EA004326B1 - Способ и система для обработки содержащего углеводороды пласта - Google Patents

Abstract

Способ внутрипластовой обработки содержащего углеводороды пласта и добычи углеводородного флюида из пласта содержит пиролиз углеводородов, присутствующих в пласте, во время добычи углеводородного флюида из пласта с применением управления давлением и температурой, так что давление является, по меньшей мере, давлением, которое можно вычислить для выбранной температуры, или же температура является, максимум, температурой, которую можно вычислить для выбранного давления из уравнениягде Р является абсолютным давлением, бар, Т – температура, °С, и А и В заданными параметрами, которые относятся к свойствам, релевантным количеству, составу и/или качеству добываемых углеводородных флюидов. Предпочтительно, способ содержит далее стадию внутрипластового образования синтетического газа, при этом эта стадия содержит образование частично разложившегося содержащего углеводороды пласта, который обработан в соответствии с указанным способом внутрипластовой обработки содержащего углеводороды пласта, и реакцию содержащего углеводороды пласта с генерирующим синтетический газ флюидом. Полученный таким образом синтетический газ преобразуют в углеводороды; и/или генерируют энергию посредством расширения и/или сжигания полученного синтетического газа или использования полученного синтетического газа в топливном элементе.

Description

Изобретение относится к способу и системе для внутрипластовой обработки содержащего углеводороды пласта и добычи углеводородного флюида из пласта посредством пиролиза углеводородов, присутствующих в пласте.

Уровень техники

Углеводороды, полученные из подземных пластов, часто используются в качестве энергетических ресурсов, в качестве сырья и в качестве потребительских продуктов. Тревога относительно истощения доступных углеводородных ресурсов привела к разработке процессов для более эффективной добычи, обработки и использования доступных углеводородных ресурсов. Используемые внутрипластовые процессы можно применять для извлечения углеводородных материалов из подземных пластов. Химические и/или физические свойства углеводородных материалов внутри подземного пласта нуждаются в изменении для обеспечения более легкого извлечения из подземного пласта. Химические и физические изменения могут включать осуществляемые внутри пласта реакции, в результате которых образуются удаляемые флюиды, при этом обеспечивают изменения растворимости, фазы и/или вязкости углеводородного материала внутри пласта. Флюид может быть, но не ограничиваясь этим, газом, жидкостью, эмульсией, пульпой и/или потоком твердых частиц, который имеет характеристики текучести, подобные потоку жидкости.

Примеры применяемых внутрипластовых процессов с использованием скважинных нагревателей показаны в И8-А-2634961, И8-А2732195, И8-А-2780450, И8-А-2789805, И8-А2923535, И8-А-4886118, И8-А-2914309, И8-А4344483, И8-А-4067390, И8-А-4662439 и И8-А4384613.

Например, применение нагревания пластов нефтеносного сланца описано в И8-А-2923535 и И8-А-4886118.

При этом воздействуют теплом на пласт нефтеносного сланца для пиролиза керогена внутри слоя нефтеносного сланца. Тепло также разрушает пласт для увеличения проницаемости пласта. Увеличенная проницаемость обеспечивает прохождение углеводородных флюидов к добывающей скважине, где флюид извлекают из пласта нефтеносного сланца. В И8-А-2923535 используют давление посредством закрывания всех вентилей для выхода газа для испытания пористости пласта и проницаемости для газов и паров. В И8-А-2923535 ничего не говорится о сохранении повышенного давления во время добычи газов и паров.

Предпринимались значительные попытки для разработки способов и систем для экономичной добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из содержащих углеводороды пластов. Однако в настоящее время все еще имеется много содержащих углеводороды пластов, из которых невозможна экономически выгодная добыча углеводородов, водорода и/или других продуктов. Таким образом, все еще имеется потребность в улучшенных способах и системах для добычи углеводородов, водорода и других продуктов из различных пластов, содержащих углеводороды.

Было установлено, что количеством, составом и качеством углеводородного флюида, полученного при пиролизе, можно управлять посредством управления давлением относительно применяемой температуры и наоборот. В этом отношении количество, состав и качество углеводородных флюидов можно задавать с помощью одного или нескольких релевантных свойств, таких как плотность нефтепродукта в градусах Американского института нефти, отношение элементарных углерода и водорода, добываемые эквиваленты жидкости (газ и жидкость), добываемые жидкости, процент пробы Фишера и присутствие углеводородов с количеством углерода более 25 внутри углеводородных флюидов. Давление для выбранной температуры, которое может обеспечить углеводородные флюиды, имеющие релевантные свойства, можно определить с использованием уравнения, называемого в последующем уравнением 1:

где Р обозначает давление (абсолютное в барах), Т - температуру (в°С), А и В - параметры, которые относятся к соответствующему свойству и которые можно определить экспериментально. Размерности фактора 0,07 и параметров А и В таковы, чтобы обеспечивать соответствие размерностям Р и Т.

Во многих случаях применение управления температурой/давлением может включать использование повышенного давления во время пиролиза. Было установлено, что применение повышенного давления имеет несколько неожиданных преимуществ. Эти преимущества действуют независимо от применения используемого в настоящее время управления температурой/давлением.

Повышенное давление в пласте приводит к добыче улучшенных углеводородных флюидов. При увеличении давления в пласте добываемые из пласта углеводородные флюиды включают большую часть не конденсируемых компонентов. Таким образом, значительное количество (например, наибольшая часть) углеводородных флюидов, добываемых при таком давлении, включает конденсируемый компонент, более легкий и более высокого качества, чем углеводородные флюиды, добываемые при низком давлении.

Было установлено, что поддержание повышенного давления внутри нагретого пласта по существу исключает добычу углеводородных флюидов, имеющих углеводородные числа более, например, около 25, и/или многокольцевых углеводородных соединений. Было также установлено, что поддержание повышенного давления внутри нагретого пласта приводит к повышению плотности ΑΡΙ углеводородных флюидов, добываемых из пласта. Таким образом, более высокое давление может обеспечивать увеличение добычи углеводородных флюидов с относительно короткой цепью, которые могут иметь более высокие значения плотности ΑΡΙ.

Кроме того, поддержание повышенного давления внутри пласта подавляет осаждение пласта. Поддержание повышенного давления внутри пласта также имеет тенденцию к уменьшению необходимых размеров коллекторных трубопроводов, используемых для транспортировки конденсируемых компонентов. Поддержание повышенного давления внутри пласта может также упрощать генерирование электричества из добытого не конденсируемого флюида. Например, полученный не конденсируемый флюид можно пропускать через турбину для генерирования электричества.

Сущность изобретения

В соответствии с изложенным выше, данное изобретение предлагает способ внутрипластовой обработки содержащего углеводороды пласта и добычи углеводородного флюида из пласта, который включает пиролиз имеющихся в пласте углеводородов во время добычи углеводородного флюида из пласта с применением управления температурой/давлением, так что давление является, по меньшей мере, давлением, которое можно вычислить для выбранной температуры, или температура является самое большее температурой, которую можно вычислить из выбранного давления, согласно уравнению

- А

Р = 0,07 е ------^{+ в}’

Т + 273 где Р обозначает давление (абсолютное в барах), Т - температуру (в °С), А и В - предварительно определенные параметры, при этом А равно, по меньшей мере, 5000, В равно, по меньшей мере, 10, и Р равно, по меньшей мере, 72 бар (абсолютно), для управления свойством, релевантным количеству, составу или качеству добываемых углеводородных флюидов.

Изобретение также предлагает систему для нагнетания тепла и скважины для добычи углеводородных флюидов для использования в способе, согласно изобретению, и продукты пиролиза, имеющие низкое содержание олефинов (например, < 10 мас.%) и низкое среднее углеродное число (например, <35), которые можно получать посредством применяемого внутрипластового способа пиролиза, а также системы, согласно изобретению.

Изобретение предлагает также способ получения синтетического газа, при этом способ содержит создание содержащего углеводороды пласта, который обработан согласно данному изобретению, и обработку содержащего углеводороды пласта флюидом, генерирующим синтетический газ.

Изобретение также предлагает способ преобразования полученного таким образом синтетического газа в углеводороды.

Изобретение также предлагает способ получения энергии посредством расширения и/или сжигания полученного таким образом синтетического газа.

Следует отметить, что в И8-А-4 662 439 раскрыт способ подземного преобразования угля, в котором содержащие кислород газ и пар нагнетают в угольный пласт, который взрыхлен с помощью взрывчатых веществ, для создания синтетического газа, который преобразует до 90 мас.% свободного от влаги и золы угля в жидкие и газообразные продукты, если поддерживается высокое давление (4000-5000 фунт-силы на квадратный дюйм -275-350 бар) и температура около 550°С.

В И8-А-5236039 раскрыт способ внутрипластовой обработки содержащего углеводороды пласта с использованием радиочастотного источника нагревания для нагревания пласта до температуры пиролиза. В этом документе не указывается влияние давления на способ или его результаты. Однако имеется случайное указание 50 фунт-силы на квадратный дюйм (344 кПа) в комбинации с температурой пиролиза до 550°Ф относительно моделирования изобретения (см. табл. 1). Применение в способе обработки, согласно изобретению, давления 52 бар (50 фунт-силы на квадратный дюйм) при температуре до 301,7°С (575°Ф) в комбинации с радиочастотным нагреванием исключается из объема защиты определенных вариантов выполнения данного изобретения.

Если не указывается по-другому, то понятие давление относится к абсолютному давлению. Температура и давление, превалирующие во время добычи углеводородного флюида из пласта или во время генерирования синтетического газа, предполагаются измеряемыми в добывающей скважине в непосредственной близости к соответствующей части пласта, где происходит пиролиз или получение синтетического газа. Таким образом, давление по существу соответствует поровому давлению в пласте в зоне, где происходит пиролиз. Вместо измерения температуры, можно оценивать температуру на основе входного тепла, генерируемого нагревательными скважинами, и тепла, создаваемого и/или потребляемого пиролизом и/или другой реакцией (другими реакциями), и свойства пласта.

Содержащий углеводород пласт для использования в данном изобретении предпочти тельно содержит кероген. Кероген состоит из органического вещества, которое было преобразовано за счет процесса созревания. Содержащие углеводороды пласты, которые включают кероген, являются, например, пластами, содержащими уголь, или слоями, содержащими нефтеносный сланец. Кероген предпочтительно имеет коэффициент отражения витринита 0,2-3%, предпочтительно свыше 0,25%, и более предпочтительно свыше 0,4%, и предпочтительно ниже 2%, и более предпочтительно ниже 1,2%, и содержание водорода по меньшей мере 2 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 3 мас.%. В качестве альтернативного решения можно обрабатывать содержащие углеводороды пласты, которые не содержат кероген, например, пласты, содержащие тяжелые углеводороды (например, битуминозные пески).

Содержащие углеводороды пласты можно выбирать для внутрипластовой обработки на основе свойств, по меньшей мере, части пласта, так что это обеспечивает добычу высококачественных флюидов из пласта. Например, можно оценивать или выбирать содержащие углеводороды пласты для обработки на основе коэффициента отражения витринита керогена. Коэффициент отражения витринита часто связывают с отношением элементарных водорода и углерода керогена и отношением элементарных кислорода и углерода керогена. Коэффициент отражения витринита предпочтительно находится в диапазоне от 0,2 до 3,0%, более предпочтительно от 0,5 до 2,0%. Такие диапазоны отражения витринита обычно указывают на то, что из пласта можно добывать углеводородные флюиды относительно высокого качества.

Содержащий углеводороды пласт можно выбирать для обработки на основе содержания элементарного водорода в содержащем углеводороды пласте. Например, способ обработки содержащего углеводороды пласта может обычно включать выбор для обработки содержащего углеводороды пласта, имеющего содержание элементарного водорода более 2 мас.%, в частности более 3 мас.% или более, в частности более 4 мас.% при измерении на сухой, свободной от золы основе. Содержащий углеводороды пласт предпочтительно имеет отношение элементарных водорода к углероду в диапазоне от 0,5 до 2, в частности от 0,70 до 1,7. Содержание элементарного водорода может значительно влиять на состав получаемых углеводородных флюидов, например, за счет образования молекулярного водорода. Таким образом, если в пласте имеется слишком мало водорода, то это отрицательно влияет на количество и качество добываемых флюидов. Предпочтительно поддерживать парциальное давление водорода и если имеется слишком мало природного водорода, то в пласт следует добавить другой восстанавливающий флюид.

Пласт может иметь обычно содержание элементарного водорода менее 20 мас.%, в частности, менее 15 мас.%, или предпочтительно менее 10 мас.% при измерении на сухой, свободной от золы основе. Обычно отношение элементарных кислорода к углероду составляет менее 0,15. Тем самым можно уменьшить получение диоксида углерода и других оксидов при выполнении внутрипластового процесса преобразования содержащего углеводороды материала. Часто отношение элементарных кислорода к углероду находится в диапазоне от 0,03 до 0,12.

Нагревание содержащего углеводороды пласта обычно включает подачу большого количества энергии в источник тепла, расположенный внутри пласта. Содержащие углеводороды пласты могут содержать также воду. Вода, присутствующая в содержащем углеводороды пласте, приводит к дополнительному увеличению тепла, необходимого для нагревания содержащего углеводороды пласта, поскольку большое количество энергии может быть необходимо для испарения воды из пласта. Поэтому может быть необходимо большое количество тепла и/или времени для нагревания пласта, имеющего большое содержание влаги. Содержание воды содержащего углеводороды пласта предпочтительно меньше 15 мас.%, более предпочтительно менее 10 мас.%.

Содержащий углеводороды пласт или его часть, подвергаемая пиролизу, может иметь ширину, например, по меньшей мере 0,5 м, или по меньшей мере 1,5 м, или по меньшей мере, 2,4 м или даже по меньшей мере 3,0 м. Мощность может быть до 100 м, или до 1000 м, или даже до 2000 м или более.

Содержащий углеводороды пласт или его часть, подвергаемая пиролизу, может иметь толщину слоя, например, по меньшей мере, 2 м, более типично в диапазоне от 4 до 100 м, более типично от 6 до 600 м. Покрывающий слой содержащего углеводороды пласта может иметь толщину, например, по меньшей мере, 10 м, более типично - в диапазоне от 20 до 800 м или до 1000 м или более.

Содержащий углеводороды пласт можно нагревать в соответствии со способами, известными из уровня техники, до температуры, достаточной для пиролиза имеющихся в пласте углеводородов, с помощью использования одного или более источников нагревания в нагревательных скважинах.

Нагревательные скважины могут быть расположены вблизи или, предпочтительно, внутри содержащего углеводороды пласта. Предпочтительно используют множество источников нагревания так, чтобы можно было нагревать большую часть содержащего углеводороды пласта, и предпочтительно так, чтобы происходило наложение (перекрытие) нагрева, вызываемого источниками нагревания. Наложение нагрева может уменьшать время, необходи мое для достижения температуры пиролиза. Наложение нагрева может обеспечивать относительно большие расстояния между соседними источниками нагревания, что в свою очередь может обеспечивать относительно медленную скорость нагревания содержащего углеводороды пласта.

Наложение нагрева обеспечивает также равномерное нагревание, так что можно управлять температурой для создания флюидов с требуемыми свойствами во всей (большей части) нагреваемых частей содержащего углеводороды пласта.

Расстояние между источниками нагревания может быть обычно внутри диапазона от 5 до 20 м, предпочтительно от 8 до 12 м. Размещение расположенных на одинаковом расстоянии друг от друга источников нагревания по схеме треугольника является предпочтительным, поскольку оно обеспечивает более равномерное нагревание пласта по сравнению с другими схемами, например, шестиугольной. Дополнительно к этому, треугольная схема обеспечивает более быстрое нагревание по сравнению с другими схемами, такими как шестиугольная.

Можно применять любой обычный источник нагревания. Предпочтительно применять источники нагревания, которые подходят для нагревания благодаря проводимости, например, любые типы электрического нагревателя или любые типы нагревателя, использующего процесс горения. Менее предпочтительными являются источники нагревания, которые используют радиочастотное нагревание.

Поскольку проницаемость и/или пористость увеличиваются относительно быстро в нагреваемом пласте, то создаваемые пары могут проходить значительные расстояния через пласт с относительно небольшой разницей давления. Увеличение проницаемости обуславливается уменьшением массы нагреваемой части за счет испарения воды, извлечения углеводородов и/или созданием трещин. Для извлечения углеводородных флюидов могут быть предусмотрены добывающие скважины, предпочтительно вблизи верхней поверхности пласта. Флюид, создаваемый внутри содержащего углеводороды пласта, может проходить значительные расстояния через содержащий углеводороды пласт в виде пара. Такое значительное расстояние может составлять, например, от 50 до 1000 м. Пар может иметь относительно небольшое падение давления на значительном расстоянии за счет проницаемости нагреваемой части пласта. За счет этой проницаемости, добывающая скважина может быть предусмотрена в каждом втором блоке источников нагревания или же в каждом третьем, четвертом, пятом, шестом блоке источников нагревания, каждый из которых может содержать множество нагревательных скважин, например, две, три или шесть. Добывающие скважины могут быть обсаженными скважинами, которые могут иметь добывающий фильтр или перфорированные обсадные трубы. Дополнительно к этому, добывающие скважины могут быть окружены песком или гравием для минимизации падения давления флюидов, входящих в обсадную трубу.

Дополнительно к этому, могут быть выполнены качающие воду скважины или вакуумные скважины для удаления воды из содержащего углеводороды пласта. Например, водные скважины могут окружать весь или часть содержащего углеводороды пласта.

Полученный углеводородный флюид является материалом, который содержит углерод и водород в их молекулярной форме. Он может включать также другие элементы, такие как галогены, элементарные металлы, азот, кислород и сера.

Содержащий углеводороды пласт нагревают до температуры, при которой может происходить пиролиз. Диапазон температур пиролиза может включать температуры вплоть, например, до 900°С. Большинство углеводородных флюидов могут быть получены внутри диапазона пиролизных температур от 250 до 400°С, более предпочтительно в диапазоне от 260 до 375°С. Температура, достаточная для пиролиза тяжелых углеводородов в содержащем углеводороды пласте с относительно низкой проницаемостью, может находиться в диапазоне от 270 до 300°С. В других вариантах выполнения температура, достаточная для пиролиза тяжелых углеводородов, может находиться внутри диапазона от 300 до 375°С. Если содержащий углеводороды пласт нагревается во всем диапазоне температур пиролиза, то пласт может создавать лишь ограниченные количества водорода в области верхней границы диапазона температур пиролиза. После истощения доступного водорода может быть обеспечена лишь небольшая добыча углеводородов из пласта.

Содержащий углеводороды пласт или часть его, выбранные для пиролиза, предпочтительно нагревают с небольшой скоростью нагревания. Обычно скорость нагревания составляет максимально 50°С/сутки. Обычно скорость нагревания меньше 10°С/сутки, более типично менее 3°С, в частности 0,7°С/сутки. Часто скорость нагревания составляет более 0,01°С/сутки, в частности более 0,1°С/сутки. Такие низкие скорости нагревания применяют в диапазоне температур пиролиза. В частности, нагреваемые части содержащего углеводороды пласта можно нагревать с такой скоростью в течение времени, на 50% больше времени, необходимого для перекрытия диапазона температур пиролиза, предпочтительно, более чем на 75% больше времени, необходимого для перекрытия температур пиролиза, или, предпочтительно, более чем на 75% больше времени, необходимого для перекрытия температур пиролиза.

Скорость, с которой нагревают содержащий углеводороды пласт, может влиять на количество и качество углеводородного флюида, добываемого из содержащего углеводороды пласта. Например, нагревание с высокой скоростью может приводить к получению большого количества флюида из содержащего углеводороды пласта. Однако продукты такого процесса могут иметь значительно более низкое качество, чем при нагревании с меньшими скоростями. Кроме того, управление скоростью нагрева при менее 3°С/сутки обычно обеспечивает лучшее управление температурой внутри содержащего углеводороды пласта.

Данные идеи относительно скоростей нагревания применимы независимо от применения управления температурой/давлением, согласно данному изобретению.

Нагревание содержащего углеводороды пласта до диапазона температур пиролиза может осуществляться перед созданием существенной проницаемости внутри содержащего углеводороды пласта. Начальный недостаток проницаемости может предотвращать транспортировку созданных флюидов из зоны пиролиза внутри пласта. Таким образом, по мере начального переноса тепла из источника нагревания в содержащий углеводороды пласт, давление флюида внутри содержащего углеводороды пласта может повышаться вблизи источника нагревания.

Давление, создаваемое расширением углеводородных флюидов или других флюидов, создаваемых в пласте, может первоначально увеличиваться, поскольку в пласте еще не существует открытый путь к добывающей скважине или какие-либо другие стоки. Дополнительно к этому, давление флюида может превысить литостатическое давление, так что в содержащем углеводороды пласте могут образовываться трещины от источников нагревания к добывающим скважинам. Создание трещин внутри нагреваемой части затем уменьшает давление за счет добычи углеводородных флюидов через добывающие скважины.

Для поддержания давления внутри содержащего углеводороды пласта во время добычи углеводородных флюидов, можно поддерживать обратное давление в добывающей скважине. Давлением можно управлять с помощью клапанов и/или посредством нагнетания газов в содержащий углеводороды пласт, например, водорода, диоксида углерода, моноксида углерода, азота или метана, или воды или пара. Нагнетание водорода является особенно предпочтительным.

Клапаны могут быть выполнены с возможностью поддержания, изменения и/или управления давлением внутри содержащего углеводороды пласта. Например, источники нагревания, расположенные внутри содержащего углеводороды пласта, могут быть соединены с клапаном. Клапан может быть выполнен с возможностью удаления жидкости из пласта через источник нагревания или нагнетания газа в содержащий углеводороды пласт. В качестве альтернативного решения, клапан давления может быть соединен с добывающими скважинами. Флюиды, выпускаемые клапанами, можно собирать и транспортировать в наземный блок для дальнейшей обработки.

Согласно данному изобретению, давлением и температурой управляют во время пиролиза и во время добычи пиролизованного углеводородного флюида из пласта, для обеспечения управления определенными свойствами, относящимися к количеству, составу и качеству углеводородных флюидов. Значение параметров А и В в уравнении 1 можно определить экспериментально. Обычно, значения параметра А могут лежать в диапазоне от 5000 до 60000, а значения параметра В - в диапазоне от 10 до 90. Ниже приведено несколько примеров.

Для добычи пиролизованного углеводородного флюида, имеющего низкое содержание углеводородов, имеющих углеродное число 25 и более, например, менее 25 мас.%, предпочтительно, чтобы давление равнялось, по меньшей мере, давлению, которое можно вычислить для выбранной температуры, или температура равна самое большее температуре, которую можно вычислить для заданного давления из уравнения 1, в котором А равно около 14000 и В равно около 25. Предпочтительно А равно 14206 и В равно 25,123, более предпочтительно А равно 15972 и В равно 28,442, в частности А равно 17912 и В равно 31,804, в частности А равно 19929 и В равно 35,349 и максимально, в частности, А равно 21956 и В равно 38,849. На практике может быть часто достаточным, чтобы давление самое большее равнялось давлению, которое можно вычислить для заданной температуры, или температура была, по меньшей мере, температурой, которую можно вычислить для выбранного давления, с помощью уравнения 1, в котором А равно 24146 и В равно 43,349.

Для добычи углеводородного флюида, конденсируемые углеводороды которого имеют высокую плотность ΑΡΙ, например, по меньшей мере 30°, предпочтительно, чтобы давление было, по меньшей мере, давлением, которое можно вычислить для выбранной температуры, или температура была самое большее температурой, которую можно вычислить для выбранного давления, из уравнения 1, в котором А равно 30864 и В равно 50,676, более предпочтительно А равно 21719 и В равно 37,821, в частности А равно 16895 и В равно 31,170. На практике может быть часто достаточным, чтобы давление самое большее равнялось давлению, которое можно вычислить для заданной температуры, или температура была, по меньшей мере, температурой, которую можно вычислить для выбранного дав ления, с помощью уравнения 1, в котором А равно 16947 и В равно 33,603. В данном случае конденсируемые углеводороды являются углеводородами, имеющими точку кипения, по меньшей мере, 25°С при давлении 1 бар.

Для добычи углеводородного флюида, имеющего низкое отношение этилена к этану, например, максимально 0,1, предпочтительно, чтобы давление было по меньшей мере давлением, которое можно вычислить для выбранной температуры, или температура была самое большее температурой, которую можно вычислить для выбранного давления, из уравнения 1, в котором А равно 57379 и В равно 83,145, более предпочтительно А равно 16056 и В равно 27,652, в частности, А равно 11736 и В равно 21,986. На практике может быть часто достаточным, чтобы давление самое большее равнялось давлению, которое можно вычислить для заданной температуры, или температура была, по меньшей мере, температурой, которую можно вычислить для выбранного давления, с помощью уравнения 1, в котором А равно 5492,8 и В равно 14,234.

Для добычи углеводородного флюида, конденсируемые углеводороды которого имеют высокое отношение элементарных водорода и углерода, например, по меньшей мере, 1,7, предпочтительно, чтобы давление было, по меньшей мере, давлением, которое можно вычислить для выбранной температуры, или температура была самое большее температурой, которую можно вычислить для выбранного давления, из уравнения 1, в котором А равно 38360 и В равно 60,531, более предпочтительно А равно 12635 и В равно 23,989, в частности, А равно 7953,1 и В равно 17,889. На практике может быть часто достаточным, чтобы давление самое большее равнялось давлению, которое можно вычислить для заданной температуры, или температура была, по меньшей мере, температурой, которую можно вычислить для выбранного давления, с помощью уравнения 1, в котором А равно 6613,1 и В равно 16,364.

Общее возможное количество углеводородных флюидов, которое можно добыть из содержащего углеводороды материала, можно определить с помощью пробы Фишера. Проба Фишера является стандартным способом, который включает нагревание образца, содержащего углеводороды материала, до приблизительно 500°С, сбор продуктов, полученных из нагретого образца, и определение количества продуктов. Для добычи большого количества углеводородных флюидов из содержащего углеводороды пласта, например, по меньшей мере, 60% от величины, указанной пробой Фишера, предпочтительно, чтобы давление было самое большее давлением, которое можно вычислить из заданной температуры, или температура была, по меньшей мере, температурой, которую можно вычислить для выбранного давления, для применения давления, которое является максимально давлением (или применения температуры, которая, по меньшей мере, является температурой), которую можно вычислить из уравнения 1, в котором А равно 11118 и В равно 23,156, более предпочтительно А равно 13726 и В равно 26,635, в частности, А равно 20543 и В равно 36,191. На практике часто может быть достаточным, чтобы давление максимально равнялось давлению, которое можно вычислить для заданной температуры, или температура была, по меньшей мере, температурой, которую можно вычислить для выбранного давления с помощью уравнения 1, в котором А равно 28554 и В равно 47,084.

В определенных случаях выполнения может быть наиболее предпочтительным управлять давлением и температурой так, чтобы они принадлежали к значениям А и В, которые представляют условия относительно низких уровней предпочтения, указанных выше. Это может иметь место, например, когда желательна определенная комбинация количества, состава и качества продукта. Таким образом, приведенные выше значения включают также все возможные поддиапазоны, которые можно задавать посредством комбинирования указанных рядов А и В. В частности, может быть предпочтительным во время добычи углеводородного флюида удерживать релевантное свойство постоянным, что может быть обеспечено при работе с постоянным значением параметров А и В. Во время пиролиза и во время добычи углеводородного флюида из пласта давление можно выбирать внутри широких диапазонов. Обычно применяют давление, по меньшей мере, 1,5 бар, более типично, по меньшей мере, 1,6 бар, в частности, по меньшей мере, 1,8 бар. Часто, когда температура пиролиза равна по меньшей мере 300°С, можно применять давление по меньшей мере 1,6 бар, а ниже 300°С можно применять давление по меньшей мере 1,8 бар. Верхняя граница давления может определяться прочностью и весом покрывного слоя. Часто при практических условиях давление меньше 70 бар, более часто - менее 60 бар и даже менее 50 бар.

Давлением можно управлять внутри диапазона от 2 до 18 бар или 20 бар, или, в качестве альтернативного решения, внутри диапазона от 20 до 36 бар.

В предпочтительном варианте выполнения, как указывалось выше, поддерживают парциальное давление водорода. Типично парциальное давление равно по меньшей мере 0,2 бар, предпочтительно, по меньшей мере 0,45 бар и до 35 бар или даже до 50 бар, более типично в диапазоне от 0,6 до 200 бар, в частности в диапазоне от 1 до 10 бар, в особенности в диапазоне от 5 до 7 бар. Поддержание парциального давления водорода внутри пласта, в частности, повышает плотность ΑΡΙ добываемых углево дородных флюидов и уменьшает добычу углеводородных флюидов с длинной цепью.

Данные идеи в отношении парциального давления водорода применимы независимо от применения управления температурой/давлением, согласно данному изобретению.

По меньшей мере 20%, обычно, по меньшей мере, 25%, предпочтительно, по меньшей мере, 35% исходного полного содержания органического углерода содержащего углеводороды пласта или же его части, подвергаемой пиролизу, можно преобразовывать в углеводородные флюиды. На практике часто максимально 90% общего содержания органического углерода содержащего углеводороды пласта или его части, подвергнутой пиролизу, можно преобразовывать в углеводородный флюиды, более часто максимально 80% или максимально 70% или максимально 60%.

В определенных вариантах выполнения после пиролиза можно добывать синтетический газ из углеводородов, оставшихся в содержащем углеводороды пласте. Пиролиз может обеспечивать относительно высокую, по существу равномерную проницаемость содержащего углеводороды пласта или его пиролизованной части. Такая относительно высокая, равномерная проницаемость может приводить к относительно высокой эффективности извлечения синтетического газа по сравнению с добычей синтетического газа из содержащего углеводороды пласта, который не подвергался пиролизу. Эту идею можно применять независимо от применения управления температурой/давлением, согласно данному изобретению.

Пиролиз, по меньшей мере, части содержащего углеводороды материала может обеспечивать в некоторых вариантах выполнения преобразование 20% первоначально доступного углерода. Образование синтетического газа может преобразовывать дополнительно, по меньшей мере, 10% и обычно до дополнительно 70% первоначально доступного углерода. Таким образом, внутрипластовая добыча синтетического газа из содержащего углеводороды пласта может обеспечивать преобразование большого количества первоначально доступного углерода внутри части.

Синтетический газ можно добывать из пласта перед или после добычи углеводородного флюида из пласта. Синтетический газ, хотя обычно определяемый как смесь водорода (Н₂) и моноксида углерода (СО), может содержать дополнительные компоненты, такие как вода, двуокись углерода (СО2), метан и другие газы.

Генерирование синтетического газа можно начинать до и/или после уменьшения добычи углеводородного флюида до неприемлемого экономически уровня. Таким образом, тепло, предоставляемое для пиролиза, можно использовать для генерирования синтетического газа. Например, если часть пласта имеет температуру

375°С после пиролиза, то тогда обычно требуется меньше тепла для нагревания части до температуры, достаточной для поддержки генерирования синтетического газа. В некоторых случаях выполнения тепло может обеспечиваться от одного или более источников нагревания для нагрева пласта до температуры, достаточной для обеспечения генерирования синтетического газа (например, в диапазоне от 400 до 1200°С или выше). В верхнем конце диапазона температур генерированный синтетический газ может включать большей частью Н2 и СО, например, в молярном отношении 1:1. На нижнем конце диапазона температур генерированный синтетический газ может иметь более высокое отношение Н₂ к СО.

Нагревательные скважины, источники нагревания и добывающие скважины внутри пласта для пиролиза и добычи углеводородных флюидов из пласта можно использовать во время добычи синтетического газа в качестве нагнетательной скважины для ввода генерирующего синтетический газ флюида, в качестве добывающей скважины, или в качестве источника нагревания для нагрева пласта. Источники нагревания для получения синтетического газа могут включать любой из источников нагревания, указанных выше. В качестве альтернативного решения, нагревание может включать перенос тепла из флюида переноса тепла, например, потока продуктов сгорания из горелки, проходящих внутри множества стволов скважин внутри пласта.

