平均温度。因此，底部区域仅仅迟于顶部区域5天达到热解温度附近的平均温度。
图27显示了三个示例加热器各自的累积能量注入(Btu)与时间(天)之间的关系曲线。曲线290显示为第一示例加热器的累积能量注入。曲线288显示为第二示例加热器的累积能量注入。曲线286显示为第三示例加热器的累积能量注入。第二和第三示例加热器具备基本相等的累积能量注入。第一示例加热器具备高7％左右的累积能量注入以达到底部区域的644平均温度。
图18-27显示了在三角形加热图案的加热器之间具备40英尺间隔的加热器效果。图28显示了第三示例加热器的平均温度()与时间(天)之间的关系曲线，并且岩层中的加热器之间具有模拟确定的30英尺间隔。曲线294显示为岩层顶部区域的平均温度-时间曲线。曲线292显示为岩层底部区域的平均温度-时间曲线。图28中的曲线仍然遵循顶部和底部区域中的近似相同加热率。各区域达到平均温度的时间得以减少。岩层的顶部区域在903天内达到644的平均温度。岩层的底部区域在884天内达到644的平均温度。因此，加热器间隔减小可以降低达到岩层平均选择温度所需的时间。
通过以上描述，本发明的其他修改和替换实施例对于本领域的技术人员变得明显。因此，上述描述仅仅用作说明以及教导本领域技术人员实施本发明的大体方式之目的。应当理解，本发明在此显示和描述的各种形式应当理解成目前的优选实施例。可以对于此显示和描述的元件和材料作出替换、颠倒其部件和过程，并独立使用本发明的一些特征，所有这些对于阅读了本发明说明书的本领域技术人员都是显而易见的。在不偏离本发明由其附属权利要求所限定的精髓和范围的情况下，可以对于此描述的元件进行改变。此外应当理解，在此描述的特征可以在一些实施例中结合起来。

Claims (18)

1.一种用于对地下岩层进行加热的系统，包括：
处于岩层中的开口内的细长加热器，其中该细长加热器沿其长度包括两个或多个具有不同能量输出的部分，所述细长加热器的至少一个部分包括至少一个限温部分，并且在该限温部分的至少一个选择温度时该部分提供下降的热输出；以及
所述加热器被构造成对岩层提供具有不同能量输出的热，并且该加热器被构造成以一种或多种选定加热率来加热岩层的一个或多个区域。
2.如权利要求1的系统，其中所述细长加热器的长度至少是30m。
3.如权利要求1或2的系统，其中所述加热器的两个或多个部分包括不同的机械性能，这样加热器具有足够的机械强度来支承处于其操作温度下的加热器的重量。
4.如权利要求1-3中任何一项的系统，其中所述加热器的至少一个限温部分包括铁磁导体并被构造成：当时变电流施加于所述限温部分并且该部分低于一选择温度时该部分提供一电阻，而当所述铁磁导体处于所述选择温度或高于所述选择温度时，该部分自动提供一减少的电阻。
5.如权利要求4的系统，其中加热器的所述至少一个限温部分进一步包括芯体，该芯体包含至少被所述铁磁导体所包围的高导电性材料。
6.如权利要求4或5的系统，其中所述铁磁导体相对于外部电导体被布置成：当温度低于一选择温度或处于该选择温度附近时，由铁磁导体中的时变电流所产生的电磁场将电流的大部分流动限制到所述外部电导体。
7.如权利要求1-6中任何一项的系统，其中加热器的所述部分包括具有不同选择温度的限温加热器。
8.如权利要求1-7中任何一项的系统，其中加热器的所述部分包括不同的电阻率。
9.如权利要求1-8中任何一项的系统，其中加热器的所述部分的尺寸发生改变以提供不同的能量输出。
10.如权利要求1-9中任何一项的系统，其中加热器的所述部分的材料发生改变以提供不同的能量输出。
11.如权利要求1-10中任何一项的系统，其中岩层的所述区域具有不同的热特性和/或不同的富油度。
12.一种利用权利要求1-11中任何一项所述的系统来加热地下岩层的方法，该方法包括：
将电流施加给所述细长加热器，以致该加热器提供电阻性热输出；以及
允许所述热传递给岩层的一个或多个区域。
13.如权利要求12的方法，进一步包括将时变电流提供给所述细长加热器，以致该加热器作为限温加热器而运行。
14.如权利要求12或13的方法，其中所述地下岩层包含碳氢化合物，上述方法进一步包括允许所述热量传递给岩层，以致至少一些碳氢化合物在岩层中发生热解。
15.如权利要求12-14中任何一项的方法，进一步包括从岩层生产流体的步骤。
16.一种混合物，包含利用权利要求1-11任何一项所述的系统、或权利要求12-15任何一项所述的方法所生产出的碳氢化合物。
17.一种运输用燃料，其由权利要求16所述的混合物而制得。
18.一种用于加热地下岩层的系统，包括：
处于岩层中的开口内的细长加热器，其中该细长加热器沿其长度包括两个或多个具有不同能量输出的部分；并且
所述加热器被构造成对岩层提供具有不同能量输出的热。
CN200680013103.5A 2005-04-22 2006-04-21 用于对地下岩层进行加热的系统和方法 Expired - Fee Related CN101163857B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US67408105P 2005-04-22 2005-04-22
US60/674,081 2005-04-22
PCT/US2006/015166 WO2006116130A1 (en) 2005-04-22 2006-04-21 Varying properties along lengths of temperature limited heaters

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101163857A true CN101163857A (zh) 2008-04-16
CN101163857B CN101163857B (zh) 2012-11-28

Family

ID=36655240

Family Applications (12)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN200680013322.3A Expired - Fee Related CN101163853B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 以三相y字构造结合的用于地下岩层加热的绝缘导体限温加热器
CN200680013103.5A Expired - Fee Related CN101163857B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 用于对地下岩层进行加热的系统和方法
CN200680013092.0A Pending CN101163851A (zh) 2005-04-22 2006-04-21 用于原地转换过程的双阻挡层系统
CN200680013122.8A Expired - Fee Related CN101163852B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 用于现场方法的低温屏障
CN200680013123.2A Expired - Fee Related CN101163860B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 用于地下屏障的低温监视系统
CN200680013312.XA Expired - Fee Related CN101163859B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 利用井眼在地层的至少两个区域中的现场转化处理系统
CN200680013093.5A Expired - Fee Related CN101300401B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 用于通过现场转化工艺生产流体的方法及系统
CN200680013101.6A Expired - Fee Related CN101163855B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 用于加热地表下地层的系统及耦联该系统中加热器的方法
CN200680013090.1A Expired - Fee Related CN101163854B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 利用非铁磁导体的温度限制加热器
CN200680013121.3A Expired - Fee Related CN101163858B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 从地下地层生产碳氢化合物的现场转换系统及相关方法
CN200680013320.4A Expired - Fee Related CN101163856B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 成组的暴露金属加热器
CN200680013130.2A Expired - Fee Related CN101163780B (zh) 2005-04-22 2006-04-24 来自原位转化工艺的气体的处理

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN200680013322.3A Expired - Fee Related CN101163853B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 以三相y字构造结合的用于地下岩层加热的绝缘导体限温加热器

Family Applications After (10)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN200680013092.0A Pending CN101163851A (zh) 2005-04-22 2006-04-21 用于原地转换过程的双阻挡层系统
CN200680013122.8A Expired - Fee Related CN101163852B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 用于现场方法的低温屏障
CN200680013123.2A Expired - Fee Related CN101163860B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 用于地下屏障的低温监视系统
CN200680013312.XA Expired - Fee Related CN101163859B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 利用井眼在地层的至少两个区域中的现场转化处理系统
CN200680013093.5A Expired - Fee Related CN101300401B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 用于通过现场转化工艺生产流体的方法及系统
CN200680013101.6A Expired - Fee Related CN101163855B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 用于加热地表下地层的系统及耦联该系统中加热器的方法
CN200680013090.1A Expired - Fee Related CN101163854B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 利用非铁磁导体的温度限制加热器
CN200680013121.3A Expired - Fee Related CN101163858B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 从地下地层生产碳氢化合物的现场转换系统及相关方法
CN200680013320.4A Expired - Fee Related CN101163856B (zh) 2005-04-22 2006-04-21 成组的暴露金属加热器
CN200680013130.2A Expired - Fee Related CN101163780B (zh) 2005-04-22 2006-04-24 来自原位转化工艺的气体的处理

Country Status (14)

