产油系统和方法相关申请的引证
本申请要求2015年1月12日提交的美国申请号14/594467的权益，其要求保护于
2014年1月14日提交的美国申请号61/927148的权益，两者的全部内容以引证的方式结合在
本文中。
技术领域
本文公开的主题涉及用于回收地球内原油的系统和方法，具体地，涉及用于回收
高度粘性油的系统和方法。
背景技术
世界严重依赖烃类燃料，例如石油，作为能源。可以使用各种方法例如钻井
(drilling)从地球内的储油层(reservoir)回收石油烃或“油”。对于在油的粘度允许流体
在井壳体(well casing)内流至地表(surface)的某些种类的油，钻井可以良好地工作。在
开发较深储油层的情况下，可以使用泵和其他辅助设备以帮助提取油。
一个种类的油，有时称为“重油”或“超重油”或“沥青(bitumen)”(下文中称为“重
油”)是高度粘性的油，其不能容易地流动通过储油层或生产井壳体(甚至在泵和其他设备
的帮助下)。这种流动或移动性的问题也可以是由化合物例如蜡或石蜡导致的。可以使用多
种非热技术例如开采(mining)和用砂生产冷重油(CHOPS，cold heavy oil production
with sand)提取重油。然而，大多数这些重油储油层位于比可以使用开采技术回收的那些
更深的位置，并且其他非热能方法例如CHOPS不能生产原油地质储量(original oil in
place)足够高的部分(fraction)。为了试图提取这些油，已经开发了所谓的“热方法”例如
循环蒸汽(“蒸汽吞吐(huff and puff)”)、蒸汽流(steam flooding)和蒸汽辅助重力泄油
(steam assisted gravity drainage,“SAGD”)。在这些中，在地表产生蒸汽并且转移到井
下与储油层接触。蒸汽加热并且减少油的粘度足以允许处理的油朝向生产井口流动和位移
(displacement)。
应该理解，尽管这种地表蒸汽类生成方法允许从先前不能通过开采技术回收的储
油层中提取重油，但是地表蒸汽生成方法通常招致较高的能量费用并且可以使用这些技术
的深度存在限制。应该理解，这些方法包括在多个阶段的能量消耗：在蒸汽产生方法中；在
地表的蒸汽分布中；以及当蒸汽从地表输送时。在特定深度以后，使用地表产生的蒸汽的成
本或技术可行性是受限的。甚至在到达该深度之前，生产油的能量和其他成本也可能非常
高。因此，大量的世界的油储备被归类为“不可回收的”，这是由于油的深度和粘度，并且甚
至不可回收的油可能面临高生产成本。应该进一步理解，其他地质位置或地质岩层
(formation)也可能不利于地表蒸汽类方法。例如，在永久冻土区域，由于热可能导致支撑
油回收设备的地面融化，因此地表热类生成可能是不能接受的。地表蒸汽类生成系统也可
能在海洋储油层中限制使用，其中地表热生成器和海底之间的热能损失可能使得表面蒸汽
技术的使用在经济和技术上不可行。
因此，应该理解尽管现有的重油提取技术适合它们预期的目的，但是仍需要对其
改进，特别是提供提取位于地球深处的重油储油层的系统和方法。
发明内容
根据本发明的一个方面，提供了用于从由储油层生产油的系统。该系统包括支持
模块和蒸汽生成器。支持模块包括空气模块、水模块和燃料模块，其中空气模块、水模块和
燃料模块配置为向油井提供空气、水和燃料。蒸汽模块包括蒸汽生成器，其包括具有多个管
的注射器，这些管在其上具有氧化催化剂，燃烧器流体连接至注射器以接收空气和空气-燃
料混合物，并且燃烧空气和空气-燃料混合物，蒸汽生成器部分流体连接以从燃烧器接收燃
烧气体，蒸汽生成器部分具有至少一个喷嘴，其配置为将水从水模块导向至燃烧气体以生
成蒸汽，蒸汽生成器配置为将蒸汽和燃烧气体在储油层的方向导向。连接器(connector)配
置为将空气模块、水模块和燃料模块流体连接至蒸汽生成器。
根据本发明的另一个方面，提供了从储油层生产油的方法。该方法包括供给空气、
水和燃料至蒸汽生成器。将供给的空气分成第一部分和第二部分。将第二部分与供给的燃
料混合。使空气的第一部分流动穿过反应器管，该反应器管在外表面上具有氧化催化剂。混
合的空气的第二部分和供给的燃料流过反应器管的外表面。第一部分空气与混合的第二部
分空气和供给的燃料在燃烧器中混合。混合的第一部分空气与混合的第二部分空气和供给