Генерирующий синтетический газ флюид, например, воду в виде жидкости, пар, двуокись углерода, воздух, кислород, углеводороды и их смеси, можно подавать в пласт. Например, смесь генерирующих синтетический газ флюидов может включать пар и кислород. Генерирующий синтетический газ флюид может включать водный флюид, полученный путем пиролиза содержащего углеводороды материала внутри другой части пласта. В качестве альтернативного решения, подача генерирующего синтетический газ флюида может включать поднятие уровня грунтовых вод пласта для обеспечения входа в него воды. Генерирующий синтетический газ флюид можно также подавать через нагнетательную скважину. Генерирующий синтетический газ флюид обычно вступает в реакцию с углеродом в пласте для образования Н2, воды (в виде жидкости или пара), СО2 и/или СО.

Диоксид углерода можно отделять от синтетического газа и повторно нагнетать в пласт вместе с генерирующим синтетический газ флюидом. За счет сдвига преобладающих химических реакций равновесия, диоксид углерода, добавленный в генерирующий синтетический газ флюид, может по существу исключать дальнейшее получение диоксида углерода во время генерирования синтетического газа. Диоксид углерода может также реагировать с углеродом в пласте для образования моноксида углерода.

В генерирующий синтетический газ флюид можно добавлять углеводороды, такие как этан. При вводе в пласт углеводороды могут расщепляться для образования водорода и/или метана. Наличие метана в полученном синтетическом газе может увеличивать его нагревательную способность.

Реакции генерирования синтетического газа обычно являются эндотермическими реакциями. Можно добавлять в пласт тепло во время получения синтетического газа для удерживания температуры пласта на желаемом уровне. Тепло можно добавлять из источников нагревания и/или за счет ввода генерирующего синтетический газ флюида, который имеет более высокую температуру, чем температура пласта. В качестве альтернативного решения, в генерирующий синтетический газ флюид можно добавлять окислитель, например, воздух, обогащенный кислородом воздух, кислород, перекись водорода, другие окисляющие флюиды или их смеси. Окислитель может вступать в реакцию с углеродом внутри пласта для создания тепла и приводить к образованию СО₂ и/или СО. В предпочтительном варианте выполнения в пласт подают кислород и воду, например, в молярном соотношении от 1:2 до 1:10, предпочтительно от 1:3 до 1:7, например, 1:4.

Содержащий углеводороды пласт можно поддерживать на относительно высокой температуре во время получения синтетического газа. Синтетический газ можно генерировать в широком диапазоне давлений, например, между 1 бар и 100 бар, более типично между 2 и 80 бар, в частности между 5 и 60 бар. Высокое рабочее давление может приводить к увеличенному образованию Н₂. Высокие рабочие давления могут обеспечить генерирование электричества посредством пропускания полученного синтетического газа через турбину, при этом можно использовать меньшие коллекторные трубы для транспортировки полученного синтетического газа.

Синтетический газ можно генерировать в широком диапазоне температур, таком как между 400 и 1200°С, более типично между 600 и 1000°С. При относительно низкой температуре генерирования синтетического газа можно получать синтетический газ с высоким отношением Н2 к СО. Относительно высокая температура пласта может приводить к созданию синтетического газа, имеющего отношение Н2 к СО, приближающееся к 1, и поток может содержать главным образом (и в некоторых случаях только) Н₂ и СО. При температуре пласта около 700°С, пласт может создавать синтетический газ, имеющий отношение Н₂ к СО, равное 2. Обычно можно создавать синтетический газ, который имеет молярное отношение Н₂ к СО в диапазоне от 1:4 до 8:1, более типично в диапа зоне от 1:2 до 4:1, в частности, в диапазоне от 1:1 до 2,5:1. Некоторые варианты выполнения могут включать подмешивание в первый синтетический газ второго синтетического газа для получения синтетического газа требуемого состава. Первый и второй синтетические газы могут быть получены из разных частей пласта.

Содержащий углеводороды пласт или его часть, подвергнутые пиролизу и не обязательно генерированию синтетического газа, можно оставлять охлаждаться или можно охлаждать для образования холодного, израсходованного пласта.

После добычи углеводородных флюидов и/или синтетического газа, флюид (например, диоксид углерода) можно изолировать в пласте. Для хранения значительного количества флюида в пласте, температура пласта часто должна быть менее 100°С, например 20°С. Можно вводить воду в пласт для создания пара и понижения температуры пласта. Пар можно удалять из пласта. Пар можно использовать для различных целей, например, для нагревания другой части пласта, для генерирования синтетического газа в смежной части пласта или в качестве парового заводнения в залежи нефти. После охлаждения пласта флюид можно сжимать и изолировать в пласте. Изолирование флюида внутри пласта может приводить к значительному уменьшению или исключению попадания флюида в окружающую среду, вследствие использования внутри пласта данного процесса. Израсходованный пласт особенно полезен для этой цели, поскольку он имеет структуру с высокой пористостью и большой проницаемостью для флюидов, в частности, газов.

Флюид, подлежащий изолированию, можно нагнетать под давлением, например, в диапазоне от 5 до 50 бар, в охлажденный, израсходованный пласт и он абсорбируется содержащим углеводороды материалом в пласте. Последующее добавление воды в пласт препятствует десорбции диоксида углерода. Пример способа изолирования диоксида углерода показан в И8А-5566756.

Указанные выше синтетические газы можно преобразовывать в углеводороды, которые включают метанол, или в другие продукты, такие как аммиак. Например, можно выполнять процесс Фишера-Тропша синтеза углеводородов для преобразования синтетического газа в парафин. Синтетический газ можно также использовать в каталитических процессах метанизации для получения метана. В качестве альтернативного решения, синтетический газ можно использовать для получения метанола, бензина и дизельного топлива, аммиака и средних дистиллятов.

Синтетический можно использовать также в качестве источника энергии. Например, его можно использовать в качестве сжигаемого топлива для нагревания содержащего углеводоро ды пласта или для получения пара и пропускания его через турбины для генерирования электричества. Синтетический газ можно использовать для генерирования электричества посредством уменьшения давления синтетического газа в турбинах, или использования температуры синтетического газа для получения пара и применения его в турбинах. Синтетический газ можно использовать также в блоке генерирования энергии, таком как топливный элемент с расплавленным карбонатом, топливный элемент с твердым оксидом или другие типы топливных элементов.

Молярное отношение Н₂ к СО для синтетического газа, используемого для реакции Фишера-Тропша, обычно составляет около 2,1. В результате процесса Фишера-Тропша обычно получают разветвленные или не разветвленные парафины, которые можно преобразовывать с помощью гидрокрекинга для получения углеводородных продуктов, которые включают дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей и лигроины. Примеры способа преобразования синтетического газа в углеводороды в процессе Фишера-Тропша приведены в υδ-Α4096163, υδ-Α-4594468, υδ-Α-6085512 и υδ-А6172124.

Для получаемого синтетического газа, который можно использовать в качестве подаваемого газа для каталитического процесса метанизации, может быть желательным молярное отношение Н₂ к СО от 3:1 до 4:1. Примеры каталитического процесса метанизации приведены в υδ-Α-3992148, υδ-Α-4130575 и υδ-Α-4133825.

Примеры получения метанола из синтетического газа приведены в υδ-Α-4407973, υδ-Α4927857 и υδ-Α-4994093.

Примеры процесса для получения моторного топлива приведены в υδ-Α-4076761, υδ-Α4138442 и υδ-Α-4605680.

Следующий пример иллюстрирует изобретение.

Пример 1. Различные образцы нефтеносных сланцев залежи Грин Ривер в штате Колорадо, США были пиролизованы при различных температурах и давлениях для определения действия температуры и давления пиролиза на количество и качество добываемых углеводородных флюидов.

Был выполнен котел высокого давления из нержавеющей стали для размещения образца нефтеносного сланца. Котел и трубопроводы, соединенные с котлом, были обмотаны электрической нагревательной лентой для обеспечения по существу равномерного нагревания в котле и в трубопроводах. Трубопроводы содержали клапан обратного давления для проведения испытаний при повышенных давлениях. После прохождения клапана продукты охлаждали при атмосферном давлении в обычном лабораторном стеклянном конденсаторе и анализировали. Данные испытаний использовали для определе ния соотношения давления и температуры для заданного качества и выхода продуктов деления с помощью уравнения 1 и параметров А и В, как указывалось выше. Результаты показывают, что при увеличении давления уменьшается содержание углеводородов, имеющих углеродное число 25 или более, повышается плотность ΑΡΙ, уменьшается отношение этилен/этан, увеличивается отношение Н/С и уменьшается выход углеводородов по сравнению с пробой Фишера.

Краткое описание чертежей

Дальнейшие преимущества данного изобретения следуют для специалистов в данной области техники из приведенного ниже подробного описания предпочтительных вариантов выполнения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено:

фиг. 1 - стадии нагревания содержащего углеводороды пласта;

фиг. 2 - график свойств содержащего углеводороды пласта;

фиг. 3 - вариант выполнения схемы источников нагревания;

фиг. 3 а - 3 с - варианты выполнения источников нагревания;

фиг. 4 - вариант выполнения нагревательных скважин, расположенных в содержащем углеводороды пласте;

фиг. 5 - вариант схемы расположения нагревательных скважин в содержащем углеводороды пласте;

фиг. 6 - вариант выполнения нагреваемой части содержащего углеводороды пласта;

фиг. 7 - вариант наложения тепла в содержащем углеводороды пласте;

фиг. 8 и фиг. 9 - вариант схемы размещения источников нагревания и добывающих скважин в содержащем углеводороды пласте;

фиг. 10 - вариант выполнения источника нагревания с естественной распределенной камерой сгорания;

фиг. 11 - часть покрывающего слоя пласта с источником нагревания;

фиг. 12 и фиг. 13 - варианты выполнения источника нагревания с естественной распределенной камерой сгорания;

фиг. 14 и фиг. 15 - варианты выполнения системы для нагревания пласта;

фиг. 16 - 21 - несколько вариантов выполнения источников нагревания с изолированным проводником;

фиг. 22 и фиг. 23а - 23Ь - несколько вариантов выполнения центратора;

фиг. 24 - вариант выполнения источника нагревания типа проводник в канале в пласте;

фиг. 25 - вариант выполнения источника нагревания в пласте;

фиг. 26 - вариант выполнения источника нагревания с поверхностной камерой сгорания;

фиг. 27 - вариант выполнения канала для источника нагревания;

фиг. 28 - вариант выполнения источника нагревания с беспламенной камерой сгорания;

фиг. 29 - вариант использования пиролизной воды для генерирования синтетического газа в пласте;

фиг. 30 - вариант получения синтетического газа в пласте;

фиг. 31 - вариант непрерывного получения синтетического газа в пласте;

фиг. 32 - вариант серийного получения синтетического газа в пласте;

фиг. 33 - вариант получения энергии с помощью синтетического газа, добытого из содержащего углеводороды пласта;

фиг. 34 - вариант получения энергии с помощью флюида пиролиза, добытого из содержащего углеводороды пласта;

фиг. 35 - вариант добычи синтетического газа из пласта;

фиг. 36 - вариант сохранения диоксида углерода, добытого во время пиролиза, в содержащем углеводороды пласте;

фиг. 37 - вариант получения энергии с помощью синтетического газа, добытого из содержащего углеводороды пласта;

фиг. 38 - вариант выполнения процесса Фишера-Тропша с использованием синтетического газа, добытого из содержащего углеводороды пласта;

фиг. 39 - вариант выполнения процесса получения средних дистиллятов фирмы Шелл с использованием синтетического газа, добытого из содержащего углеводороды пласта;

фиг. 40 - вариант выполнения процесса каталитической метанизации с использованием синтетического газа, добытого из содержащего углеводороды пласта;

фиг. 41 - вариант получения аммиака и мочевины с использованием синтетического газа, добытого из содержащего углеводороды пласта;

фиг. 42 - вариант получения аммиака с использованием синтетического газа, добытого из содержащего углеводороды пласта;

фиг. 43 - вариант подготовки питающего потока для процесса получения аммиака;

фиг. 44 - 48 - несколько вариантов обработки относительно проницаемого пласта;

фиг. 49 и 50 - варианты размещения источников нагревания в относительно проницаемом пласте;

фиг. 51 - 57 - несколько вариантов выполнения источников нагревания в пласте с относительно низкой проницаемостью;

фиг. 58 - 70 - несколько вариантов выполнения источников нагревания и схема размещения добывающих скважин;

фиг. 71 - вариант выполнения наземных установок для обработки флюида пласта;

фиг. 72 - вариант выполнения каталитической беспламенной распределенной камеры сгорания;

фиг. 73 - вариант выполнения наземных установок для обработки флюида пласта;

фиг. 74 - вариант выполнения квадратной схемы размещения источников нагревания и добывающих скважин;

фиг. 75 - вариант выполнения источника нагревания и схемы размещения добывающих скважин;

фиг. 76 - вариант выполнения треугольной схемы размещения источников нагревания;

фиг. 76а - вариант выполнения квадратной схемы размещения источников нагревания;

фиг. 77 - вариант выполнения шестиугольной схемы размещения источников нагревания;

фиг. 77а - вариант выполнения схемы 12 к 1 размещения источников нагревания;

фиг. 78 - температурный профиль для треугольной схемы размещения источников нагревания;

фиг. 79 - температурный профиль для квадратной схемы размещения источников нагревания;

фиг. 79а - температурный профиль для шестиугольной схемы размещения источников нагревания;

фиг. 80 - сравнительный график среднего распределения температур и температур в наиболее холодных местах для различных схем размещения источников нагревания;

фиг. 81 - сравнительный график среднего распределения температур и температур в различных местах для треугольной и шестиугольной схем размещения источников нагревания;

фиг. 81а - сравнительный график среднего распределения температур и температур в различных местах для квадратной схемы размещения источников нагревания;

фиг. 81Ь - сравнительный график температур в наиболее холодных местах для различных схем размещения источников нагревания;

фиг. 82 - распространение зоны реакции в нагреваемом пласте в зависимости от времени;

фиг. 83 и фиг. 84 - отношение переноса тепла за счет проводимости к переносу тепла за счет излучения в пласте;

фиг. 85 - 88 - температуры проводника, канала и отверстия в пласте в зависимости от температуры поверхности пласта;

фиг. 89 - система ретортной перегонки и сбора;

фиг. 90 - давление в зависимости от температуры в содержащем нефтеносный сланец пласте во время пиролиза;

фиг. 91 - качество нефти, добываемой из содержащего нефтеносный сланец пласта;

фиг. 92 - отношение этена к этану, получаемое в содержащем нефтеносный сланец пласте, в зависимости от температуры и давления;

фиг. 93 - выход флюидов, получаемый в содержащем нефтеносный сланец пласте, в зависимости от температуры и давления;

фиг. 94 - диаграмма выхода нефти, добываемой при обработке содержащего нефтеносный сланец пласта;

фиг. 95 - выход нефти, добываемой при обработке содержащего нефтеносный сланец пласта;

фиг. 96 - отношение водорода к углероду углеводородного конденсата, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта, в зависимости от температуры и давления;

фиг. 97 - отношение олефина к парафину углеводородного конденсата, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта, в зависимости от температуры и давления;

фиг. 98 - соотношения между свойствами углеводородного флюида, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта;

фиг. 99 - количество нефти, добываемой из содержащего нефтеносный сланец пласта, в зависимости от парциального давления Н₂;

фиг. 100 - отношение этена к этану флюида, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта, в зависимости от температуры и давления;

фиг. 101 - атомные отношения водорода к углероду флюида, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта, в зависимости от температуры и давления;

фиг. 102 - вариант выполнения устройства для эксперимента в барабане;

фиг. 103 - диаграмма отношения этена к этану в зависимости от концентрации водорода;

фиг. 104 - схема расположения источников нагревания и добывающих скважин для полевого эксперимента в содержащем нефтеносный сланец пласте;

фиг. 105 - разрез полевого эксперимента;

фиг. 106 - диаграмма температуры внутри содержащего нефтеносный сланец пласта во время полевого эксперимента;

фиг. 107 - давление внутри содержащего нефтеносный сланец пласта во время полевого эксперимента;

фиг. 108 - диаграмма плотности ΑΡΙ флюида, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта во время полевого эксперимента, в зависимости от времени;

фиг. 109 - средние углеродные числа флюида, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта во время полевого эксперимента, в зависимости от времени;

фиг. 110 - плотность флюида, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта во время полевого эксперимента, в зависимости от времени;

фиг. 111 - диаграмма содержания в мас.% углеводородов внутри флюида, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта во время полевого эксперимента;

фиг. 112 - диаграмма среднего выхода нефти из содержащего нефтеносный сланец пласта во время полевого эксперимента;

фиг. 113 - экспериментальные данные лабораторных испытаний нефтеносного сланца;

фиг. 114 - полная добыча углеводородов и доля жидкой фазы флюида, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта, в зависимости от времени;

фиг. 115 - содержание в мас.% парафинов в зависимости от коэффициента отражения витринита;

фиг. 116 - содержание в мас.% циклоалканов в добываемой нефти в зависимости от коэффициента отражения витринита;

фиг. 117 - содержание в мас.% парафинов и циклоалканов в добываемой нефти в зависимости от коэффициента отражения витринита;

фиг. 118 - содержание в мас.% фенола в добываемой нефти в зависимости от коэффициента отражения витринита;

фиг. 119 - содержание в мас.% ароматических соединений в добываемой нефти в зависимости от коэффициента отражения витринита;

фиг. 120 - отношение парафинов и алифатических соединений к ароматическим соединениям в зависимости от коэффициента отражения витринита;

фиг. 121 - выход парафинов в зависимости от коэффициента отражения витринита;

фиг. 122 - выход циклоалканов в зависимости от коэффициента отражения витринита;

фиг. 123 - выход циклоалканов и парафинов в зависимости от коэффициента отражения витринита;

фиг. 124 - выход фенола в зависимости от коэффициента отражения витринита;

фиг. 125 - плотность ΑΡΙ в зависимости от коэффициента отражения витринита;

фиг. 126 - выход нефти из содержащего уголь пласта в зависимости от коэффициента отражения витринита;

фиг. 127 - выход СО₂ из углей, имеющих различные коэффициенты отражения витринита;

фиг. 128 - выход СО₂ в зависимости от атомарного отношения О/С для содержащего уголь пласта;

фиг. 129 - схема эксперимента с угольным кубом;

фиг. 130 - внутрипластовые профили температуры для электрических резистивных нагревателей и нагревателей с естественной распределенной камерой сгорания;

фиг. 131 - составы с равновесной газовой фазой, получаемые в эксперименте с угольным кубом;

фиг. 132 - суммарное количество добытого газа в зависимости от температуры, получаемое при нагревании угольного куба;

фиг. 133 - суммарное количество добытых конденсируемых углеводородов и воды в зависимости от температуры, получаемых при нагревании угольного куба;

фиг. 134 - составы конденсируемых углеводородов, полученных при обработке различных сортов угля;

фиг. 135 - теплопроводность угля в зависимости от температуры;

фиг. 136 - разрез внутрипластового полевого экспериментального испытания;

фиг. 137 - расположение источников нагревания и скважин в полевом экспериментальном испытании;

фиг. 138 и фиг. 139 - температура в зависимости от времени в полевом экспериментальном испытании;

фиг. 140 - объем нефти, добытой в полевом экспериментальном испытании, в зависимости от времени;

фиг. 141 - распределение углеродного числа флюидов, добытых в полевом экспериментальном испытании;

фиг. 142 - содержание в мас.% углеводорода, полученного в ходе двух лабораторных экспериментов с углем из первой полевой испытательной площадки, в зависимости от распределения углеродных чисел;

фиг. 143 - фракции разделения угольной нефти, обработанной с помощью пробы Фишера, и обработанной посредством медленного нагревания в эксперименте с угольным кубом;

фиг. 144 - отношение в процентах этена к этану, добытых из содержащего уголь пласта, в зависимости от скорости нагревания в полевом экспериментальном испытании;

фиг. 145 - качество флюидов, добытых из содержащего уголь пласта, в зависимости от скорости нагревания в полевом экспериментальном испытании;

фиг. 146 - содержание в мас.% различных флюидов, добытых из содержащего уголь пласта, в зависимости от скорости нагревания в полевом экспериментальном испытании;

фиг. 147 - количество СО₂, добытого в трех разных местах в полевом экспериментальном испытании, в зависимости от времени;

фиг. 148 - летучие вещества, добытые из содержащего уголь пласта в полевом экспериментальном испытании, в зависимости от суммарного содержания энергии;

фиг. 149 - объем газа, добытого из содержащего уголь пласта в полевом экспериментальном испытании, в зависимости от времени;

фиг. 150 - объем нефти, добытой из содержащего уголь пласта в полевом экспериментальном испытании, в зависимости от введенной энергии;

фиг. 151 - синтетический газ, добытый из содержащего уголь пласта в полевом экспериментальном испытании, в зависимости от общего притока воды;

фиг. 152 - дополнительный синтетический газ, добытый из содержащего уголь пласта в полевом экспериментальном испытании, в результате нагнетания пара;

фиг. 153 - воздействие нагнетания метана в нагретый пласт;

фиг. 154 - воздействие нагнетания этана в нагретый пласт;

фиг. 155 - воздействие нагнетания пропана в нагретый пласт;

фиг. 156 - воздействие нагнетания бутана в нагретый пласт;

фиг. 157 - состав газа, добытого из пласта, в зависимости от времени;

фиг. 158 - преобразование синтетического газа в зависимости от времени;

фиг. 159 - вычисленные равновесные молярные фракции сухого газа для реакции угля с водой;

фиг. 160 - вычисленные равновесные молярные фракции влажного газа для реакции угля с водой;

фиг. 161 - пример пиролиза и стадий добычи синтетического газа из содержащего уголь пласта;

фиг. 162 - пример низкой температуры при внутрипластовом образовании синтетического газа;

фиг. 163 - пример высокой температуры при внутрипластовом образовании синтетического газа;

фиг. 164 - пример внутрипластового образования синтетического газа в содержащем углеводороды пласте;

фиг. 165 - график суммарного количества абсорбированного метана и диоксида углерода в зависимости от давления в содержащем уголь пласте;

фиг. 166 - вариант выполнения внутрипластового образования синтетического газа, интегрированного с процессом Фишера-Тропша;

фиг. 167 - сравнения между данными цифрового моделирования и данными полевого экспериментального испытания состава полученного синтетического газа в зависимости от времени;

фиг. 168 - содержание в мас.% соединений углерода, полученных из содержащего тяжелые углеводороды пласта, в зависимости от углеродного числа;

фиг. 169 - содержание в мас.% соединений углерода, полученных из содержащего тяжелые углеводороды пласта, в зависимости от скорости нагревания и давления;

фиг. 170 - график добычи нефти из содержащего тяжелые углеводороды пласта в зависимости от времени;

фиг. 171 - отношение содержания тепла флюидов, добытых из содержащего тяжелые углеводороды пласта, к введенному теплу в зависимости от времени;

фиг. 172 - данные цифрового моделирования содержания в мас.% в зависимости от распределения углеродных чисел, полученных из содержащего тяжелые углеводороды пласта;

фиг. 173 - молярное содержание в процентах Н₂ в газах, полученных в ходе барабанных экспериментов с тяжелыми углеводородами;

фиг. 174 - плотность ΑΡΙ жидкостей, полученных в ходе барабанных экспериментов с тяжелыми углеводородами;

фиг. 175 - график добычи углеводородных жидкостей в зависимости от времени для внутрипластового полевого эксперимента;

фиг. 176 - график углеводородных жидкостей, газа и воды для внутрипластового полевого эксперимента;

фиг. 177 - давление в устьях скважин в зависимости от времени из цифрового моделирования;

фиг. 178 - скорость образования диоксида углерода и метана в зависимости от времени из цифрового моделирования;

фиг. 179 - суммарное количество добытого метана и нетто-количество нагнетаемого диоксида углерода в зависимости от времени из цифрового моделирования;

фиг. 180 - давление в устьях скважин в зависимости от времени из цифрового моделирования;

фиг. 181 - скорость получения диоксида углерода от времени из цифрового моделирования; и фиг. 182 - суммарное нетто-количество нагнетаемого диоксида углерода в зависимости от времени из цифрового моделирования.

Поскольку возможны различные модификации и альтернативные формы выполнения изобретения, то специфические варианты выполнения показаны на чертежах в качестве примеров и их подробное описание приводится ниже. Чертежи могут быть не масштабными. Однако следует понимать, что чертежи и подробное их описание не должны ограничивать изобретения частной раскрытой формой, а наоборот, изобретение должно включать все модификации, эквиваленты и альтернативы, входящие в идею и объем изобретения, как сформулировано в прилагаемой формуле изобретения.

Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения

Последующее описание относится обычно к системам и способам для обработки содержащего углеводороды пласта (например, пласта, содержащего уголь (включая лигнит, сапропелит и т.д.), нефтеносный сланец, углеродный сланец, шунгиты, кероген, нефть, кероген и нефть в матрице с низкой проницаемостью, тяжелые углеводороды, асфальтиты, природные минеральные воски, пласты, в которых кероген блокирует добычу других углеводородов, и т.д.). Такие пласты можно обрабатывать для добычи углеводородных продуктов относительно высокого качества, водорода и других продуктов.

Используемое в данном случае понятие способ обработки содержащего углеводороды пласта может использоваться вместо процесса внутрипластового преобразования углеводородов.

Углеводороды обычно обозначают органический материал, который содержит углерод и водород в своих молекулярных структурах. Углеводороды могут включать также другие элементы, такие как, но не ограничиваясь этим, галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или сера. Углеводороды могут быть, но не ограничиваясь этим, керогеном, битумами, пиробитумами или нефтью. Углеводороды могут располагаться внутри или смежно с минеральными матрицами в земле. Матрицы могут включать, но не ограничиваясь этим, осадочные скальные породы, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды.

Кероген обычно определяется как твердый, нерастворимый углеводород, который был преобразован посредством естественного разложения (например, посредством диагенезиса) и который содержит главным образом углерод, водород, азот, кислород и серу. Уголь и нефтеносный сланец являются типичными примерами материалов, которые содержат кероген. Битумы обычно определяются как не кристаллический твердый или вязкий углеводородный материал, который по существу растворим в дисульфиде углерода. Нефть обычно определяется как флюид, содержащий сложную смесь не конденсируемых углеводородов.

Понятия флюиды пласта и добытые флюиды обычно относятся к флюидам, извлеченным из содержащего углеводороды пласта и могут включать флюид пиролиза, синтетический газ, мобильный углеводород и воду (пар).

Понятие мобильный флюид обычно относится к флюидам внутри пласта, которые способны течь в результате тепловой обработки пласта. Флюиды пласта могут включать углеводородные флюиды, а также не углеводородные флюиды. В данном случае углеводородные флюиды обычно относятся к соединениям, включающим первично водород и углерод. Углеводородные флюиды могут включать дополнительно к водороду и углероду другие элементы, такие как, но не ограничиваясь этим, азот, кислород и сера. Не углеводородные флюиды могут включать, но не ограничиваясь этим, водород (Н₂), азот (Ν₂), моноксид углерода, диоксид углерода, сероводород, воду и аммиак.

Углеродное число обычно относится к числу атомов углерода внутри молекулы. В данном описании распределение углеродных чисел определяется с помощью распределения истинных точек кипения и газожидкостной хромотографии.

Источник нагревания обычно определяется как любая система, выполненная с возможностью подачи тепла в, по меньшей мере, часть пласта. Например, источник нагревания может включать электрические нагреватели, такие как изолированный проводник, удлиненный элемент и проводник, расположенный внутри канала, как описано в приведенных ниже вариантах выполнения. Источник нагревания может включать также источники тепла, которые генерируют тепло за счет сжигания топлива снаружи или внутри пласта, такие как поверхностные горелки, беспламенные распределенные камеры сгорания и естественные распределенные камеры сгорания, как описано в приведенных ниже вариантах выполнения. Дополнительно к этому, возможно, что в некоторых вариантах выполнения тепло, подаваемое или создаваемое в одном или более источников нагревания, может подаваться с помощью других источников энергии. Другие источники энергии могут непосредственно нагревать пласт, или же энергия может воздействовать на среду переноса, которая непосредственно или опосредованно нагревает пласт. Следует понимать, что один или более источников нагревания, которые воздействуют теплом на пласт, могут использовать различные источники энергии. Таким образом, например, для данного пласта некоторые источники нагревания могут поставлять тепло из электрических резистивных нагревателей, некоторые источники нагревания могут поставлять тепло за счет сгорания, а некоторые источники нагревания могут поставлять тепло из одного или более других источников энергии (например, химических реакций, солнечной энергии, энергии ветра или других источников возобновляемой энергии). Химическая реакция может включать экзотермическую реакцию, такую как, но не ограничиваясь этим, реакцию окисления, которая может происходить, по меньшей мере, в части пласта. Источник нагревания может также включать нагреватель, который выполнен с возможностью подачи тепла в зону, близкую и/или окружающую место нагревания, такую как нагревательная скважина. Нагреватели могут быть, но не ограничиваясь этим, электрическими нагревателями, горелками и естественными распределенными камерами сгорания.

Нагреватель обычно определяется как любая система, выполненная с возможностью создания тепла в скважине или вблизи зоны ствола скважины. Блок источников нагревания относится к минимальному числу источников нагревания, которые образуют шаблон, который повторяется для создания схемы размещения источников нагревания внутри пласта. Например, нагреватель может создавать тепло посредством сжигания топлива снаружи или внутри пласта, как например, поверхностные горелки, беспламенные распределенные камеры сгорания и естественные распределенные камеры сгорания, как описано в приведенных ниже вариантах выполнения.

Понятие ствол скважины обычно относится к отверстию в пласте, выполненному с помощью бурения. Ствол скважины может иметь по существу круглое поперечное сечение или же поперечное сечение другой формы (например, круговое, овальное, квадратное, прямоугольное, треугольное, щелевое или другое правильное или неправильное поперечное сечение). В данном описании понятия скважина и отверстие, применительно к отверстию в пласте, могут использоваться вместо понятия ствол скважины.

В данном описании понятие естественная распределенная камера сгорания обычно относится к нагревателю, в котором используется окислитель для окисления, по меньшей мере, части углерода в пласте для образования тепла, и в котором окисление происходит вблизи ствола скважины. Большинство продуктов сгорания, образованных в естественной распределенной камере сгорания, удаляют из ствола скважины.

Понятие отверстие, используемое в данном описании, обычно описывает отверстия, имеющие различные размеры и формы поперечного сечения, включая, но не ограничиваясь этим, круглые, овальные, квадратные, прямоугольные, щелевые или другие правильные и неправильные формы.

Используемое в данном описании понятие зона реакции обычно относится к объему содержащего углеводороды пласта, который подвергается химической реакции, такой как реакция окисления.

Используемое в данном описании понятие изолированный проводник относится обычно к любому удлиненному материалу, который может проводить электрический ток и который покрыт, весь или частично, электрически изолирующим материалом. Понятие саморегулирование относится обычно к управлению выходом нагревателя без внешнего управления любого типа.

Пиролиз обычно определяется как разрушение химических связей за счет воздействия тепла. Например, пиролиз может включать превращение соединения в одно или более веществ только с помощью тепла. В контексте данного описания, тепло для пиролиза может исходить из реакции окисления и затем такое тепло может переноситься в часть пласта для обеспечения пиролиза.

Используемые в данном описании понятия флюид пиролиза или продукты пиролиза обычно относятся к флюиду, полученному по существу во время пиролиза углеводородов. Используемое в данном описании понятие зона пиролиза относится обычно к объему содержащего углеводороды пласта, которая подвергается реакции или реагирует для образования флюида пиролиза.

Крекинг обычно относится к процессу, включающему разложение и молекулярную рекомбинацию органических соединений, в которых число молекул становится больше. При крекинге происходит ряд реакций, сопровож даемых переносом атомов водорода между молекулами. Крекинг основательно изменяет химическую структуру молекул. Например, нафту можно подвергать реакции теплового крекинга для образования этена и Н₂.

Понятие наложение тепла обычно определяет подачу тепла из, по меньшей мере, двух источников нагревания в выбранную часть пласта, так что на температуру пласта в, по меньшей мере, одном месте между двумя скважинами влияют, по меньшей мере, два источника нагревания.

Понятие образование языков обычно относится к пропускающим нагнетаемые флюиды частям пласта вследствие изменений характеристик транспортировки (например, проницаемости).

Теплопроводность определяется обычно как свойство материала, которое описывает скорость распространения тепла в стационарном состоянии между двумя поверхностями материала при заданной разности температур между двумя поверхностями.