Country Link
US (1) US7831133B2 (zh)
EP (12) EP1871979A1 (zh)
CN (12) CN101163853B (zh)
AT (5) ATE427410T1 (zh)
AU (13) AU2006239962B8 (zh)
CA (12) CA2606295C (zh)
DE (5) DE602006013437D1 (zh)
EA (12) EA012554B1 (zh)
IL (12) IL186212A (zh)
IN (1) IN266867B (zh)
MA (12) MA29472B1 (zh)
NZ (12) NZ562248A (zh)
WO (12) WO2006116095A1 (zh)
ZA (13) ZA200708022B (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109379792A (zh) * 2018-11-12 2019-02-22 山东华宁电伴热科技有限公司 一种油井加热电缆及油井加热方法

Families Citing this family (120)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6732795B2 (en) 2000-04-24 2004-05-11 Shell Oil Company In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to pyrolyze a selected percentage of hydrocarbon material
US7051811B2 (en) 2001-04-24 2006-05-30 Shell Oil Company In situ thermal processing through an open wellbore in an oil shale formation
WO2003036038A2 (en) 2001-10-24 2003-05-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation via backproducing through a heater well
CA2503394C (en) 2002-10-24 2011-06-14 Shell Canada Limited Temperature limited heaters for heating subsurface formations or wellbores
WO2004097159A2 (en) 2003-04-24 2004-11-11 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Thermal processes for subsurface formations
AU2005238942B2 (en) 2004-04-23 2008-09-04 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Reducing viscosity of oil for production from a hydrocarbon containing formation
US7685737B2 (en) 2004-07-19 2010-03-30 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
US7024796B2 (en) 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and apparatus for manufacture of fertilizer products from manure and sewage
US7694523B2 (en) 2004-07-19 2010-04-13 Earthrenew, Inc. Control system for gas turbine in material treatment unit
US7024800B2 (en) 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
US7831134B2 (en) * 2005-04-22 2010-11-09 Shell Oil Company Grouped exposed metal heaters
WO2006116095A1 (en) 2005-04-22 2006-11-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Low temperature barriers for use with in situ processes
EP1941001A2 (en) 2005-10-24 2008-07-09 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Methods of producing alkylated hydrocarbons from a liquid produced from an in situ heat treatment
US7610692B2 (en) 2006-01-18 2009-11-03 Earthrenew, Inc. Systems for prevention of HAP emissions and for efficient drying/dehydration processes
AU2007240353B2 (en) 2006-04-21 2011-06-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Heating of multiple layers in a hydrocarbon-containing formation
CA2667274A1 (en) 2006-10-20 2008-05-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems and processes for use in treating subsurface formations
DE102007040606B3 (de) 2007-08-27 2009-02-26 Siemens Ag Verfahren und Vorrichtung zur in situ-Förderung von Bitumen oder Schwerstöl
CN101636555A (zh) 2007-03-22 2010-01-27 埃克森美孚上游研究公司 用于原位地层加热的电阻加热器
WO2008131173A1 (en) 2007-04-20 2008-10-30 Shell Oil Company Heating systems for heating subsurface formations
US7697806B2 (en) * 2007-05-07 2010-04-13 Verizon Patent And Licensing Inc. Fiber optic cable with detectable ferromagnetic components
WO2008153697A1 (en) 2007-05-25 2008-12-18 Exxonmobil Upstream Research Company A process for producing hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant
US8146669B2 (en) * 2007-10-19 2012-04-03 Shell Oil Company Multi-step heater deployment in a subsurface formation
WO2009146158A1 (en) 2008-04-18 2009-12-03 Shell Oil Company Using mines and tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations
US8297355B2 (en) * 2008-08-22 2012-10-30 Texaco Inc. Using heat from produced fluids of oil and gas operations to produce energy
DE102008047219A1 (de) 2008-09-15 2010-03-25 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Förderung von Bitumen und/oder Schwerstöl aus einer unterirdischen Lagerstätte, zugehörige Anlage und Betriebsverfahren dieser Anlage
US9561066B2 (en) 2008-10-06 2017-02-07 Virender K. Sharma Method and apparatus for tissue ablation
US20100094270A1 (en) 2008-10-06 2010-04-15 Sharma Virender K Method and Apparatus for Tissue Ablation
US10695126B2 (en) 2008-10-06 2020-06-30 Santa Anna Tech Llc Catheter with a double balloon structure to generate and apply a heated ablative zone to tissue
US9561068B2 (en) 2008-10-06 2017-02-07 Virender K. Sharma Method and apparatus for tissue ablation
US10064697B2 (en) 2008-10-06 2018-09-04 Santa Anna Tech Llc Vapor based ablation system for treating various indications
RU2524584C2 (ru) 2008-10-13 2014-07-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Системы и способы обработки подземного пласта с помощью электрических проводников
US20100200237A1 (en) * 2009-02-12 2010-08-12 Colgate Sam O Methods for controlling temperatures in the environments of gas and oil wells
US8851170B2 (en) 2009-04-10 2014-10-07 Shell Oil Company Heater assisted fluid treatment of a subsurface formation
FR2947587A1 (fr) 2009-07-03 2011-01-07 Total Sa Procede d'extraction d'hydrocarbures par chauffage electromagnetique d'une formation souterraine in situ
CN102031961A (zh) * 2009-09-30 2011-04-27 西安威尔罗根能源科技有限公司 井眼温度测量探头
US9466896B2 (en) 2009-10-09 2016-10-11 Shell Oil Company Parallelogram coupling joint for coupling insulated conductors
US8816203B2 (en) 2009-10-09 2014-08-26 Shell Oil Company Compacted coupling joint for coupling insulated conductors
US8356935B2 (en) 2009-10-09 2013-01-22 Shell Oil Company Methods for assessing a temperature in a subsurface formation
US8602103B2 (en) 2009-11-24 2013-12-10 Conocophillips Company Generation of fluid for hydrocarbon recovery
US8863839B2 (en) 2009-12-17 2014-10-21 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations
US9127523B2 (en) 2010-04-09 2015-09-08 Shell Oil Company Barrier methods for use in subsurface hydrocarbon formations
US8939207B2 (en) 2010-04-09 2015-01-27 Shell Oil Company Insulated conductor heaters with semiconductor layers
JP2013524465A (ja) * 2010-04-09 2013-06-17 シエル・インターナシヨナル・リサーチ・マートスハツペイ・ベー・ヴエー 絶縁ブロックおよび絶縁導体ヒータへの設置方法
US8739874B2 (en) 2010-04-09 2014-06-03 Shell Oil Company Methods for heating with slots in hydrocarbon formations
WO2011127267A1 (en) * 2010-04-09 2011-10-13 Shell Oil Company Barrier methods for use in subsurface hydrocarbon formations
US8631866B2 (en) 2010-04-09 2014-01-21 Shell Oil Company Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations
US8875788B2 (en) 2010-04-09 2014-11-04 Shell Oil Company Low temperature inductive heating of subsurface formations
US8967259B2 (en) 2010-04-09 2015-03-03 Shell Oil Company Helical winding of insulated conductor heaters for installation
US8464792B2 (en) 2010-04-27 2013-06-18 American Shale Oil, Llc Conduction convection reflux retorting process
US8408287B2 (en) * 2010-06-03 2013-04-02 Electro-Petroleum, Inc. Electrical jumper for a producing oil well
US8476562B2 (en) 2010-06-04 2013-07-02 Watlow Electric Manufacturing Company Inductive heater humidifier
RU2444617C1 (ru) * 2010-08-31 2012-03-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки залежи высоковязкой нефти методом парогравитационного воздействия на пласт
AT12463U1 (de) * 2010-09-27 2012-05-15 Plansee Se Heizleiteranordnung
US8943686B2 (en) 2010-10-08 2015-02-03 Shell Oil Company Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors
US8586866B2 (en) 2010-10-08 2013-11-19 Shell Oil Company Hydroformed splice for insulated conductors
US8857051B2 (en) 2010-10-08 2014-10-14 Shell Oil Company System and method for coupling lead-in conductor to insulated conductor