的燃料燃烧以产生燃烧气体。将水喷雾到燃烧气体上以形成蒸汽。将蒸汽和燃烧气体在储
油层的方向上引导。
根据本发明的另一个实施方式，提供了用于从具有井的储油层生产油的系统。该
系统包括支持模块，其具有：空气模块；水模块；和燃料模块。提供的蒸汽模块，其具有：系统
壳体(system casing)；混合器部分，设置在系统壳体内。混合器部分，具有壳体(housing)
和设置在壳体内中心的管道，管道的外侧周边(outside periphery)和壳体的内侧周边
(inside periphery)配合(cooperate)限定中空内部部分(hollow interior portion)。管
道具有在管道的一端的边缘周围设置的多个开口，多个开口布置为流体连接中空内部部分
和管道的内部部分。第一入口布置在壳体的一端上，壳体布置为流体连接燃料模块和中空
内部部分。位于壳体的端部上的第二入口，布置为流体连接空气模块和中空内部部分。
根据本发明的又一个实施方式中，提供了用于从具有井的储油层生产油的系统。
该系统包括：系统壳体；布置在系统壳体内且配置为在操作过程中燃烧燃料的燃烧器；具有
流体连接以从燃烧器接收燃烧气体的第一端的稀释剂生成器，稀释剂生成器进一步具有流
体连接至储油层的第二端；稀释剂管道流体布置在系统壳的内表面与燃烧器和稀释剂生成
器的外表面之间；并且至少一个喷嘴连接至稀释剂生成器的外侧表面且在操作过程中配置
为在稀释剂生成器中将稀释剂液体喷雾至燃烧气体内，喷雾方向至少部分朝向第一端。
根据本发明的另一个实施方式，提供了从具有井的储油层生产油的系统。该系统
具有：系统壳体；可移动地布置中在系统壳体内的燃料管道(115)和氧化剂管道(114)；混合
器布置在系统壳体内且配置为从燃料管道和氧化剂管道接收氧化剂和燃料，燃烧器部分设
置在系统壳体内且可操作地连接至混合器的端部，并且配置以形成燃烧气体；稀释剂生成
器部分设置在系统壳体内且可操作地连接至与混合器相对的燃烧器部分，稀释剂生成器部
分具有连接至系统壳体的末端；并且至少一个中心构件(member)可滑动地接合(engage)系
统壳体的内侧表面，并且可操作地连接至混合器、燃烧器部分和稀释剂生成器部分的至少
一个的边缘。
根据本发明的一个实施方式，提供了用于从具有井的储油层生产油的系统。该系
统包括：系统壳体；注射器设置在系统壳体内且流体连接至燃料管道，注射器具有多个管，
这些管其上具有氧化催化剂，注射器具有其中整体形成的至少一个点火器，至少一个点火
器具有在一端的火花机制(spark machanism)；燃烧器设置在系统壳体内且流体连接至邻
接火花机制的注射器，燃烧器配制为在操作过程中接收空气-燃料混合物并响应激活火花
机制燃烧空气-燃料混合物，并且稀释剂生成器设置在系统壳体内且布置为从燃烧器接收
燃烧气体且使稀释剂流体与燃烧气体混合。
结合附图，从下文的说明书中，这些和其他优势及特征将变得更显而易见。
附图说明
本发明的主题特别指出并明确地在说明书的结论处的权利要求书中要求保护。结
合附图从接下来详细的描述中，本发明的前述和其他特征以及优势是显而易见的，其中：
图1是在循环蒸汽刺激或循环蒸汽注射方法的三阶段的油提取系统的立体图
(perspective view)，部分截面图(partially in section)；
图2是图1的油提取系统的侧面示意图；
图3是蒸汽流油提取系统的侧面示意图；
图4是蒸汽辅助重力泄油(SAGD)系统的立体图，部分截面图；
图5是根据本发明的实施方式的原位重油蒸汽提取系统的示意图；
图6是根据本发明的实施方式的用于生成蒸汽的井下装置的侧视图，部分截面图；
图7是井壳体内图6的井下装置的侧面截面图，部分截面图；
图8是图6的井下装置的侧面截面图，部分截面图；
图9是图6的井下装置的界面(interface)部分的局部侧面截面图；
图10是图6的井下装置的空气燃料混合部分的实施方式的部分侧面截面图；
图11A和图11B是图6的井下装置的催化反应器部分的局部侧面截面图；
图11C和图11D是根据本发明的实施方式的图6的井下装置的催化反应器部分的示
图；
图12是图6的井下装置的燃烧器部分的局部侧面截面图；
图13是图6的井下装置的蒸汽生成部分的局部侧面截面图；以及
图14是具有水注射器的蒸汽生成部分的局部放大侧面截面图。
详细的描述通过参考附图的实例说明的本发明的实施方式、连同优势和特征。