Давление флюида обычно определяется как давление, создаваемое флюидом внутри пласта. Литостатическое давление иногда относится к литостатическому напряжению и определяется обычно как давление внутри пласта, равное весу на единицу площади массы покрывающей породы. Гидростатическое давление обычно определяется как давление внутри пласта, оказываемое столбом воды.

Конденсируемые углеводороды означают углеводороды, которые конденсируются при 25°С и 1 атмосфере абсолютного давления. Конденсируемые углеводороды могут включать смесь углеводородов, имеющих углеродные числа более 4. Не конденсируемые углеводороды означают углеводороды, которые не конденсируются при 25°С и 1 атмосфере абсолютного давления. Не конденсируемые углеводороды могут включать углеводороды, имеющие углеродное число менее 5.

Олефины в целом определяются как ненасыщенные углеводороды, имеющие не ароматические двойные связи углерод-углерод.

Мочевина обычно определяется молекулярной формулой ΝΗ₂-ΟΘ-ΝΗ₂. Мочевину можно использовать в качестве удобрения.

Синтетический газ обычно определяется как смесь, включающая водород и моноксид углерода, используемая для синтезирования широкого спектра соединений. Дополнительные компоненты синтетического газа могут включать воду, диоксид углерода, азот, метан и другие газы. Синтетический газ можно генерировать с помощью различных процессов и исходных материалов.

Реформинг обычно определяется как разложение или крекинг углеводородных газов или низкооктановых фракций нефтепродуктов с помощью тепла и давления. Реформинг можно выполнять без катализатора (термореформинг) или с катализатором (например, молибденом, платиной). Паровой реформинг природного газа создает Н2 и моноксид углерода из метана и воды.

Изолирование обычно относится к хранению газа, который является побочным продуктом процесса, вместо выпуска его в атмосферу.

Понятие падение обычно определяется как наклон вниз или отклонение от плоскости, параллельной поверхности земли, при предположении, что плоскость является плоской поверхностью (т.е. горизонтальной плоскостью). Падение обычно определяется как угол, который пласт или аналогичное образование образует с горизонтальной плоскостью. Сильно падающий содержащий углеводороды пласт обычно относится к пласту, который лежит под углом, по меньшей мере, 20° к горизонтальной плоскости. В данном описании падение вниз обычно означает вниз вдоль направления, параллельного падению пласта. В данном описании падение вверх обычно означает вверх вдоль направления, параллельного падению пласта. Простирание относится к простиранию углеводородного материала перпендикулярно направлению падения.

Понятие осаждение обычно определяется как движение вниз части пласта относительно первоначального уровня поверхности.

Толщина слоя относится к толщине поперечного сечения слоя, при этом поперечное сечение перпендикулярно поверхности слоя.

Отбор керна обычно определяется как процесс, который включает обычно бурение отверстия в пасте и извлечение по существу твердой массы пласта из отверстия.

Наземный блок обычно определяется как блок внепластовой обработки.

Средние дистилляты обычно относятся к углеводородным смесям с диапазоном точки кипения, который может соответствовать по существу диапазону керосина или фракций газойля, полученным при обычной дистилляции в атмосфере материала сырой нефти. Диапазон точек кипения средних дистиллятов может включать температуры между около 200°С и около 360°С. Средние дистилляты могут называться газойлем.

Фракция точки кипения обычно определяется как фракция углеводородной жидкости, которую можно отделить от углеводородных жидкостей, когда углеводородные жидкости нагреты до диапазона точки кипения фракции.

Понятие выбранная сделанная подвижной часть относится к части относительно проницаемого пласта, который имеет среднюю температуру внутри диапазона температур подвижности. Понятие выбранная часть пиролизации относится к части относительно проницаемого пласта, которая имеет среднюю температуру внутри диапазона температур пиролиза.

Обогащенный воздух обычно относится к воздуху, имеющему большую молярную фракцию кислорода, чем атмосферный воздух. Обогащение воздуха обычно выполняют для повышения способности поддерживать сгорание.

Тяжелые углеводороды обычно определяются как вязкие углеводородные жидкости. Тяжелые углеводороды могут включать сильно вязкие углеводородные жидкости, такие как тяжелая нефть, битум и/или асфальт. Тяжелые углеводороды могут включать углерод и водород, а также в меньшей концентрации серу, кислород и азот. В тяжелых углеводородах могут присутствовать также дополнительные элементы в виде микропримесей. Тяжелые углеводороды можно классифицировать в соответствии с плотностью ΑΡΙ. Тяжелые углеводороды обычно имеют плотность ΑΡΙ ниже около 20°. Тяжелая нефть, например, обычно имеет плотность ΑΡΙ около 10 - 20°, в то время как битум обычно имеет плотность ΑΡΙ ниже около 10°. Вязкость тяжелых углеводородов обычно больше около 300 сП при 15°С. Битум обычно имеет вязкость более около 10000 сП при 15°С. Тяжелые углеводороды могут включать также ароматические соединения или другие углеводороды со сложными кольцами.

Тяжелые углеводороды могут находится в относительно проницаемых пластах. Относительно проницаемый пласт может включать тяжелые углеводороды, заключенные, например, в песок или карбонат. Относительно проницаемые означает в отношении пласта или его части, среднюю проницаемость в 10 миллидарси или более (например, 10 или 100 миллидарси). Относительно низкая проницаемость означает, применительно к пласту или его части, среднюю проницаемость менее около 10 миллидарси. Один дарси равен около 0,99 квадратного микрона. Непроницаемый слой имеет обычно проницаемость менее около 0,1 миллидарси.

Понятие повышение качества относится к увеличению плотности ΑΡΙ тяжелых углеводородов.

Понятие время не пиковой нагрузки обычно относится ко времени работы, когда полезную энергию используют меньше, и поэтому она не такая дорогая.

Понятие зона низкой вязкости обычно относится к части пласта, где, по меньшей мере, часть жидкостей являются мобильными.

Битум, содержащийся в пласте в песке, обычно называется пластом битуминозного песка.

Тепловые трещины обозначают трещины, образованные в пласте под действием расширения или сжатия пласта и/или флюидов внутри пласта, что в свою очередь вызывается увеличением/уменьшением температуры пласта и/или флюидов внутри пласта, и/или увеличением/уменьшением давления флюидов внутри пласта за счет нагревания.

Вертикальная гидравлическая трещина обозначает трещину, проходящую, по меньшей мере, частично параллельно вертикальной плоскости в пласте, при этом трещина образована за счет нагнетания флюидов в пласт.

Углеводороды в пластах можно обрабатывать различным образом для получения многих различных продуктов. В некоторых вариантах выполнения такие пласты можно обрабатывать поэтапно. На фиг. 1 показано несколько стадий нагревания содержащего углеводороды пласта. На фиг. 1 показан также пример выхода (в баррелях нефти на тонну по оси у) флюидов из содержащего углеводороды пласта в зависимости от температуры (в °С по оси х).

Во время стадии 1 нагревания на фиг. 1 происходит десорбция метана и испарение воды. Например, когда происходит первоначальное нагревание содержащего углеводороды пласта, углеводороды в пласте могут десорбировать абсорбированный метан. Десорбированный метан можно добывать из пласта. При дальнейшем нагревании содержащего углеводороды пласта может испаряться вода внутри содержащего углеводороды пласта. Испаренную воду можно дополнительно добывать из пласта. Нагревание пласта на стадии 1 во многих случаях предпочтительно выполняют как можно быстрее.

После стадии 1 нагревания пласт можно нагревать далее, так что температура внутри пласта достигает (по меньшей мере) начальную температуру пиролиза (например, температуру нижнего конца диапазона температур, показанного как стадия 2). Диапазон температур пиролиза может изменяться в зависимости от типа углеводородов внутри пласта. Например, диапазон температур пиролиза может включать температуры между около 250°С и около 900°С. В альтернативном варианте выполнения диапазон температур пиролиза может включать температуры между около 270°С и около 400°С. Во время стадии 2 может происходить пиролиз углеводородов внутри пласта.

Из пласта можно добывать флюиды пласта, включая флюиды пиролиза. Флюиды пиролиза могут включать, но не ограничиваясь этим, углеводороды, водород, диоксид углерода, моноксид углерода, сульфид водорода, аммиак, азот, воду и их смеси. По мере увеличения температуры пласта уменьшается количество конденсируемых углеводородов в добытых флюидах пласта, и пласт отдает в основном метан и водород. Если содержащий углеводороды пласт нагревать во всем диапазоне пиролиза, то пласт будет отдавать лишь небольшое количество водорода вблизи верхней границы диапазона пиролиза. После истощения всего доступного водорода обычно происходит отдача минимального количества флюида из пласта.

После пиролиза углеводородов в пласте может находиться еще большое количество углерода и некоторое количество водорода. Значительную часть остающегося в пласте углерода можно добывать из пласта в виде синтетического газа. Генерирование синтетического газа может происходить во время стадии 3 нагревания, как показано на фиг. 1. Стадия 3 может включать нагревание содержащего углеводороды пласта до температуры, достаточной для генерирования синтетического газа. Например, синтетический газ может образовываться внутри диапазона температур от около 400°С до около 1200°С. Температура пласта при вводе генерирующего синтетический газ флюида в пласт во многих случаях определяет состав синтетического газа, создаваемого внутри пласта. Если генерирующий синтетический газ флюид вводят в пласт при температуре, достаточной для обеспечения генерирования синтетического газа, то синтетический газ может генерироваться внутри пласта. Генерированный синтетический газ можно добывать из пласта. Во время генерирования синтетического газа можно добывать большой объем синтетического газа.

В зависимости от количества добытого флюида, общее содержание энергии флюидов, добытых из содержащего углеводороды пласта, в некоторых случаях остается относительно постоянным во время пиролиза и генерирования синтетического газа. Например, во время пиролиза, при относительно низких температурах пласта, значительная часть добытого флюида может быть конденсируемыми углеводородами, которые имеют высокое содержание энергии. Однако при более высоких температурах пиролиза меньшее количество флюида пласта может включать конденсируемые углеводороды и может добываться больше не конденсируемых флюидов пласта. Таким образом, содержание энергии в единице объема добытого флюида может слегка уменьшаться во время генерирования преимущественно не конденсируемых флюидов пласта. Во время генерирования синтетического газа содержание энергии в единице объема добытого синтетического газа уменьшается значительно по сравнению с содержанием энергии флюида пиролиза. Однако объем добытого синтетического газа во многих случаях значительно увеличивается, за счет чего компенсируется уменьшение содержания энергии.

Как поясняется ниже, диаграмма Ван Кревелена, показанная на фиг. 2, изображает график атомарного отношения водорода к углероду (ось у) в зависимости от атомарного отношения кислорода к углероду (ось х) для разных типов керогена. Эта диаграмма показывает последовательность созревания разных типов керогена в геологические периоды вследствие температуры, давления и биохимического разложения. Созревание можно ускорить посредством внут рипластового нагревания с управляемой скоростью и/или управляемым давлением.

Диаграмма Ван Кревелена может быть полезной для выбора ресурса для осуществления различных вариантов выполнения, описание которых приведено ниже. Обработка содержащего кероген пласта в регионе 5 во многих случаях может обеспечивать получение, например, диоксида углерода, не конденсируемых углеводородов, водорода и воды наряду с небольшим количеством конденсируемых углеводородов. Обработка содержащего кероген пласта в регионе 7 во многих случаях может обеспечивать получение, например, углерода, конденсируемых и не конденсируемых углеводородов, диоксида углерода, водорода и воды. Обработка содержащего кероген пласта в регионе 9 во многих случаях может обеспечивать получение, например, метана и водорода. Содержащий кероген пласт в регионе 7, например, можно во многих случаях выбирать для обработки, поскольку это может обеспечить добычу большого количества ценных углеводородов и небольшого количества нежелательных продуктов, таких как диоксид углерода и вода, поскольку кероген региона 7 уже прошел дегидрацию и/или декарбоксилирование в геологических периодах. Дополнительно к этому, кероген региона 7 можно обрабатывать дополнительно для получения полезных продуктов (например, метана, водорода и/или синтетического газа), поскольку такой кероген преобразуется в кероген региона 9.

Если для обработки выбран содержащий кероген пласт в регионе 5 или 7, то обработка в соответствии с некоторыми вариантами выполнения, описанными ниже, может приводить к преобразованию такого керогена во время обработки (смотри стрелки на фиг. 2) в кероген региона, имеющего более высокий номер (например, кероген региона 5 преобразуется в кероген региона 7 и возможно затем в кероген региона 9, или кероген региона 7 может преобразовываться в кероген региона 9). Таким образом, некоторые варианты выполнения, описанные ниже, приводят к быстрому созреванию керогена, что обеспечивает добычу ценных продуктов.

Если, например, обрабатывается кероген региона 5, то можно получать значительное количество диоксида углерода за счет декарбоксилирования углеводородов в пласте. Дополнительно к этому обработка керогена региона 5 может приводить также к получению некоторых углеводородов (например, прежде всего метана). Обработка керогена региона 7 может также обеспечивать получение значительного количества воды за счет дегидрации керогена в пласте. Добыча таких соединений из пласта оставляет остаточные углеводороды, относительно насыщенные углеродом. Содержание кислорода в углеводородах в некоторых случаях может понижаться быстрее, чем содержание водорода в углеводородах во время добычи таких соедине ний. Поэтому, как показано на фиг. 2, добыча таких соединений может приводить к более сильному уменьшению атомарного отношения кислорода к углероду по сравнению с уменьшением атомарного отношения водорода к углероду (смотри стрелки в регионе 5 на фиг. 2, которые обозначают более горизонтальное, чем вертикальное движение).

При обработке керогена региона 7 обычно, по меньшей мере, некоторые углеводороды в пласте подвергаются пиролизу с образованием конденсируемых и не конденсируемых углеводородов. Например, обработка керогена региона 7 может приводить к образованию нефти из углеводородов, а также некоторого количества диоксида углерода и воды (хотя обычно меньше диоксида углерода и воды, чем при обработке керогена региона 5). Поэтому атомарное отношение водорода к углероду керогена может во многих случаях быстро уменьшаться по мере обработки керогена региона 7. Однако атомарное отношение кислорода к углероду керогена региона 7 может во многих случаях уменьшаться намного медленнее, чем атомарное отношение водорода к углероду керогена региона 7.

Кероген в регионе 9 можно обрабатывать для получения метана и водорода. Например, если такой кероген обрабатывался раньше (например, если он был раньше кероген региона 9), то после пиролиза более длинные цепочки углеводородов могут быть уже разрушенными и добытыми из пласта. Однако углерод и водород могут еще присутствовать в пласте.

Если кероген региона 9 нагревать до температуры генерирования синтетического газа и генерирующий синтетический газ флюид (например, пар) добавлять к керогену региона 9, то, по меньшей мере, часть остающихся в пласте углеводородов можно добывать из пласта в виде синтетического газа. Для керогена региона 9 атомарное отношение водорода к углероду и атомарное отношение кислорода к углероду в углеводородах может значительно уменьшаться по мере повышения температуры. Таким образом, углеводороды в пласте можно преобразовывать в относительно чистый углерод в регионе 9. Нагревание керогена региона 9 до еще более высоких температур приводит к преобразованию такого керогена в графит 11.

Содержащий углеводороды пласт может иметь ряд свойств, которые зависят, например, от состава, по меньшей мере, некоторых углеводородов внутри пласта. Такие свойства могут влиять на состав и количество продуктов, добываемых из содержащего углеводороды пласта. Поэтому свойства содержащего углеводороды пласта можно использовать для определения возможности и/или способа оптимальной обработки содержащего углеводороды пласта.

Кероген состоит из органического вещества, который был преобразован в результате процесса созревания. Содержащий углеводороды пласт, включающий кероген, включает, но не ограничиваясь этим, содержащие уголь пласты и содержащие нефтеносный сланец пласты. Примерами содержащих углеводороды пластов, которые могут не содержать кероген, являются пласты, содержащие тяжелые углеводороды (например, битуминозные пески).

Процесс созревания может включать две стадии: биохимическую стадию и геохимическую стадию. Биохимическая стадия обычно включает разложение органического материала как аэробными, так и не аэробными организмами. Геохимическая стадия обычно включает преобразование органического материала за счет изменения температуры и значительного давления. Во время созревания могут образовываться нефть и газ по мере преобразования органического материала керогена.

Диаграмма Ван Кревелена, показанная на фиг. 2, классифицирует различные природные залежи керогена. Например, кероген можно классифицировать в четыре отдельные группы: тип I, тип II, тип III и тип IV, которые иллюстрированы четырьмя ветвями диаграммы Ван Кревелена. Эти чертежи показывают последовательность созревания керогена, которое происходит обычно в геологический период под действием температуры и давления. Типы зависят от предшествующего керогену материала. Предшествующие материалы преобразуются со временем в мацералы, которые являются микроскопическими структурами, которые имеют различные структуры и свойства, основывающиеся на предшествующих материалах, производными которых они являются. Нефтеносный сланец может быть описан как кероген типа I или типа II и может содержать главным образом мацералы из группы липтинитов. Липтиниты являются производными от растений, особенно богатых липидом, и смолистых частей. Концентрация водорода внутри липтинита может быть высокой, такой как 9 мас.%. Дополнительно к этому, липтинит имеет относительно большое отношение водорода к углероду и относительно небольшое отношение кислорода к углероду. Кроме того, кероген типа I может быть классифицирован как альгинит, поскольку кероген типа I может содержать главным образом морские водоросли. Кероген типа I может быть результатом отложений в озерной среде. Кероген типа II может происходить из органического материала, отлагавшегося в морской среде.

Кероген типа III обычно включает витринитные мацералы. Витриниты являются производными от стенок клеток и/или древесных тканей (например, стволов, ветвей, листьев и корней растений). Кероген типа III может присутствовать в большинстве влажных углей. Кероген типа III может быть образован из органического материала, осажденного в болотах. Кероген типа IV включает группы инертинитного мацерала. Эта группа состоит из растительного материала, такого как листья, кора и стебли, которые прошли окисление во время ранних стадий торфообразования диагенезиса захоронений. Химически он подобен витриниту, однако, имеет высокое содержание углерода и низкое содержание водорода. Таким образом, он считается инертным.

Прерывистые линии на фиг. 2 соответствуют коэффициенту отражения витринита. Коэффициент отражения витринита является мерой созревания. В ходе созревания керогена состав керогена обычно изменяется. Например, в ходе созревания керогена количество летучего вещества керогена уменьшается. Классификация категорий керогена указывает уровень созревания керогена. Например, по мере созревания керогена, повышается категория керогена. Поэтому при повышении категории уменьшается количество летучего вещества керогена. Дополнительно к этому, с повышением категории керогена обычно уменьшается содержание влаги. Однако при более высоких категориях, содержание влаги может становиться относительно постоянным. Например, керогены более высокой категории, которые претерпели значительное созревание, такие как полуантрацитные или антрацитные угли, имеют более высокое содержание углерода и более низкое содержание летучих веществ, чем керогены более низкой категории, такие как лигнит. Например, уровни категории содержащих уголь пластов включают следующие классы, которые перечислены в порядке увеличения категории и созревания для керогена типа III: древесина, торф, лигнит, суббитуминозный уголь, сильно летучий битуминозный уголь, средне летучий битуминозный уголь, низко летучий битуминозный уголь, полуантрацит и антрацит. Дополнительно к этому, по мере повышения категории, кероген имеет тенденцию к проявлению ароматической природы.

Содержащий углеводороды пласт можно выбирать для внутрипластовой обработки на основе свойств, по меньшей мере, части пласта. Например, можно выбрать пласт на основе богатства, толщины и глубины залегания (т.е. толщины покрывающего слоя) пласта. Дополнительно к этому, можно выбирать пласт, который обещает добычу из пласта флюидов относительно высокого качества. В некоторых вариантах выполнения качество подлежащих добыче флюидов можно оценить перед обработкой, что обеспечивает значительную экономию средств, поскольку для обработки выбираются только наиболее оптимальные пласты. Свойства, которые можно использовать для оценки углеводородов в пласте, включают, но не ограничиваясь этим, количество жидких углеводородов, вероятное для добычи из углеводородов, вероятная плотность ΑΡΙ добытых жидких углеводородов, количество газовых углеводородов, вероятное для добычи из углеводородов, и/или количество диоксида углерода и воды, вероятное для добычи из углеводородов.

Другим свойством, которое можно использовать для оценки качества флюидов, добываемых из определенных содержащих кероген пластов является коэффициент отражения витринита. Такие слои включают, но не ограничиваясь этим, содержащие уголь пласты и содержащие нефтеносный сланец пласты. Содержащие углеводороды пласты, которые включают кероген, можно обычно оценивать/выбирать для обработки на основе коэффициента отражения витринита керогена. Коэффициент отражения витринита часто соответствует атомарному отношению водорода к углероду керогена и атомарному отношению кислорода к углероду керогена, как показано штриховыми линиями на фиг. 2. Например, диаграмму Ван Кревелена можно использовать для выбора ресурсов для процесса внутрипластового преобразования.

Коэффициент отражения витринита керогена в содержащем углеводороды пласте имеет тенденцию указывать, какие флюиды можно добывать из пласта после нагревания. Например, коэффициент отражения витринита от примерно 0,5 % до примерно 1,5 % обычно указывает на кероген, который после нагревания будет образовывать флюиды, описанные выше применительно к региону 7. Поэтому, если содержащий углеводороды пласт, имеющий такой кероген, нагревают, то значительное количество (например, большая часть) добытого за счет этого нагревания флюида будет часто включать нефть и другие такие жидкие углеводороды. Дополнительно к этому, коэффициент отражения витринита примерно от 1,5 до 3 % может указывать на кероген региона 9, описанный выше. Если содержащий углеводороды пласт, имеющий такой кероген, нагревают, то значительное количество (например, большая часть) добытого за счет этого нагревания флюида может включать метан и водород (и синтетический газ, если, например, температура достаточно высокая и нагнетается пар). В одном варианте выполнения, по меньшей мере, часть содержащего углеводороды пласта, выбранного для внутрипластовой обработки, имеет коэффициент отражения витринита в диапазоне от около 0,2% до около 3,0%. В качестве альтернативного решения, по меньшей мере, одна часть содержащего углеводороды пласта, выбранного для обработки, имеет коэффициент отражения витринита от около 0,5% до около 2,0%, при некоторых условиях коэффициент отражения витринита может находиться в диапазоне от около 0,6% до около 1,0%. Такие диапазоны коэффициента отражения витринита имеют тенденцию указывать, что из пласта можно добывать флюиды относительно высокого качества.

В одном варианте выполнения содержащий углеводороды пласт можно выбирать для обработки на основе содержания водорода внутри углеводородов в пласте. Например, способ обработки содержащего углеводороды пласта может включать выбор для обработки части содержащего углеводороды пласта, имеющей углеводороды с содержанием водорода более около 3, 3,5 или 4 мас.% при измерении на сухой, не содержащей золы основе. Дополнительно к этому, выбранная часть содержащего углеводороды пласта может включать углеводороды с атомарным отношением водорода к углероду, который находится в диапазоне от около 0,5 до около 2, и во многих случаях от около 0,70 до около 1,65.

Содержание водорода содержащего углеводороды пласта может существенно влиять на состав углеводородных флюидов, добытых из пласта. Например, пиролиз, по меньшей мере, некоторых углеводородов внутри нагреваемой части может создавать углеводородные флюиды, которые могут включать двойную связь или радикал. Водород внутри пласта может восстанавливать двойную связь в ординарную связь. Таким образом, реакция генерированных углеводородных флюидов друг с другом и/или с дополнительными компонентами в пласте может быть в значительной степени заторможена. Например, восстановление двойной связи генерированных углеводородных флюидов в ординарную связь может уменьшить полимеризацию генерированных углеводородов. Такая полимеризация обычно уменьшает количество добытых флюидов.

Дополнительно к этому, водород внутри пласта может также нейтрализировать радикалы в генерированных углеводородных флюидах. Таким образом, водород, присутствующий в пласте, может существенно тормозить реакцию углеводородных фрагментов посредством преобразования углеводородных фрагментов в углеводородные флюиды с относительно короткой цепью. Углеводородные флюиды могут переходить в паровую фазу и их можно добывать из пласта. Увеличение углеводородных флюидов в паровой фазе может значительно уменьшить получение менее желаемых продуктов внутри выбранной части пласта.

Считается, что если в пласте присутствует слишком мало водорода, то это отрицательно сказывается на количестве и качестве добытых флюидов. Если первоначально присутствует слишком мало водорода, то в некоторых вариантах выполнения можно добавлять в пласт водород или другие восстанавливающие флюиды.

При нагревании части содержащего углеводороды пласта кислород внутри части пласта может образовывать диоксид углерода. Это может быть желательным для уменьшения получения диоксида углерода и других оксидов. В одном варианте выполнения образование диоксида углерода может быть уменьшено посредством выбора и обработки части содержащего углеводороды пласта, имеющей коэффициент отражения витринита более около 0,5%. Дополнительно к этому, количество создаваемого пластом диоксида углерода может изменяться в зависимости от, например, содержания кислорода в обрабатываемой части содержащего углеводороды пласта. Таким образом, некоторые варианты выполнения могут включать выбор и обработку части содержащего углеводороды пласта, имеющей кероген с содержанием атомарного кислорода менее около 20, 15 и/или 10 мас.%. Дополнительно к этому, некоторые варианты выполнения могут содержать выбор и обработку пласта, содержащего кероген с атомарным отношением кислорода к углероду менее около 0,15. В качестве альтернативного решения, по меньшей мере, некоторые углеводороды в части содержащего углеводороды пласта, выбранной для обработки, может иметь атомарное отношение кислорода к углероду от около 0,03 до около 0,12. Таким образом, можно уменьшить получение диоксида углерода и других оксидов в результате внутрипластовой обработки углеводородов.

Нагревание содержащего углеводороды пласта может включать подвод большого количества энергии к источникам нагревания, расположенным внутри пласта. Содержащие углеводороды пласты могут содержать воду. Вода, присутствующая в содержащем углеводороды пласте, имеет тенденцию к дополнительному увеличению количества энергии, необходимой для нагревания содержащего углеводороды пласта. Таким образом, вода препятствует эффективному нагреванию пласта. Например, большое количество энергии может быть необходимо для испарения воды из содержащего углеводороды пласта. Таким образом, начальная скорость повышения температуры может быть уменьшена присутствием воды в пласте. Поэтому чрезмерные количества тепла и/или времени могут быть необходимы для нагревания пласта, имеющего высокое содержание влаги, до температуры, достаточной для обеспечения пиролиза, по меньшей мере, некоторых углеводородов в пласте. В одном варианте выполнения процесс внутрипластового преобразования углеводородов может включать выбор для обработки части содержащего углеводороды пласта, имеющей начальное содержание влаги менее около 15 мас.% (в некоторых вариантах выполнения можно использовать водопонижающие скважины для уменьшения содержания воды в пласте). В качестве альтернативного решения, процесс внутрипластового преобразования углеводородов может включать выбор для обработки части содержащего углеводороды пласта, имеющей начальное содержание влаги менее около 10 мас.%.

В одном варианте выполнения содержащий углеводороды пласт можно выбирать для обработки на основе дополнительных факторов, таких как толщина содержащего углеводороды слоя внутри пласта и оцениваемого содержания получаемой жидкости. Например, содержащий углеводороды пласт может включать несколько слоев. Такие слои могут включать содержащие углеводороды слои, а также слои, не содержащие углеводородов или имеющие существенно меньшее количество углеводородов. Каждый из содержащих углеводороды слоев может иметь толщину, которая может изменяться в зависимости, например, от условий, в которых формировался содержащий углеводороды слой. Поэтому обычно выбирают для обработки содержащий углеводороды пласт, который имеет, по меньшей мере, один содержащий углеводороды слой, имеющий толщину, достаточную для экономически выгодной добычи флюидов. Можно также выбирать пласт, если толщина нескольких слоев, которые расположены на небольшом расстоянии друг от друга, является достаточной для экономически выгодной добычи флюидов пласта. Можно выбирать также другие пласты на основе богатства углеводородных запасов внутри почвы, даже если толщина запасов является относительно небольшой.

Дополнительно к этому, слой содержащего углеводороды пласта может быть выбран для обработки на основе толщины содержащего углеводороды слоя и/или общей толщины содержащих углеводороды слоев в пласте. Например, процесс внутрипластового преобразования углеводородов может включать выбор и обработку слоя содержащего углеводороды пласта, имеющего толщину более около 2, 3 и/или 5 м. Таким образом, потери тепла (как часть общего вводимого тепла) в слоях, образованных выше и ниже слоя углеводородов, могут быть меньше, чем потери тепла в тонких слоях углеводородов. Однако описанный процесс может также включать выбор и обработку слоев, которые могут включать слои, по существу не содержащие углеводородов, и тонкие слои углеводородов.

Каждый из содержащих углеводороды слоев может иметь возможный выход флюидов пласта, который изменяется в зависимости, например, от условий, в которых формировался содержащий углеводороды слой, количества углеводородов в слое и/или состава углеводородов в слое. Возможный выход флюидов пласта можно измерить, например, с помощью пробы Фишера. Проба Фишера является стандартным способом, который включает нагревание образца содержащего углеводороды слоя до примерно 500°С в течение 1 ч, сбор продуктов, полученных из образца, и квантование количества полученных продуктов. Образец содержащего углеводороды слоя может быть получен из содержащего углеводороды пласта с помощью способа, такого как взятие керновой пробы или любого другого способа извлечения образца.

На фиг. 3 показан схематично вариант выполнения части системы внутрипластового пре образования для обработки содержащего углеводороды пласта. Источники 100 нагревания могут быть размещены внутри, по меньшей мере, части содержащего углеводороды пласта. Источники 100 нагревания могут включать, например, электрические нагреватели, такие как изолированные проводники, нагреватели типа проводник в канале, поверхностные горелки, беспламенные распределенные камеры сгорания и/или естественные распределенные камеры сгорания. Источники 100 нагревания могут включать также другие типы нагревателей. Источники 100 нагревания выполнены с возможностью подачи тепла, по меньшей мере, в часть содержащего углеводороды пласта. Энергия может подаваться в источники 100 нагревания через питающие линии 102. Питающие линии могут иметь различную структуру в зависимости от типа источника нагревания или источников нагревания, используемых для нагревания пласта. Питающие линии могут передавать электричество для электрических нагревателей, могут транспортировать топливо для камер сгорания или же могут транспортировать теплообменную жидкость, которая циркулирует внутри пласта.

Добывающие скважины 104 можно использовать для извлечения флюидов из пласта. Флюиды, добытые с помощью добывающих скважин 104, можно транспортировать через коллекторные трубопроводы 106 в обрабатывающие установки 108. Флюиды пласта можно добывать также из источников 100 нагревания. Например, флюид можно добывать из источника 100 нагревания для управления давлением внутри пласта вблизи источника нагревания. Флюид, добытый из источников 100 нагревания, можно транспортировать через систему труб или трубопроводов в коллекторный трубопровод 106, или же добытый флюид можно транспортировать через систему труб или трубопроводов непосредственно в обрабатывающие установки 108. Обрабатывающие установки 108 могут включать разделительные блоки, реакторные блоки, блоки повышения качества, топливные элементы, турбины, резервуары для хранения и другие системы и блоки для обработки добытых из пласта флюидов.

Система внутрипластового преобразования для обработки углеводородов может включать водопонижающие скважины 110 (скважины, обозначенные позициями 110, могут быть в некоторых вариантах выполнения каротажными и/или изоляционными скважинами). Водопонижающие скважины 110 или вакуумные скважины могут быть выполнены с возможностью удаления и торможения вхождения жидкой воды в часть содержащего углеводороды пласта, подлежащего нагреванию, или в пласт, подвергаемый нагреванию. Несколько водных скважин могут окружать весь или часть пласта, подлежащего нагреванию. В показанном на фиг. 3 варианте выполнения водопонижающие скважины 110 показаны проходящими только вдоль одной стороны источников 100 нагревания, однако, обычно водопонижающие скважины окружают все используемые или подлежащие использованию источники 100 нагревания пласта.