CA2822028A1 (en) * 2010-12-21 2012-06-28 Chevron U.S.A. Inc. System and method for enhancing oil recovery from a subterranean reservoir
RU2473779C2 (ru) * 2011-03-21 2013-01-27 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северный (Арктический) федеральный университет" (С(А)ФУ) Способ глушения фонтана флюида из скважины
AU2012240160B2 (en) 2011-04-08 2015-02-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems for joining insulated conductors
US9016370B2 (en) 2011-04-08 2015-04-28 Shell Oil Company Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment
EP2520863B1 (en) * 2011-05-05 2016-11-23 General Electric Technology GmbH Method for protecting a gas turbine engine against high dynamical process values and gas turbine engine for conducting said method
US9010428B2 (en) * 2011-09-06 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Swelling acceleration using inductively heated and embedded particles in a subterranean tool
JO3141B1 (ar) 2011-10-07 2017-09-20 Shell Int Research الوصلات المتكاملة للموصلات المعزولة
JO3139B1 (ar) 2011-10-07 2017-09-20 Shell Int Research تشكيل موصلات معزولة باستخدام خطوة اختزال أخيرة بعد المعالجة الحرارية.
CN103958824B (zh) 2011-10-07 2016-10-26 国际壳牌研究有限公司 用于加热地下地层的循环流体系统的热膨胀调节
CN104011327B (zh) * 2011-10-07 2016-12-14 国际壳牌研究有限公司 利用地下地层中的绝缘导线的介电性能来确定绝缘导线的性能
CN102505731A (zh) * 2011-10-24 2012-06-20 武汉大学 一种毛细-引射协同作用的地下水采集系统
WO2013066772A1 (en) 2011-11-04 2013-05-10 Exxonmobil Upstream Research Company Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis
CN102434144A (zh) * 2011-11-16 2012-05-02 中国石油集团长城钻探工程有限公司 一种油田用“u”形井采油方法
US8908031B2 (en) * 2011-11-18 2014-12-09 General Electric Company Apparatus and method for measuring moisture content in steam flow
CA2862463A1 (en) 2012-01-23 2013-08-01 Genie Ip B.V. Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation
CA2898956A1 (en) 2012-01-23 2013-08-01 Genie Ip B.V. Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation
US9488027B2 (en) 2012-02-10 2016-11-08 Baker Hughes Incorporated Fiber reinforced polymer matrix nanocomposite downhole member
RU2496979C1 (ru) * 2012-05-03 2013-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт
EP3964151A3 (en) 2013-01-17 2022-03-30 Virender K. Sharma Apparatus for tissue ablation
US9291041B2 (en) * 2013-02-06 2016-03-22 Orbital Atk, Inc. Downhole injector insert apparatus
US9403328B1 (en) 2013-02-08 2016-08-02 The Boeing Company Magnetic compaction blanket for composite structure curing
US10501348B1 (en) 2013-03-14 2019-12-10 Angel Water, Inc. Water flow triggering of chlorination treatment
RU2527446C1 (ru) * 2013-04-15 2014-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ ликвидации скважины
US9382785B2 (en) 2013-06-17 2016-07-05 Baker Hughes Incorporated Shaped memory devices and method for using same in wellbores
CN103321618A (zh) * 2013-06-28 2013-09-25 中国地质大学（北京） 油页岩原位开采方法
WO2015000065A1 (en) * 2013-07-05 2015-01-08 Nexen Energy Ulc Accelerated solvent-aided sagd start-up
RU2531965C1 (ru) * 2013-08-23 2014-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ ликвидации скважины
US9512699B2 (en) 2013-10-22 2016-12-06 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process
AU2013404088B2 (en) * 2013-10-28 2016-09-22 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole communication between wellbores utilizing swellable materials
KR101871822B1 (ko) * 2013-10-31 2018-08-02 리액터 리소시즈, 엘엘씨 계내 촉매 황화, 부동태화 및 코킹 방법 및 시스템
US9394772B2 (en) 2013-11-07 2016-07-19 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation
CN103628856A (zh) * 2013-12-11 2014-03-12 中国地质大学（北京） 一种高产水煤层气区块的阻水产气布井方法
GB2523567B (en) 2014-02-27 2017-12-06 Statoil Petroleum As Producing hydrocarbons from a subsurface formation
WO2015153705A1 (en) * 2014-04-01 2015-10-08 Future Energy, Llc Thermal energy delivery and oil production arrangements and methods thereof
GB2526123A (en) * 2014-05-14 2015-11-18 Statoil Petroleum As Producing hydrocarbons from a subsurface formation
US20150360322A1 (en) * 2014-06-12 2015-12-17 Siemens Energy, Inc. Laser deposition of iron-based austenitic alloy with flux
RU2569102C1 (ru) * 2014-08-12 2015-11-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-инженерный центр "Энергодиагностика" Способ ликвидации отложений и предотвращения их образования в нефтяной скважине и устройство для его реализации
US9451792B1 (en) * 2014-09-05 2016-09-27 Atmos Nation, LLC Systems and methods for vaporizing assembly
WO2016081104A1 (en) 2014-11-21 2016-05-26 Exxonmobil Upstream Research Company Method of recovering hydrocarbons within a subsurface formation
CN107002486B (zh) * 2014-11-25 2019-09-10 国际壳牌研究有限公司 热解以增压油地层
US20160169451A1 (en) * 2014-12-12 2016-06-16 Fccl Partnership Process and system for delivering steam
CN105043449B (zh) * 2015-08-10 2017-12-01 安徽理工大学 监测冻结壁温度、应力及变形的分布式光纤及其埋设方法
WO2017039617A1 (en) * 2015-08-31 2017-03-09 Halliburton Energy Services, Inc Monitoring system for cold climate
CN105257269B (zh) * 2015-10-26 2017-10-17 中国石油天然气股份有限公司 一种蒸汽驱与火驱的联合采油方法
US10125604B2 (en) * 2015-10-27 2018-11-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole zonal isolation detection system having conductor and method
RU2620820C1 (ru) * 2016-02-17 2017-05-30 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Индукционный скважинный нагреватель
US11331140B2 (en) 2016-05-19 2022-05-17 Aqua Heart, Inc. Heated vapor ablation systems and methods for treating cardiac conditions
RU2630018C1 (ru) * 2016-06-29 2017-09-05 Общество с ограниченной ответчственностью "Геобурсервис", ООО "Геобурсервис" Способ ликвидации, предотвращения образования отложений и интенсификации добычи нефти в нефтегазодобывающих скважинах и устройство для его реализации
US11486243B2 (en) * 2016-08-04 2022-11-01 Baker Hughes Esp, Inc. ESP gas slug avoidance system
RU2632791C1 (ru) * 2016-11-02 2017-10-09 Владимир Иванович Савичев Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций
CN107289997B (zh) * 2017-05-05 2019-08-13 济南轨道交通集团有限公司 一种岩溶裂隙水探测系统及方法
US10626709B2 (en) * 2017-06-08 2020-04-21 Saudi Arabian Oil Company Steam driven submersible pump
CN107558950A (zh) * 2017-09-13 2018-01-09 吉林大学 用于油页岩地下原位开采区域封闭的定向堵漏方法
US11806066B2 (en) 2018-06-01 2023-11-07 Santa Anna Tech Llc Multi-stage vapor-based ablation treatment methods and vapor generation and delivery systems
US10927645B2 (en) * 2018-08-20 2021-02-23 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Heater cable with injectable fiber optics
CN109396168B (zh) * 2018-12-01 2023-12-26 中节能城市节能研究院有限公司 污染土壤原位热修复用组合换热器及土壤热修复系统
CN109399879B (zh) * 2018-12-14 2023-10-20 江苏筑港建设集团有限公司 一种吹填泥被的固化方法
FR3093588B1 (fr) * 2019-03-07 2021-02-26 Socomec Sa Dispositif de récupération d’energie sur au moins un conducteur de puissance et procédé de fabrication dudit dispositif de récupération
US11708757B1 (en) * 2019-05-14 2023-07-25 Fortress Downhole Tools, Llc Method and apparatus for testing setting tools and other assemblies used to set downhole plugs and other objects in wellbores
US11136514B2 (en) * 2019-06-07 2021-10-05 Uop Llc Process and apparatus for recycling hydrogen to hydroprocess biorenewable feed
WO2021116374A1 (en) * 2019-12-11 2021-06-17 Aker Solutions As Skin-effect heating cable
DE102020208178A1 (de) * 2020-06-30 2021-12-30 Robert Bosch Gesellschaft mit beschränkter Haftung Verfahren zum Aufheizen eines Brennstoffzellensystems, Brennstoffzellensystem, Verwendung eines elektrischen Heizelements
CN112485119B (zh) * 2020-11-09 2023-01-31 临沂矿业集团有限责任公司 一种矿用提升绞车钢丝绳静拉力试验车
EP4113768A1 (en) * 2021-07-02 2023-01-04 Nexans Dry-mate wet-design branch joint and method for realizing a subsea distribution of electric power for wet cables