具体实施方式
本发明的实施方式提供了通过原位生成稀释剂(例如在储油层内的蒸汽)在提取
重油方面的优势。本发明的进一步的实施方式提供了在蒸汽生成位置和储油层之间的热能
损失减少方面的优势。本发明的更进一步的实施方式提供了在与从储油层提取重油相关的
成本和排放减少方面的优势。在本发明的又进一步的实施方式提供了允许分离在地球内产
油过程中生成的二氧化碳(CO2)的优势。
本发明的实施方式也提供了油生产速率和原油地质储量(original oil in
place，OOIP)的生产的油的总量方面的优势。燃烧产物和注射的稀释剂(蒸汽或其他物质)
的结合提供了用于实现油移动性的机制，其提供了用于改善生产的机会。此外，通过其他技
术(例如使用封装器(packer)和井眼(wellbore)开口)潜在地扩张工具的位置以进一步靶
向注射区域，井下注射提供了将蒸汽的释放精确靶向到储油层内的机会。
本发明的实施方式包括使用CO2、氮气或其他稀释剂代替液态水。在CO2的情况下，
CO2提供了在冷却燃烧气体流至更温和温度方面的优势，也具有例如温室气体注射到井下
用于潜在分离的优势。使用CO2可以提供流体以将热量从燃烧过程携带至油。如本文的使用
的，术语“蒸汽”可以理解为表示递送热量至油的稀释剂载体流体。
本发明的实施方式也包括在一些阶段通过工具将额外材料(additive material)
共注射到加热的产物内。在一个实施方式中，额外材料的共注射发生在地表，以用于进料至
流体的脐带管(umbilical line)或随后穿过分离的脐带管。这种额外材料的共注射可以帮
助用于各种目的，包括例如用于启动或用于抗腐蚀目的或用于加热的溶剂的井下注射。
本发明的其他实施方式包括使用与现在使用的用于地面锅炉或一次通过蒸汽发
生器(once-through steam generator)(OTSR)相比的水处理的较低水平的水的能力。这些
实施方式也提供了与包括在锅炉和一次通过蒸汽发生器中的那些相比的对结垢(scaling)
和腐蚀不同的敏感性，提供了与系统结合的低成本水处理方法的使用。
根据本发明的实施方式，在图1-4中示出了，直燃井下稀释剂系统，例如蒸汽系统
20可以在各种油生产配置中使用，以用于从由储油层提取重油。如在本文中使用的，术语重
油表示具有高于1000厘泊(cP)至高于100,000cP的储油层粘度的烃类石油材料。应该理解，
即使本文中的实施方式描述了与从深储油层提取重油相关的直燃式井下蒸汽系统20的使
用，但是其是用于示例性的目的，且直燃式井下蒸汽系统20可以在将稀释剂(例如蒸汽)生
成且注射到材料或期望的其他封闭空间的任何应用中使用。例如，本发明的实施方式也可
以在从地表产生的蒸汽的热量损失不利的影响井的可行性或提取成本的水下、永久冻土区
域和北极/南极应用中使用。本发明的实施方式也可以进一步与沥青、沥青砂、油砂和具有
小于1,000cP的粘度的焦油砂的提取或传统储油层的第三级生产(tertiary production)
一起使用。本发明的实施方式也可以提供用于地表蒸汽生成或在储油层上方的位置处的井
眼中生成的优势。
本发明的实施方式可以进一步与位于地表处的井下装置90(图5)一起使用，保持
直燃燃烧方法与蒸汽的能力，从而使得注射到储油层的气体包含蒸汽和燃烧气体。虽然这
种设备将招致沿着井眼的热量损失，但是其保持了其他优势。这可以可期望的在一些位置，
而不是将井下装置放置在井中深处。应该理解，即使本文的实施方式涉及直燃式井下蒸汽
系统20与重油的使用，但是这仅是示例性的目的，且本发明的实施方式不应限制于此。本发
明的实施方式可以进一步用于生产与重油相比具有较低粘度的油，其中燃烧气体和/或热
添加显示出在无预先生产过程(non-primary production processes)的情况下移动这种
油方面的优势。本发明的实施方式可以进一步在接近大气压下操作与用于在地表的蒸汽的
直燃生成的井下装置一起使用。
参照图1-2，示出了垂直井配置，其中直燃式井下蒸汽系统(direct-fired
downhole steam system)20用于从储油层(reservoir)22提取重油。在这个实施方式中，井
24形成在期望的位置穿过地球的多个层26进入包括储油层22的部分(断面，section)。通
常，如本文中使用的，储油层22位于储油层内油(或其中存在蜡或石蜡)的粘度过高以至于