Водопонижающие скважины 110 могут быть расположены одним или более кольцами, окружающими выбранные части пласта. Новые водопонижающие скважины необходимо устанавливать по мере расширения зоны обработки с помощью процесса внутрипластового преобразования. Самый внешний ряд водопонижающих скважин может предотвращать проникновение больших количеств воды в часть пласта, подлежащую нагреванию или подвергаемую нагреванию. Вода, добываемая из самого внешнего ряда водопонижающих скважин, должна быть по существу чистой и требует немного или не требует вообще обработки перед выпусканием. Самый внутренний ряд водопонижающих скважин может тормозить проникновение воды, которая прошла самый внешний ряд, в часть пласта, которая подлежит нагреванию или подвергается нагреванию. Самый внутренний ряд водопонижающих скважин может также предотвращать миграцию наружу пара из нагреваемой части пласта в окружающие части пласта. Добытая из самого внутреннего ряда вода может включать некоторые углеводороды. Воду иногда необходимо обрабатывать перед выпусканием. В качестве альтернативного решения, воду с углеводородами можно хранить и использовать для получения синтетического газа из части пласта во время фазы добычи синтетического газа процесса внутрипластового преобразования. Водопонижающие скважины могут уменьшать потери тепла в окружающие части пласта, могут увеличить добычу пара из нагреваемой части и могут предотвращать загрязнение воды вблизи нагреваемой части пласта.

В альтернативном варианте выполнения флюид (например, жидкость или газ) можно нагнетать в самый внутренний ряд скважин для обеспечения поддержания выбранного давления в или вокруг зоны пиролиза. Дополнительно к этому, этот флюид может выполнять роль изоляционного барьера между самыми внешними скважинами и флюидами пиролиза, за счет чего улучшается эффективность водопонижающих скважин.

Углеводороды, подлежащие обработке, могут располагаться под большой площадью. Систему внутрипластового преобразования можно использовать для обработки небольших частей пласта, а другие части пласта могут обрабатываться в последующем. В одном варианте выполнения системы для обработки содержащего нефтеносный сланец пласта поле для обработки в течение 24 лет может быть разделено на 24 отдельных схемы, которые представляют отдельные года бурения. Каждая схема может включать 120 клеток (повторяющийся матричный рисунок), в котором каждая клетка состоит из 6 рядов и 20 столбцов. Каждая клетка может включать 1 добывающую скважину и 12 или 18 нагревательных скважин. Нагревательные скважины могут быть расположены по равносторонней треугольной схеме с расстоянием между скважинами, например, 12 м. Добывающие скважины могут быть расположены в центре равносторонних треугольников нагревательных скважин, или же добывающие скважины могут быть расположены приблизительно в средней точке между двумя смежными нагревательными скважинами.

В некоторых вариантах выполнения источники нагревания расположены внутри нагревательной скважины, выполненной внутри содержащего углеводороды пласта. Нагревательная скважина может включать отверстие, проходящее через покрывающий пласт слой и, по меньшей мере, в одну часть содержащего углеводороды пласта. В качестве альтернативного решения, как показано на фиг. 3а, нагревательная скважина 224 может включать отверстие в пласте 222, которое может иметь форму, подобную по существу спирали. Спиральная конфигурация нагревательной скважины может в некоторых вариантах выполнения увеличивать перенос тепла из источника нагревания и/или обеспечивает расширение источника нагревания при нагреве без изгибания или других видов дефектов. В некоторых вариантах выполнения такая нагревательная скважина может также включать по существу прямой участок нагревательной скважины через покрывающий слой 220. Использование прямой нагревательной скважины через покрывающий слой может уменьшить потери тепла в покрывающем слое.

В альтернативном варианте выполнения, как показано на фиг. 3Ь, источники нагревания могут быть размещены в нагревательной скважине 224, которая может включать отверстие в пласте 222, имеющее форму, по существу подобную форме И (плечи и могут быть шире или уже в зависимости от используемого варианта выполнения). Первая часть 226 и третья часть 228 нагревательной скважины 224 могут быть расположены по существу перпендикулярно верхней поверхности пласта 222. Дополнительно к этому, первая и третья части нагревательной скважины могут проходить по существу вертикально через покрывающий слой 220. Вторая часть 230 нагревательной скважины 224 может быть по существу параллельной верхней поверхности пласта.

Дополнительно к этому, в некоторых случаях из нагревательной скважины могут выходить несколько источников нагревания (например, 2, 3, 4, 5, 10 источников нагревания или более). Например, как показано на фиг. 3с, источники 232, 234 и 236 могут проходить через покрывающий слой 220 в пласт 222 из нагрева тельной скважины 224. Такие случаи могут возникать, когда из соображений использования земной поверхности (например, с эстетической точки зрения, соображений использования земной поверхности и/или неблагоприятных почвенных условий вблизи поверхности) делают желательным концентрацию наземных установок в меньшем количестве мест. Например, в зонах, где почва замерзает и/или является болотистой, может быть более эффективным с точки зрения стоимости иметь наземные установки концентрированно в одном месте.

В некоторых вариантах выполнения первая часть нагревательной скважины может проходить от поверхности земли через покрывающий слой и в содержащий углеводороды пласт. Вторая часть нагревательной скважины может включать одну или несколько нагревательных скважин в содержащем углеводороды пласте. Одна или несколько нагревательных скважин могут быть расположены внутри содержащего углеводороды пласта под разными углами. В некоторых вариантах выполнения, по меньшей мере, одна нагревательная скважина может быть расположена по существу параллельно границе содержащего углеводороды пласта. В альтернативных вариантах выполнения, по меньшей мере, одна нагревательная скважина может быть по существу перпендикулярной содержащему углеводороды пласту. Дополнительно к этому, одна из нескольких нагревательных скважин может быть расположена под углом, средним между перпендикулярным и параллельным слою в пласте.

На фиг. 4 показан вариант содержащего углеводороды пласта 200, который может быть расположен почти горизонтально относительно верхней поверхности земли 204. Однако угол содержащего углеводороды пласта 200 может изменяться. Например, содержащий углеводороды пласт 200 может круто падать. Экономически выгодная добыча из круто падающего содержащего углеводороды пласта может быть невозможна с использованием доступных в настоящее время подземных методов. Однако относительно круто падающий содержащий углеводороды пласт можно подвергать указанному процессу внутрипластовой обработки. Например, один комплект добывающих газ скважин может быть расположен вблизи вершины круто падающего содержащего углеводороды пласта. Такой пласт можно нагревать посредством нагревания части пласта вблизи вершины содержащего углеводороды пласта и последующего нагревания более низких частей содержащего углеводороды пласта.

Газы можно добывать из содержащего углеводороды пласта посредством транспортировки газов через пиролизованные перед этим углеводороды с минимальными потерями давления.

В одном варианте выполнения процесс внутрипластовой обработки углеводородов может включать подвод тепла к, по меньшей мере, части содержащего углеводороды пласта, который падает частями. Например, часть пласта может включать падение, которое может включать минимальную глубину части. Добывающая скважина может быть расположена в части содержащего углеводороды пласта, близкой к минимальной глубине. Дополнительная добывающая скважина может не требоваться в этой части. Например, при распространении тепла через содержащий углеводороды пласт и пиролиза некоторых углеводородов в части, флюиды пиролиза, образованные в части, проходят через пиролизованные части содержащего углеводороды пласта к добывающей скважине. Как указывалось выше, повышенная проницаемость за счет внутрипластовой обработки содержащего углеводороды пласта может увеличивать распространение паров через обработанную часть пласта. Поэтому может быть уменьшено число добывающих скважин, необходимых для добычи смеси из пласта. Уменьшение числа добывающих скважин, необходимых для добычи, может повысить экономическую выгодность процесса внутрипластовой обработки.

В круто падающих пластах можно использовать направленное бурение для образования отверстия для нагревательной скважины в пласте. Направленное бурение может включать бурение отверстия, в котором путь/курс бурения можно планировать перед бурением. Такое отверстие обычно бурят с использованием роторного оборудования. При направленном бурении путем/курсом отверстия можно управлять с помощью отклоняющих клиньев и т. д.

Бурение нагревательной скважины 202 может включать также бурение отверстия в пласте буром, снабженным управляемым двигателем и измерителем ускорения, который может быть выполнен с возможностью следования вдоль содержащего углеводороды пласта 200. Например, управляемый двигатель может быть выполнен с возможностью выдерживания по существу постоянного расстояния между нагревательной скважиной 202 и границей содержащего углеводороды пласта 200 на протяжении всего бурения отверстия. Бурение нагревательной скважины 202 с помощью управляемого двигателя и измерителя ускорений может быть относительно экономичным.

В качестве альтернативного решения, можно использовать геоуправляемое бурение для выполнения нагревательной скважины 202 в содержащий углеводороды пласт 200. Геоуправляемое бурение может включать определение или оценку расстояния от края содержащего углеводороды пласта 200 до нагревательной скважины 202 с помощью датчика. Датчик может включать, но не ограничиваясь этим, датчики, которые могут быть выполнены с воз можностью определения расстояния от края содержащего углеводороды пласта 200 до нагревательной скважины 202. Кроме того, такой датчик может быть выполнен с возможностью определения и контролирования изменений характеристик содержащего углеводороды пласта 200. Такие датчики могут включать, но не ограничиваясь этим, датчики, которые могут быть выполнены с возможностью измерения характеристик углеводородного пласта с использованием резистивных, гамма-лучевых, акустических импульсных и/или других устройств. Геоуправляемое бурение может также включать выполнение отверстия для нагревательной скважины с помощью бурильного устройства, которое может включать управляемый двигатель. Двигателем можно управлять для выдерживания заданного расстояния от края содержащего углеводороды пласта. В дополнительном варианте выполнения бурение нагревательной скважины или другой скважины в пласте может включать также звуковое бурение.

На фиг. 5 показан вариант выполнения со множеством нагревательных скважин 210, выполненных в содержащем углеводороды пласте 212. Содержащий углеводороды пласт 212 может быть круто падающим пластом. В пласте могут быть выполнены одна или более нагревательных скважин 210 так, что две или более нагревательных скважин по существу параллельны друг другу, и/или так, что, по меньшей мере, одна нагревательная скважина, по существу, параллельна содержащему углеводороды пласту 212. Например, одна или более нагревательных скважин 210 могут быть выполнены в содержащем углеводороды пласте 212 с помощью магнитного способа управления. Пример магнитного способа управления показан в патенте США № 5 676 212, выданном Кискек, содержание которого включается в данное описание. Магнитное управление может включать бурение нагревательной скважины 210 параллельно смежной нагревательной скважине. Смежная скважина может быть пробурена перед этим. Дополнительно к этому, магнитное управление может включать бурение путем восприятия и/или определения магнитного поля, создаваемого в смежной нагревательной скважине. Например, магнитное поле может создаваться в соседней нагревательной скважине посредством пропускания электрического тока через изолированный проводящий электрический ток проводник, расположенный в смежной нагревательной скважине. В качестве альтернативного решения, одна или более нагревательных скважин 210 могут быть выполнены с помощью другого описанного способа. Расстояние между нагревательными скважинами 210 можно определять в соответствии с любым указанным вариантом выполнения.

В некоторых вариантах выполнения нагреваемая часть 310 может проходить по существу радиально от источника 300 нагревания, как показано на фиг. 6. Например, ширина нагреваемой части 300 в направлении, проходящем радиально от источника 300 нагревания, может быть от около 0 м до около 10 м. Однако ширина нагреваемой части 310 может изменяться в зависимости, например, от тепла, обеспечиваемого источником 300 нагревания, и от характеристик пласта. Тепло, обеспечиваемое источником 300 нагревания, обычно переносится через нагреваемую часть для создания температурного градиента внутри нагреваемой части. Например, температура вблизи нагревательной скважины обычно выше, чем температура вблизи внешней боковой границы нагреваемой части. Однако температурный градиент внутри нагреваемой части может изменяться в зависимости, например, от теплопроводности пласта.

При проходе тепла через нагреваемую часть 310 содержащего углеводороды пласта температура, по меньшей мере, части нагреваемой части может находиться внутри диапазона температур пиролиза. Таким образом, при переносе тепла от источника нагревания во многих случаях может распространяться фронт пиролиза наружу от источника нагревания. Например, может быть обеспечен перенос тепла от источника нагревания в выбранный участок нагреваемой части, так что тепло от источника нагревания приводит к пиролизу, по меньшей мере, некоторых углеводородов внутри выбранного участка. Например, пиролиз может происходить внутри выбранного участка 315 нагреваемой части и из углеводородов в выбранном участке могут образовываться флюиды пиролиза. Внутренняя боковая граница выбранного участка 315 может быть радиально удалена от источника нагревания. Например, внутренняя боковая граница выбранного участка 315 может быть радиально удалена от источника нагревания от около 0 м до около 1 м. Дополнительно к этому, выбранный участок 315 может иметь ширину, радиально исходящую от внутренней боковой границы выбранного участка. Например, ширина выбранного участка может быть, по меньшей мере, примерно 2,4 м, или даже примерно 3,0 м. Однако ширина выбранного участка может быть также больше примерно 1,5 м и меньше примерно 10,0 м.

После завершения пиролиза углеводородов в части выбранного участка вблизи источника нагревания может образовываться участок 317 израсходованных углеводородов.

В некоторых вариантах выполнения внутри блока источников нагревания может существовать множество нагреваемых участков. Блоком источников нагревания называется минимальное количество источников нагревания, которые образуют шаблон, который можно повторять для образования схемы источников нагревания внутри пласта. Источники нагревания можно располагать внутри пласта так, что обес49 печивается наложение тепла, создаваемого источниками нагревания. Например, как показано на фиг. 7, перенос тепла от двух или более источников 330 нагревания приводит к наложению тепла 332, которое действует внутри зоны, заданной блоком источников нагревания. Наложение тепла может быть также эффективным внутри региона, заданного двумя, тремя, четырьмя, пятью, шестью или более источниками нагревания. Например, зона, в которой эффективно наложение тепла 332, включает зону, в которую поступает значительное тепло из двух или более источников нагревания блока источников нагревания. Зона, в которой эффективно наложение тепла, может изменяться в зависимости, например, от расстояния между источниками нагревания.

Наложение тепла может повышать температуру, по меньшей мере, части пласта до температуры, достаточной для пиролиза углеводородов внутри этой части. Таким образом, наложение тепла 332 имеет тенденцию к увеличению количества углеводородов в пласте, которые можно пиролизовать. Таким образом, внутри блока источников нагревания может существовать множество зон, имеющих температуру внутри диапазона температур пиролиза. Выбранный участок 334 может включать зоны с температурой внутри диапазона температур пиролиза за счет переноса тепла только от одного источника нагревания, а также зоны с температурой пиролиза за счет наложения тепла.

Дополнительно к этому, схема источников нагревания часто включает множество блоков источников нагревания. Обычно имеется множество нагреваемых участков, а также выбранных частей внутри схемы источников нагревания. Множество нагреваемых участков и выбранных частей могут иметь указанную конфигурацию. Наложение тепла внутри схемы источников нагревания может уменьшать время, необходимое для достижения температуры пиролиза внутри большей части нагреваемых участков. Наложение тепла может обеспечивать относительно большие расстояния между смежными источниками нагревания, что может в свою очередь обеспечивать относительно медленную скорость нагревания содержащего углеводороды пласта. В некоторых вариантах выполнения наложение тепла обеспечивает также по существу однородное генерирование флюидов из нагреваемой части содержащего углеводороды пласта.

В некоторых вариантах выполнения большинство флюидов пиролиза могут создаваться, когда выбранный участок находится внутри диапазона от около 0 м до около 25 м от источника нагревания.

Как показано на фиг. 3, дополнительно к источникам 100 нагревания внутри части содержащего углеводороды пласта обычно расположена одна или более добывающих скважин

102. Добывающая скважина 102 может быть выполнена так, что можно добывать через нее смесь, включающую флюиды пласта. Добывающая скважина 102 может также включать источник нагревания. Таким образом, можно поддерживать выбранную температуру флюидов пласта во время добычи, что обеспечивает добычу большой части или всех флюидов пласта в виде паров. Поэтому можно уменьшить или по существу исключить высокую температуру выкачивания жидкости из добывающей скважины, что в свою очередь приводит к уменьшению стоимости добычи. Нагревание около или непосредственно через добывающую скважину обеспечивает (1) предотвращение конденсации и/или обратного потока добываемого флюида, когда добытый флюид перемещается в добывающей скважине вблизи покрывающего слоя, (2) увеличивает ввод тепла в пласт и/или (3) увеличивает проницаемость пласта у или вблизи добывающей скважины.

Поскольку проницаемость и/или пористость увеличиваются в нагреваемом пласте, добываемые пары могут проходить значительные расстояния через пласт с относительно небольшой разницей давлений. Поэтому в некоторых вариантах выполнения добывающие скважины могут находится вблизи верхней поверхности пласта. Увеличение проницаемости может быть результатом уменьшения массы нагреваемой части вследствие испарения воды, извлечения углеводородов и/или образования трещин. Таким образом, флюиды могут проходить более легко через нагреваемую часть.

Например, флюиды, создаваемые внутри содержащего углеводороды пласта, могут проходить значительное расстояние через содержащий углеводороды пласт в виде пара. Такое значительное расстояние может включать, например, от около 50 м до около 1000 м. Пар может иметь относительно небольшое падение давления на значительном расстоянии за счет проницаемости нагретой части пласта. Дополнительно к этому, за счет такой проницаемости, добывающая скважина может быть необходима в каждом втором блоке источников нагревания или в каждом третьем, четвертом, пятом, шестом блоке источников нагревания. Кроме того, как показано на фиг. 4, добывающие скважины 206 могут проходить через содержащий углеводороды пласт вблизи вершины нагреваемой части 208.

Варианты выполнения добывающей скважины 102 могут включать клапаны, выполненные с возможностью изменения, поддержания и/или управления давлением, по меньшей мере, части пласта. Добывающие скважины могут быть обсаженными скважинами, которые могут иметь добывающие экраны или перфорированные обсадные колонны вблизи зоны добычи. Дополнительно к этому, добывающие скважины могут быть окружены песком, гравием или дру гим уплотнительным материалом вблизи зоны добычи. Кроме того, добывающие скважины 102 могут быть соединены с участком 108 обработки, как показано на фиг. 3. Участок 108 обработки может включать любые указанные наземные установки.

Дополнительно к этому, могут быть выполнены откачивающие воду скважины или вакуумные скважины для удаления жидкой воды из части содержащего углеводороды пласта, подлежащего нагреванию. Воду, удаляемую из пласта, можно использовать на поверхности и/или можно следить за ее качеством. Например, весь пласт или часть пласта, подлежащего нагреванию, может быть окружена несколькими водопонижающими скважинами. Несколько водопонижающих скважин могут быть расположены в одно или два кольца, окружающих часть пласта. Самый внешний ряд водопонижающих скважин может препятствовать прохождению большого количества воды в часть, подлежащую нагреванию. Самый внутренний ряд водопонижающих скважин может препятствовать прохождению воды, которая обошла самый внешний ряд, в часть, подлежащую нагреванию. Самый внутренний ряд водопонижающих скважин может также препятствовать миграции пара наружу из нагретой части пласта в окружающие части пласта. Таким образом, водопонижающие скважины могут увеличивать добычу паров из нагреваемой части и могут исключать загрязнение грунтовых вод вблизи нагреваемой части пласта. В некоторых вариантах выполнения разница давлений между последовательными рядами водопонижающих скважин можно минимизировать (например, поддерживать вблизи нуля) для создания границы отсутствия потока или малого потока между рядами.

В некоторых вариантах выполнения скважины, первоначально используемые для одной цели, можно затем использовать для одной или более целей, уменьшая тем самым стоимость проекта и/или уменьшая время, необходимое для выполнения определенных задач. Например, добывающие скважины можно использовать в качестве водопонижающих скважин (например, перед началом нагревания и/или после первого начала нагревания). Дополнительно к этому, при некоторых обстоятельствах водопонижающие скважины можно затем использовать в качестве добывающих скважин (и в некоторых случаях в качестве нагревательных скважин). Таким образом, водопонижающие скважины могут быть расположены и/или выполнены так, что скважины можно затем использовать в качестве добывающих скважин и/или нагревательных скважин. Нагревательные скважины могут быть расположены и/или выполнены так, что эти скважины можно затем использовать в качестве добывающих скважин и/или водопонижающих скважин. Добывающие скважины могут быть расположены и/или выполнены так, что эти скважины можно затем использовать в качестве водопонижающих скважин и/или нагревательных скважин. Аналогичным образом, нагнетательные скважины могут быть скважинами, которые первоначально используются для других целей (например, нагревания, добычи, извлечения воды, контроля и т.д.), а затем нагнетательные скважины можно использовать для других целей. Аналогичным образом, контрольные скважины могут быть скважинами, которые первоначально использовались для других целей (например, нагревания, добычи, извлечения воды, нагнетания и т.д.), а затем контрольные скважины можно использовать для других целей.

На фиг. 8 показана схема расположения источников 400 нагревания и добывающих скважин 402, которые могут быть выполнены с возможностью обработки содержащего углеводороды пласта. Источники 400 нагревания могут быть расположены в блоке источников нагревания, таком как треугольная схема 401. Источники 400 нагревания могут быть расположены в различных схемах, таких как квадратная, шестиугольная или в виде других многоугольников. Схема расположения может включать правильный многоугольник для обеспечения равномерного нагревания по меньшей мере части пласта, в котором размещены источники нагревания. Схема размещения может быть также линейной схемой. Линейная схема обычно включает первую линейную решетку нагревательных скважин, вторую линейную решетку нагревательных скважин и добывающую скважину или линейную решетку добывающих скважин между первой и второй линейными решетками нагревательных скважин.

Расстояние между узлом многоугольника до центра тяжести многоугольника является минимальным для трехстороннего многоугольника и увеличивается с увеличением сторон многоугольника. Расстояние между узлом и центром тяжести для равностороннего треугольника равно (длина/2)/(квадратный корень из 3/2) или 0,5774 длины. Для квадрата расстояние от узла до центра тяжести равно (длина/2)/ (квадратный корень из 2/2) или 0,7071 длины. Для шестиугольника расстояние от узла до центра тяжести равно (длина/2)/(1/2) или длине. Разница расстояний между источником нагревания и средней точкой до второго источника нагревания (длина/2) и расстояние от источника нагревания до центра для равносторонней схемы (0,5774 длины) значительно меньше для схемы равностороннего треугольника, чем для схемы многоугольника более высокого порядка. Малая разница означает более быстрое возникновение наложения тепла и нагревание пласта между источниками нагревания до значительно более высокой равномерной температуры при использовании схемы равностороннего тре угольника вместо схемы многоугольника более высокого порядка.

Треугольные схемы размещения проявляют тенденцию к более равномерному нагреванию части пласта по сравнению с другими схемами, такими как квадратная или шестиугольная. Треугольные схемы проявляют тенденцию к более быстрому нагреванию до заданной температуры по сравнению с другими схемами, такими как квадратная или шестиугольная. Треугольные схемы могут также приводить к меньшему объему части, которая перегревается. Несколько блоков источников нагревания, таких как схема 401 источников нагревания, могут быть расположены по существу смежно друг с другом с образованием соответствующей схемы блоков на площади пласта. Например, треугольные схемы 401 могут быть расположены по существу смежно друг с другом по соответствующей схеме блоков посредством изменения на противоположную ориентации смежных треугольников 401. Можно использовать также другие схемы расположения источников 400 нагревания, так что небольшие схемы размещаются смежно друг с другом для образования больших схем.

Добывающие скважины могут быть расположены в пласте по соответствующей схеме расположения блоков. В некоторых вариантах выполнения добывающая скважина 402 может быть расположена вблизи центра каждого третьего треугольника 401, входящего в схему. Однако добывающая скважина 102 может быть расположена в каждом треугольнике 401 или же внутри лишь нескольких треугольников.

Добывающая скважина может быть расположена внутри каждых 13, 20 или 30 треугольников из скважин нагревания. Например, отношение источников нагревания в повторяющейся схеме блоков к добывающим скважинам в повторяющейся схеме блоков может быть более приблизительно 5 (например, более 6, 7, 8 или 9). Дополнительно к этому, расположение добывающей скважины 402 может изменяться в зависимости от тепла, создаваемого одним или более источниками 400 нагревания, и характеристик пласта (таких как проницаемость). Кроме того, три или более добывающих скважины могут быть расположены внутри площади, заданной повторяющейся схемой расположения блоков. Например, как показано на фиг. 8, добывающие скважины 410 могут быть расположены внутри площади, заданной повторяющейся схемой блоков 412. Добывающая скважина 410 может быть расположена в пласте в блоке добывающих скважин. Например, блок добывающих скважин может быть треугольной схемой. Однако добывающие скважины 410 могут быть расположены по другой схеме в повторяющейся схеме блоков 412.

Дополнительно к этому, внутри повторяющейся схемы блоков могут быть располо жены одна или более нагнетательных скважин. Нагнетательные скважины могут быть выполнены указанным образом. Например, как показано на фиг. 8, нагнетательные скважины 414 могут быть расположены внутри площади, заданной повторяющейся схемой блоков 416. Нагнетательные скважины 414 могут быть также расположены в пласте в блоке нагнетательных скважин. Например, блок нагнетательных скважин может иметь треугольную схему. Однако нагнетательные скважины 414 могут быть расположены по любой другой указанной схеме. В некоторых вариантах выполнения одна или более добывающих скважин и одна или более нагнетательных скважин могут быть расположены в повторяющейся схеме блоков. Например, как показано на фиг. 8, добывающие скважины 418 и нагнетательные скважины 420 могут быть расположены внутри площади, заданной повторяющейся схемой 422. Добывающие скважины 418 могут быть расположены в пласте в блоках добывающих скважин, которые могут быть расположены в первой треугольной схеме. Дополнительно к этому, нагнетательные скважины 420 могут быть расположены внутри пласта в блоке добывающих скважин, который может быть расположен по второй треугольной схеме. Первая треугольная схема может существенно отличаться от второй треугольной схемы. Например, площади, заданные первой и второй треугольными схемами, могут быть существенно различными.

Дополнительно к этому, одна или более контрольных скважин могут быть расположены внутри повторяющейся схемы блоков. Контрольные скважины могут быть выполнены указанным образом. Например, скважины могут быть выполнены с одним или более устройствами, которые измеряют температуру, давление и/или свойства флюида. В некоторых вариантах выполнения в стволах контрольных скважин могут быть расположены каротажные приборы для измерения свойств внутри пласта. Каротажные приборы можно при необходимости перемещать в другую контрольную скважину. Стволы контрольных скважин могут быть обсаженными или не обсаженными стволами. Как показано на фиг. 8. контрольные скважины 424 могут быть расположены внутри площади, заданной повторяющейся схемой блоков 426. Контрольные скважины 424 могут быть расположены в пласте в блоке контрольных скважин, которые могут быть расположены по треугольной схеме. Однако контрольные скважины 424 могут быть расположены по любой другой указанной схеме внутри повторяющейся схемы блоков 426.

Следует отметить, что геометрическая схема расположения источников 400 нагревания и добывающих скважин 402 описана здесь в качестве примера. Схема расположения источников нагревания и добывающих скважин мо жет во многих случаях изменяться в зависимости от, например, типа углеводородов, содержащихся в пласте, подлежащем обработке. Например, для относительно тонких слоев нагревательные скважины могут быть расположены вдоль одного или более слоев вдоль простирания или падения. Для относительно толстых слоев источники нагревания могут быть выполнены под углом к одному или более слоям (например, ортогонально или диагонально).

Треугольная схема расположения источников нагревания может быть выполнена для обработки содержащего углеводороды пласта, имеющего толщину около 10 м и более. Для более тонкого содержащего углеводороды пласта, например, около 10м толщиной или менее, можно располагать источники нагревания по линии и/или по ломанной линии для обработки содержащего углеводороды пласта.

Для некоторых тонких пластов нагревательные скважины могут быть расположены ближе к краю пласта (например, по ломанной линии вместо по линии в центре слоя) для увеличения количества углеводородов, добываемых на единицу входной энергии. Часть входной энергии нагревания может нагревать не содержащий углеводороды пласт, однако, ломаная линия может обеспечивать наложение тепла в большей части пласта углеводородов до температуры пиролиза. Если тонкий пласт нагревают посредством расположения источников нагревания в пласте вдоль центра толщины, то значительная часть содержащего углеводороды пласта может не нагреваться до температуры пиролиза. В некоторых вариантах выполнения расположение нагревательных скважин ближе к краю пласта может увеличивать объем пласта, в котором происходит пиролиз, на единицу входной энергии.

Дополнительно к этому, расположение добывающих скважин 402 внутри схемы источников 400 нагревания может определяться, например, желаемой скоростью нагревания содержащего углеводороды пласта, скоростью нагревания источников нагревания, типом используемых источников нагревания, типом содержащего углеводороды пласта (и его толщиной), составом содержащего углеводороды пласта, желаемым составом добычи из пласта и/или желаемой скоростью добычи. Точное расположение нагревательных скважин, добывающих скважин и т. д. зависит от переменных, специфичных для пласта (например, толщины слоя, состава слоя и т.д.), экономических показателей проекта и т. д. В некоторых вариантах выполнения нагревательные скважины могут быть по существу горизонтальными, в то время как добывающие скважины могут быть вертикальными, или наоборот.

Любая из указанных скважин может быть расположена вдоль падения или простирания или ориентирована под углом между падением и простиранием пласта.

Расстояние между источниками нагревания может также изменяться в зависимости от факторов, которые могут включать, но не ограничиваясь этим, тип содержащего углеводороды пласта, выбранную скорость нагревания и/или выбранную среднюю температуру, которую необходимо получить внутри нагреваемой части. Например, расстояние между источниками нагревания может находится внутри диапазона от около 5 м до около 25 м. В качестве альтернативного решения, расстояние между источниками нагревания может быть внутри диапазона от около 8 м до около 15 м.

Расстояние между источниками нагревания может влиять на состав флюидов, добываемых из содержащего углеводороды пласта. В одном варианте выполнения можно использовать способ с использованием компьютера для определения оптимального расстояния между источниками нагревания внутри содержащего углеводороды пласта. Например, обычно можно измерять, по меньшей мере, одно свойство части содержащего углеводороды пласта. Измеряемое свойство может включать, но не ограничиваясь этим, коэффициент отражения витринита, содержание водорода, атомарное отношение водорода к углероду, содержание кислорода, атомарное отношение кислорода к углероду, содержание воды, толщину содержащего углеводороды пласта и/или величину стратификации содержащего углеводороды пласта на отдельные слои горных пород и углеводородов.

В некоторых вариантах выполнения производимый с помощью компьютера способ может включать ввод, по меньшей мере, одного измеряемого свойства в компьютерную систему. В компьютерную систему можно задавать также один или более комплектов расстояний между источниками нагревания. Например, расстояние между источниками нагревания может быть меньше около 30 м. В качестве альтернативного решения, расстояние между источниками нагревания может быть меньше около 15 м.

Способ может включать также определение свойств флюидов, добываемых из части пласта, в виде функции от времени для каждого ряда расстояний между источниками нагревания. Добываемые флюиды включают, но не ограничиваясь этим, флюиды пласта, такие как флюиды пиролиза и синтетический газ. Определяемые свойства могут включать, но не ограничиваясь этим, плотность ΑΡΙ, распределение углеродных чисел, содержание олефина, содержание водорода, содержание моноксида углерода и/или содержание диоксида углерода. Определенный ряд свойств добываемого флюида можно сравнивать с рядом выбранных свойств добываемого флюида. Таким образом, можно определить ряды свойств, которые соответствуют ряду выбранных свойств. Кроме того, рас стояния между источниками нагревания можно согласовать с расстояниями между источниками нагревания, связанными с желаемыми свойствами.

Ячейка 404 блока может часто включать несколько источников 400 нагревания, расположенных внутри слоя вокруг каждой добывающей скважины 402. Площадь ячейки 404 блока может определяться средними линиями 406, которые могут быть эквидистантами и перпендикулярными линии, соединяющей две добывающие скважины 402. Вершины 400 ячейки блока могут находится на пересечении двух средних линий 406 между добывающими скважинами 402. Источники 400 нагревания могут быть расположены любым образом внутри площади ячейки 404 блока. Например, источники 400 нагревания могут быть расположены внутри пласта так, что расстояние между каждым источником нагревания изменяется на менее чем приблизительно 10, 20 или 30%. Дополнительно к этому, источники 400 нагревания могут быть расположены так, что существует примерно равное пространство между каждым из источников нагревания. Однако можно использовать другие расположения источников 400 нагревания внутри ячейки 404 блока в зависимости, например, от скорости нагревания каждого из источников нагревания. Отношение источников 400 нагревания к добывающим скважинам 402 может быть определено путем подсчета числа источников 400 нагревания и добывающих скважин 402 внутри ячейки 404 блока или по всему полю.