Family Cites Families (271)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SE123136C1 (zh) 1948-01-01
US94813A (en) 1869-09-14 Improvement in torpedoes for oil-wells
US2732195A (en) 1956-01-24 Ljungstrom
US326439A (en) 1885-09-15 Protecting wells
US345586A (en) * 1886-07-13 Oil from wells
SE126674C1 (zh) 1949-01-01
SE123138C1 (zh) 1948-01-01
US48994A (en) 1865-07-25 Improvement in devices for oil-wells
US2734579A (en) 1956-02-14 Production from bituminous sands
CA899987A (en) 1972-05-09 Chisso Corporation Method for controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin effect current
US438461A (en) * 1890-10-14 Half to william j
US760304A (en) 1903-10-24 1904-05-17 Frank S Gilbert Heater for oil-wells.
US1342741A (en) 1918-01-17 1920-06-08 David T Day Process for extracting oils and hydrocarbon material from shale and similar bituminous rocks
US1269747A (en) 1918-04-06 1918-06-18 Lebbeus H Rogers Method of and apparatus for treating oil-shale.
GB156396A (en) 1919-12-10 1921-01-13 Wilson Woods Hoover An improved method of treating shale and recovering oil therefrom
US1457479A (en) 1920-01-12 1923-06-05 Edson R Wolcott Method of increasing the yield of oil wells
US1510655A (en) 1922-11-21 1924-10-07 Clark Cornelius Process of subterranean distillation of volatile mineral substances
US1634236A (en) 1925-03-10 1927-06-28 Standard Dev Co Method of and apparatus for recovering oil
US1646599A (en) * 1925-04-30 1927-10-25 George A Schaefer Apparatus for removing fluid from wells
US1666488A (en) 1927-02-05 1928-04-17 Crawshaw Richard Apparatus for extracting oil from shale
US1681523A (en) 1927-03-26 1928-08-21 Patrick V Downey Apparatus for heating oil wells
US1913395A (en) 1929-11-14 1933-06-13 Lewis C Karrick Underground gasification of carbonaceous material-bearing substances
US2244255A (en) * 1939-01-18 1941-06-03 Electrical Treating Company Well clearing system
US2244256A (en) 1939-12-16 1941-06-03 Electrical Treating Company Apparatus for clearing wells
US2319702A (en) 1941-04-04 1943-05-18 Socony Vacuum Oil Co Inc Method and apparatus for producing oil wells
US2365591A (en) 1942-08-15 1944-12-19 Ranney Leo Method for producing oil from viscous deposits
US2423674A (en) 1942-08-24 1947-07-08 Johnson & Co A Process of catalytic cracking of petroleum hydrocarbons
US2390770A (en) * 1942-10-10 1945-12-11 Sun Oil Co Method of producing petroleum
US2484063A (en) 1944-08-19 1949-10-11 Thermactor Corp Electric heater for subsurface materials
US2472445A (en) 1945-02-02 1949-06-07 Thermactor Company Apparatus for treating oil and gas bearing strata
US2481051A (en) 1945-12-15 1949-09-06 Texaco Development Corp Process and apparatus for the recovery of volatilizable constituents from underground carbonaceous formations
US2444755A (en) 1946-01-04 1948-07-06 Ralph M Steffen Apparatus for oil sand heating
US2634961A (en) 1946-01-07 1953-04-14 Svensk Skifferolje Aktiebolage Method of electrothermal production of shale oil
US2466945A (en) 1946-02-21 1949-04-12 In Situ Gases Inc Generation of synthesis gas
US2497868A (en) 1946-10-10 1950-02-21 Dalin David Underground exploitation of fuel deposits
US2939689A (en) 1947-06-24 1960-06-07 Svenska Skifferolje Ab Electrical heater for treating oilshale and the like
US2786660A (en) 1948-01-05 1957-03-26 Phillips Petroleum Co Apparatus for gasifying coal
US2548360A (en) 1948-03-29 1951-04-10 Stanley A Germain Electric oil well heater
US2685930A (en) 1948-08-12 1954-08-10 Union Oil Co Oil well production process
US2757738A (en) * 1948-09-20 1956-08-07 Union Oil Co Radiation heating
US2630307A (en) 1948-12-09 1953-03-03 Carbonic Products Inc Method of recovering oil from oil shale
US2595979A (en) 1949-01-25 1952-05-06 Texas Co Underground liquefaction of coal
US2642943A (en) 1949-05-20 1953-06-23 Sinclair Oil & Gas Co Oil recovery process
US2593477A (en) 1949-06-10 1952-04-22 Us Interior Process of underground gasification of coal
US2670802A (en) 1949-12-16 1954-03-02 Thermactor Company Reviving or increasing the production of clogged or congested oil wells
US2714930A (en) 1950-12-08 1955-08-09 Union Oil Co Apparatus for preventing paraffin deposition
US2695163A (en) 1950-12-09 1954-11-23 Stanolind Oil & Gas Co Method for gasification of subterranean carbonaceous deposits
US2630306A (en) 1952-01-03 1953-03-03 Socony Vacuum Oil Co Inc Subterranean retorting of shales
US2757739A (en) 1952-01-07 1956-08-07 Parelex Corp Heating apparatus
US2777679A (en) 1952-03-07 1957-01-15 Svenska Skifferolje Ab Recovering sub-surface bituminous deposits by creating a frozen barrier and heating in situ
US2780450A (en) 1952-03-07 1957-02-05 Svenska Skifferolje Ab Method of recovering oil and gases from non-consolidated bituminous geological formations by a heating treatment in situ
US2789805A (en) 1952-05-27 1957-04-23 Svenska Skifferolje Ab Device for recovering fuel from subterraneous fuel-carrying deposits by heating in their natural location using a chain heat transfer member
GB774283A (en) * 1952-09-15 1957-05-08 Ruhrchemie Ag Process for the combined purification and methanisation of gas mixtures containing oxides of carbon and hydrogen
US2780449A (en) 1952-12-26 1957-02-05 Sinclair Oil & Gas Co Thermal process for in-situ decomposition of oil shale
US2825408A (en) * 1953-03-09 1958-03-04 Sinclair Oil & Gas Company Oil recovery by subsurface thermal processing
US2771954A (en) 1953-04-29 1956-11-27 Exxon Research Engineering Co Treatment of petroleum production wells
US2703621A (en) 1953-05-04 1955-03-08 George W Ford Oil well bottom hole flow increasing unit
US2743906A (en) * 1953-05-08 1956-05-01 William E Coyle Hydraulic underreamer
US2803305A (en) * 1953-05-14 1957-08-20 Pan American Petroleum Corp Oil recovery by underground combustion
US2914309A (en) 1953-05-25 1959-11-24 Svenska Skifferolje Ab Oil and gas recovery from tar sands
US2902270A (en) 1953-07-17 1959-09-01 Svenska Skifferolje Ab Method of and means in heating of subsurface fuel-containing deposits "in situ"
US2890754A (en) 1953-10-30 1959-06-16 Svenska Skifferolje Ab Apparatus for recovering combustible substances from subterraneous deposits in situ
US2890755A (en) 1953-12-19 1959-06-16 Svenska Skifferolje Ab Apparatus for recovering combustible substances from subterraneous deposits in situ
US2841375A (en) 1954-03-03 1958-07-01 Svenska Skifferolje Ab Method for in-situ utilization of fuels by combustion
US2794504A (en) * 1954-05-10 1957-06-04 Union Oil Co Well heater
US2793696A (en) 1954-07-22 1957-05-28 Pan American Petroleum Corp Oil recovery by underground combustion
US2923535A (en) 1955-02-11 1960-02-02 Svenska Skifferolje Ab Situ recovery from carbonaceous deposits
US2801089A (en) * 1955-03-14 1957-07-30 California Research Corp Underground shale retorting process
US2862558A (en) 1955-12-28 1958-12-02 Phillips Petroleum Co Recovering oils from formations
US2819761A (en) * 1956-01-19 1958-01-14 Continental Oil Co Process of removing viscous oil from a well bore
US2857002A (en) * 1956-03-19 1958-10-21 Texas Co Recovery of viscous crude oil
US2906340A (en) 1956-04-05 1959-09-29 Texaco Inc Method of treating a petroleum producing formation
US2991046A (en) 1956-04-16 1961-07-04 Parsons Lional Ashley Combined winch and bollard device
US2997105A (en) 1956-10-08 1961-08-22 Pan American Petroleum Corp Burner apparatus
US2932352A (en) 1956-10-25 1960-04-12 Union Oil Co Liquid filled well heater
US2804149A (en) 1956-12-12 1957-08-27 John R Donaldson Oil well heater and reviver
US2942223A (en) 1957-08-09 1960-06-21 Gen Electric Electrical resistance heater