不能通过传统泵送(pumping)或开采技术移动(removal)的深度。如下文中将更详细描述
的，井下装置(downhole apparatus)90在第一阶段28(图2)插入到井的壳体(casing)并且
定位在储油层22内。将燃料、液体水、空气和控制信号传送至蒸汽生成器(steam
generator)，并且在井24和储油层22内产生蒸汽。将来自蒸汽生成器的蒸汽和燃烧气体(包
括二氧化碳(CO2))注射到储油层22内加热重油。应该理解，随着重油被加热，重油的粘度降
低。也设想了将CO2注射至储油层22也增加了油的体积，并且进一步降低了油的粘度。来自
燃烧气体的氮气也帮助储油层增压。
在生产的第二阶段30，蒸汽和热凝结水(hot condensed water)加热围绕井24的
区域32中的油。通常，在循环蒸汽过程中，这个阶段30(有时称为“浸泡阶段(soak phase)”)
持一段时间以允许热渗透(permeate)储油层。在一些储油层(oil reservoirs)中，没有使
用浸泡时间。应该理解，在第二阶段30中，井下装置90可以保留(remain)或可以从井24中去
除。最后，在第三阶段34中，使用传统泵送或本领域已知的提取技术从井24中提取加热的油
和凝结水(condensed water)。
现在参考图3，示出了另一种提取配置，其使用蒸汽注射井(steam injector
well)36和提取或生产井(extraction or production well)38。在这个实施方式中，穿过
层26进入储油层22形成注射井(injector well)36。邻近注射井36形成平行的提取井
(extraction well)38。直燃式井下蒸汽系统22插入到注射井36内以在储油层22内生产蒸
汽。随着蒸汽的产生，进入层22内的热凝结水40降低油的粘度。随着油粘度降低，提取井38
可以用于从储油层22泵送重油。应该理解，在应用中，允许使用图3的配置，可以平行地进行
蒸汽加热和油提取。
应该理解，前文对油提取的描述是示例性的，并且要求保护的本发明并不限于此。
要求保护的本发明可以与任何技术一起使用，其中使用热、压力，共注射稀释剂、化学物或
溶剂，或注射H2O、CO2、N2或其他气体将有助于提取油。应该进一步理解将蒸汽应用至储油层
可以是循环蒸汽刺激(cyclic steam stmulation)、连续的(蒸汽流(steam flood))或连续
的(SAGD)。
图4中示出了用于提取油的第三配置，其与图3的配置相似，其中平行地使用包括
直燃式井下蒸汽系统20的注射井36和提取井38两者。在这种配置中，首先在垂直方向上形
成注射井36。随着井36从地表(surface)延伸，井36的方向改变为更加水平方向并且沿着储
油层22的长度延伸。以类似的方式形成提取井38。在示出的实施方式中，提取井38的水平部
分垂直地位于注射井36的下方。通过加热垂直位于提取井38上方区域中的油，可以使用重
力帮助油流入提取井38内。
现在参考图5，示出了直燃式井下蒸汽系统20的实施方式，其包括地表下模块
(sub-surface module)42和支持或地表模块(support or surface module)44。地表模块
44包括用于支持地表下模块42的操作的全部工厂组件的剩余部分(all the balance of
plant components)。在实施方式中，地表模块44包括电连接至空气模块48、水模块50、燃料
模块52和生产模块54的控制模块46。控制模块46可以具有分布式功能(包括多个单独的模
块)，例如数据采集系统56和处理系统58，或可以是集成处理系统(integrated processing
system)。控制模块46也可以控制从地表至蒸汽生成器位置的电功率分布。连同来自地表模
块44的电力线和传输线的流体管道成束(bundle)在一起以从地表延伸至蒸汽生成器将运
行的位置。这组管道和线有时称为毛细管(capillary)。在一个实施方式中，至少一部分管
道或线在井口(well head)前成束以最小化井口中开口或端口的数量。
空气模块48将燃烧或冷却空气提供至地表下模块42。空气模块48可以包括空气处
理模块60，其接收进入的空气且排出(remove)/过滤不期望的污染物。然后使用空气压缩器