На фиг. 9 показан вариант выполнения ячейки 404 блока. Ячейка 404 блока включает источники 400 нагревания и добывающие скважины 402. Ячейка 404 блока может иметь шесть полных источников 400а нагревания и шесть частичных источников 400Ь нагревания. Полные источники 400а нагревания могут быть расположены ближе к добывающей скважине 402, чем частичные источники 400Ь нагревания. Дополнительно к этому, полное количество каждого из полных источников 400 нагревания может быть расположено внутри ячейки 404 блока. Частичные источники 400Ь нагревания могут быть расположены частично внутри ячейки 404 блока. Только часть источников 400Ь нагревания, расположенных внутри ячейки 404 блока, может быть выполнена для поставки тепла в часть содержащего углеводороды пласта, расположенной внутри ячейки 404 блока. Остающаяся часть источника 400Ь нагревания, расположенная снаружи ячейки 404 блока, может быть выполнена для подачи тепла в остальную часть содержащего углеводороды пласта вне ячейки 404 блока. Поэтому, для определения количества источников нагревания внутри ячейки 404 блока можно считать частичные источники 400Ь нагревания как половину полного источника 400а нагревания. В других вариантах выполнения ячейки блока части, отличные от 1/2 (например, 1/3) могут более точно описывать часть частичного источника нагревания.

Общее количество источников 400 нагревания в ячейке 404 блока может включать шесть полных источников 400а нагревания, каждый из которых считается как один источник нагревания, и шесть частичных источников 400Ь нагревания, каждый из которых считается как половина источника нагревания. Поэтому отношение источников 400 нагревания к добывающим скважинам 402 в ячейке 404 блока можно определять как 9:1. Однако отношение источников нагревания к добывающим скважинам может изменяться в зависимости, например, от желаемой скорости нагревания содержащего углеводороды пласта, скорости нагревания источников нагревания, типа источника нагревания, типа содержащего углеводороды пласта, состава содержащего углеводороды пласта, желаемого состава добываемого флюида и/или желаемой скорости добычи. Обеспечение большего количества скважин с источниками нагревания на единице площади обеспечивает более быстрое нагревание выбранной части и тем самым ускоряет начало добычи, однако, большее количество источников нагревания обычно требует больших затрат на установку. Таким образом, подходящее отношение источников нагревания к добывающим скважинам может включать также отношения более около 5:1 и отношения более 7:1. В некоторых вариантах выполнения подходящее отношение источников нагревания к добывающим скважинам может быть около 10:1, 20:1, 50:1 или более. Если используются большие отношения, то стоимость проекта имеет тенденцию к снижению, поскольку необходимо меньше скважин и оборудования.

Выбранный участок может быть обычно объемом пласта, который находится внутри периметра, заданного расположением наиболее внешних источников нагревания (при предположении, что пласт рассматривается сверху). Например, если четыре источника нагревания расположены в одной квадратной схеме с площадью около 100 м² (при этом каждый источник нагревания расположен в углу квадрата), и если пласт имеет среднюю толщину примерно 5 м по этой площади, то выбранный участок имеет объем около 500 м³ (т.е. площадь, умноженная на среднюю толщину по площади). Во многих коммерческих применениях считается, что множество (например, сотни или тысячи) источников нагревания могут быть расположены смежно друг с другом для нагревания выбранного участка, и поэтому в таких случаях только самые внешние (т.е. крайние) источники нагревания определяют периметр выбранного участка.

Источник нагревания может включать, но не ограничиваясь этим, электрический нагреватель или нагреватель с камерой сгорания. Элек трический нагреватель может включать изолированный проводник, удлиненный элемент, расположенный в отверстии, и/или проводник, расположенный в канале. Такой электрический нагреватель может быть выполнен в соответствии с любым указанным вариантом выполнения.

В одном варианте выполнения содержащий углеводороды пласт можно нагревать с помощью системы естественных распределенных камер сгорания, расположенной в пласте. Может обеспечиваться перенос создаваемого тепла в выбранный участок для его нагревания.

Температура, достаточная для поддержания окисления, может быть, например, по меньшей мере около 200 или 250°С. Однако температура, достаточная для окисления, может изменяться в зависимости, например, от состава углеводородов в содержащем углеводороды пласте, содержания воды в пласте и/или типа и количества окислителя. Можно удалять некоторое количество воды из пласта перед нагреванием. Например, воду можно выкачивать из пласта с помощью водопонижающих скважин. Нагреваемая часть пласта может быть вблизи или расположена непосредственно смежно с отверстием в содержащем углеводороды пласте. Отверстие в содержащем углеводороды пласте может быть нагревательной скважиной, выполненной в пласте. Нагревательная скважина может быть выполнена как в любом из указанных вариантов выполнения. Нагреваемая часть содержащего углеводороды пласта может проходить радиально от отверстия на ширину от около 0,3 м до около 1,2 м. Однако ширина может быть также менее около 0,9 м. Ширина нагреваемой части может изменяться. В некоторых вариантах выполнения изменение зависит от, например, ширины, необходимой для создания достаточного тепла во время окисления углерода для поддержания реакции окисления без подачи тепла из дополнительного источника нагревания.

После достижения в части пласта температуры, достаточной для поддержания окисления, в отверстие может подаваться окисляющий флюид для окисления, по меньшей мере, части углеводородов в зоне реакции, или в зоне источника нагревания внутри пласта. Окисление углеводородов приводит к созданию тепла в зоне реакции. Созданное тепло в большинстве вариантов выполнения переносится из зоны реакции в зону пиролиза в пласте. В некоторых вариантах выполнения тепло переносится со скоростью между около 650 Вт на метр при измерении на глубине зоны реакции и/или 1650 Вт на метр при измерении на глубине зоны реакции. После окисления, по меньшей мере, некоторых углеводородов в пласте, можно уменьшить энергию, подаваемую в нагреватель для первоначального нагревания, или ее можно отключить. Таким образом, можно значительно сократить стоимость подаваемой энергии, за счет чего обеспечивается значительно более эффективная система для нагревания пласта.

В одном варианте выполнения проводник может быть расположен в отверстии для обеспечения окисления флюида в отверстии. Канал может иметь проходы для потока или другие механизмы управления потоком (т.е. щели, расходомеры Вентури, клапаны и т.д.) для обеспечения входа окислительного флюида в отверстие. Понятие проходы включает отверстия, имеющие широкий спектр форм поперечного сечения, включая, но не ограничиваясь этим, круговые, овальные, квадратные, прямоугольные, треугольные, прорези или другие правильные или неправильные формы. Проходы для потока в некоторых вариантах выполнения могут быть критическими отверстиями для потока. Проходы для потока могут быть выполнены с возможностью обеспечения по существу постоянного потока флюида в отверстие, независимо от давления в отверстии.

В некоторых вариантах выполнения число проходов для потока, которые могут быть образованы в канале или соединены с ним, может быть ограничено диаметром проходов и желаемым расстоянием между проходами на длине канала. Например, при уменьшении диаметра проходов число проходов для потока может увеличиваться и наоборот. Дополнительно к этому, при увеличении желаемого расстояния, число проходов для потока может уменьшаться и наоборот. Диаметр проходов может задаваться, например, давлением в канале и/или желаемой скоростью потока через проходы. Например, для скорости потока около 1,7 стандартных кубических метров в минуту и абсолютном давлении около 7 бар, диаметр прохода может быть около 1,3 мм при расстоянии между проходами около 2 м.

Более мелкие диаметры проходов могут приводить к более простому закупориванию, чем более крупные диаметры, например, вследствие загрязнения флюида в отверстии или твердых отложений вблизи проходов. В некоторых вариантах выполнения число и диаметр проходов можно выбирать так, чтобы обеспечивать равномерный или почти равномерный профиль нагревания вдоль глубины пласта внутри отверстия. Например, глубина нагреваемого слоя, который должен иметь приблизительно равномерный профиль нагревания, может быть больше около 300 м или даже более около 600 м. Однако эта глубина может изменяться в зависимости, например, от типа пласта, подлежащего нагреванию и/или желаемой скорости добычи.

В некоторых вариантах выполнения проходы для потока могут быть расположены по спиральной схеме вокруг канала внутри отверстия. Проходы для потока могут быть расположены на расстоянии от около 0,3 м до около 3 м друг от друга в спиральной схеме. В некоторых вариантах выполнения расстояние может быть от около 1 м до около 2 м, или, например, около 1,5 м.

Потоком окислительного флюида в отверстие можно управлять так, чтобы управлять скоростью окисления в зоне реакции. Перенос тепла между входным окислителем и выходными продуктами окисления может нагревать окислительный флюид. Перенос тепла может также поддерживать температуру канала ниже максимальной рабочей температуры канала.

На фиг. 10 показан вариант выполнения естественной распределенной камеры сгорания, выполненной с возможностью нагревания содержащего углеводороды пласта. Канал 512 может быть расположен в отверстии 514 в пласте 516. Канал 512 может иметь внутренний канал 513. Источник 508 окислительного флюида подает окислительный флюид 517 во внутренний канал 513. Внутренний канал 513 может иметь по своей длине критические проходы 515 для потока. Критические проходы 515 для потока могут быть расположены по спиральной схеме (или по любой другой схеме) вдоль длины внутреннего канала 513 в отверстии 514. Например, критические проходы 515 для потока могут быть расположены по спиральной схеме с расстоянием от около 1 м до около 2,5 м между соседними проходами. Критические проходы 515 для потока могут быть выполнены также указанным образом. Внутренний канал 513 может быть герметично закрыт снизу.

Окислительный флюид 517 может подаваться в отверстие 514 через критические проходы 515 внутреннего канала 513.

Критические проходы 515 для потока могут быть выполнены так, что через каждый критический проход обеспечивается по существу одинаковая скорость потока окислительного флюида 517. Критические проходы 515 для потока могут также обеспечивать по существу равномерный поток окислительного флюида 517 вдоль длины канала 512. Такой поток может обеспечивать по существу равномерное нагревание пласта 516 вдоль длины канала 512.

Канал 512 в покрывающем слое 540 может окружать уплотнительный материал 542. Уплотнительный материал 542 может по существу исключать прохождение флюидов из отверстия 514 к поверхности 550. Уплотнительный материал 542 может включать любой материал, способный исключать прохождение флюидов к поверхности 550, такой как цемент, песок и/или гравий. Обычно в уплотнительном материале оставляется канал или отверстие для обеспечения пути для выхода продуктов окисления к поверхности.

Продукты 519 окисления обычно входят из отверстия 514 в канал 512. Продукты 519 окисления могут включать диоксид углерода, оксиды азота, оксиды серы, моноксид углерода и/или другие продукты, получающиеся в ре зультате реакции кислорода с углеводородами или углеродом. Продукты окисления 519 можно обычно удалять через канал 512 к поверхности 550. Продукты 519 окисления могут проходить вдоль поверхности зоны 524 окисления в отверстии 514 вблизи верхнего конца отверстия 514, где продукты 519 окисления могут входить в канал 512. Продукты 519 окисления можно также удалять через один или несколько каналов, расположенных в отверстии 514 и/или в пласте 516. Например, продукты 519 окисления можно удалять через второй канал, расположенный в отверстии 514. Удаление продуктов 519 окисления через канал может существенно предотвращать прохождение продуктов 519 окисления к добывающей скважине, расположенной в пласте 516. Критические проходы 515 для потока могут быть выполнены с возможностью по существу исключения входа продуктов 519 окисления во внутренний канал 513.

Скорость потока продуктов 519 окисления можно уравновешивать со скоростью потока окислительного флюида 517, так что внутри отверстия 514 поддерживается по существу постоянное давление. При длине нагреваемой части 100 м, скорость потока окислительного флюида может составлять от около 0,5 стандартных кубических метров в минуту до около 5 стандартных кубических метров в минуту, или от около 1,0 стандартных кубических метров в минуту до около 4,0 стандартных кубических метров в минуту, или же, например, около 1,7 стандартных кубических метров в минуту. Скорость потока окислительного флюида в пласт можно дискретно увеличивать во время использования для компенсации расширения зоны реакции. Абсолютное давление в отверстии может составлять, например, около 8 бар. Окислительный флюид 517 может окислять, по меньшей мере, часть углеводородов в нагреваемой части 518 содержащего углеводороды пласта 516 в зоне реакции 524. Нагреваемую часть 518 можно сначала нагревать до температуры, достаточной для поддержки окисления, с помощью электрического нагревателя, такого, как показан на фиг. 14, или же с помощью любой другой указанной подходящей системы или способа. В некоторых вариантах выполнения электрический нагреватель может быть помещен внутри канала 513 или же прикреплен к нему снаружи.

В некоторых вариантах выполнения предпочтительно управлять давлением внутри отверстия 514 так, чтобы продукты окисления и/или окислительные флюиды не могли проходить в зону пиролиза пласта. В некоторых случаях для этого давление внутри отверстия 514 уравновешивается с давлением внутри пласта.

Хотя тепло от окисления передается в слой, прохождение продуктов 519 окисления (и избыточного окислительного флюида, такого как воздух) может быть по существу исключено через пласт и/или добывающую скважину внут ри пласта 516. Вместо этого продукты 519 окисления (и избыточный окислительный флюид, такой как воздух) удаляются (например, через канал, такой как канал 512), как указывалось выше. Таким образом, тепло от окисления переносится в пласт, однако, по существу исключается и/или предотвращается воздействие на зону пиролиза продуктов 519 окисления и/или окислительного флюида.

В определенных вариантах выполнения некоторые продукты пиролиза вблизи зоны 524 реакции могут окисляться в зоне 524 реакции дополнительно к углероду. Окисление продуктов пиролиза в зоне реакции может обеспечивать дополнительное нагревание пласта 516. Когда происходит такое окисление продуктов пиролиза, то желательно удалять продукты такого окисления (например, через канал, такой как канал 512) вблизи зоны реакции описанным образом, за счет чего исключается загрязнение других продуктов пиролиза в пласте продуктами окисления.

Канал 512 может быть выполнен с возможностью удаления продуктов 519 окисления из отверстия 512 в пласте 516. Таким образом, окислительный флюид 517 во внутреннем канале 513 может нагреваться за счет обмена тепла в части 540 покрывающего слоя с продуктами 519 окисления в канале 512. Продукты 519 окисления можно охлаждать за счет переноса тепла в окислительный флюид 517. Таким образом, окисление углеводородов внутри пласта 516 может быть более эффективным.

Окислительный флюид 517 может транспортироваться через зону 524 реакции или зону источника нагревания за счет диффузии газовой фазы и/или конвекции. Диффузия окислительного флюида 517 через зону 524 реакции может быть более эффективной при относительно более высоких температурах окисления. Диффузия окислительного флюида 517 может исключать образование местного перегрева и образование языков в пласте. Диффузия окислительного флюида 517 через пласт 516 обычно является процессом переноса масс. При отсутствии внешней силы скорость диффузии окислительного флюида 517 может зависеть от концентрации, давления и/или температуры окислительного флюида 517 внутри пласта 516. Скорость диффузии может также зависеть от коэффициента диффузии окислительного флюида 517 через пласт 516. Коэффициент диффузии можно определить посредством измерения или расчета на основе кинетической теории газов. Обычно случайное перемещение окислительного флюида 517 может переносить окислительный флюид 517 через пласт 516 из области высокой концентрации в область низкой концентрации.

Со временем зона 524 реакции может медленно расширяться до большего диаметра радиально от отверстия 514 по мере окисления углеводородов. Зона 524 реакции в некоторых вари антах выполнения может сохранять постоянную ширину. Например, зона 524 реакции может радиально расширяться со скоростью менее около 0,91 м в год для содержащего углеводороды пласта. Например, для содержащего уголь пласта зона 524 реакции может радиально расширяться со скоростью от около 0,5 м в год до около 1 м в год. Для содержащего нефтеносный сланец пласта зона 524 реакции может радиально расширяться со скоростью около 2 м в первый год и с меньшей скоростью в последующие годы из-за увеличения объема зоны 524 реакции при расширении зоны 524 реакции. Такая меньшая скорость может составлять от около 1 м в год до около 1,5 м в год. Зона 524 реакции может расширяться с меньшей скоростью в богатом углеводородами пласте (например, углем) и с большей скоростью в пластах с большим количеством неорганических материалов в нем (например, нефтеносного сланца), поскольку в богатых углеводородами пластах имеется в единице объема больше углеводородов для сгорания.

Скорость потока окислительного флюида 517 в отверстие 514 можно увеличивать по мере увеличения диаметра зоны 524 реакции для поддержания скорости окисления в единице объема на по существу постоянном уровне. Таким образом, в некоторых вариантах выполнения можно поддерживать температуру внутри зоны 524 реакции по существу постоянной. Температура внутри зоны 524 реакции может быть между от около 650°С до около 900°С, или например, около 760°С. Температуру можно поддерживать ниже температуры, создаваемой в результате получения оксидов азота (ΝΟχ).

Температура внутри зоны 524 окисления может изменяться в зависимости, например, от желаемой скорости нагревания выбранной части 526. Температуру внутри зоны 524 реакции можно увеличивать или уменьшать посредством увеличения или уменьшения, соответственно, скорости потока окислительного флюида 517 в отверстие 514. Температура канала 512, внутреннего канала 513 и/или металлургических материалов внутри отверстия 514 обычно не превышает максимальную рабочую температуру материала. Поддержание температуры ниже максимальной рабочей температуры материала может предотвращать чрезмерную деформацию и/или коррозию материала.

Увеличение диаметра зоны 524 реакции может обеспечивать относительно быстрое нагревание содержащего углеводороды пласта 516. По мере увеличения диаметра зоны 524 реакции также увеличивается количество тепла, создаваемого в единицу времени в зоне 524 реакции. Увеличение количества тепла, создаваемого в зоне 524 реакции за единицу времени, во многих случаях увеличивает скорость нагревания пласта 516 во времени, даже без увеличения температуры в зоне реакции или температуры у канала 513. Таким образом, увеличение нагревания можно обеспечивать со временем без установки дополнительных источников нагревания и без увеличения температуры вблизи стволов. В некоторых вариантах выполнения скорости нагревания можно увеличивать при одновременном снижении температуры (снижение температуры часто удлиняет срок службы используемого оборудования).

За счет использования углерода в пласте в качестве топлива, естественная распределенная камера сгорания может обеспечивать существенную экономию стоимости энергии. Таким образом, может быть обеспечен экономичный способ для нагревания пласта, которое иначе может быть экономически невыгодным для нагревания с помощью других способов. Кроме того, на расширенной площади пласта 516 можно размещать меньше нагревателей. Это может приводить к уменьшению стоимости оборудования, необходимого для нагревания пласта 516.

Тепло, создаваемое в зоне 524 реакции, может переноситься за счет теплопроводности в выбранный участок 526 пласта 516. Дополнительно к этому, генерированное тепло может переноситься из зоны реакции в выбранную часть в меньшей степени за счет конвекционного переноса тепла. Выбранная часть 526, называемая иногда зоной пиролиза, может находиться по существу смежно с зоной 524 реакции. Поскольку продукты окисления (и избыточный окислительный флюид, такой как воздух) обычно удаляются из зоны реакции, то зона пиролиза может получать тепло из зоны реакции без воздействия на нее продуктов окисления, которые имеются в зоне реакции. Продукты окисления и/или окислительные флюиды могут приводить к образованию нежелательных продуктов, если они присутствуют в зоне пиролиза. Например, в некоторых вариантах выполнения желательно проводить пиролиз в восстанавливающей среде. Таким образом, часто полезно обеспечивать перенос тепла из зоны реакции в зону пиролиза при одновременном исключении или предотвращении прихода продуктов окисления и/или окислительного флюида из зоны реакции в зону пиролиза.

Пиролиз углеводородов или другие управляемые с помощью тепла процессы могут происходить в нагреваемой выбранной части 526. Выбранная часть 526 может иметь температуру для пиролиза между около 270 и 400°С. Температура выбранной части 526 может быть увеличена посредством переноса тепла из зоны 524 реакции. Скорость увеличения температуры можно выбирать как в любом указанном варианте выполнения. Температурой в пласте 516, выбранной части 526 и/или зоне 524 реакции можно управлять так, чтобы по существу исключить образование оксидов азота. Оксиды азота часто получаются при температуре свыше около 1200°С.

Температуру внутри отверстия 514 можно контролировать с помощью термопары, размещенной в отверстии 514. В качестве альтернативного решения, термопару можно разместить на канале 512 и/или на поверхности зоны 524 реакции и в соответствии с этим контролировать температуру. Температуру в пласте можно контролировать с помощью термопары, а входной мощностью или окислителем, вводимым в пласт, можно управлять на основе контролируемой температуры, так чтобы контролируемая температура поддерживалась в выбранном диапазоне. Выбранный диапазон может изменяться в зависимости, например, от желаемой скорости нагревания пласта 516. В одном варианте выполнения контролируемая температура поддерживается внутри выбранного диапазона посредством увеличения или уменьшения скорости потока окислительного флюида 517. Например, если температура внутри отверстия 514 находится ниже выбранного диапазона температур, то увеличивают скорость потока окислительного флюида для увеличения сгорания и тем самым повышения температуры внутри отверстия 514.

В некоторых вариантах выполнения одна или более естественных распределенных камер сгорания могут быть расположены вдоль простирания и/или горизонтально. Это приводит к уменьшению разницы давления вдоль нагреваемой длины скважины. Отсутствие разницы давлений может облегчить и сделать более равномерным управление температурой, создаваемой по длине нагревателя.

В некоторых вариантах выполнения можно контролировать наличие воздуха или кислорода (О2) в продуктах 519 окисления. В качестве альтернативного решения, можно контролировать количество азота, моноксида углерода, диоксида углерода, оксидов азота, оксидов серы и т.д. в продуктах 519 окисления. Контролирование состава и/или количества продуктов 519 окисления может быть полезным для теплового равновесия, для процессов диагностики, процессов управления и т. д.

На фиг. 11 показан вариант выполнения части покрывающего слоя с естественной распределенной камерой сгорания, описанной применительно к фиг. 10. В покрывающем слое 540 пласта 516 может быть расположена обсадная труба 541. Обсадная труба 541 может быть по существу окружена материалом (например, изолирующим материалом, таким как цемент), который по существу исключает нагревание покрывающего слоя 540. Обсадная труба 541 может быть выполнена из металлического материала, такого как, но не ограничиваясь этим, углеродистая сталь или нержавеющая сталь 304.

Обсадная труба покрывающего слоя может быть расположена в усиливающем материале 544 в покрывающем слое 540. Усиливающий материал 544 может быть, например, цементом, песком, бетоном и т.д. Уплотнительный материал 542 может быть расположен между обсадной трубой 541 покрывающего слоя и отверстием 514 в пласте.

Уплотнительный материал 542 может быть любым по существу не пористым материалом (например, цементом, бетоном, жидким цементным раствором и т.д.). Уплотнительный материал 542 может исключать прохождение флюида наружу из канала 512 и между отверстием 514 и поверхностью 550. Внутренний канал 513 может подавать флюид в отверстие 514 в пласте 516. Через канал 512 можно удалять продукты сгорания (или избыточный окислительный флюид) из отверстия 514 в пласте 516. Диаметр канала 512 определяется количеством продуктов сгорания, образующихся при окислении в естественной распределенной камере сгорания. Например, большой диаметр может быть необходим для большого количества продуктов сгорания, получаемых в естественной распределенной камере сгорания.

В альтернативном варианте выполнения, по меньшей мере, часть пласта можно нагревать до температуры, при которой, по меньшей мере, часть содержащего углеводороды пласта можно превращать в кокс и/или полукокс. Кокс и/или полукокс могут образовываться при температуре свыше около 400°С и при высокой скорости нагревания (например, свыше около 10°С/сутки). В присутствии окислительного флюида кокс или полукокс окисляются. Тепло может образовываться в результате окисления кокса или полукокса, как в любом указанном варианте выполнения.

На фиг. 12 показан вариант выполнения нагревателя в виде естественной распределенной камеры сгорания. Изолированный проводник 562 соединен с каналом 532 и помещен в отверстие 514 в пласте 516. Изолированный проводник 562 может быть расположен внутри канала 532 (что обеспечивает возможность извлечения изолированного проводника 562) или, в качестве альтернативного решения, соединен с наружной поверхностью канала 532. Такой изолирующий материал может включать, например, минералы, керамику и т.д. Канал 532 может иметь критические проходы 515 для потока, расположенные вдоль длины канала внутри отверстия 514. Критические проходы 515 для потока могут быть выполнены указанным выше образом. Электрический ток можно подавать в изолированный проводник 562 для генерирования излучаемого в отверстие 514 тепла. Проводник 512 может быть выполнен для обеспечения возврата тока. Изолированный проводник 562 может быть выполнен с возможностью нагревания части 518 пласта до температуры, достаточной для поддержания окисления углеводородов. Часть 518, зона 524 реакции и выбранный участок 526 могут иметь указанные харак теристики. Такая температура может включать указанные выше температуры.

Источник 508 окислительного флюида может подавать окислительный флюид в канал

532. Окислительный флюид может подаваться в отверстие 514 через критические проходы 515 для потока в канале 532. Окислительный флюид может окислять, по меньшей мере, часть содержащего углеводороды пласта в зоне 524 реакции. Зона 524 реакции может иметь указанные выше характеристики. Генерированное в зоне 524 реакции тепло может переносится в выбранный участок 526 посредством, например, конвекции, излучения или проводимости. Продукты окисления можно удалять через отдельный канал, расположенный в отверстии 514, или через отверстие 543 в обсадной трубе 541 покрывающего слоя. Отдельный канал может быть выполнен указанным выше образом. Уплотнительный материал 542 и усиливающий материал 544 могут быть выполнены указанным выше образом.

На фиг. 13 показан вариант выполнения нагревателя в виде естественной распределенной камеры сгорания с дополнительным топливным каналом. Топливный канал 537 может быть расположен в отверстии 514. Он может быть расположен, по существу, смежно с каналом 533 в некоторых вариантах выполнения. Топливный канал 536 может иметь критические проходы 535 для потока по своей длине внутри отверстия 514. Канал 533 может иметь критические проходы 515 для потока по своей длине внутри отверстия 514. Критические проходы 515 для потока могут быть выполнены указанным выше образом. Критические проходы 535 для потока и критические проходы 515 для потока могут быть расположены на топливном канале 536 и на канале 533, соответственно, так, чтобы поток топлива, подаваемый через топливный канал 536, и окислительный флюид, подаваемый через канал 533, не могли существенно нагревать топливный канал 536 и/или канал 533 после реакции. Например, топливный флюид и окислительный флюид могут реагировать после контакта друг с другом, создавая тем самым тепло реакции. Тепло этой реакции может нагревать топливный канал 536 и/или канал 533 до температуры, достаточной для по существу начала расплавления металлических материалов в топливном канале 536 и/или канале

533, если реакция происходит вблизи топливного канала 536 и/или канала 533. Поэтому схема размещения критических проходов 535 для потока на топливном канале 536 и критических проходов 515 для потока на канале 533 может быть предусмотрена так, что топливный флюид и окислительный флюид не могут по существу реагировать вблизи каналов. Например, каналы 536 и 533 могут быть расположены в пространстве так, что проходы, которые проходят по спирали вокруг каналов, ориентированы в противоположных направлениях.

Реакция топливного флюида и окислительного флюида может создавать тепло. Топливный флюид может быть, например, природным газом, этаном, водородом или синтетическим газом, который генерируется внутрипластовым процессом в другой части пласта. Создаваемое тепло может нагревать часть 518 до температуры, достаточной для поддержания окисления углеводородов. После нагревания части 518 до температуры, достаточной для окисления углеводородов, можно уменьшить или отключить поток топливного флюида в отверстие 514. В качестве альтернативного решения, подачу топлива можно продолжать во время всего нагревания пласта, используя тем самым накопленное в углероде тепло для поддержания температуры в отверстии 514 выше температуры самовозгорания топлива.

Окислительный флюид может окислять, по меньшей мере, часть углеводородов в зоне 524 реакции. Созданное тепло переносится на выбранный участок 526, например, посредством излучения, конвекции и/или проводимости. Продукты окисления можно удалять через отдельный канал, расположенный в отверстии 514, или через отверстие 543 в обсадной трубе 541 покрывающего слоя.

На фиг. 14 показан вариант выполнения системы, выполненной с возможностью нагревания содержащего углеводороды пласта.

Электрический нагреватель 510 может быть расположен внутри отверстия 514 в содержащем углеводороды пласте 516. Отверстие 514 может быть выполнено через покрывающий слой 540 в пласт 516. Отверстие 514 может иметь диаметр, по меньшей мере, около 5 см. Отверстие 514 может иметь, в качестве примера, диаметр около 13 см. Электрический нагреватель 510 может нагревать, по меньшей мере, часть 518 содержащего углеводороды пласта 516 до температуры, достаточной для поддержания окисления (например, около 260°С). Часть 518 может иметь ширину около 1 м. Окислительный флюид (например, жидкости или газ) может подаваться в отверстие через канал 512 или с помощью любого другого подходящего механизма передачи флюида. Канал 512 может иметь критические проходы 515 для потока, расположенные вдоль длины канала. Критические проходы 515 для потока могут быть выполнены указанным выше образом.

Например, канал 512 может быть трубкой или трубой, выполненной с возможностью подачи окислительного флюида в отверстие 514 из источника 508 окислительного флюида. Например, канал 512 может быть трубой из нержавеющей стали. Окислительный флюид может включать воздух или любой другой содержащий кислород флюид (например, перекись водорода, оксиды азота, озон). Можно использовать смеси окислительных флюидов. Смесь окислительных флюидов может включать, например, флюид, содержащий 50% кислорода и 50% азота. В некоторых вариантах выполнения окислительный флюид может также включать соединения, которые высвобождают кислород при нагревании, такие как перекись водорода. Окислительный флюид может окислять, по меньшей мере, часть углеводородов в пласте.

В некоторых вариантах выполнения теплообменник, расположенный вне пласта, может быть выполнен с возможностью нагревания окислительного флюида. Нагретый окислительный флюид может подаваться в отверстие (непосредственно или опосредованно) из теплообменника. Например, нагретый окислительный флюид может подаваться из теплообменника в отверстие через канал, расположенный в отверстии и соединенный с теплообменником. В некоторых вариантах выполнения канал может быть выполнен в виде трубы из нержавеющей стали. Нагретый окислительный флюид может нагревать или, по меньшей мере, способствовать нагреванию, по меньшей мере, части пласта до температуры, достаточной для поддержания окисления углеводородов. После достижения в нагреваемой части этой температуры, нагревание окислительного флюида в теплообменнике может быть уменьшено или отключено.

На фиг. 15 показан другой вариант выполнения системы для нагревания содержащего углеводороды пласта. Теплообменник 520 может быть расположен вне отверстия 514 в содержащем углеводороды пласте 516. Отверстие 514 может быть выполнено через покрывающий слой 540 в пласт 516. Теплообменник 520 может обеспечивать тепло от другого процесса на поверхности или же может содержать нагреватель (например, электрический нагреватель или нагреватель сгорания). Источник 508 окислительного флюида может подавать окислительный флюид в теплообменник 520. Теплообменник 520 может нагревать окислительный флюид (например, до температуры около 200°С или температуры, достаточной для поддержания окисления углеводородов). Нагретый окислительный флюид может подаваться в отверстие

514 через канал 512. Канал 512 может иметь критические проходы 515 для потока, расположенные по длине канала. Критические проходы

515 для потока могут быть выполнены указанным выше образом. Нагретый окислительный флюид может нагревать или по меньшей мере способствовать нагреванию по меньшей мере части 518 пласта до температуры, достаточной для поддержания окисления углеводородов. Окислительный флюид может окислять, по меньшей мере, часть углеводородов в пласте.

В другом варианте выполнения топливный флюид можно окислять в нагревателе, расположенном вне содержащего углеводороды пласта.