US2906337A (en) 1957-08-16 1959-09-29 Pure Oil Co Method of recovering bitumen
US2954826A (en) 1957-12-02 1960-10-04 William E Sievers Heated well production string
US2994376A (en) * 1957-12-27 1961-08-01 Phillips Petroleum Co In situ combustion process
US3051235A (en) 1958-02-24 1962-08-28 Jersey Prod Res Co Recovery of petroleum crude oil, by in situ combustion and in situ hydrogenation
US2911047A (en) * 1958-03-11 1959-11-03 John C Henderson Apparatus for extracting naturally occurring difficultly flowable petroleum oil from a naturally located subterranean body
US2958519A (en) * 1958-06-23 1960-11-01 Phillips Petroleum Co In situ combustion process
US2974937A (en) * 1958-11-03 1961-03-14 Jersey Prod Res Co Petroleum recovery from carbonaceous formations
US2998457A (en) * 1958-11-19 1961-08-29 Ashland Oil Inc Production of phenols
US2970826A (en) * 1958-11-21 1961-02-07 Texaco Inc Recovery of oil from oil shale
US3097690A (en) 1958-12-24 1963-07-16 Gulf Research Development Co Process for heating a subsurface formation
US2969226A (en) * 1959-01-19 1961-01-24 Pyrochem Corp Pendant parting petro pyrolysis process
US3150715A (en) 1959-09-30 1964-09-29 Shell Oil Co Oil recovery by in situ combustion with water injection
US3170519A (en) * 1960-05-11 1965-02-23 Gordon L Allot Oil well microwave tools
US3058730A (en) 1960-06-03 1962-10-16 Fmc Corp Method of forming underground communication between boreholes
US3138203A (en) 1961-03-06 1964-06-23 Jersey Prod Res Co Method of underground burning
US3057404A (en) 1961-09-29 1962-10-09 Socony Mobil Oil Co Inc Method and system for producing oil tenaciously held in porous formations
US3194315A (en) * 1962-06-26 1965-07-13 Charles D Golson Apparatus for isolating zones in wells
US3272261A (en) 1963-12-13 1966-09-13 Gulf Research Development Co Process for recovery of oil
US3332480A (en) 1965-03-04 1967-07-25 Pan American Petroleum Corp Recovery of hydrocarbons by thermal methods
US3358756A (en) 1965-03-12 1967-12-19 Shell Oil Co Method for in situ recovery of solid or semi-solid petroleum deposits
US3262741A (en) 1965-04-01 1966-07-26 Pittsburgh Plate Glass Co Solution mining of potassium chloride
US3278234A (en) 1965-05-17 1966-10-11 Pittsburgh Plate Glass Co Solution mining of potassium chloride
US3362751A (en) 1966-02-28 1968-01-09 Tinlin William Method and system for recovering shale oil and gas
DE1615192B1 (de) 1966-04-01 1970-08-20 Chisso Corp Induktiv beheiztes Heizrohr
US3410796A (en) 1966-04-04 1968-11-12 Gas Processors Inc Process for treatment of saline waters
US3372754A (en) 1966-05-31 1968-03-12 Mobil Oil Corp Well assembly for heating a subterranean formation
US3399623A (en) 1966-07-14 1968-09-03 James R. Creed Apparatus for and method of producing viscid oil
NL153755C (nl) 1966-10-20 1977-11-15 Stichting Reactor Centrum Werkwijze voor het vervaardigen van een elektrisch verwarmingselement, alsmede verwarmingselement vervaardigd met toepassing van deze werkwijze.
US3465819A (en) 1967-02-13 1969-09-09 American Oil Shale Corp Use of nuclear detonations in producing hydrocarbons from an underground formation
NL6803827A (zh) 1967-03-22 1968-09-23
US3542276A (en) * 1967-11-13 1970-11-24 Ideal Ind Open type explosion connector and method
US3485300A (en) 1967-12-20 1969-12-23 Phillips Petroleum Co Method and apparatus for defoaming crude oil down hole
US3578080A (en) 1968-06-10 1971-05-11 Shell Oil Co Method of producing shale oil from an oil shale formation
US3537528A (en) 1968-10-14 1970-11-03 Shell Oil Co Method for producing shale oil from an exfoliated oil shale formation
US3593789A (en) 1968-10-18 1971-07-20 Shell Oil Co Method for producing shale oil from an oil shale formation
US3565171A (en) 1968-10-23 1971-02-23 Shell Oil Co Method for producing shale oil from a subterranean oil shale formation
US3554285A (en) 1968-10-24 1971-01-12 Phillips Petroleum Co Production and upgrading of heavy viscous oils
US3629551A (en) 1968-10-29 1971-12-21 Chisso Corp Controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin-effect current
US3513249A (en) * 1968-12-24 1970-05-19 Ideal Ind Explosion connector with improved insulating means
US3614986A (en) * 1969-03-03 1971-10-26 Electrothermic Co Method for injecting heated fluids into mineral bearing formations
US3542131A (en) 1969-04-01 1970-11-24 Mobil Oil Corp Method of recovering hydrocarbons from oil shale
US3547192A (en) 1969-04-04 1970-12-15 Shell Oil Co Method of metal coating and electrically heating a subterranean earth formation
US3529075A (en) * 1969-05-21 1970-09-15 Ideal Ind Explosion connector with ignition arrangement
US3572838A (en) 1969-07-07 1971-03-30 Shell Oil Co Recovery of aluminum compounds and oil from oil shale formations
US3614387A (en) 1969-09-22 1971-10-19 Watlow Electric Mfg Co Electrical heater with an internal thermocouple
US3679812A (en) 1970-11-13 1972-07-25 Schlumberger Technology Corp Electrical suspension cable for well tools
US3893918A (en) 1971-11-22 1975-07-08 Engineering Specialties Inc Method for separating material leaving a well
US3757860A (en) 1972-08-07 1973-09-11 Atlantic Richfield Co Well heating
US3761599A (en) 1972-09-05 1973-09-25 Gen Electric Means for reducing eddy current heating of a tank in electric apparatus
US3794113A (en) 1972-11-13 1974-02-26 Mobil Oil Corp Combination in situ combustion displacement and steam stimulation of producing wells
US4199025A (en) 1974-04-19 1980-04-22 Electroflood Company Method and apparatus for tertiary recovery of oil
US4037655A (en) 1974-04-19 1977-07-26 Electroflood Company Method for secondary recovery of oil
US3894769A (en) 1974-06-06 1975-07-15 Shell Oil Co Recovering oil from a subterranean carbonaceous formation
US4029360A (en) 1974-07-26 1977-06-14 Occidental Oil Shale, Inc. Method of recovering oil and water from in situ oil shale retort flue gas
US3933447A (en) 1974-11-08 1976-01-20 The United States Of America As Represented By The United States Energy Research And Development Administration Underground gasification of coal
US3950029A (en) 1975-06-12 1976-04-13 Mobil Oil Corporation In situ retorting of oil shale
US4199024A (en) 1975-08-07 1980-04-22 World Energy Systems Multistage gas generator
US4037658A (en) 1975-10-30 1977-07-26 Chevron Research Company Method of recovering viscous petroleum from an underground formation
US4018279A (en) 1975-11-12 1977-04-19 Reynolds Merrill J In situ coal combustion heat recovery method
US4017319A (en) 1976-01-06 1977-04-12 General Electric Company Si3 N4 formed by nitridation of sintered silicon compact containing boron
US4487257A (en) 1976-06-17 1984-12-11 Raytheon Company Apparatus and method for production of organic products from kerogen
US4083604A (en) 1976-11-15 1978-04-11 Trw Inc. Thermomechanical fracture for recovery system in oil shale deposits
US4169506A (en) 1977-07-15 1979-10-02 Standard Oil Company (Indiana) In situ retorting of oil shale and energy recovery
US4119349A (en) 1977-10-25 1978-10-10 Gulf Oil Corporation Method and apparatus for recovery of fluids produced in in-situ retorting of oil shale
US4228853A (en) 1978-06-21 1980-10-21 Harvey A Herbert Petroleum production method
US4446917A (en) 1978-10-04 1984-05-08 Todd John C Method and apparatus for producing viscous or waxy crude oils
US4311340A (en) 1978-11-27 1982-01-19 Lyons William C Uranium leeching process and insitu mining
JPS5576586A (en) 1978-12-01 1980-06-09 Tokyo Shibaura Electric Co Heater
US4457365A (en) * 1978-12-07 1984-07-03 Raytheon Company In situ radio frequency selective heating system