62压缩处理的空气并储存在高压储存模块64中。水模块50包括水处理模块66，其接收进入
的水(intake water)。在一个实施方式中，水模块50接收从来自生产模块54提取的油中分
离的水。水处理模块66过滤水并去除不期望的污染物，且将干净的液体水传输至储存模块
68中，其中水保留直至被地表下模块42需要。通过流体连接至地表下模块42的泵送模块
(pumping module)70将液体水从储存模块68中去除。进一步地，在其他实施方式中，设想水
可以从地下源供给，例如用于在储油层水平处蒸汽生产的具有较少或没有处理的含水土层
(aquifer)或新生水(nascent water)。
燃料模块52将燃料，例如但不限于天然气、丙烷、丁烷、生产/伴生气(produced/
associated-gas)和合成气(包括衍生自油的合成气)提供至地表下模块42。燃料模块52包
括储存模块72、燃料压缩器74和高压燃料储存模块76。生产模块54接收来自井24、38的油。
应该理解直燃式井下蒸汽系统20可以与图1-2的单井配置或图3-4的注射/提取井配置一起
使用。生产模块54可以包括气体分离模块78，其接收来自井24，38的可以包括油、水和气体
副产物(N2、CO2)的组合物。气体分离模块78从组合物中去除气体产物且将这些副产物传输
至清洁模块80，其在排放至大气之前处理这些气体。在一个实施方式中，可以使用压力能回
收系统(pressure energy recovery system)(未示出)代替排放气体，其在压缩子系统或
其他系统中具有能量的潜在使用。回收自压力回收系统的能量然后可以用于补偿压缩能或
将电能提供至支持设备。
脱气组合物离开气体分离模块78且传输至水分离模块82。如前文讨论的，水分离
单元82可以用于从油中去除水，并将水传输至水模块50。在一个实施方式中，在进入水模块
50的入口之前或与其连接可以将补充水(make up water)83添加至水供给(water
supply)。在传输至装置外(offsite)应用之前，将来自水分离单元82的油传输至油处理模
块84。这些处理可以包括例如脱硫(de-sulphurization)、裂化(cracking)、重整
(reforming)和加氢裂化(hydrocracking)的过程。在一个实施方式中，监控模块86提供储
油层的数据采集和监控。应该理解，监控模块86可以集成到控制模块46内。应该理解，可以
在脱气操作之前或与其同时地进行水分离或其他操作(当是有利的时)。
现在参考图5和图6，将来自地表模块46、48、50、52、54的数据、电力(power)、空气、
水和燃料管道通过连接88(有时称为脐带管(umbilical)或毛细管)传输至井下装置90。如
前文讨论的，在井口之前或之后，部分管道可以成束在一起。在安装时，井下装置90位于井
壳体98(图7)内，邻近蒸汽注射到岩层(formation)/储油层内的位置。这可以接近井的末端
或在沿着其长度的中间位置。在中间位置，井壳体可以具有封装器(packer)，用于通过防止
或抑制蒸汽沿着壳体流动来防止蒸汽绕过(bypass)注射区域。图6-8中示出的井下装置90
在界面(interface)92接收来自脐带管88的空气和燃料，在界面92处将其传输到混合器部
分94内。混合器部分94将供给空气分成第一部分和第二部分。如将在下文中更详细讨论的，
第一部分与燃料混合，而第二部分用于在燃烧前冷却。界面92进一步允许供给的稀释剂(例
如水)流入系统壳体95内，其中稀释剂沿着蒸汽生成器的长度朝向相对端流动。
从混合器部分94，燃料-空气混合物和冷却空气流动穿过注射器部分96，其中燃
料-空气混合物流过催化剂反应器，而冷却空气经过携带燃料的管道。注射器部分可以与在
美国专利6,174,159或美国专利6,394,791标题为“Method and Apparatus for a
Catalytic Firebox Reactor”共同具有的描述内容相似，它们的全部内容均以参考的方式
结合至本文中。燃料-空气混合物和冷却空气在末端99再结合，其中再结合的流在燃烧器
100内点火并燃烧，从而产生例如最高达3992°F(2200℃)的温度。应该理解，根据使用的燃
料和氧化剂，燃烧气体的温度可以较高或较低。热燃烧气流入蒸汽生成器部分102，其中来