Топливный флюид можно окислять в нагревателе с окислительным флюидом. Например, нагреватель может быть нагревателем с факельным зажиганием. Топливный флюид может включать любой флюид, способный реагировать с кислородом. Топливные флюиды могут быть, но не ограничиваясь этим, метаном, этаном, пропаном, другими углеводородами, водородом, синтетическим газом или их смесями. Окисленный отопительный флюид может подаваться в отверстие из нагревателя через канал, а продукты окисления и не вступившее в реакцию топливо можно возвращать на поверхность через другой канал в покрывающем слое. Каналы могут быть соединены внутри покрывающего слоя. В некоторых вариантах выполнения каналы могут быть расположены концентрично. Флюид окисленного топлива может нагревать или, по меньшей мере, способствовать нагреванию, по меньшей мере, части пласта до температуры, достаточной для поддержания окисления углеводородов. После достижения этой температуры флюид окисленного топлива можно заменить окислительным флюидом. Окислительный флюид может окислять, по меньшей мере, часть углеводородов в зоне реакции внутри пласта.

Электрический нагреватель может быть выполнен с возможностью нагревания части содержащего углеводороды пласта до температуры, достаточной для поддержания окисления углеводородов. Нагреваемая часть может быть вблизи или по существу смежной к отверстию в пласте. Часть может также проходить радиально по ширине на расстояние менее примерно 1 м от отверстия. Однако ширина части может изменяться в зависимости, например, от подаваемой в нагреватель мощности. Окислительный флюид можно подавать в отверстие для окисления углеводородов. Окисление углеводородов может выполняться с возможностью нагревания содержащего углеводороды пласта в процессе естественного распределенного сгорания. Электрический ток, подаваемый в электрический нагреватель, можно затем уменьшить или отключить. Таким образом, естественное распределенное сгорание можно выполнять во взаимодействии с электрическим нагревателем для обеспечения создания способа с уменьшенной стоимостью вводимой энергии для нагревания содержащего углеводороды пласта, по сравнению с использованием электрического нагревателя.

Изолированный проводник нагревателя может быть нагревательным элементом источника нагревания. В одном варианте выполнения изолированный проводник нагревателя является изолированным минералом кабелем или стержнем. Нагреватель с изолированным проводником может быть расположен в отверстии в содержащем углеводороды пласте. Нагреватель с изолированным проводником может быть рас положен в не обсаженном отверстии в содержащем углеводороды пласте. Расположение нагревателя в не обсаженном отверстии в содержащем углеводороды пласте может обеспечивать перенос тепла из нагревателя в пласт с помощью излучения, а также проводимости. Дополнительно к этому, использование не обсаженного отверстия может обеспечивать также извлечение при необходимости нагревателя из скважины и исключает стоимость обсадной трубы. В качестве альтернативного решения, нагреватель с изолированным проводником может быть расположен внутри обсадной трубы в пласте; может быть зацементирован внутри пласта или же может быть уплотнен внутри отверстия песком, гравием или другим наполнительным материалом. Нагреватель с изолированным проводником может опираться на опорный элемент, размещенный внутри отверстия. Опорный элемент может быть кабелем, стержнем или каналом (например, трубой). Опорный элемент может быть выполнен из металла, керамики, неорганического материала или их комбинаций. На части опорного элемента могут воздействовать флюиды пласта и он может нагреваться во время использования, так что опорный элемент должен быть химически и термически устойчивым.

Узлы, точечная сварка и/или другие типы соединений можно использовать для соединения нагревателя с изолированным проводником с опорным элементом в различным местах вдоль длины нагревателя с изолированным элементом. Опорный элемент может быть присоединен к устью скважины на верхней поверхности пласта. В альтернативном варианте выполнения нагревателя с изолированным проводником, нагреватель с изолированным проводником выполнен с обеспечением достаточной структурной прочности, так что опорный элемент не требуется. Нагреватель с изолированным проводником во многих случаях имеет некоторую гибкость для предотвращения повреждений за счет теплового расширения во время нагревания или охлаждения.

В некоторых вариантах выполнения, нагреватели с изолированным проводником могут быть расположены в стволах без опорных элементов и/или центраторов. Это можно осуществлять для нагревателей, если изолированный проводник имеет подходящую комбинацию из теплостойкости, длины, ширины (диаметра) и металлургической обработки для предотвращения выхода из строя изолированного проводника во время использования. В одном варианте выполнения, изолированные проводники, которые нагреваются до рабочей температуры около 700°С, по длине меньше около 150 м и имеют нихромовые проводники диаметром 3 мм, используются без опорных элементов для изолированных проводников.

На фиг. 16 показана в изометрической проекции концевая часть одного варианта выполнения нагревателя 562 с изолированным проводником. Нагреватель с изолированным проводником может иметь желаемую форму поперечного сечения, такую как, но не ограничиваясь этим, круглая (как показано на фиг. 16), треугольную, эллипсную, прямоугольную, шестиугольную, или неправильную форму. Нагреватель с изолированным проводником может включать проводник 575, электрическую изоляцию 576 и оболочку 577. Проводник 575 может создавать резистивное тепло при прохождении электрического тока через проводник. Для нагревания проводника 575 можно использовать переменный или постоянный ток. В одном варианте выполнения можно использовать переменный ток с частотой 60 Гц.

В некоторых вариантах выполнения электрическая изоляция 576 может исключать утечку тока и возникновение дугового разряда на оболочку 577. Электрическая изоляция 576 может также проводить тепло, создаваемое в проводнике 575 к оболочке 577. Оболочка 577 может излучать или проводить тепло в пласт. Нагреватель 562 с изолированным проводником может иметь длину 1000 м или более. В одном варианте выполнения нагревателя с изолированным проводником нагреватель 562 может иметь длину от около 15 м до около 950 м. Могут использоваться также более длинные и более короткие изолированные проводники для удовлетворения специальных требований применения. В вариантах выполнения нагревателей с изолированным проводником, коммерчески доступные нагреватели с изолированным проводником имеют длину от около 100 до 500 м (например, 230 м). В некоторых вариантах выполнения размеры оболочки и/или проводников изолированного проводника могут быть выполнены с возможностью обеспечения достаточной прочности для самоподдержки даже при верхней рабочей температуре. Такие изолированные кабели могут подвешиваться в устье скважины или на опорах, расположенных вблизи перехода между покрывающим слоем и содержащим углеводороды пластом без использования опорных элементов, проходящих в содержащий углеводороды пласт вместе с изолированными проводниками.

В одном варианте выполнения можно использовать ток высокой частоты для использования преимуществ поверхностных токов в определенных металлах. В некоторых вариантах выполнения можно использовать переменный ток с частотой 60 Гц в комбинации с проводниками, выполненными из металлов, имеющих ярко выраженный поверхностный эффект. Например, поверхностный эффект могут иметь ферромагнитные металлы, такие как сплавы железа и никеля. Поверхностный эффект вытесняет ток в зону, близкую к наружной поверхно сти проводника, за счет чего эффективно повышается сопротивление проводника. Более высокое сопротивление может быть желательным для уменьшения рабочего тока, минимизации омических потерь в поверхности кабеля, а также минимизации стоимости установок на поверхности земли.

Как показано на фиг. 17, нагреватель 562 с изолированным проводником в некоторых случаях может быть выполнен с возможностью работы с уровнем мощности до около 1650 Вт/м. Нагреватель 562 с изолированным проводником обычно работает при уровне мощности между около 500 Вт/м до около 1150 Вт/м при нагревании пласта. Нагреватель 562 с изолированным проводником может быть выполнен так, чтобы максимальное напряжение при обычной рабочей температуре не вызывало существенного термического и/или электрического пробоя электрической изоляции 576. Нагреватель 562 с изолированным проводником может быть выполнен так, чтобы оболочка 577 не превышала температуры, которая бы приводила к значительному уменьшению свойств устойчивости к коррозии материала оболочки.

В одном варианте выполнения нагревателя 562 с изолированным проводником, проводник 575 может быть выполнен с возможностью обеспечения температуры в диапазоне между около 650°С и около 870°С, а оболочка 577 может быть выполнена с возможностью нагревания в диапазоне от около 535°С до около 760°С. Изолированные проводники, имеющие другие рабочие диапазоны, могут быть изготовлены в соответствии со специфическими рабочими требованиями. В одном варианте выполнения нагревателя 562 с изолированным проводником, проводник 575 выполнен с возможностью работы при температуре около 760°С, оболочка выполнена с возможностью работы при температуре около 650°С, а нагреватель с изолированным проводником выполнен с возможностью рассеяния около 820 Вт/м.

Нагреватель 562 с изолированным проводником может иметь один или более проводников 575. Например, один нагреватель с изолированным проводником может иметь три проводника внутри электрической изоляции, окруженной оболочкой. На фиг. 16 показан нагреватель 562 с изолированным проводником, имеющий единственный проводник 575. Проводник может быть выполнен из металла. Материал, используемый для выполнения проводника, может быть, но не ограничиваясь этим, нихромом, никелем и многими сплавами, выполненными из меди и никеля с увеличивающейся концентрацией никеля от чистой меди до сплава 30, сплава 60, сплава 180 и монела. Сплавы из меди и никеля могут предпочтительно иметь лучшее электрическое сопротивление, чем по существу чистый никель или медь.

В одном варианте выполнения проводник можно выбирать так, чтобы он имел диаметр и сопротивление при рабочих температурах в соответствии с законом Ома, обеспечивающих его электрическую и механическую прочность при выбранном рассеянии мощности на 1 м, длине нагревателя и/или максимальном напряжении. В альтернативном варианте выполнения проводник можно выполнять с использованием уравнений Максвелла для использования нагревания посредством поверхностного эффекта в и/или на проводнике.

Проводник можно выполнять из различных материалов вдоль длины нагревателя с изолированным проводником. Например, первая часть проводника может быть выполнена из материала, который имеет значительно меньшее сопротивление, чем вторая часть проводника. Первая часть может быть расположена смежно со слоем пласта, который не должен нагреваться до такой высокой температуры, как второй слой пласта, который расположен смежно со второй частью. Сопротивление разных частей проводника можно регулировать за счет разных диаметров и/или изготовления разных частей проводника из разных материалов.

Диаметр проводника 575 обычно составляет от около 1,3 мм до около 10,2 мм. Можно использовать также большие или меньшие диаметры для получения проводников с желаемыми резистивными характеристиками. В одном варианте выполнения нагревателя с изолированным проводником, проводник выполнен из сплава 60 и имеет диаметр около 5,8 мм.

Как показано на фиг. 16, электрическая изоляция 576 нагревателя 562 с изолированным проводником может быть выполнена из различных материалов. Можно использовать давление для размещения порошка электрического изолятора между проводником 575 и оболочкой 577. Низкие характеристики текучести порошка и/или оболочки и проводника могут исключать выход порошка из оболочки. Обычно используемые порошки могут включать, но не ограничиваясь этим, МдО, А1₂О₃, диоксид циркония, ВеО, различные химические вариации шпинелей и их комбинации. МдО может обеспечивать хорошие свойства теплопроводности и электрической изоляции. Желаемые хорошие свойства электрической изоляции включают низкий ток утечки и высокую диэлектрическую прочность. Низкий ток утечки уменьшает вероятность теплового пробоя, а высокая диэлектрическая прочность уменьшает вероятность образования дуги через изолятор. Тепловой пробой может происходить, если ток утечки приводит к нарастанию температуры изолятора, что приводит также к образованию дуги через изолятор. Количество примесей 578 в порошке электрического изолятора можно выбирать для обеспечения требуемой электрической прочности изолятора и низкого уровня тока утечки.

Добавленными примесями могут быть, но не ограничиваясь этим, СаО, Ее₂О₃, А1₂О₃ и оксиды других металлов. Малая пористость электрической изоляции имеет тенденцию к уменьшению тока утечки и увеличению электрической прочности диэлектрика. Малую пористость можно обеспечить уплотнением порошка МдО во время изготовления или за счет заполнения пространства пор в порошке МдО другим гранулированным материалом, например, А12О3.

Примеси 578, добавляемые в порошок электрического изолятора, могут иметь размер частиц, который меньше размера частиц порошкового электрического изолятора. Мелкие частицы могут занимать пространство пор между большими частицами электрического изолятора, так что уменьшается пористость электрического изолятора. Примерами порошковых электрических изоляторов, которые можно использовать для выполнения электрической изоляции 576, являются смесь X, изготовляемая фирмой Иайо ЬаЬога1опе8 Со грога! ίο η (1ба1ю Еа1к, Иайо), или 81апбагб МдО, используемый фирмой Руго1епах СаЬ1е Сотрапу (ТгегИоп, ОгИапо) для применения при высоких температурах. Дополнительно к этому, можно использовать другие порошковые электрические изоляторы.

Оболочка 577 нагревателя 562 с изолированным проводником может быть наружным металлическим слоем. Оболочка 577 может находиться в контакте с флюидами пласта. Оболочка 577 должна быть изготовлена из материала, имеющего высокую стойкость к коррозии при повышенных температурах. Сплавы, которые можно использовать в желаемом диапазоне рабочих температур оболочки, включают, но не ограничиваясь этим, нержавеющую сталь 304, нержавеющую сталь 310, Инколой 800 и Инконел 600. Толщина оболочки может обычно изменяться между 1 и 2 мм. Например, оболочка 577 из нержавеющей стали 310 толщиной 1,3 мм обеспечивает хорошую химическую стойкость к сернистой коррозии в нагреваемой зоне пласта в течение более 3 лет. Большая или меньшая толщина оболочки могут использоваться для выполнения специальных требований применения.

Нагреватель с изолированным проводником можно после изготовления испытывать. Нагреватель с изолированным проводником должен выдерживать напряжение, в 2 - 3 раза превышающее рабочее напряжение, при выбранной рабочей температуре. Кроме того, выбранные образцы изготовленных нагревателей должны выдерживать напряжение переменного тока 1000 В при температуре 760°С в течение одного месяца.

Как показано на фиг. 17а, короткий гибкий переходной проводник 571 может быть соединен с входным проводником 572 с использованием соединения 569, выполняемого во время полевой установки нагревателя. Переходной проводник 571 может быть, например, гибким, имеющим небольшое сопротивление многожильным медным проводом, который окружен резиновой или полимерной изоляцией. Переходной проводник 571 может иметь обычно длину между около 1,5 м и около 2 м, хотя в частных случаях могут использоваться более длинные или короткие переходные проводники. В качестве переходного проводника 571 можно использовать теплостойкий провод. Переходной проводник 571 может быть также соединен с короткой длиной нагревателя с изолированным проводником, который имеет меньшее сопротивление, чем первая часть нагревателя с изолированным проводником. Имеющая меньшее сопротивление часть нагревателя с изолированным проводником может называться холодным штифтом 568.

Холодный штифт 568 может быть выполнен с возможностью рассеяния от около одной десятой до около одной пятой мощности на единицу длины по сравнению с рассеиваемой мощностью на единицу длины первой части нагревателя. Холодные штифты могут обычно иметь длину между около 1,5 м и около 15 м, хотя могут использоваться более короткие или длинные штифты для специальных применений. В одном варианте выполнения проводник участка холодного штифта может быть медным проводом диаметром около 6,9 мм и длиной 9,1 м. Электрическая изоляция того же типа, что и используемая в первой части нагревателя. Оболочка холодного штифта может быть изготовлена из Инконел 600. В зоне холодного штифта могут возникать трещины вследствие коррозии под воздействием хлоридов, так что в качестве оболочки необходимо использовать стойкий к коррозии под воздействием хлоридов металл, такой как Инконел 600.

Как показано на фиг. 17а, можно использовать небольшую, наполненную эпоксидной смолой коробку 573 для образования соединения между переходным проводником 571 и холодным штифтом 568. Холодный штифт 568 может быть соединен с первыми частями нагревателей 562 с изолированным проводником с помощью сростков 567. Длина холодного штифта 568 должна быть достаточной для существенного уменьшения температуры нагревателя 562 с изолированным проводником. Нагревательная часть нагревателя 562 с изолированным проводником может работать при температурах от около 530°С до около 760°С, температура сростка 567 может быть от около 260°С до около 370°С, а температура соединения входного кабеля с холодным штифтом может быть от около 40°С до около 90°С. Дополнительно к холодному штифту на верхнем конце нагревателя с изолированным проводником, холодный штифт может быть также расположен на нижнем конце нагревателя с изолированным проводником. Холодный штифт на нижнем конце нагревателя может во многих случаях облегчать выполнение нижнего окончания.

Материал сростка должен выдерживать температуру, равную половине рабочей температуры выбранной зоны. Плотность электрической изоляции в сростке должна во многих случаях быть достаточно большой для выдерживания требуемой температуры и рабочего напряжения.

Сросток 567 должен выдерживать напряжение переменного тока 1000 В при температуре 480°С. Материал сростка может быть высокотемпературным сростком, изготавливаемым фирмами Иайо ЬаЬога1опе8 Согрогайоп или Руго!епах СаЬ1е Сотрапу. Сросток может быть внутренним или наружным. Внутренний сросток обычно изготавливается без сварки с оболочкой нагревателя с изолированным проводником. Отсутствие мест сварки с оболочкой предотвращает возможность возникновения ослабленных мест (механически и/или электрически) на нагревателе с изолированным проводником. Наружный сросток выполняется посредством сварки для соединения оболочек двух нагревателей с изолированным проводником друг с другом. Наружный сросток необходимо испытывать на утечку перед вводом нагревателя с изолированным проводником в пласт. Для выполнения наружного сростка можно использовать лазерную сварку или дуговую сварку вольфрамовым электродом в среде инертного газа. Вокруг наружного сростка может быть размещен дополнительный узел уменьшения нагрузки для увеличения стойкости сростка к изгибу и для защиты наружного сростка от частичного или полного разделения.

Узел изолированного проводника может включать нагревательные участки, холодные штифты, сростки и концевые коробки и гибкие переходные проводники. Узел изолированного проводника необходимо проверять и электрически испытывать перед установкой узла в отверстие в пласте. Узел необходимо проверить на правильность выполнения сварки и на отсутствие отверстий в оболочке на всей длине нагревателя (включая нагревательную часть, холодные штифты, сростки и концевые коробки). Иногда необходимо проводить периодический контроль с помощью рентгеновских лучей приобретаемых изделий. Перед электрическими испытаниями весь кабель можно помещать в воду. Электрические испытания узла должны показывать сопротивление более 2000 МОм при напряжении переменного тока 500 В при комнатной температуре после погружения в воду. Кроме того, узел необходимо подключить к напряжению переменного тока 1000 В и ток утечки при комнатной температуре должен быть меньше около 10 мкА. При испытании при температуре 760°С ток утечки должен быть меньше около 0,4 мА.

Имеется несколько фирм, изготавливающих нагреватели с изолированным проводником. В число этих фирм входят, но не ограничиваясь этим, ΜΙ СаЫе Тесйпо1од1е8 (Са1дагу, А1Ьейа), Шайо ЬаЬогаШпек Согрогайоп (Шайо Еа11§, Шайо). Руго!епах СаЬ1е Сотрапу (Шайо Еа11§, Шайо) и ^аНоте (81. Ьошк, МО). Например, нагреватель с изолированным проводником можно заказать у фирмы Шайо ЬаЬогаШпек как кабель модели 355-А90-310-Н 307750730’ с оболочкой Инконел 600 для холодных штифтов в трехфазной конфигурации с соединенными внизу проводниками. Необходимые требования к нагревателю включают также кабель для напряжения переменного тока 1000 В, температуры 1400°Ф (600°С) дополнительно к указанным требованиям предпочтительного режима работы. Обозначение 355 означает кабель ΘΌ (0,355 дюйма), А90 означает материал проводника, 310 означает сплав оболочки в нагреваемой зоне (88 310), Н обозначает смесь МдО, 30’/750’/30’ обозначает 230 м нагреваемой зоны с холодными штифтами сверху и снизу, имеющими длину 9 м. Аналогичный нагреватель с тем же количеством частей и той же спецификацией с использованием высокотемпературного кабеля с МдО стандартной чистоты можно заказать у фирмы Руго!епах СаЬ1е Сотрапу.

Один или более нагревателей с изолированным проводником могут быть расположены внутри отверстия в пласте для образования источника нагревания или источников нагревания. Через каждый нагреватель с изолированным проводником в отверстии можно пропускать электрический ток для нагревания пласта. В качестве альтернативного решения, электрический ток можно пропускать через отдельные нагреватели в отверстии. Неиспользуемые проводники могут быть резервными нагревателями. Нагреватели с изолированным проводником могут быть соединены с источником энергии любым подходящим способом. Каждый конец нагревателя с изолированным проводником может быть соединен с входным кабелем, который проходит через устье скважины. Такая конфигурация обычно имеет изгиб на 180° (типа заколки для волос) или же поворот, расположенный вблизи дна источника нагревания. Нагреватель с изолированным проводником, который включает изгиб на 180° или поворот не требует нижнего окончания, однако, изгиб на 180° или поворот могут означать электрическое и/или механическое ослабление нагревателя. Нагреватели с изолированным проводником могут быть электрически соединены друг с другом последовательно, параллельно или последовательнопараллельно. В некоторых вариантах выполнения источников с изолированным проводником, электрический ток может проходить через проводник нагревателя и возвращаться через оболочку нагревателя за счет соединения провод ника 575 с оболочкой 577 в нижней части источника нагревания.

В варианте выполнения источника нагревания, показанном на фиг. 17, нагреватели 562 с изолированным проводником электрически соединены с источником питания по трехфазной схеме типа звезда. Источник питания может подавать переменный ток частотой 60 Гц в электрические проводники. Для нагревателей с изолированным проводником может не требоваться нижнего соединения. В качестве альтернативного решения, все три проводника трехфазной схемы могут соединяться друг с другом вблизи дна источника нагревания в отверстии. Соединение может быть выполнено непосредственно на концах нагревательной части нагревателей с изолированным проводником или на концах холодных штифтов, соединенных с нагревательными частями, на дне нагревателей с изолированным проводником. Нижние соединения могут выполняться с помощью наполненных изолятором и герметично закрытых коробок или с помощью наполненных эпоксидной смолой коробок. Изолятор может иметь тот же состав, что и изолятор, используемый в качестве электрической изоляции.

Три нагревателя с изолированным проводником, показанные на фиг. 17, могут быть соединены с опорным элементом 564 с использованием центраторов 566. В качестве альтернативного решения, три нагревателя с изолированным проводником могут быть соединены непосредственно с опорной трубой с помощью металлических лент. Центраторы 566 могут быть выполнены с возможностью удерживания нагревателей 562 с изолированным проводником на опорном элементе 564. Центраторы 566 могут быть выполнены, например, из металла, керамики или их комбинации. Металл может быть нержавеющей сталью или любым другим металлом, способным выдерживать коррозию и горячее окружение. В некоторых вариантах выполнения центраторы 566 могут быть простыми изогнутыми металлическими лентами, приваренными к опорному элементу с интервалами менее около 6 м. Керамика, используемая для центратора 566, может быть, но не ограничиваясь этим, А1₂О₃, МдО или другим изолятором. Центраторы 566 могут быть выполнены с возможностью удерживания нагревателей 562 с изолированным проводником на опорном элементе 564, так чтобы по существу исключалось перемещение нагревателей с изолированным проводником при рабочих температурах нагревателей с изолированным проводником. Нагреватели 562 с изолированным проводником могут быть также несколько упругими для выдерживания удлинения опорного элемента 564 во время нагревания. Центраторы 566 могут быть выполнены также в соответствии с любым указанным вариантом выполнения.

Опорный элемент 564, нагреватель 562 с изолированным проводником и центраторы 566 могут быть расположены в отверстии 514 в содержащем углеводороды пласте 516. Нагреватели 562 с изолированным проводником могут быть соединены с нижним соединением 570 проводников с использованием выполненного в виде холодного штифта переходного проводника 568. Нижнее соединение 570 проводников может электрически соединять нагреватели 562 с изолированным проводником друг с другом.

Нижнее соединение 570 проводников может включать электрически проводящие материалы, которые не плавятся при температурах в отверстии 514. Переходной проводник 568, выполненный в виде холодного штифта, может быть нагревателем с изолированным проводником, имеющим меньшее электрическое сопротивление, чем нагреватель 562 с изолированным проводником. Как показано на фиг. 17а, холодный штифт 568 может быть соединен с переходным проводником 571 и нагревателем 562 с изолированным проводником. Выполненный в виде холодного штифта переходной проводник 568 может обеспечивать температурный переход между переходным проводником 571 и нагревателем 562 с изолированным проводником.

Входной проводник 572 может быть соединен с устьем 590 скважины для подачи электрического питания в нагреватель 562 с изолированным проводником. Устье 590 может быть выполнено как показано на фиг. 18 и описано в любом варианте выполнения. Входной проводник 572 может быть проводником с относительно низким электрическим сопротивлением, так что при прохождении электрического тока через входной проводник 572 создается относительно мало тепла или, по существу, не создается тепло. Например, входной проводник может включать, но не ограничиваясь этим, изолированный многожильный медный провод, однако, входной проводник может быть также изолированным с помощью минералов проводником с медной средней частью. Входной проводник 572 может быть соединен с устьем 590 скважины на поверхности 550 через герметизирующий фланец, расположенный между покрывающим слоем 540 и поверхностью 550. Герметизирующий фланец 590с может быть выполнен как показано на фиг. 18 и описано в любом варианте выполнения. Герметизирующий фланец по существу исключает выход флюида из отверстия 514 к поверхности 550.

Уплотнительный материал 542 (смотри фиг. 17) может быть, не обязательно, расположен между обсадной трубой 541 покрывающего слоя и отверстием 514. Обсадная труба 541 покрывающего слоя может включать любые материалы, которые по существу содержат цемент 544. В одном варианте выполнения источника нагревания обсадная труба покрывающего слоя является трубой из углеродистой стали марки 40 с диаметром 7,6 см (3 дюйма). Уплотнительный материал 542 должен предотвращать проникновение флюидов из отверстия 514 к поверхности 550. Обсадная труба 541 покрывающего слоя может быть расположена в цементе 544 в покрывающем слое 540 пласта 516. Цемент 544 может включать, например, портлэндский цемент класса С или класса Н, смешанный с тонким порошком диоксида кремния для повышения высокотемпературных характеристик, шлак или мелкий порошок диоксида кремния и/или их смеси (например, около 1:58 г на кубический сантиметр шлака/мелкого порошка диоксида кремния). В выбранных вариантах выполнения источников нагревания, цемент 544 простирается радиально на ширину от около 5 см до около 25 см. В некоторых вариантах выполнения цемент 544 может простираться радиально на ширину от около 10 см до около 15 см. В некоторых других вариантах выполнения цемент 544 может быть выполнен с возможностью воспрещения переноса тепла от проводника 564 в пласт 516 внутри покрывающего слоя 540.

В некоторых вариантах выполнения могут быть предусмотрены один или более каналов для подачи дополнительных компонентов (например, азота, диоксида углерода, восстанавливающих реагентов, таких как содержащий водород газ и т.д.), в отверстия пласта, для выпуска флюидов и/или управления давлением. Давление в пласте обычно наиболее высоко вблизи источников нагревания, так что часто предпочтительно иметь оборудование для управления давлением вблизи источника нагревания. В некоторых вариантах выполнения, добавление восстанавливающего реагента вблизи источника нагревания помогает создавать более благоприятные условия для пиролиза (например, более высокое парциальное давление водорода). Поскольку проницаемость и пористость обычно увеличиваются быстрее вблизи источника нагревания, то часто является оптимальным добавление восстанавливающего реагента вблизи источника нагревания, так что восстанавливающий реагент может более легко проникать в пласт.

Как показано на фиг. 17, может быть предусмотрен, например, канал 5000 для добавления газа из источника 5003 газа через клапан 5001 в отверстие 514 (в уплотнительном материале 542 предусмотрено отверстие 5004 для прохождения газа в отверстие 514). Канал 5000 и клапан 5002 можно также использовать в другое время для стравливания давления и/или управления давлением вблизи отверстия 514. Как показано на фиг. 19, может быть предусмотрен канал 5010 для добавления газа из источника 5013 газа через клапан 5011 в отверстие 514 (в цементе 544 предусмотрено отверстие для прохождения газа в отверстие 514). Канал 5010 и клапан 5012 также можно использовать в другое время для стравливания давления и/или управления давлением вблизи отверстия 514. Следует отметить, что любые указанные источники нагревания могут быть снабжены каналами для подачи дополнительных компонентов, выпуска флюидов и/или для управления давлением.

Опорный элемент 564 и входной проводник 572 могут быть соединены с устьем 590 скважины на поверхности 550 пласта 516. Поверхностный проводник 545 может быть покрыт цементом 544 и соединен с устьем 590 скважины. В некоторых вариантах выполнения поверхностный проводник 545 источника нагревания может иметь диаметр от около 10,16 см до около 30,48 см или же, например, диаметр около 22 см. В некоторых вариантах выполнения поверхностные обсадные трубы могут проходить на глубину от примерно 3 м до примерно 515 м в отверстие в пласте. В качестве альтернативного решения, поверхностная обсадная труба может проходить на глубину примерно 9 м в отверстие. В нагреватель 562 с изолированным проводником можно подавать электрический ток из источника питания для генерирования тепла вследствие электрического сопротивления проводника 575, как показано на фиг. 16. Например, в нагреватель 562 с изолированным проводником подают напряжение около 330 В и ток около 266 А для генерирования тепла около 1150 Вт/м в нагревателе 562 с изолированным проводником. Тепло, создаваемое тремя нагревателями 562 с изолированным проводником, может переноситься (например, посредством излучения) внутрь отверстия 514 для нагревания части пласта 516.

Подходящую конфигурацию нагревателя с изолированным проводником можно определить путем оптимизации стоимости материала нагревателя на основе длины нагревателя, мощности, необходимой на 1 м проводника, и желаемого рабочего напряжения. Дополнительно к этому, рабочий ток и напряжение можно выбирать для оптимизации стоимости подаваемой электрической энергии в соединении со стоимостью материала нагревателей с изолированным проводником. Например, при увеличении входной электрической энергии может также увеличиваться стоимость материала, необходимого для выдерживания более высокого напряжения. Нагреватели с изолированным проводником могут быть выполнены для создания излучаемой проводником энергии от примерно 650 Вт/м до примерно 1650 Вт/м. Нагреватель с изолированным проводником может работать при температуре внутри отверстия между примерно 530°С и примерно 760°С.

Тепло, излучаемое нагревателем с изолированным проводником, может нагревать, по меньшей мере, часть содержащего углеводороды пласта. В некоторых вариантах выполнения, тепло может передаваться в пласт по существу за счет излучения генерированного тепла в пласт. Некоторое количество тепла может переноситься посредством проводимости или конвекции тепла за счет присутствия газов в отверстии. Отверстие может быть не обсаженным отверстием. Не обсаженное отверстие приводит к исключению стоимости, связанной с тепловым цементированием нагревателя в пласте, стоимости, связанной с обсадной трубой и/или стоимости уплотнения нагревателя внутри отверстия. Дополнительно к этому, перенос тепла посредством излучения обычно является более эффективным, чем посредством проводимости, так что нагреватели могут работать с меньшими температурами внутри открытого ствола. Перенос тепла посредством проводимости можно усилить за счет добавления в отверстие газа с абсолютным давлением до около 27 бар. Газ может включать, но не ограничиваясь этим, диоксид углерода и/или гелий. Другим преимуществом является то, что узел нагревателя может свободно расширяться под действием тепла. Еще одним преимуществом является то, что можно заменять нагреватели.

Нагреватель с изолированным проводником, описанный в любом варианте выполнения, можно устанавливать в отверстие 514 с помощью любого известного из уровня техники способа. В одном варианте выполнения можно использовать больше одного намоточных узлов для одновременной установки как электрического нагревателя, так и опорного элемента. В патенте США № 4 572 299, выданном Уап Едтопб, содержание которого включается в данное описание, описано опускание электрического нагревателя в скважину. В качестве альтернативного решения, опорный элемент может быть установлен с использованием блока свернутых труб, включая любой известный из уровня техники блок. Нагреватели могут быть размотаны и соединены с опорой по мере введения опоры в скважину. Электрический нагреватель и опорный элемент можно сматывать со сматывающих узлов. К опорному элементу и нагревателю можно прикреплять распорки вдоль длины опорного элемента. Можно использовать дополнительные сматывающие узлы для дополнительных элементов электрического нагревателя.