US4232902A (en) 1979-02-09 1980-11-11 Ppg Industries, Inc. Solution mining water soluble salts at high temperatures
US4289354A (en) 1979-02-23 1981-09-15 Edwin G. Higgins, Jr. Borehole mining of solid mineral resources
US4290650A (en) 1979-08-03 1981-09-22 Ppg Industries Canada Ltd. Subterranean cavity chimney development for connecting solution mined cavities
CA1168283A (en) 1980-04-14 1984-05-29 Hiroshi Teratani Electrode device for electrically heating underground deposits of hydrocarbons
CA1165361A (en) 1980-06-03 1984-04-10 Toshiyuki Kobayashi Electrode unit for electrically heating underground hydrocarbon deposits
US4401099A (en) 1980-07-11 1983-08-30 W.B. Combustion, Inc. Single-ended recuperative radiant tube assembly and method
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
US4382469A (en) 1981-03-10 1983-05-10 Electro-Petroleum, Inc. Method of in situ gasification
GB2110231B (en) * 1981-03-13 1984-11-14 Jgc Corp Process for converting solid wastes to gases for use as a town gas
US4384614A (en) * 1981-05-11 1983-05-24 Justheim Pertroleum Company Method of retorting oil shale by velocity flow of super-heated air
US4401162A (en) 1981-10-13 1983-08-30 Synfuel (An Indiana Limited Partnership) In situ oil shale process
US4549073A (en) 1981-11-06 1985-10-22 Oximetrix, Inc. Current controller for resistive heating element
US4418752A (en) 1982-01-07 1983-12-06 Conoco Inc. Thermal oil recovery with solvent recirculation
US4441985A (en) 1982-03-08 1984-04-10 Exxon Research And Engineering Co. Process for supplying the heat requirement of a retort for recovering oil from solids by partial indirect heating of in situ combustion gases, and combustion air, without the use of supplemental fuel
CA1196594A (en) 1982-04-08 1985-11-12 Guy Savard Recovery of oil from tar sands
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
US4498531A (en) 1982-10-01 1985-02-12 Rockwell International Corporation Emission controller for indirect fired downhole steam generators
US4609041A (en) 1983-02-10 1986-09-02 Magda Richard M Well hot oil system
US4886118A (en) 1983-03-21 1989-12-12 Shell Oil Company Conductively heating a subterranean oil shale to create permeability and subsequently produce oil
US4545435A (en) * 1983-04-29 1985-10-08 Iit Research Institute Conduction heating of hydrocarbonaceous formations
EP0130671A3 (en) 1983-05-26 1986-12-17 Metcal Inc. Multiple temperature autoregulating heater
US4538682A (en) 1983-09-08 1985-09-03 Mcmanus James W Method and apparatus for removing oil well paraffin
US4572229A (en) 1984-02-02 1986-02-25 Thomas D. Mueller Variable proportioner
US4637464A (en) 1984-03-22 1987-01-20 Amoco Corporation In situ retorting of oil shale with pulsed water purge
US4570715A (en) 1984-04-06 1986-02-18 Shell Oil Company Formation-tailored method and apparatus for uniformly heating long subterranean intervals at high temperature
US4577691A (en) 1984-09-10 1986-03-25 Texaco Inc. Method and apparatus for producing viscous hydrocarbons from a subterranean formation
JPS61104582A (ja) 1984-10-25 1986-05-22 株式会社デンソー シ−ズヒ−タ
FR2575463B1 (fr) * 1984-12-28 1987-03-20 Gaz De France Procede de production du methane a l'aide d'un catalyseur thioresistant et catalyseur pour la mise en oeuvre de ce procede
US4662437A (en) * 1985-11-14 1987-05-05 Atlantic Richfield Company Electrically stimulated well production system with flexible tubing conductor
CA1253555A (en) 1985-11-21 1989-05-02 Cornelis F.H. Van Egmond Heating rate variant elongated electrical resistance heater
CN1010864B (zh) * 1985-12-09 1990-12-19 国际壳牌研究有限公司 安装电加热器到井中的方法和装置
CN1006920B (zh) * 1985-12-09 1990-02-21 国际壳牌研究有限公司 小型井的温度测量方法
US4716960A (en) 1986-07-14 1988-01-05 Production Technologies International, Inc. Method and system for introducing electric current into a well
CA1288043C (en) 1986-12-15 1991-08-27 Peter Van Meurs Conductively heating a subterranean oil shale to create permeabilityand subsequently produce oil
US4793409A (en) 1987-06-18 1988-12-27 Ors Development Corporation Method and apparatus for forming an insulated oil well casing
US4852648A (en) 1987-12-04 1989-08-01 Ava International Corporation Well installation in which electrical current is supplied for a source at the wellhead to an electrically responsive device located a substantial distance below the wellhead
US4860544A (en) 1988-12-08 1989-08-29 Concept R.K.K. Limited Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth
US4974425A (en) 1988-12-08 1990-12-04 Concept Rkk, Limited Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth
US5152341A (en) 1990-03-09 1992-10-06 Raymond S. Kasevich Electromagnetic method and apparatus for the decontamination of hazardous material-containing volumes
CA2015460C (en) 1990-04-26 1993-12-14 Kenneth Edwin Kisman Process for confining steam injected into a heavy oil reservoir
US5050601A (en) 1990-05-29 1991-09-24 Joel Kupersmith Cardiac defibrillator electrode arrangement
US5042579A (en) 1990-08-23 1991-08-27 Shell Oil Company Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers
US5066852A (en) 1990-09-17 1991-11-19 Teledyne Ind. Inc. Thermoplastic end seal for electric heating elements
US5065818A (en) 1991-01-07 1991-11-19 Shell Oil Company Subterranean heaters
US5823256A (en) 1991-02-06 1998-10-20 Moore; Boyd B. Ferrule--type fitting for sealing an electrical conduit in a well head barrier
CN2095278U (zh) * 1991-06-19 1992-02-05 中国石油天然气总公司辽河设计院 油井电加热装置
US5133406A (en) 1991-07-05 1992-07-28 Amoco Corporation Generating oxygen-depleted air useful for increasing methane production
US5420402A (en) * 1992-02-05 1995-05-30 Iit Research Institute Methods and apparatus to confine earth currents for recovery of subsurface volatiles and semi-volatiles
CN2183444Y (zh) * 1993-10-19 1994-11-23 刘犹斌 深井石油电磁加热器
US5507149A (en) 1994-12-15 1996-04-16 Dash; J. Gregory Nonporous liquid impermeable cryogenic barrier
EA000057B1 (ru) * 1995-04-07 1998-04-30 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Система скважин для добычи вязкой нефти
US5730550A (en) * 1995-08-15 1998-03-24 Board Of Trustees Operating Michigan State University Method for placement of a permeable remediation zone in situ
US5759022A (en) 1995-10-16 1998-06-02 Gas Research Institute Method and system for reducing NOx and fuel emissions in a furnace
US5619611A (en) 1995-12-12 1997-04-08 Tub Tauch-Und Baggertechnik Gmbh Device for removing downhole deposits utilizing tubular housing and passing electric current through fluid heating medium contained therein
GB9526120D0 (en) * 1995-12-21 1996-02-21 Raychem Sa Nv Electrical connector
CA2177726C (en) 1996-05-29 2000-06-27 Theodore Wildi Low-voltage and low flux density heating system
US5782301A (en) 1996-10-09 1998-07-21 Baker Hughes Incorporated Oil well heater cable
US6039121A (en) 1997-02-20 2000-03-21 Rangewest Technologies Ltd. Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons
MA24902A1 (fr) 1998-03-06 2000-04-01 Shell Int Research Rechauffeur electrique
US6540018B1 (en) 1998-03-06 2003-04-01 Shell Oil Company Method and apparatus for heating a wellbore
US6248230B1 (en) * 1998-06-25 2001-06-19 Sk Corporation Method for manufacturing cleaner fuels
US6130398A (en) 1998-07-09 2000-10-10 Illinois Tool Works Inc. Plasma cutter for auxiliary power output of a power source
NO984235L (no) 1998-09-14 2000-03-15 Cit Alcatel Oppvarmingssystem for metallrør for rõoljetransport
DE69930290T2 (de) 1998-09-25 2006-12-14 Tesco Corp., Calgary System, vorrichtung und verfahren zur installierung von steuerleitungen in einer erdbohrung
US6609761B1 (en) 1999-01-08 2003-08-26 American Soda, Llp Sodium carbonate and sodium bicarbonate production from nahcolitic oil shale