自系统壳体95的水流动穿过喷雾喷嘴104进入燃烧气以生成蒸汽。应该注意，在另一实施方
式中，氧气和富氧空气可以代替燃烧过程中的空气。
稀释剂(例如蒸汽)和燃烧气在末端106处离开井下装置，其中稀释剂和燃烧气进
入井壳体98并且可以通过开口(perforation)108离开进入储油层(图7)。如前文描述的，开
口108使得稀释剂(例如蒸汽)和热渗透重油储油层。在其他实施方式中，井壳体98可以不具
有开口，且稀释剂(例如蒸汽)流动穿过井壳体的端部(开孔配置(open hole
configuration))或末端106直接位于储油层中。在另外的实施方式中，井壳体可以具有有
槽开口(slotted opening)或筛板(screen)。
应该理解，由于通过井下装置90产生的温度，热膨胀可以导致混合器94、注射器
96、燃烧器100和d生成器部分102的部件膨胀、弯曲或其他变形。在一些实施方式中，为了适
应这种膨胀，将多个肋状物(rib)107设置在注射器96和系统壳体95的内表面之间。在实施
方式中，沿着井下装置90的长度布置三组肋状物，每组具有(等距地(equidistant))设置在
混合器94、注射器96和蒸汽生成器部分102周边周围的三个肋状物。肋状物107起作用以将
混合器94、注射器96、燃烧器100和蒸汽生成器102保持在系统壳体95的中心内。肋状物107
具有弯曲的外表面，使得当组件膨胀时肋状物107沿着系统壳体95滑动。在一个实施方式
中，混合器94、注射器96、燃烧器100和蒸汽生成器部分102在末端106处安装至系统壳体95。
因此，热膨胀将混合器94、注射器96、燃烧器100和蒸汽生成器部分102朝向入口移动。在操
作过程中，界面92内的柔性管的使用适应部件的膨胀。在其他实施方式中，可以使用波纹管
系统(bellows system)或其他方式适应热膨胀。
现在参考图9，示出了界面92的实施方式。在这个实施方式中，界面92包括具有在
系统壳体95的端部上的多个端口的端部110。端口提供用于脐带管88(图5)的管道、数据和
电力线的进入点。在一个实施方式中，系统壳体95是3英寸(76.2mm)的不锈钢管(stainless
steel pipe)。稀释剂例如水接收到来自管道112例如1.5英寸(38.1mm)的管的壳体。水接收
到系统壳体95的内部113内并且朝向相对端106流动通过由系统壳体的内表面和外表面或
燃烧器和蒸汽生产器限定的管道(图8)，其中水喷雾至燃烧气中以生成蒸汽。应该理解，使
水流过井下装置90中的部件有助于注射器96、燃烧器100和蒸汽生成器部分102的冷却。从
一对管道114(为了清楚的目的仅示出了一个空气管道)接收空气，且通过管道115接收燃
料。在实施方式中，由柔性管制造管道114、115。在实施方式中，例如由0.5英尺(12.7mm)的
不锈钢管制造管道114、115。如前文讨论的，柔性管使得界面92在操作过程中适应发生的热
膨胀。
端部110的端口进一步使得数据和电子端口传输线117进入系统壳体95。这些线可
以用于传输电力，例如火花点火器(spark igniter)或电阻加热器。其他线可以用于传输数
据(例如来自热电偶)，使得控制模块46监控井下装置90的操作。其他线也可以用于控制阀
或用于系统控制的其他流动组分。
现在参考图10，示出了混合器94的实施方式，混合器94混合来自管道115的燃料和
来自管道114的一部分空气。在一个实施方式中，将燃料接收到燃料注射棒(fuel
injection bar)124内，其通过多个喷嘴125将燃料注射到内腔127内。同时，将空气从管道
114接收至将空气分为第一和第二流体路径的平衡室(balancing chamber)118内。平衡室
包括多个开口122和出口123。开口122设置在室118的内管周边周围。在这个实施方式中，开
口122和出口123的尺寸配置为使得第一部分空气沿着第一流体路径流动通过燃料注射棒
124和壳体120之间的间隙(gap)121。然后第一部分空气流入腔127，且第二部分空气沿着第
二流体路径经过开口122进入输出端口或出口123。在一个实施方式中，第一部分包括20％
的空气且第二部分包括80％的空气。如将在下文中更详细讨论的，第二部分空气是用于注
射器96的冷却空气。腔127使得空气和燃料混合且通过冷却空气管道128和壳体130限定。空