В одном варианте выполнения опорный элемент можно устанавливать с использованием стандартных для нефтяного поля операций и сварки различных частей для опоры. Сварку можно выполнять с использованием круговой сварки. Например, первая часть опорного элемента может быть размещена в скважине. Вторую часть (например, по существу той же длины) можно соединять с первой частью в скважине. Вторую часть можно соединять посредством сварки второй части с первой частью. Круговое сварочное устройство может быть расположено у устья скважины для сварки второй части с первой частью. Этот процесс можно повторять с последующими частями, пока на будет создана опора желаемой длины внутри скважины.

На фиг. 18 показан поперечный разрез варианта выполнения устья скважины, соединенного, например, с обсадной трубой 541 покрывающего слоя. Фланец 590с может быть присоединен к устью 590 скважины, или же может быть его частью. Фланец 590с может быть выполнен, например, из углеродистой стали, нержавеющей стали или любого другого коммерчески доступного герметизирующего материала. Фланец 590с может иметь уплотнение в виде кольца 590£ круглого сечения, или любого другого механизма уплотнения. В устье 590 скважины могут быть введены термопары 590д через фланец 590с. Термопары 590д могут измерять температуру на или вблизи опорного элемента 564 внутри нагреваемой части скважины. Опорный элемент 564 может быть соединен с фланцем 590с. Опорный элемент 564 может быть выполнен с возможностью опоры одного или нескольких нагревателей с изолированным проводником, указанных выше. Опорный элемент 564 может быть герметизирован во фланце 590с с помощью сварки 590£. В качестве альтернативного решения, опорный элемент 564 может быть герметизирован с помощью любого известного из уровня техники способа.

Питающий проводник 590а может быть соединен с входным кабелем и/или нагревателем с изолированным проводником. Питающий проводник 590а может быть выполнен с возможностью подачи электрической энергии в нагреватель с изолированным проводником. Питающий проводник 590 может быть герметизирован в уплотнительном фланце 5906. Уплотнительный фланец 5906 может быть герметизирован с помощью компрессионных уплотнений или колец 590е круглого сечения. Питающий проводник 590 может быть соединен с опорным элементом 564 лентой 5901. Лента 5901 может включать жесткий и устойчивый к коррозии материал, такой как нержавеющая сталь. Устье 590 скважины может быть герметизировано сваркой 59011. так что по существу воспрещается выход флюидов из пласта через устье 590 скважины. Подъемные болты 590_) могут быть выполнены с возможностью поднимания устья 590 скважины и опорного элемента 564. Устье 590 скважины может также включать клапан управления давлением. Компрессионные фитинги 590к могут служить для герметизации питающего проводника 590а, а компрессионные фитинги 5901 могут служить для герметизации термопары 590д. Эти уплотнения препятствуют выходу флюидов из пласта. Клапан управления давлением может быть выполнен с возможностью управления давлением внутри отверстия, в котором может быть расположен опорный элемент 564.

В одном варианте выполнения может быть выполнена система управления для управления электрической энергией, подаваемой в нагреватель с изолированным проводником. Питанием, подаваемым в нагреватель с изолированным проводником, можно управлять с помощью любого устройства управления подходящего типа. Для переменного тока устройство управления может быть, например, трансформатором с отводами. В качестве альтернативного решения, устройство управления может быть контроллером зажигания электрического нагревателя с переходом через ноль с кремниевым управляемым тиристором. Управление зажиганием электрического нагревателя с переходом через ноль обеспечивается полной подачей напряжения в нагреватель с изолированным проводником во время заданного количества периодов, начиная с перехода, в котором мгновенное напряжение может быть равным нулю, и отключения, когда мгновенное напряжение снова переходит через ноль. Заданное количество периодов может быть заблокировано, что позволяет осуществлять управление выходным теплом нагревателя с изолированным проводником. Например, система управления может быть выполнена с блокированием пятнадцати и/или двадцати периодов из каждых 60 периодов, которые могут подаваться при стандартном электрическом питании переменного тока с частотой 60 Гц. Управление зажиганием с переходом через нуль можно предпочтительно использовать с материалами, имеющими низкий температурный коэффициент. Управление зажиганием с переходом через ноль может по существу исключать образование пиков тока в нагревателе с изолированным проводником.

На фиг. 19 показан нагреватель типа проводник в канале, выполненный с возможностью нагревания части содержащего углеводороды пласта. Проводник 580 может быть расположен в канале 582. Проводник 580 может быть стержнем или каналом из электрически проводящего материала. Проводник 580 может иметь часть 584 с низким сопротивлением как на вершине, так и внизу проводника 580 для генерирования меньшего тепла в этой части 584. Существенно меньшее сопротивление части 580 может обеспечиваться за счет большего поперечного сечения проводника 580 в этой части. Например, проводник 580 может быть стержнем из нержавеющей стали 304 или 310 с диаметром примерно 2,8 см. Диаметр и толщина стенки проводника 580 могут, однако, изменяться в зависимости, например, от желаемой скорости нагревания содержащего углеводороды пласта. Канал 582 может включать электрически проводящий материал. Например, канал 582 может быть трубой из нержавеющей стали 304 или 310 с диаметром примерно 7,6 см и толщиной примерно режима 40. Канал 582 может быть размещен в отверстии 514 в пласте 516. Отверстие 514 может иметь диаметр, по меньшей мере, примерно 5 см. Однако диаметр отверстия мо жет изменяться в зависимости, например, от желаемой скорости нагревания в пласте и/или диаметра канала 582. Например, диаметр отверстия может быть от около 10 см до около 13 см. Можно использовать также большие диаметры отверстия. Например, можно использовать отверстие большго диаметра, если внутри канала необходимо разместить более одного проводника.

Проводник 580 можно центрировать внутри канала 582 с помощью центратора 581. Центратор 581 может электрически изолировать проводник 580 от канала 582. Дополнительно к этому, центратор 581 может быть выполнен с возможностью размещения проводника 580 внутри канала 582. Центратор 581 может быть выполнен из керамического материала или из комбинации керамического и металлического материалов. Могут быть предусмотрены несколько центраторов 581 для по существу исключения деформации проводника 580 в канале 582 во время использования. Несколько центраторов 581 могут быть расположены на расстоянии друг от друга с интервалом от примерно 0,5 м до примерно 3 м вдоль проводника 580. Центраторы 581 могут быть выполнены из керамики, нержавеющей стали 304 или 310 или других типов металла. Центраторы 581 могут быть выполнены как показано на фиг. 22 и/или фиг. 23а и 23Ь.

Как показано на фиг. 20, скользящий соединитель 583 может быть соединен с одним концом проводника 580, расположенным вблизи самой низкой поверхности канала 582. Скользящий соединитель 583 допускает разное тепловое расширение проводника 580 и канала 582. Скользящее соединение 583 прикреплено к проводнику 580, расположенному у дна скважины у части 584 с низким сопротивлением, которая может иметь меньшую площадь поперечного сечения. Меньшее сопротивление части 584 обеспечивает работу скользящего соединения при температурах не более около 90°С. Таким образом, минимизируется коррозия компонентов скользящего соединения и тем самым минимизируется также переходное сопротивление между скользящим соединением 583 и каналом 582. Скользящее соединение может быть выполнено как показано на фиг. 20 и описано в любом из указанных вариантов выполнения. Часть 584 с существенно меньшим сопротивлением проводника 584 может соединять проводник 580 с устьем 690 скважины, как показано на фиг. 19. Устье 690 скважины может быть выполнено как показано на фиг. 21 и описано в любом из указанных вариантов выполнения. Электрический ток можно подавать в проводник 580 из кабеля 585 питания через часть 584 с меньшим сопротивлением. Электрический ток может проходить из проводника 580 через скользящее соединение 583 в канал 582. Канал 582 может быть изолирован от обсадной трубы

541 покрывающего слоя и от устья 690 скважины для возвращения электрического тока в питающий кабель 585. Генерированное тепло может излучаться внутри канала 582 и отверстия 514 для нагревания, по меньшей мере, части плата 516. Например, в проводник 580 и канал 582 можно подавать напряжение около 330 В и ток около 795 А для генерирования около 1150 Вт/м в нагреваемой части длиной 229 м (750 футов) проводника 580 и канала 582.

Канал 541 покрывающего слоя может быть расположен в покрывающем слое 540 пласта 516. Канал 541 покрывающего слоя в некоторых вариантах выполнения может быть окружен материалами, которые по существу исключают нагревание покрывающего слоя 540. Часть 584 с существенно меньшим сопротивлением проводника 580 может быть расположена в канале 541 покрывающего слоя. Часть 584 с существенно меньшим сопротивлением проводника 580 может быть выполнена, например, из углеродистой стали. Часть 584 с существенно меньшим сопротивлением может иметь диаметр между около 2 см до около 5 см, или, например, диаметр около 4 см. Часть 584 с существенно меньшим сопротивлением проводника 580 может быть центрирована внутри канала 541 покрывающего слоя с использованием центраторов 581. Центраторы 581 могут быть расположены на расстоянии друг от друга с интервалом от примерно 6 м до примерно 12 м, или, например, примерно 9 м вдоль части 584 с существенно меньшим сопротивлением проводника 580. Часть 584 с существенно меньшим сопротивлением проводника 580 может быть соединена с проводником 580 с использованием любого известного из уровня техники способа, такого как сварка. Часть 584 с существенно меньшим сопротивлением может быть выполнена для генерирования малого количества тепла и/или по существу нулевого тепла в канале 541 покрывающего слоя. Между обсадной трубой 541 покрывающего слоя и отверстием 541 может быть помещен уплотнительный материал 542. Уплотнительный материал может быть выполнен с возможностью по существу исключения прохождения флюида из отверстия 514 к поверхности 550 или для исключения прохождения несущих большую часть тепла флюидов из отверстия 514 к поверхности 550.

Канал покрывающего слоя может включать, например, канал из углеродистой стали, имеющий диаметр от около 7,6 см и толщину трубы около режима 40. Цемент 544 может включать, например, шлак или пудру диоксида кремния или их смеси (например, около 1,58 г на кубический сантиметр шлака/пудры диоксида кремния). Цемент 544 может проходить радиально на ширину от около 5 см до около 25 см. Цемент 544 может быть также выполнен с воспрещением прохождения тепла в пласт 516.

Поверхностный проводник 545 и обсадная труба 541 покрывающего слоя могут быть заключены в цемент 544 и соединены с устьем 690 скважины. Поверхностный проводник 545 может иметь диаметр от около 10 см до около 30 см и более, предпочтительно около 22 см. Электрически изолирующие уплотнительные фланцы могут быть выполнены для механического соединения имеющей существенно меньшее сопротивление части 584 проводника 580 с устьем 690 скважины и для электрического соединения имеющей существенно меньшее сопротивление части 584 с питающим кабелем 585. Электрически изолирующие уплотнительные фланцы могут быть выполнены для соединения входного проводника с устьем 690 скважины. Например, входной проводник 585 может включать медный кабель, провод или другой удлиненный элемент. Однако входной проводник 585 может включать любой материал, имеющий существенно меньшее сопротивление. Входной проводник может быть зажат с низом имеющего малое сопротивление проводником для образования электрического контакта.

В одном варианте выполнения тепло может генерироваться в или с помощью канала 582. Таким образом, от около 10% до около 30% или, например, 20% всего тепла, создаваемого нагревателем, может генерироваться в или с помощью канала 582. Как проводник 580, так и канал 582 могут быть выполнены из нержавеющей стали. Размеры проводника 580 и канала 582 можно выбирать так, чтобы проводник мог рассеивать тепло в диапазоне от примерно 650 до 1650 Вт/м. Температура в канале 582 может быть от примерно 480°С до примерно 815°С, а температура проводника 580 может быть примерно от 500 до 840°С. По существу равномерное нагревание содержащего углеводороды пласта может быть обеспечено на длине проводника 580 более около 300 м или более около 600 м. Однако длина проводника 580 может изменяться в зависимости, например, от типа содержащего углеводороды пласта, глубины отверстия в пласте и/или подлежащей обработке длины пласта.

Генерированное тепло должно нагревать, по меньшей мере, часть содержащего углеводороды пласта. Нагревание, по меньшей мере, части содержащего углеводороды пласта может осуществляться по существу посредством излучения генерированного тепла внутри отверстия в пласте и в меньшей степени за счет проводимости газа. Таким образом, можно исключить стоимость заполнения отверстия наполнительным материалом для обеспечения переноса тепла за счет проводимости между изолированным проводником и пластом. Дополнительно к этому, перенос тепла с помощью излучения обычно является более эффективным, чем с помощью проводимости, так что нагреватели могут работать обычно с более низкой температурой в от крытом стволе скважины. Еще одним преимуществом является то, что нагревательный узел может свободно выполнять тепловое расширение. Еще одно преимущество заключается в возможности замены нагревателя.

Нагреватель типа проводник в канале, описанный в любом из вариантов выполнения, можно устанавливать в отверстие 514. В одном варианте выполнения, нагреватель типа проводник в канале можно устанавливать в скважине по частям. Например, сначала в скважину может быть установлена первая часть нагревателя типа проводник в канале. Часть может иметь длину около 12 м. Вторую часть (например, по существу той же длины) можно соединять с первой частью в скважине. Вторая часть может быть соединена с первой частью с помощью сварки и/или с помощью резьбы, предусмотренной на первой и второй частях. Круговое сварочное устройство может быть расположено у устья скважины для сварки второй части с первой частью. Этот процесс можно последовательно повторять, пока в скважине не будет размещен нагреватель желаемой длины. В некоторых вариантах выполнения можно соединять друг с другом три части перед их размещением в скважине. Три части можно соединять с помощью сварки. Три части могут иметь длины около 12,2 м каждая. Полученную секцию длиной 37 м можно поднимать вертикально у устья скважины с помощью крана. Три части можно соединять с тремя находящимися в скважине частями указанным образом. Сварка трех частей перед их размещением в скважине может уменьшить количество утечек и/или дефектов сварки и уменьшить время, необходимое для установки нагревателя.

В альтернативном варианте выполнения нагреватель типа проводник в канале может быть намотан на намоточный узел. Намоточный узел может быть установлен на транспортное средство. Транспортное средство можно перемещать к месту скважины. Нагреватель типа проводник в канале можно сматывать с намоточного узла в скважину.

На фиг. 20 показан вариант выполнения скользящего соединителя. Скользящий соединитель 583 может включать скребок 593, который может упираться во внутреннюю поверхность канала 582 в точке 595. Скребок 593 может включать металл или электрически проводящий материал (например, сталь или нержавеющую сталь). К проводнику 580 может быть прикреплен центратор 591. В некоторых вариантах выполнения проводник 580 может иметь часть 584, имеющую существенно меньшее сопротивление, за счет увеличенной толщины, по существу вокруг расположения скользящего соединителя 583. Центратор 591 может включать любой электрически проводящий материал (например, металл или металлический сплав). Центратор 591 может быть соединен со скреб ком 593 через пружинную дугу 592. Пружинная дуга 592 может включать любой металл или электрически проводящий материал (например, сплав бериллия с медью). Центратор 591, пружинная дуга 592 и/или скребок 593 могут быть соединены с помощью любого известного из уровня техники способа сварки. Скользящий соединитель 583 может электрически соединять имеющую существенно меньшее сопротивление часть 584 проводника 580 с каналом 582 через центратор 591, пружинную дугу 592 и/или скребок 593. Во время нагревания проводника 580 он может расширяться с существенно большей скоростью, чем канал 582. Например, точка 594 на проводнике 580 может перемещаться относительно точки на канале 582 во время нагревания проводника 580. Скребок 593 может сохранять электрический контакт с каналом 582 посредством скольжения по поверхности канала 582. Можно использовать несколько скользящих соединителей для обеспечения избыточности и для уменьшения тока в каждом скребке. Дополнительно к этому, толщина канала 582 может быть увеличена на длине, по существу смежной с скользящим соединителем 583, для существенного уменьшения тепла, генерируемого в этой части канала 582. Длина канала 582 с увеличенной толщиной может быть, например, примерно 6 м.

На фиг. 21 показан другой вариант выполнения устья скважины. Устье 690 скважины может быть соединено с электрической соединительной коробкой 690а с помощью фланца 690п или с помощью любого другого подходящего механического устройства. Электрическая соединительная коробка 690а может быть выполнена с возможностью управления мощностью (током и напряжением), подаваемым в электрический нагреватель. Электрический нагреватель может быть нагревателем типа проводник в канале, описанным выше. Фланец 690п может включать, например, нержавеющую сталь или любой другой подходящий уплотнительный материал. Проводник 690Ь может быть расположен во фланце 690п и электрически соединять обсадную трубу 541 покрывающего слоя с электрической соединительной коробкой 690а. Проводник 690а может включать любой металл или электрически проводящий материал (например, медь). Компрессионный уплотнитель 690с может герметизировать проводник 690Ь на внутренней поверхности электрической соединительной коробки 690а.

Фланец 690п может быть герметизирован с помощью металлического кольца 6906 круглого сечения. Канал 690Г. который может быть, например, трубой, может соединять фланец 690п с фланцем 690т. Фланец 690т может быть соединен с обсадной трубой 541 покрывающего слоя. Фланец 690т может быть герметизирован с помощью кольца 690д (металлического или стального) круглого сечения. Имеющая сущест венно меньшее сопротивление часть 584 проводника (например, проводника 580) может быть соединена с электрической соединительной коробкой 690а. Имеющая существенно меньшее сопротивление часть 584 может проходить через фланец 690п и может быть герметизирована с помощью узла 690р с кольцом круглого сечения. Узлы 690р выполнены с возможностью изолирования имеющей существенно меньшее сопротивление части проводника 580 от фланца 690п и фланца 690т. Узел 690с с кольцом круглого сечения может быть выполнен с возможностью электрической изоляции проводника 690Ь от фланца 690т и соединительной коробки 690а. Центратор 581 может быть соединен с имеющей меньшее сопротивление частью 584. Электрически изолирующий центратор 581 может иметь характеристики, указанные в любом варианте выполнения. Термопары 6901 могут быть соединены с фланцем 690с.| термопар проводниками 69011 и проводом 690). Термопары 6901 могут быть заключены в электрически изолированную оболочку (например, металлическую оболочку). Термопары 6901 могут быть герметизированы во фланце 690с| термопар с помощью компрессорных уплотнений 690к. Термопары 6901 можно использовать для контролирования температуры в нагреваемой части ствола скважины.

На фиг. 22 показан в изометрической проекции вариант выполнения центратора, например, в канале 582. Электрический изолятор 581а может быть расположен на проводнике 580. Изолятор 581а может быть выполнен, например, из оксида алюминия или другого электрически изолирующего материала, который можно использовать при высоких температурах. Изолятор 581а может удерживаться на проводнике 580 с помощью диска 8516. Диск 8516 может быть приварен к проводнику 580. С помощью диска 581Ь с изолятором 581а может соединяться пружинная дуга 581с. Пружинная дуга 581с и диск 581Ь могут быть выполнены из металлов, таких как нержавеющая сталь 310, и других теплопроводных материалов, которые можно использовать при высоких температурах. Центратор 581 может быть установлен как единый цилиндрический элемент, расположенный на проводнике 580. Центратор 581 может быть установлен в виде двух полуцилиндрических элементов, расположенных на проводнике 580. Два полуцилиндрических элемента могут быть соединены с проводником 580 с помощью ленты 581е. Лента 581е может быть выполнена из любого материала, пригодного для использования при высоких температурах (например, из стали).

На фиг. 23а показан в поперечном разрезе вариант выполнения центратора 581е, расположенного на проводнике 580. На фиг. 23Ь показан вариант выполнения по фиг. 23а в изометрической проекции. Центратор 581е может быть выполнен из любого электрически изолирующе го материала, который может выдерживать высокие напряжения при высокой температуре. Примерами таких материалов может быть оксид алюминия и/или Макор. Диски 5816 могут удерживать центратор 581е относительно проводника 580. Диски 5816 могут быть приварены прихваточным швом к проводнику 580. Центратор 581е по существу изолирует электрически проводник 580 от канала 582.

В одном варианте выполнения, в канале может быть повышено давление с помощью флюида для уравновешивания давления в канале с давлением в отверстии. Таким образом, можно по существу исключить деформацию канала. Для повышения давления в канале можно использовать теплопроводный флюид. Теплопроводный флюид может увеличивать перенос тепла внутри канала. Теплопроводный флюид может включать газ, такой как гелий, азот, воздух или их смеси. Повышающий давление флюид может быть также выполнен так, чтобы предотвращать возникновение дугового разряда между проводником и каналом. Если для повышения давления в канале используется воздух и/или воздушные смеси, то воздух и/или воздушные смеси могут реагировать с материалом проводника и канала с образованием оксида на поверхности проводника и канала, так что проводник и канал становятся, по меньшей мере, несколько более стойкими к коррозии.

Излучательную способность проводника и/или канала можно увеличить. Например, поверхность проводника и/или канала может быть выполнена шершавой для увеличения излучательной способности. Чернение поверхности проводника и/или канала также может увеличивать излучательную способность. В качестве альтернативного решения, окисление проводника и/или канала можно выполнять перед установкой для повышения коэффициента излучения. Проводник и/или канал можно также окислять посредством нагревания проводника и/или канала в присутствии окислительного флюида и/или в отверстии в содержащем углеводороды пласте. Другой альтернативой для увеличения коэффициента излучения может быть анодирование проводника и/или канала, так чтобы делать шершавой и/или чернить поверхность.

В другом варианте выполнения можно располагать в отверстии, образованном в содержащем углеводороды пласте, перфорированную трубу вблизи или снаружи первого канала. Перфорированная труба может быть выполнена с возможностью удаления флюидов, образованных в отверстии. Таким образом, в отверстии можно поддерживать давление, так чтобы по существу исключить деформацию первого канала и уменьшить давление в пласте вблизи нагревателей. Перфорированную трубу можно также использовать для увеличения или уменьшения давления в пласте за счет добавления или удаления флюида или флюидов из пласта. Это обеспечивает управление давлением в пласте и управление качеством добываемых углеводородов. Перфорированные трубы можно использовать для управления давлением во всех вариантах выполнения источников нагревания с использованием открытого ствола. Перфорированная труба может быть выполнена также с возможностью нагнетания газов для повышения качества свойств углеводородов внутри пласта; например, можно нагнетать водород под повышенным давлением.

На фиг. 24 показан альтернативный вариант выполнения нагревателя типа проводник в канале, выполненного с возможностью нагревания части содержащего углеводороды пласта. Дополнительно к проводнику 580 в канале 582 может быть расположен второй проводник 586. Проводник 580 может быть выполнен указанным образом. Второй проводник 586 может быть соединен с проводником 580 с использованием соединителя 587, расположенного вблизи наиболее низкой поверхности канала 582. Второй проводник 586 может быть выполнен в качестве обратного пути для электрического тока, подаваемого в проводник 580. Например, второй проводник 586 может возвращать электрический ток к устью 690 скважины через второй имеющий существенно меньшее сопротивление проводник 586 в обсадной трубе 541 покрывающего слоя. Второй проводник 586 и проводник 580 могут быть выполнены из удлиненного проводящего материала. Второй проводник 586 и проводник 580 могут быть, например, стержнем из нержавеющей стали, имеющим диаметр примерно 2,4 см. Соединитель 587 может быть гибким. Канал 582 может быть электрически изолирован от проводника 580 и второго проводника 586 с использованием центратора 581. Обсадная труба 541 покрывающего слоя, цемент 544, поверхностный проводник 545 и уплотнительный материал 542 могут быть выполнены как в варианте выполнения, описанном применительно к фиг. 19. Преимущества этого варианта выполнения включают отсутствие скользящего контактора, что может увеличивать срок службы нагревателя, и изоляцию всей подаваемой мощности от пласта 516.

В другом варианте выполнения второй проводник может быть расположен во втором канале, а третий проводник может быть расположен в третьем канале. Второе отверстие может быть отдельным от отверстия для первого канала. Третье отверстие может быть отдельным от отверстия для первого канала и второго канала. Например, каждое из первого, второго и третьего отверстий может быть расположено в по существу другом месте расположения скважины в пласте и иметь по существу аналогичные размеры. Первый, второй и третий проводники могут быть выполнены указанным образом. Первый, второй и третий проводники могут быть электрически соединены по схеме трех фазной звезды. Наружные каналы могут быть объединены вместе или же соединены с землей. Трехфазная схема звезды обеспечивает более безопасный, более эффективный способ нагревания содержащего углеводороды пласта, чем использование одного проводника. Первый, второй и третий каналы могут быть изолированы от первого, второго и третьего проводников, соответственно. Размеры каждого проводника и каждого канала можно выбирать так, что каждый проводник может генерировать на единице длины тепло примерно 650 Вт/м до примерно 1650 Вт/м. В одном варианте выполнения первый проводник и второй проводник в канале могут быть соединены гибким соединительным кабелем. Нижняя часть первого и второго проводника может быть расширена для создания частей с низким сопротивлением и тем самым для генерирования меньшего количества тепла. Таким образом, гибкий соединитель может быть выполнен, например, из многожильного медного провода с резиновой изоляцией.

В одном варианте выполнения первый проводник и второй проводник могут быть соединены, по меньшей мере, с одним скользящим соединителем внутри канала. Например, такой скользящий соединитель может быть выполнен с возможностью генерирования меньшего количества тепла, чем первый проводник и второй проводник. Канал может быть электрически изолирован от первого проводника, второго проводника и/или скользящего соединителя. Скользящий соединитель может быть размещен в таком месте первого канала, где требуется по существу меньшее нагревание содержащего углеводороды пласта.

В одном варианте выполнения толщина части канала может быть увеличена, так чтобы вдоль части с увеличенной толщиной могло передаваться существенно меньше тепла (например, излучаться). Часть с увеличенной толщиной может быть предпочтительно выполнена на длине канала, где требуется меньшее нагревание содержащего углеводороды пласта.

В одном варианте выполнения проводник может быть выполнен из частей разных металлов, которые сварены друг с другом. Площадь поперечного сечения разных металлов можно выбирать для получения проводника, который имеет требуемую длину, является устойчивым к ползучести при высоких температурах и/или рассеивает по существу одинаковое количество тепла на единице длины по всей длине проводника. Например, первая часть может иметь устойчивый к ползучести металл (такой как, но не ограничиваясь этим, Инконел 617 или НК120), а вторая часть проводника может быть выполнена из нержавеющей стали 304. Устойчивая к ползучести первая часть должна помогать нести вторую часть. Площадь поперечного сечения первой части может быть больше, чем площадь поперечного сечения второй части. Большая площадь поперечного сечения первой части может обеспечивать большую прочность первой части. Более устойчивые свойства первой части обеспечивают рассеяние тепла первой частью на единице длины, равное количеству рассеиваемого тепла на единице длины второй части с меньшей площадью поперечного сечения.

В некоторых вариантах выполнения площадь поперечного сечения и/или метал, используемый для конкретной части, можно выбирать так, что конкретная часть обеспечивает большее (или меньшее) рассеяние тепла на единице длины, чем смежная часть. Больше тепла может обеспечиваться на стыке между слоем углеводорода и не содержащим углеводороды слоем (например, покрывающим слоем и содержащим углеводороды пластом) для противодействия концевым эффектам и обеспечения более равномерного рассеяния тепла в содержащий углеводороды пласт. Более сильное рассеяние тепла может также находиться на нижнем конце удлиненного элемента для противодействия концевым эффектам и обеспечения более равномерного рассеяния тепла.

В одном варианте выполнения удлиненный элемент может быть расположен внутри отверстия (например, в открытом стволе скважины) в содержащем углеводороды пласте. Отверстие может быть предпочтительно не обсаженным отверстием в содержащем углеводороды пласте. Отверстие может иметь диаметр, по меньшей мере, примерно 5 см, или, например, примерно 8 см. Однако диаметр отверстия может изменяться в зависимости, например, от желаемой скорости нагревания в пласте. Удлиненный элемент может быть длинным металлическим элементом (например, лентой) или любым другим удлиненным металлическим элементом (например, стержнем). Удлиненный элемент может включать нержавеющую сталь. Однако удлиненный элемент может также включать любой проводящий материал, способный генерировать тепло для достаточного нагревания части содержащего углеводороды пласта и по существу выдерживать соответствующую температуру внутри отверстия, например, он должен сопротивляться коррозии при температуре внутри отверстия.

Удлиненный элемент может быть нагревателем с голым металлом. Голый металл относится к металлу, который не содержит слоя электрической изоляции, такой как минеральная изоляция, которая выполнена с возможностью обеспечения изоляции металла в рабочем диапазоне температур удлиненного элемента. Голый металл может охватывать металл, который включает ингибитор коррозии, такой как естественно возникающий слой оксида, нанесенный слой оксида и/или пленку. Голый металл включает металл с полимерной или другой изоляцией, которая не может сохранять электрически изолирующие свойства при обычной рабочей температуре удлиненного элемента. Такой материал может располагаться на металле или разлагаться под действием тепла во время использования нагревателя.

Удлиненный элемент может иметь длину около 650 м. Большую длину можно обеспечить с использованием частей из высокопрочных сплавов, однако, такие удлиненные элементы могут быть дорогими. В некоторых вариантах выполнения удлиненный элемент может опираться на пластину в устье скважины. Удлиненный элемент может включать части из материалов с разной проводимостью, которые сварены друг с другом встык. Может потребоваться большое количество электрически проводящего сварочного материала для соединения отдельных частей вместе для увеличения прочности полученного элемента и обеспечения пути прохождения электрического тока, без возникновения при этом дуговых разрядов и/или коррозии в сварных соединениях. Различные проводящие материалы могут включать сплавы с высоким сопротивлением текучести. Части из разных проводящих материалов могут иметь разный диаметр для обеспечения равномерного нагревания вдоль удлиненного элемента. Первый металл, который имеет большее сопротивление текучести, чем второй материал, имеет обычно более высокое электрическое сопротивление, чем второй металл. Различие в электрическом сопротивлении может обеспечивать рассеяние такого же количества тепла частью с большей площадью поперечного сечения из имеющего более высокое сопротивление текучести первого металла, что и часть с меньшей площадью поперечного сечения из второго металла. Площади поперечного сечения двух разных металлов можно выбирать так, чтобы обеспечить по существу одинаковое количество тепла, рассеиваемого в двух сваренных друг с другом металлических частей. Проводящие материалы могут включать, но не ограничиваясь этим, Инконел 617, НК-120, нержавеющую сталь 316 и нержавеющую сталь 304. Например, удлиненный элемент может иметь часть длиной 60 м из Инконел 617, часть длиной 60 м из НК-120 и часть длиной 160 м из нержавеющей стали 304. Дополнительно к этому, удлиненный элемент может иметь имеющую малое сопротивление часть, которая может проходить от устья скважины через покрывающий слой. Эта имеющая низкое сопротивление часть может уменьшать нагревание внутри содержащего углеводороды пласта из устья скважины через покрывающий слой. Имеющая низкое сопротивление часть может быть результатом, например, выбора электрически проводящего материала и/или увеличения площади поперечного сечения, обеспечивающей электрическую проводимость.

В качестве альтернативного решения, опорный элемент может проходить через покрывающий слой, а удлиненный элемент из ого ленного металла или элементы могут быть соединены с пластиной, центратором или опорным элементом другого типа вблизи соединения между покрывающим слоем и содержащим углеводороды пластом. Кабель низкого сопротивления, такой как многожильный медный кабель, может проходить вдоль опорного элемента и может быть соединен с удлиненным элементом или элементами. Медный кабель может быть соединен с источником питания, подающим электричество в удлиненный элемент или элементы.

На фиг. 25 показан вариант выполнения нескольких удлиненных элементов, выполненных с возможностью нагревания части содержащего углеводороды пласта. На опорный элемент 604 могут опираться два или более (например, четыре) удлиненных элемента 600. Удлиненные элементы могут быть соединены с опорным элементом 604 с использованием изолированных центраторов 602. Опорный элемент 604 может быть трубой или каналом. Опорный элемент может быть также перфорированной трубой. Опорный элемент 604 может быть выполнен с возможностью обеспечения прохождения потока окислительного флюида в отверстие 514. Опорный элемент 604 может иметь диаметр от около 1,2 см до около 4 см, и более предпочтительно около 2,5 см. Опорный элемент 604, удлиненный элемент 600 и изолированные центраторы 602 могут быть расположены в отверстии 514 в пласте 516. Изолированные центраторы 602 могут быть выполнены с возможностью сохранения положения удлиненных элементов 602 на опорном элементе 604, так что по существу исключаются боковые перемещения удлиненного элемента при температурах, достаточно высоких для деформации опорного элемента 604 или удлиненных элементов 600. Изолированные центраторы 602 могут быть центраторами указанного выше типа. В некоторых вариантах выполнения удлиненные элементы 600 могут быть металлическими лентами из нержавеющей стали около 2,5 см ширины и около 0,3 мм толщины. Однако удлинительные элементы 600 могут также включать трубку или стержень, выполненные из проводящего материала. Электрический ток можно подавать в удлиненные элементы 600 так, чтобы удлиненные элементы 600 генерировали тепло за счет электрического сопротивления.