JP2000340350A (ja) 1999-05-28 2000-12-08 Kyocera Corp 窒化ケイ素製セラミックヒータおよびその製造方法
US6257334B1 (en) 1999-07-22 2001-07-10 Alberta Oil Sands Technology And Research Authority Steam-assisted gravity drainage heavy oil recovery process
US7259688B2 (en) 2000-01-24 2007-08-21 Shell Oil Company Wireless reservoir production control
US6633236B2 (en) 2000-01-24 2003-10-14 Shell Oil Company Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters
US20020036085A1 (en) 2000-01-24 2002-03-28 Bass Ronald Marshall Toroidal choke inductor for wireless communication and control
MY128294A (en) 2000-03-02 2007-01-31 Shell Int Research Use of downhole high pressure gas in a gas-lift well
US7170424B2 (en) 2000-03-02 2007-01-30 Shell Oil Company Oil well casting electrical power pick-off points
CA2401681C (en) 2000-03-02 2009-10-20 George Leo Stegemeier Controlled downhole chemical injection
US6632047B2 (en) * 2000-04-14 2003-10-14 Board Of Regents, The University Of Texas System Heater element for use in an in situ thermal desorption soil remediation system
US6918444B2 (en) 2000-04-19 2005-07-19 Exxonmobil Upstream Research Company Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock
US20030066642A1 (en) 2000-04-24 2003-04-10 Wellington Scott Lee In situ thermal processing of a coal formation producing a mixture with oxygenated hydrocarbons
US20030075318A1 (en) 2000-04-24 2003-04-24 Keedy Charles Robert In situ thermal processing of a coal formation using substantially parallel formed wellbores
US7096953B2 (en) 2000-04-24 2006-08-29 Shell Oil Company In situ thermal processing of a coal formation using a movable heating element
DE60105585T2 (de) * 2000-04-24 2005-10-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Verfahren zur behandlung von erdöllagerstätten
US6732795B2 (en) 2000-04-24 2004-05-11 Shell Oil Company In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to pyrolyze a selected percentage of hydrocarbon material
US7011154B2 (en) 2000-04-24 2006-03-14 Shell Oil Company In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation
US20030085034A1 (en) 2000-04-24 2003-05-08 Wellington Scott Lee In situ thermal processing of a coal formation to produce pyrolsis products
GB2383633A (en) 2000-06-29 2003-07-02 Paulo S Tubel Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors
US6585046B2 (en) 2000-08-28 2003-07-01 Baker Hughes Incorporated Live well heater cable
US20020112987A1 (en) 2000-12-15 2002-08-22 Zhiguo Hou Slurry hydroprocessing for heavy oil upgrading using supported slurry catalysts
US20020112890A1 (en) 2001-01-22 2002-08-22 Wentworth Steven W. Conduit pulling apparatus and method for use in horizontal drilling
US20020153141A1 (en) 2001-04-19 2002-10-24 Hartman Michael G. Method for pumping fluids
US7051811B2 (en) 2001-04-24 2006-05-30 Shell Oil Company In situ thermal processing through an open wellbore in an oil shale formation
DE60116387T2 (de) * 2001-04-24 2006-08-17 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Ölgewinnung durch verbrennung an ort und stelle
EA009350B1 (ru) 2001-04-24 2007-12-28 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ обработки углеводородсодержащих подземных песчаных пластов, пропитанных дегтем, и смешивающий агент
US6966374B2 (en) 2001-04-24 2005-11-22 Shell Oil Company In situ thermal recovery from a relatively permeable formation using gas to increase mobility
US20030079877A1 (en) 2001-04-24 2003-05-01 Wellington Scott Lee In situ thermal processing of a relatively impermeable formation in a reducing environment
US20030029617A1 (en) 2001-08-09 2003-02-13 Anadarko Petroleum Company Apparatus, method and system for single well solution-mining
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
US7104319B2 (en) 2001-10-24 2006-09-12 Shell Oil Company In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation
US6969123B2 (en) 2001-10-24 2005-11-29 Shell Oil Company Upgrading and mining of coal
US7090013B2 (en) 2001-10-24 2006-08-15 Shell Oil Company In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids
WO2003036038A2 (en) * 2001-10-24 2003-05-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation via backproducing through a heater well
KR100900892B1 (ko) 2001-10-24 2009-06-03 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. 토양의 전도 열처리 전에 결빙 배리어로 토양 고립
US6679326B2 (en) 2002-01-15 2004-01-20 Bohdan Zakiewicz Pro-ecological mining system
WO2003062596A1 (en) * 2002-01-22 2003-07-31 Weatherford/Lamb, Inc. Gas operated pump for hydrocarbon wells
US6958195B2 (en) 2002-02-19 2005-10-25 Utc Fuel Cells, Llc Steam generator for a PEM fuel cell power plant
EP1509679A1 (en) * 2002-05-31 2005-03-02 Sensor Highway Limited Parameter sensing apparatus and method for subterranean wells
US7066283B2 (en) 2002-08-21 2006-06-27 Presssol Ltd. Reverse circulation directional and horizontal drilling using concentric coil tubing
CA2503394C (en) * 2002-10-24 2011-06-14 Shell Canada Limited Temperature limited heaters for heating subsurface formations or wellbores
US7048051B2 (en) 2003-02-03 2006-05-23 Gen Syn Fuels Recovery of products from oil shale
US6796139B2 (en) 2003-02-27 2004-09-28 Layne Christensen Company Method and apparatus for artificial ground freezing
WO2004097159A2 (en) 2003-04-24 2004-11-11 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Thermal processes for subsurface formations
US7331385B2 (en) 2003-06-24 2008-02-19 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of treating a subterranean formation to convert organic matter into producible hydrocarbons
US7147057B2 (en) 2003-10-06 2006-12-12 Halliburton Energy Services, Inc. Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore
US7337841B2 (en) 2004-03-24 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Casing comprising stress-absorbing materials and associated methods of use
AU2005238942B2 (en) 2004-04-23 2008-09-04 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Reducing viscosity of oil for production from a hydrocarbon containing formation
WO2006116095A1 (en) 2005-04-22 2006-11-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Low temperature barriers for use with in situ processes
US7831134B2 (en) 2005-04-22 2010-11-09 Shell Oil Company Grouped exposed metal heaters
EP1941001A2 (en) 2005-10-24 2008-07-09 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Methods of producing alkylated hydrocarbons from a liquid produced from an in situ heat treatment
US7124584B1 (en) 2005-10-31 2006-10-24 General Electric Company System and method for heat recovery from geothermal source of heat
AU2007217083B8 (en) 2006-02-16 2013-09-26 Chevron U.S.A. Inc. Kerogen extraction from subterranean oil shale resources
AU2007240353B2 (en) 2006-04-21 2011-06-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Heating of multiple layers in a hydrocarbon-containing formation
CA2667274A1 (en) 2006-10-20 2008-05-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems and processes for use in treating subsurface formations
US20080216321A1 (en) 2007-03-09 2008-09-11 Eveready Battery Company, Inc. Shaving aid delivery system for use with wet shave razors
WO2008131173A1 (en) 2007-04-20 2008-10-30 Shell Oil Company Heating systems for heating subsurface formations
US8146669B2 (en) 2007-10-19 2012-04-03 Shell Oil Company Multi-step heater deployment in a subsurface formation
WO2009146158A1 (en) 2008-04-18 2009-12-03 Shell Oil Company Using mines and tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109379792A (zh) * 2018-11-12 2019-02-22 山东华宁电伴热科技有限公司 一种油井加热电缆及油井加热方法