气-燃料混合物然后沿着混合部分94的长度流动至出口端口126。
流动通过出口123的空气进入管道128的内部。在一个实施方式中，管道128是具有
邻近出口123的第一端的锥形形状，出口123具有比相对端134更小的直径。在一个实施方式
中，点火设备例如火花点火器133或电阻加热器135可以布置在管道128内。应该理解，点火
设备可以连接至电力或数据线117(为了清楚未在图10中示出)。应该进一步理解，在一些实
施方式中，井下装置90可以仅具有一个点火设备，例如火花点火器或电阻加热器。在其他实
施方式中，可以通过将氢注射到燃料供给(fuel supply)内形成点火源。氢与下文讨论的催
化剂反应以自动点火燃料空气混合物。
在一个实施方式中，如图11A-11B所示空气-燃料混合物从混合器出口端口126径
向(radially)流至注射器96。注射器96包括从端部134接收第二部分空气(冷却空气流)并
且将第二部分空气输送(route)至由多个管138的内表面限定的流体路径的壳体136。如将
在下文中更详细讨论的，限定另一流体路径的管138的外表面涂覆有氧化催化剂。在一个实
施方式中，管138连接至端部板(end plate)140。端部板140导致第二空气部分流至管138且
防止冷却空气与空气-燃料混合物的相互混合(intermixing)。空气-燃料混合物通过端口
126进入注射器96且沿着由壳体136的内壁142和管138的外表面限定的空间流动。因此，燃
料-空气混合物接触氧化催化剂。
在本发明中使用的细化剂涂层(其中燃料是烃且空气或氧气是氧化剂)可以包括
贵重金属(precious metal)、VIII族贵金属(noble metal)、碱金属、金属氧化物或它们的
任意组合。也可以使用元素，例如锆、钒、铬、锰、铜、铂、金、银、钯、锇、铱、铑、钌、铈、镧、镧系
的其他元素、钴、镍、铁等的元素。催化剂可以直接应用至基底，或可以应用至由氧化铝、氧
化硅、氧化锆、氧化钛、氧化镁(manesia)、其他难熔金属氧化物、或它们的任何组合组成的
中间结合涂层(intermediate bond coat)或修补基面涂层(wash coat)。
应该理解，在操作过程中，燃料-空气混合物与管138的外表面上的催化剂涂层反
应形成放热反应。通过使空气流动通过管138的内部，可以将注射器96的温度保持在对于使
用的材料期望的操作范围内，同时也在燃烧前预热冷却空气。在一个实施方式中，注射器96
包括具有0.125英寸(3.175mm)外径的六十一个(61)管138且由合适的高温材料制造，例如
在航天工业中应用(例如钛、铝、镍或高温能力超级合金)。根据期望的输出、直径或操作条
件，可以利用其他数量和直径的管。
在图11C和11D示出的一个实施方式中，注射器96包括一个或多个点火设备133。在
这个实施方式中，点火设备133包括主体构件(body member)137和导电核(conductive
core)139。主体构件137由耐热、电绝缘材料制得，例如陶瓷。主体构件137从混合器部分94
延伸通过注射器96并且具有延伸至端部144的端部。点火设备133可以位于邻近管138的外
侧列(outer-row)或散布其间的注射器96的周边。
导电核139延伸通过主体构件的中间(middle of the body member)并且具有布
置在至少部分地延伸到燃烧器100内的一端上的电极141。导电核139电连接至电源，例如通
过控制模块，至布置在井下装置内部的电池或至内部能量生成器(internal power
generator)例如热电生成器(thermoelectric generator)。导电核配置为生成从电极141
至壳体136的电弧。在另一实施方式中，将电极定向以产生电弧至管138的端部。在燃料-空
气混合物和冷却空气存在下，电弧的生成在燃烧器100中引发的燃烧。
这对点火设备133可以彼此相对地(相对角部)，或基本相对地(一个位于角部，另
一个布置在相对侧的中间)定位。应该理解，尽管本文中的实施方式讨论了一对点火设备
133的使用，但这仅是举例的目的且要求保护的本发明不应仅限于此。一对点火设备的使用
优选用于冗余目的(redundancy purpose)；然而可以使用单个点火设备133引发燃烧。