Also Published As

Publication number Publication date
AU2006239886A1 (en) 2006-11-02
IL186209A0 (en) 2008-01-20
EA011226B1 (ru) 2009-02-27
DE602006007974D1 (de) 2009-09-03
AU2006240043B2 (en) 2010-08-12
EA200702306A1 (ru) 2008-02-28
AU2006240173B2 (en) 2010-08-26
CN101163859B (zh) 2012-10-10
AU2006239963A1 (en) 2006-11-02
AU2006239999A1 (en) 2006-11-02
CA2606210A1 (en) 2006-11-02
CA2606210C (en) 2015-06-30
CN101163852B (zh) 2012-04-04
CA2606218A1 (en) 2006-11-02
EP1871980A1 (en) 2008-01-02
CN101300401A (zh) 2008-11-05
ZA200708135B (en) 2008-10-29
EA200702305A1 (ru) 2008-02-28
IL186203A0 (en) 2008-01-20
DE602006007450D1 (de) 2009-08-06
IL186208A (en) 2011-11-30
MA29478B1 (fr) 2008-05-02
EP1871987B1 (en) 2009-04-01
EP1880078A1 (en) 2008-01-23
IL186210A0 (en) 2008-01-20
CN101163858B (zh) 2012-02-22
EP1871983A1 (en) 2008-01-02
CA2605737C (en) 2015-02-10
ATE427410T1 (de) 2009-04-15
AU2006239997A1 (en) 2006-11-02
US7831133B2 (en) 2010-11-09
CN101163860B (zh) 2013-01-16
AU2006240033B2 (en) 2010-08-12
NZ562250A (en) 2010-12-24
CA2606176C (en) 2014-12-09
EP1871985A1 (en) 2008-01-02
IL186213A (en) 2011-08-31
CA2605729A1 (en) 2006-11-02
EA200702298A1 (ru) 2008-04-28
EA200702304A1 (ru) 2008-02-28
MA29475B1 (fr) 2008-05-02
WO2006116131A1 (en) 2006-11-02
EP1871987A1 (en) 2008-01-02
EA011905B1 (ru) 2009-06-30
CN101163780A (zh) 2008-04-16
CN101163855B (zh) 2011-09-28
DE602006013437D1 (de) 2010-05-20
IL186212A0 (en) 2008-01-20
IL186214A0 (en) 2008-01-20
CA2606217C (en) 2014-12-16
EA014258B1 (ru) 2010-10-29
IL186213A0 (en) 2008-06-05
IL186206A0 (en) 2008-01-20
NZ562248A (en) 2011-01-28
MA29476B1 (fr) 2008-05-02
CA2605720C (en) 2014-03-11
AU2006239997B2 (en) 2010-06-17
CA2606165A1 (en) 2006-11-02
AU2006239963B2 (en) 2010-07-01
CA2606216A1 (en) 2006-11-02
ZA200708021B (en) 2008-10-29
IL186204A (en) 2012-06-28
IL186205A (en) 2012-06-28
AU2006239958B2 (en) 2010-06-03
IL186214A (en) 2011-12-29
NZ562242A (en) 2010-12-24
CA2606165C (en) 2014-07-29
CA2605724C (en) 2014-02-18
AU2006240175B2 (en) 2011-06-02
ATE435964T1 (de) 2009-07-15
CN101163852A (zh) 2008-04-16
NZ562241A (en) 2010-12-24
AU2011201030A1 (en) 2011-03-31
EA013555B1 (ru) 2010-06-30
CN101163854A (zh) 2008-04-16
NZ562251A (en) 2011-09-30
EP1871978A1 (en) 2008-01-02
WO2006116130A1 (en) 2006-11-02
NZ562240A (en) 2010-10-29
EA014031B1 (ru) 2010-08-30
IL186210A (en) 2011-10-31
NZ562247A (en) 2010-10-29
NZ562249A (en) 2010-11-26
US20070108201A1 (en) 2007-05-17
CA2606295C (en) 2014-08-26
CA2606181A1 (en) 2006-11-02
EP1871985B1 (en) 2009-07-08
IL186205A0 (en) 2008-01-20
ZA200708022B (en) 2008-10-29
CA2606216C (en) 2014-01-21
MA29471B1 (fr) 2008-05-02
WO2006116095A1 (en) 2006-11-02
WO2006116207A3 (en) 2007-06-14
EP1871978B1 (en) 2016-11-23
IN266867B (zh) 2015-06-10
ZA200708088B (en) 2008-10-29
AU2006239996B2 (en) 2010-05-27
EP1871990B1 (en) 2009-06-24
EP1871981A1 (en) 2008-01-02
MA29477B1 (fr) 2008-05-02
ZA200708089B (en) 2008-10-29
IL186211A0 (en) 2008-01-20
AU2006239996A1 (en) 2006-11-02
AU2011201030B2 (en) 2013-02-14
EA012171B1 (ru) 2009-08-28
EA012901B1 (ru) 2010-02-26
WO2006116092A1 (en) 2006-11-02
CN101163860A (zh) 2008-04-16
EA012767B1 (ru) 2009-12-30
ZA200708134B (en) 2008-10-29
CN101163855A (zh) 2008-04-16
MA29474B1 (fr) 2008-05-02
CA2606217A1 (en) 2006-11-02
DE602006006042D1 (de) 2009-05-14
AU2006240033A1 (en) 2006-11-02
ZA200708136B (en) 2008-09-25
EP1871986A1 (en) 2008-01-02
EA014760B1 (ru) 2011-02-28
AU2006239961A1 (en) 2006-11-02
EA200702297A1 (ru) 2008-04-28
CN101163856B (zh) 2012-06-20
ATE463658T1 (de) 2010-04-15
WO2006115945A1 (en) 2006-11-02
CA2606218C (en) 2014-04-15
ZA200708316B (en) 2009-05-27
AU2006240173A1 (en) 2006-11-02
EA200702300A1 (ru) 2008-04-28
AU2006239961B2 (en) 2010-03-18
IL186211A (en) 2011-12-29
ZA200708137B (en) 2008-10-29
EP1871979A1 (en) 2008-01-02
IL186207A0 (en) 2008-01-20
NZ562244A (en) 2010-12-24
DE602006007693D1 (de) 2009-08-20
CN101163859A (zh) 2008-04-16
NZ562252A (en) 2011-03-31
NZ562243A (en) 2010-12-24
IL186203A (en) 2011-12-29
IL186208A0 (en) 2008-01-20
MA29472B1 (fr) 2008-05-02
MA29473B1 (fr) 2008-05-02
ZA200708087B (en) 2008-10-29
EA200702303A1 (ru) 2008-04-28
EP1871990A1 (en) 2008-01-02
CN101163858A (zh) 2008-04-16
AU2006239962A1 (en) 2006-11-02
AU2006239999B2 (en) 2010-06-17
MA29470B1 (fr) 2008-05-02
CN101300401B (zh) 2012-01-11
EA200702301A1 (ru) 2008-04-28
CA2605737A1 (en) 2006-11-02
ATE437290T1 (de) 2009-08-15
IL186209A (en) 2013-03-24
EA200702307A1 (ru) 2008-02-28
CN101163853B (zh) 2012-03-21
CA2606295A1 (en) 2006-11-02
CN101163857B (zh) 2012-11-28
CN101163854B (zh) 2012-06-20
WO2006116133A1 (en) 2006-11-02
EA200702302A1 (ru) 2008-04-28
EA200702296A1 (ru) 2008-04-28
EA012900B1 (ru) 2010-02-26
ATE434713T1 (de) 2009-07-15
AU2006240175A1 (en) 2006-11-02
AU2006239886B2 (en) 2010-06-03
MA29719B1 (fr) 2008-09-01
MA29468B1 (fr) 2008-05-02
EA012554B1 (ru) 2009-10-30
IL186204A0 (en) 2008-01-20
IL186207A (en) 2011-12-29
EP1871982A1 (en) 2008-01-02
CA2605724A1 (en) 2006-11-02
ZA200708020B (en) 2008-09-25
ZA200708023B (en) 2008-05-28
CN101163856A (zh) 2008-04-16
WO2006116078A1 (en) 2006-11-02
MA29469B1 (fr) 2008-05-02
AU2006239962B8 (en) 2010-04-29
EP1871982B1 (en) 2010-04-07
EA012077B1 (ru) 2009-08-28
EP1871858A2 (en) 2008-01-02
WO2006116097A1 (en) 2006-11-02
WO2006116207A2 (en) 2006-11-02
AU2006240043A1 (en) 2006-11-02
ZA200708090B (en) 2008-10-29
WO2006116087A1 (en) 2006-11-02
AU2011201030A8 (en) 2011-04-21
CA2605729C (en) 2015-07-07
AU2006239958A1 (en) 2006-11-02
IL186206A (en) 2011-12-29
IL186212A (en) 2014-08-31
CN101163851A (zh) 2008-04-16
AU2006239962B2 (en) 2010-04-01
NZ562239A (en) 2011-01-28
CN101163853A (zh) 2008-04-16
CN101163780B (zh) 2015-01-07
EP1871983B1 (en) 2009-07-22
WO2006115943A1 (en) 2006-11-02
CA2606181C (en) 2014-10-28
CA2605720A1 (en) 2006-11-02
WO2006116096A1 (en) 2006-11-02
CA2606176A1 (en) 2006-11-02
EA200702299A1 (ru) 2008-04-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101163857B (zh) 用于对地下岩层进行加热的系统和方法
CN1957158B (zh) 用于对地下地层进行加热的温度受限加热器
AU2006306404A1 (en) Applications and installation of a heating system having a conduit electrically isolated from a formation
CN101454536A (zh) 利用铁磁材料相变的限温加热器
CN101297096B (zh) 用于加热含烃地层的系统和方法以及将所述系统安装在地层开口中的方法

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20121128

Termination date: 20160421