现在参考图12，冷却空气和空气-燃料混合物在相对端144离开注射器96并且进入
燃烧器100。点火器例如点火器133邻近端部144布置且引发燃料和空气燃烧。在实施方式
中，燃烧气体的温度为约3992°F(2200℃)。如前文的讨论，基于使用的燃料和氧化剂，燃烧
气体温度可以较高或较低。燃烧器100包括衬里(liner)145，其接收空气和燃料并且位于燃
烧发生的位置。邻近端部144，多个鳍状物(fin)径向地延伸在衬里145的外部的周边周围。
应该理解，鳍状物146帮助热量从衬里145传输。在一个实施方式中，鳍状物146沿着部分衬
里145延伸。在一个实施方式中，鳍状物145由一系列连续的鳍状物(例如三个)形成，或可以
由单个单一的(unitary)且整体的(monolithic)鳍状物形成。护罩(shroud)148设置在鳍状
物145和系统壳体95之间。护罩148包括入口150，其从系统壳体95的内直径至鳍状物146的
外直径渐变(taper)。应该理解，护罩148导致稀释剂例如水流动通过系统壳体95进入在护
罩148的内直径和衬里145的外直径之间限定的通道(channel)154内。水流动通过通道154
进入对于系统壳体95的内直径向外渐变的出口152。
燃烧气体从燃烧器100流至生成部分102内。生成部分102从出口152延伸至末端
106。在稀释剂是水的实施方式中，生成部分102生成蒸汽。在这个实施方式中，图13中示出
的蒸汽生成部分包括具有多个喷嘴104的壳体156，喷嘴104从系统壳体95将水喷雾至燃烧
气体。应该理解，由于燃烧气体的高温，喷雾至壳体156的水汽化为蒸汽。蒸汽和燃烧气体混
合物在末端106离开壳体156。
在一个实施方式中，喷嘴104配置为以至少部分地朝向燃烧器100的方向将水喷
雾。换句话说，来自喷嘴104的水流股以上游(upstream)或逆流配置(counter-flow
configuration)引导。在一个实施方式中，以相对蒸汽生成器部分102的中心线30°的角度
布置六个(6)喷嘴104并且配置为以60°的圆锥体将水喷雾。在一个实施方式中，喷嘴104在
壳体156的周围纵向和圆周地彼此偏置(offset)。在一个实施方式中，邻近的喷嘴104相对
于彼此圆周地偏置60°。喷嘴104可以配置为使用供给水中溶解的固体进行操作。
参考图14，一个实施例示出了喷嘴装配(nozzle assembly)160。喷嘴装配160包括
喷嘴104和凸出构件(boss member)162。凸出构件162通常具有圆锥形主体(具有延伸穿过
其的孔)。一部分孔是螺纹式的(threaded)以接收喷嘴104上的外部螺纹(external
thread)。凸出构件162的正面延伸到壳体156的内部。先导和拖尾面(leading and
trailing surfaces)是成角度的以减小在燃烧气体/蒸汽流股内凸出构件162的阻力曲线
(drag profile)。在一个实施方式中，喷嘴104包括过滤器以减小堵塞的风险。在另外的实
施方式中，喷嘴可以垂直于流或在流的下游指向。
应该理解本文描述的实施方式提供了从地内深处的储油层提取重油优势。在仅有
少量或没有损失的情况下，基本上全部的生成的热能应用于储油层。这些实施方式进一步
实现了重油的提取，同时减少了水的使用和排放，并且提供了CO2的分离。因此，本发明的实
施方式减少了每桶生产的重油的总成本。
此外，蒸汽和燃烧气体混合物的不可凝结部分可以使储油层加压以帮助油流动通
过生产/提取井，并且可以有助于减慢过载(overburden)的热量损失速率。此外，油中加入
来自燃烧气体混合物的CO2增加了油体积并且可以减小粘度以进一步帮助油流动。因此，本
发明可以提供减小或消除在提取油中使用的附加载荷((parasitic load)例如泵)的优势，
并且可以提供不可凝结气体和热量源，以用于生产比重油更轻的油馏分的目的。
尽管已经结合有限数量的实施方式详细地描述了本发明，但是应该容易地理解本
发明不限于这些公开的实施方式。相反，在与本发明的精神和范围相符的情况下，本发明可
以修改以合并至今为止未描述的任意数量的变化，改变、替换或等效布置。此外，虽然已经
描述了本发明的各个实施方式，但是应该理解本发明的方面可以包括仅一些描述的实施方
式。因此，本发明不应认为通过前文的描述进行限制，而是仅通过所附权利要求的范围进行
限制。