Удлиненные элементы 600 могут быть выполнены с возможностью генерирования тепла от примерно 650 Вт/м до примерно 1650 Вт/м. Таким образом, удлиненные элементы 600 могут иметь температуру от примерно 480°С до примерно 815°С. По существу равномерное нагревание содержащего углеводороды пласта можно обеспечивать на длине удлиненного элемента 600 более около 305 м или же более около 610 м. Однако длина удлиненного элемента 600 может изменяться в зависимости, например, от

100 типа содержащего углеводороды пласта, глубины отверстия в пласте и/или длины пласта, который желательно обрабатывать.

Удлиненные элементы 600 могут быть соединены последовательно. Электрический ток можно подавать в удлиненные элементы 600 с использованием входного проводника 572. Входной проводник 572 может быть также выполнен указанным выше образом. Входной проводник 572 может быть соединен с устьем 690 скважины. Электрический ток может возвращаться к устью 690 скважины с использованием выходного проводника 606, соединенного с удлинительными элементами 600. Входной проводник 572 и выходной проводник 606 могут быть соединены с устьем 690 скважины на поверхности 550 через уплотнительный фланец, расположенный между устьем 690 скважины и покрывающим слоем 540. Уплотнительный фланец может по существу исключать выход флюида из отверстия 514 к поверхности 550. Входной проводник 572 и выходной проводник 606 могут быть соединены с удлиненными элементами с использованием переходного проводника типа холодного штифта. Переходной проводник типа холодного штифта может включать изолированный проводник, имеющий существенно меньшее сопротивление, так что переходной проводник типа холодного штифта не может генерировать по существу тепло. Переходной проводник типа холодного штифта может быть соединен с входным проводником 572, выходным проводником 606 и/или удлиненными элементами 600 с помощью любого способа сращивания или сварки, известного из уровня техники. Переходной проводник типа холодного штифта обеспечивает температурный переход между входным проводником 572, выходным проводником 606 и удлиненными элементами 600. Кроме того, переходной проводник типа холодного штифта может быть выполнен в соответствии с любым указанным вариантом выполнения. Входной проводник 572 и выходной проводник 606 могут быть выполнены из имеющих низкое сопротивление проводников, так что прохождение электрического тока через входной проводник 572 и выходной проводник 606, по существу, не приводят к созданию тепла.

Наплавленные сварные валики могут быть расположены между центраторами 602 на опорном элементе 604 для фиксирования положения центраторов. Наплавленные сварные валики могут быть расположены на удлиненных элементах 600 над самым верхним центратором для фиксирования положения удлиненных элементов относительно опорного элемента (можно использовать также другие механизмы соединения). При нагревании удлиненный элемент может иметь тепловое расширение вниз. Удлиненные элементы могут быть выполнены из разных металлов в разных местах вдоль длины удли ненного элемента для обеспечения относительно большой длины. Например, И-образный удлиненный элемент может включать первую часть, выполненную из нержавеющей стали 310, вторую часть, выполненную из нержавеющей стали 304 и приваренную к первой части, и третью часть, выполненную из нержавеющей стали 310 и приваренную ко второй части. Нержавеющая сталь 310 имеет большее сопротивление, чем нержавеющая сталь 304, и может рассеивать примерно на 25% больше энергии на единицу длины, чем нержавеющая сталь 304 тех же размеров. Нержавеющая сталь 310 имеет большую устойчивость к текучести, чем нержавеющая сталь 304. Первая часть и третья часть могут быть выполнены с площадями поперечного сечения, которые обеспечивают рассеяние первой и третьей частью столько же тепла, что и нержавеющая сталь 304 меньшего поперечного сечения. Первая и третья части могут быть расположены вблизи устья 690 скважины. Использование разных типов металлов позволяет образовывать длинные удлинительные элементы. Разные металлы могут быть, но не ограничиваясь этим, Инконел 617, НК120, нержавеющей сталью 316, нержавеющей сталью 310 и нержавеющей сталью 304.

Между обсадной трубой 541 покрывающего слоя и отверстием 514 может быть расположен уплотнительный материал 542. Уплотнительный материал 542 может быть выполнен с возможностью исключения прохождения флюида из отверстия 514 к поверхности 550 и для исключения соответствующих потерь тепла в направлении поверхности. Уплотнительный материал 541 может быть также выполнен указанным выше образом. Обсадная труба 541 может быть расположена в цементе 544 в покрывающем слое 540 пласта 516. Обсадная труба 541 покрывающего слоя может быть также выполнена указанным выше образом. В цементе 544 может быть расположен поверхностный элемент 545. Поверхностный элемент 545 может быть выполнен указанным выше образом. Опорный элемент 604 может быть соединен с устьем 690 скважины у поверхности 550 пласта 516. Центратор 581 может быть выполнен с возможностью сохранения расположения опорного элемента 604 внутри обсадной трубы 541 покрывающего слоя. Центратор 581 может быть также выполнен указанным выше образом. В удлиненные элементы 600 можно подавать электрический ток для генерирования тепла. Тепло, генерированное удлиненными элементами 600, может излучаться внутри отверстия 514 для нагревания, по меньшей мере, части пласта 516.

Окислительный флюид можно подавать вдоль длины удлиненных элементов 600 из источника 508 окислительного флюида. Окислительный флюид может исключать отложение углерода на или вблизи удлиненных элементов.

101

102

Например, окислительный флюид может реагировать с углеводородами для образования диоксида углерода, который можно удалять из отверстия. Отверстия 605 в опорном элементе 604 могут быть выполнены с возможностью обеспечения прохождения окислительного флюида вдоль длины удлиненных элементов 600. Отверстия 605 могут быть критическими отверстиями для потока, выполненными указанным выше образом. В качестве альтернативного решения, вблизи удлиненных элементов 600 может быть расположена труба для управления давлением в пласте, как указано в приведенных выше вариантах выполнения. В другом варианте выполнения труба может быть расположена вблизи удлиненных элементов 600 для подачи потока окислительного флюида в отверстие 514. Кроме того, по меньшей мере, один их удлиненных элементов 600 может включать трубу, имеющую отверстия, выполненные с возможностью подачи потока окислительного флюида. Без потока окислительного флюида, на удлиненных элементах 600 или вблизи них или на изолированных центраторах 602 могут образовываться отложения углерода, за счет чего образуются короткие замыкания между удлиненными элементами 600 и изолированными центраторами 602 или горячие места вдоль удлиненных элементов 600. Окислительный флюид можно использовать для реакции с углеродом в пласте указанным выше образом. Тепло, генерированное при реакции с углеродом, может дополнять тепло, генерированное электрически.

В одном варианте выполнения несколько удлиненных элементов могут опираться на опорный элемент, расположенный в отверстии. Несколько удлиненных элементов могут быть электрически соединены последовательно или параллельно. Ток и напряжение, подаваемые в несколько удлиненных элементов, можно выбирать так, что можно минимизировать стоимость подачи электрического питания в сочетании со стоимостью нескольких удлиненных элементов. Дополнительно к этому, рабочий ток и напряжение можно выбирать для оптимизации стоимости подаваемой электрической энергии в сочетании со стоимостью материала удлиненных элементов. Удлиненные элементы могут быть выполнены для генерирования и излучения тепла указанным выше образом. Удлиненные элементы могут быть установлены в отверстии 514 указанным выше образом.

В одном варианте выполнения, удлиненный элемент из голого металла может быть выполнен в форме И (или заколки) и подвешен к устью скважины или к установочному приспособлению, расположенному у или вблизи стыка покрывающего слоя и пласта, подлежащего нагреванию. В некоторых вариантах выполнения нагреватели из голого металла выполнены из прутковой заготовки. На плечах удлиненных элементов могут быть расположены цилиндри ческие керамические электрические изоляторы из оксида алюминия. Сварка прихватами вдоль длины плеч может фиксировать положение изоляторов. Изоляторы могут предотвращать контакт удлиненного элемента с пластом или обсадной трубой скважины (если удлиненный элемент помещен в обсадную трубу скважины). Изоляторы также предотвращают контактирование друг с другом плеч И-образных элементов. Керамические электрические изоляторы из оксида алюминия предлагаются фирмой Соорег 1иби51пе5 (Хьюстон, Техас). В одном варианте выполнения И-образный элемент может быть выполнен из разных металлов, имеющих разную площадь поперечного сечения, так что удлиненные элементы могут быть относительно длинными и рассеивать по существу одинаковое количество тепла на единицу длины по всей длине удлиненного элемента. Использование разных сваренных друг с другом частей может приводить к тому, что удлиненный элемент имеет части большого диаметра вблизи верха удлиненного элемента и часть или части меньшего диаметра внизу удлиненного элемента. Например, в одном варианте выполнения удлиненный элемент имеет две первые части диаметром 7/8 дюйма (2,2 см), две средние части диаметром 1/2 дюйма (1,3 см) и нижнюю часть диаметром 3/8 дюйма (0,95 см), которая изогнута в форме и. Удлиненный элемент может быть выполнен из материалов с другой формой поперечного сечения, такой как овальная, квадратная, прямоугольная, треугольная и т.д. Части могут быть выполнены из сплавов, что обеспечивает по существу одинаковое рассеяние тепла на единицу длины каждой части.

В некоторых вариантах выполнения площадь поперечного сечения и/или металл, используемый для конкретной части, можно выбирать так, что конкретная часть обеспечивает большее (или меньшее) рассеяние тепла на единицу длины, чем смежная часть. Большее рассеяние тепла на единицу длины может быть предусмотрено вблизи стыка углеводородного слоя и не углеводородного слоя (например, покрывающего слоя и содержащего углеводороды пласта) для исключения концевых эффектов и обеспечения более однородного рассеяния тепла в содержащий углеводороды пласт. Большее рассеяния тепла может быть предусмотрено также на нижнем конце удлиненного элемента для исключения концевых эффектов и обеспечения более равномерного рассеяния тепла.

На фиг. 26 показан вариант выполнения поверхностной камеры сгорания для нагревания содержащего углеводороды пласта. Топливный флюид можно подавать в горелку 610 через канал 617. Окислительный флюид можно подавать в горелку 610 из источника 508 окислительного флюида. Топливный флюид 611 можно окислять окислительным флюидом в горелке 610 для образования продуктов 613 окисления. Топливный

103

104 флюид 611 может включать, например, водород. Топливный флюид 611 может также включать метан или любой другой углеводородный флюид. Горелка 610 может быть расположена вне пласта 516 или внутри отверстия 614 в содержащем углеводороды пласте 516. Пламя 618 может нагревать топливный флюид до температуры, достаточной для поддержания окисления в горелке 610. Пламя 618 может нагревать топливный флюид 611 до температуры около 1425°С. Пламя 618 может быть соединено с концом канала 617. Пламя 618 может быть дежурным пламенем. Дежурное пламя может гореть с небольшим потоком топливного флюида

611. Однако пламя 618 может быть источником с электрическим зажиганием.

Продукты 613 окисления можно подавать в отверстие 614 внутри внутреннего канала 612, соединенного с горелкой 610. Тепло может передаваться от продуктов 611 окисления через наружный канал 615 в отверстие 614 и пласт 516 вдоль длины внутреннего канала 612. Поэтому продукты 613 окисления могут существенно охлаждаться вдоль длины внутреннего канала

612. Например, продукты 613 окисления могут иметь температуру около 870°С вблизи верха внутреннего канала 612 и температуру около 650°С вблизи дна внутреннего канала 612. Часть внутреннего канала 612 вблизи горелки 610 может иметь керамический изолятор 612Ь, расположенный на внутренней поверхности внутреннего канала 612. Керамический изолятор 612Ь может быть выполнен с возможностью по существу плавления внутреннего канала 612 и/или изоляции 612а вблизи горелки 610. Отверстие 614 может проходить в пласт на длину около 550 м ниже поверхности 550.

Внутренний канал 612 может быть выполнен с возможностью подачи продуктов 613 окисления в наружный канал 615 вблизи дна отверстия 614. Внутренний канал 612 может иметь изоляцию 612а. На фиг. 27 показан вариант выполнения внутреннего канала 612 с изоляцией 612а и керамическим изолятором 612Ь, расположенным на внутренней поверхности внутреннего канала 612. Изоляция 612а может быть выполнена с возможностью по существу исключения передачи тепла между флюидами во внутреннем канале 612 и флюидами в наружном канале 615. Толщина изоляции 612а может изменяться вдоль длины внутреннего канала 612 так, что может изменяться перенос тепла в пласт 516 по длине внутреннего канала 612. Например, толщина изоляции 612а может уменьшаться от большей толщины к меньшей толщине от верхней части к нижней части, соответственно, внутреннего канала 612 в отверстии 614. Такая уменьшающаяся толщина может обеспечивать существенно более равномерное нагревание пласта 516 по длине внутреннего канала 612 в отверстии 614. Изоляция 612 может включать керамические и металлические материалы.

Продукты 613 окисления могут возвращаться на поверхность 550 через наружный канал 615. Наружный канал 615 может иметь изоляцию 615а, как показано на фиг. 26. Изоляция 615а может быть выполнена с возможностью по существу исключения переноса тепла из наружного канала 615 в покрывающий слой 540.

Продукты 613 окисления можно подавать в дополнительную горелку через канал 619 на поверхности 550. Продукты 613 окисления можно использовать как часть топливного флюида в дополнительной горелке. Это может увеличивать эффективность выходной энергии по сравнению с входной энергией для нагревания пласта 516. Дополнительная горелка может быть выполнена с возможностью подачи тепла через дополнительное отверстие в пласт 516.

В некоторых вариантах выполнения электрический нагреватель может быть выполнен с возможностью подачи тепла дополнительно к теплу, подаваемому из поверхностной камеры сгорания. Электрический нагреватель может быть, например, нагревателем с изолированным проводником или нагревателем типа проводник в канале, как описано в любом из приведенных выше вариантов выполнения. Электрический нагреватель может быть выполнен с возможностью подачи дополнительного тепла в содержащий углеводороды пласт, так что содержащий углеводороды пласт может нагреваться по существу равномерно вдоль глубины отверстия в пласте.

Для нагревания содержащего углеводороды пласта можно использовать беспламенные камеры сгорания, описанные в патентах США №№ 5 255 742 (М1ки8 и др.), 5 404 952 (Ушедат и др.), 5 862 858 (^еШпд!оп и др.) и 5 899 269 (\УеШпд1оп и др.), полное содержание которых включается в данное описание.

На фиг. 28 показан вариант выполнения беспламенной камеры сгорания, выполненной с возможностью нагревания части содержащего углеводороды пласта. Беспламенная камера сгорания может включать центральную трубу 637, расположенную внутри внутреннего канала 638. Внутренняя труба 637 и внутренний канал 638 могут быть расположены внутри наружного канала 636. Наружный канал 636 может быть расположен внутри отверстия 514 в пласте 516.

Топливный флюид 621 можно подавать в беспламенную камеру сгорания через центральную трубу 637. Топливный флюид может включать любой из указанных топливных флюидов. Если используется такое углеводородное топливо, как метан, то его можно смешивать с паром для предотвращения закоксовывания в центральной трубе 637. Если в качестве топлива используется водород, то нет необходимости в паре.

Центральная труба 637 может включать поточные механизмы 635 (например, отверстия для потока) для обеспечения прохождения топ

105

106 ливного флюида 621 во внутренний канал 638. Поточные механизмы 635 могут управлять потоком топливного флюида 621 во внутренний канал 638 так, что поток топливного флюида 621 не зависит от давления во внутреннем канале 638. Поточные механизмы 635 могут иметь указанные характеристики. Окислительный флюид 623 можно подавать в камеру сгорания через внутренний канал 638. Окислительный флюид 623 можно подавать из источника 508 окислительного флюида. Окислительный флюид 623 может включать любой из указанных в вариантах выполнения окислительных флюидов. Поточные механизмы 635 в центральной трубе 637 могут быть выполнены с возможностью исключения прохождения окислительного флюида 623 в центральную трубу 637.

Окислительный флюид 623 может смешиваться с топливным флюидом 621 в зоне окисления внутреннего канала 638. Как окислительный флюид 623, так и топливный флюид 621 или их комбинации можно предварительно нагревать вне камеры сгорания до температуры, достаточной для поддержания окисления топливного флюида 621. Окисление топливного флюида 621 может обеспечивать генерирование тепла внутри наружного канала 636. Генерированное тепло может обеспечивать нагревание, по меньшей мере, части содержащего углеводороды пласта вблизи зоны окисления внутреннего канала 638. Продукты 625 окисления топливного флюида 621 можно удалять из внутреннего канала 638 через наружный канал 636. Обмен тепла между проходящим вниз окислительным флюидом и проходящими вверх продуктами сгорания в покрывающем слое повышает тепловую эффективность. Поток удаляемых продуктов 625 сгорания можно уравновешивать потоком топливного флюида 621 и окислительного флюида 623 для поддержания температуры выше температуры самовозгорания, но ниже температуры, достаточной для образования оксидов азота. Кроме того, постоянный поток флюидов может обеспечивать по существу постоянное распределение температур внутри зоны окисления внутреннего канала 638. Наружный канал 636 может быть, например, трубой из нержавеющей стали. Таким образом, нагревание, по меньшей мере, части содержащего углеводороды пласта может быть по существу равномерным. Как указывалось выше, более низкая рабочая температура может обеспечивать также более низкую стоимость металлов, связанную с системой нагревания.

В некоторых вариантах выполнения источник нагревания может включать операционную систему, которая соединена с любым из источников нагревания, такими как источник нагревания с изолированным проводником или с другими проводниками. Операционная система может быть выполнена с возможностью взаимодействия с источником нагревания. Опе рационная система может принимать сигнал (например, электромагнитный сигнал) из нагревателя, который представляет распределение температур источника нагревания.

Дополнительно к этому, операционная система может быть выполнена с возможностью управления источником нагревания непосредственно или дистанционно. Например, операционная система может изменять температуру источника нагревания посредством изменения параметров оборудования, соединенного с источником нагревания. Таким образом, операционная система может контролировать, изменять и/или управлять нагреванием, по меньшей мере, части пласта.

В некоторых вариантах выполнения указанный выше источник нагревания может быть выполнен с возможностью работы без управления и/или операционной системы. Источник нагревания может быть выполнен так, что он для своей работы требует только подачи питания из источника питания, такого как электрический трансформатор. Например, нагреватель типа проводник в канале и/или нагреватель с удлиненным элементом может включать проводящие материалы, которые имеют тепловые свойства, которые обеспечивают самоуправление выходом тепла из источника нагревания. Таким образом, нагреватель типа проводник в канале и/или нагреватель с удлиненным элементом могут быть выполнены с возможностью работы в диапазоне температур без внешнего управления. В источниках нагревания можно использовать проводящие материалы, такие как нержавеющая сталь. Нержавеющая сталь может иметь сопротивление, которое увеличивается с температурой, обеспечивая тем самым больший выход тепла при более высоких температурах.

Можно контролировать ток утечки любого указанного выше источника нагревания. Например, увеличение тока утечки может указывать на износ нагревателя с изолированным проводником. Электрический пробой в нагревателе с изолированным проводником может приводить к выходу из строя источника нагревания. Кроме того, можно контролировать также напряжение и ток, подаваемые в любой из источников нагревания. Ток и напряжение можно контролировать для оценки/указания сопротивления источника нагревания. Сопротивление источника нагревания может представлять температуру в источнике нагревания, поскольку может быть известна зависимость температуры от сопротивления. Другой альтернативный метод может включать контролирование температуры в источнике нагревания с помощью, по меньшей мере, одной термопары, расположенной вблизи источника нагревания. В некоторых вариантах выполнения система управления может контролировать параметры источника нагревания. Система управления может изменять параметры источника нагревания так, что ис

107

108 точник нагревания может обеспечивать желаемый выходной параметр, такой как скорость нагревания и/или увеличение температуры.

В некоторых вариантах выполнения в отверстие содержащего углеводороды пласта, которое содержит источник нагревания, может быть помещена защитная труба для ввода датчика температуры. Защитная труба может быть расположена в отверстии, которое может иметь или же может не иметь обсадной трубы. В отверстии без обсадной трубы защитная труба может иметь подходящий металл и толщину для исключения по существу коррозии защитной трубы. Для контролирования температуры можно использовать защитную трубу для ввода датчика температуры и процесс контролирования температуры, описанные в патенте США № 4 616 705, выданном 81едете1ег и др., полное содержание которого включается в данное описание. Только некоторые скважины могут быть оборудованы защитными трубами для ввода датчика температуры для уменьшения затрат, связанных с установкой и работой устройства контролирования температуры у каждого источника нагревания.

В некоторых вариантах выполнения источник нагревания можно уменьшить и/или выключить после достижения средней температуры в пласте выбранной температуры. Уменьшение и/или выключение источника нагревания может уменьшить стоимость входной энергии, по существу исключить перегрев пласта и обеспечивает существенный перенос тепла в более холодные области пласта.

Некоторые варианты выполнения включают подачу тепла в первую часть содержащего углеводороды пласта из одного или более источников нагревания. Дополнительно к этому, некоторые варианты выполнения могут включать добычу флюидов пласта из первой части и сохранение второй части пласта в по существу не нагретом состоянии. Вторая часть может быть по существу смежной с первой частью пласта. Таким образом, вторая часть может обеспечивать структурную прочность пласта. Кроме того, можно подавать тепло также в третью часть пласта. Третья часть может быть по существу смежной со второй частью и/или находится на расстоянии сбоку от первой части. Дополнительно к этому, из третьей части можно добывать флюиды пласта. Таким образом, обрабатываемый пласт может иметь схему, которая напоминает, например, полосатую или шахматную схему с чередующимися нагреваемыми и не нагреваемыми частями.

Дополнительные части пласта могут также включать такие чередующиеся нагреваемые и не нагреваемые части. Таким образом, нагревание по такой схеме содержащего углеводороды пласта может поддерживать структурную прочность внутри пласта. Сохранение структурной прочности внутри содержащего углеводороды пласта может по существу исключить оседание. Оседание части пласта, подвергаемого обработке, может уменьшить проницаемость обрабатываемой части вследствие уплотнения. Дополнительно к этому, оседание может уменьшить поток флюидов в пласт, что может приводить к меньшей добыче флюидов пласта.

Диапазон температур пиролиза может зависеть от специфических типов углеводородов внутри пласта. Диапазон температур пиролиза может включать, например, температуры между примерно 250°С и около 900°С. В альтернативном случае, диапазон температур пиролиза может включать, например, температуры между примерно 250°С и около 400°С. Например, большая часть флюидов пласта может образовываться внутри диапазона температур пиролиза от около 250°С до около 400°С. Если содержащий углеводороды пласт нагревается во всем диапазоне температур пиролиза, то пласт может образовывать лишь небольшое количество водорода в направлении верхнего предела диапазона температур пиролиза. После выделения всего доступного водорода происходит небольшая добыча флюидов из пласта.

Температура (и средние температуры) внутри нагреваемого содержащего углеводороды пласта может изменяться в зависимости, например, от близости к источнику нагревания, теплопроводности и температуропроводности пласта, типа происходящей реакции, типа содержащего углеводороды пласта и присутствия воды внутри содержащего углеводороды пласта. Температуру внутри содержащего углеводороды пласта можно оценивать с использованием цифровой имитационной модели. Цифровая имитационная модель позволяет оценивать и/или рассчитывать распределение температур в пласте. Дополнительно к этому, цифровая имитационная модель может обеспечивать оценку различных свойств подземного пласта при оценочном распределении температур.

Например, различные свойства подземного пласта могут включать, но не ограничиваясь этим, теплопроводность подземной части пласта и проницаемость подземной части пласта. Цифровая имитационная модель может обеспечивать также оценку различных свойств флюида, образующегося в подземном пласте при оценочном распределении температур. Например, различные свойства образуемых флюидов могут включать, но не ограничиваясь этим, суммарный объем флюида, образованного в подземном пласте, вязкость флюида, плотность флюида и состав флюида, образованного в подземном пласте. Такое моделирование можно использовать для оценки характеристик полномасштабной коммерческой операции на основе мелкомасштабного полевого эксперимента, описанного здесь. Например, характеристики полномасштабной коммерческой разработки можно оценить на основе, но не ограничиваясь этим, пол

109

110 ного объема продукта, который можно добыть в результате полномасштабной коммерческой операции.

В некоторых вариантах выполнения процесс внутрипластового преобразования может увеличивать среднюю температуру внутри содержащего углеводороды пласта. Увеличение температуры или средней температуры (ΔΤ) в заданном объеме (V) содержащего углеводороды пласта можно оценить для заданной скорости ввода тепла (с.|) в период времени (ΐ) с помощью следующего уравнения:

В этом уравнении среднюю теплоемкость пласта (Ο_ν) и среднюю объемную плотность пласта (р_В) можно оценить или определить с использованием одного или более образцов, взятых из содержащего углеводороды пласта.

В качестве альтернативного решения, процесс внутрипластового преобразования может включать нагревание заданного объема до температуры пиролиза или до средней температуры пиролиза. Скорость ввода тепла (с.|) в течение времени (ΐ), необходимого для нагревания заданного объема (V) до желаемого увеличения температуры (ΔΤ), можно определить или оценить с использованием следующего уравнения:

Σς * τ = ΔΤ * С_у * р_В * V

В этом уравнении среднюю теплоемкость пласта (СО и среднюю объемную плотность пласта (р_В) можно оценить или определить с использованием одной или более проб, взятых из содержащего углеводороды пласта.

Следует отметить, что приведенные выше уравнения можно использовать для оценки температур, средних температур (например, в выбранных частях пласта), вводимого тепла и т. д. Эти уравнения не учитывают другие факторы (такие как потери тепла), что может оказывать некоторое воздействие на оценки нагревания и температур. Однако такие факторы можно учитывать с помощью корректирующих множителей, как принято в уровне техники.

В некоторых вариантах выполнения часть содержащего углеводороды пласта можно нагревать со скоростью нагревания от около 0,1°С/сутки до около 50°С/сутки. В качестве альтернативного решения, часть содержащего углеводороды пласта можно нагревать со скоростью нагревания от около 0,1°С/сутки до около 10°С/сутки. Например, большую часть углеводородов можно добывать из пласта при скорости нагревания внутри диапазона от около 0,1°С/сутки до около 10°С/сутки.

Дополнительно к этому, содержащий углеводороды пласт можно нагревать со скоростью менее около 0,7°С/сутки в значительной части диапазона температур пиролиза. Диапазон температур пиролиза может включать диапазон температур, указанный в приведенных выше вариантах выполнения. Например, нагреваемую часть можно нагревать с такой скоростью в течение времени, большего 50% времени, необходимого для перекрытия всего диапазона температур, большего 75% времени, необходимого для перекрытия всего диапазона температур или большего 90% времени, необходимого для перекрытия всего диапазона температур.

Скорость, с которой нагревается содержащий углеводороды пласт, может влиять на количество и качество добываемых флюидов из содержащего углеводороды пласта. Например, нагревание с высокими скоростями нагревания, такими как при проведении пробы Фишера, может приводить к добыче большого количества конденсируемых углеводородов из содержащего углеводороды пласта. Однако продукты такого процесса могут иметь значительно более низкое качество, чем при нагревании с использованием скоростей нагревания меньше 10°С/сутки. Нагревание со скоростью увеличения температуры менее примерно 10°С/сутки может вызывать пиролиз внутри диапазона температур пиролиза, в котором может быть уменьшена добыча нежелательных продуктов и гудронов. Дополнительно к этому, скорость повышения температуры менее около 3°С/сутки может дополнительно повышать качество добываемых конденсируемых углеводородов за счет дополнительного уменьшения нежелательных продуктов и дополнительного уменьшения образования гудронов внутри содержащего углеводороды пласта.

В некоторых вариантах выполнения управление температурой внутри содержащего углеводороды пласта может включать управление скоростью нагревания внутри пласта. Например, управление скоростью нагревания так, что скорость нагревания составляет менее около 3°С/сутки, может обеспечивать лучшее управление температурой внутри содержащего углеводороды пласта.

Внутрипластовая обработка углеводородов может включать контролирование скорости повышения температуры в добывающей скважине. Однако температуру внутри части содержащего углеводороды пласта можно измерять в разных местах внутри части содержащего углеводороды пласта. Например, внутрипластовая обработка может включать контролирование температуры части пласта в средней точке между двумя смежными источниками нагревания. Температуру можно контролировать в течение времени. Таким образом, можно также контролировать скорость повышения температуры. Скорость повышения температуры может влиять на состав флюидов, добываемых из скважины. Таким образом, можно контролировать, изменять и/или управлять скоростью повышения температуры, например, для изменения состава флюидов, добываемых из пласта.

В некоторых вариантах выполнения, мощность (Р^г), необходимая для обеспечения ско

111

112 рости (И) нагревания в выбранном объеме (V) содержащего углеводороды пласта можно определить с помощью следующего уравнения:

Р\\т = 1ι*ν*ί'\*ρ

В этом уравнении среднюю теплоемкость содержащего углеводороды пласта можно представить как СЦ Средняя теплоемкость содержащего углеводороды пласта может быть относительно постоянной величиной. Среднюю теплоемкость можно оценить или определить с использованием одной или более проб, взятых из содержащего углеводороды пласта, или измерить внутри пласта с использованием испытания с помощью тепловых импульсов. Способы определения средней теплоемкости на основе испытания с помощью тепловых импульсов описаны в статье I. ВегсИепко, Е. Ос1оигпау. N. СНапЛсг. Б. Магйио, Е. Кохак Внутрипластовые измерения некоторых термопоропластичных параметров гранита в Роготескап1ск, Α ТпЬи1е 1о Маипсе Α. В1о1, страницы 545-550, Роттердам, 1998 (Ва1кета), полное содержание которой включается в данное описание.

Дополнительно к этому, средняя объемная плотность содержащего углеводороды пласта может быть представлена как ρ. Средняя объемная плотность содержащего углеводороды пласта может быть относительно постоянной величиной. Среднюю объемную плотность можно оценить или определить с использованием одной или нескольких проб, взятых из содержащего углеводороды пласта. В некоторых вариантах выполнения произведение средней теплоемкости и средней объемной плотности содержащего углеводороды пласта может быть относительно постоянной величиной (такое произведение можно оценить с использованием внутрипластового испытания с помощью тепловых импульсов). Определяемую мощность можно использовать для определения тепла, подаваемого из источника нагревания в выбранный объем, так чтобы выбранный объем можно было нагревать со скоростью И нагревания. Например, скорость нагревания может быть меньше около 3°С/сутки и даже меньше около 2°С/сутки. Таким образом, можно поддерживать скорость нагревания внутри выбранного объема внутри диапазона скоростей нагревания. Следует отметить, что в данном контексте понятие мощность используется для описания энергии, вводимой в единицу времени. Однако форма этого ввода энергии может изменяться указанным образом (т.е. энергия может подаваться из электрических резистивных нагревателей, нагревателей с камерой сгорания и т.д.).

Скорость нагревания можно выбирать на основе множества факторов, включая, но не ограничиваясь этим, максимально возможную температуру в скважине, заданное качество флюидов, которые можно добывать из пласта, и т.д. Качество углеводородных флюидов может быть задано плотностью ΑΡΙ конденсируемых углеводородов, содержанием олефинов, содержанием серы и/или кислорода и т.д. В одном варианте выполнения тепло может подаваться, по меньшей мере, в часть содержащего углеводороды пласта для получения флюидов пласта, имеющих плотность ΑΡΙ более 20°. Однако плотность ΑΡΙ может изменяться в зависимости, например, от скорости нагревания и давления внутри части пласта.

В некоторых вариантах выполнения, подземное давление в содержащем углеводороды пласте может соответствовать давлению флюидов, создаваемых внутри пласта. Нагревание углеводородов внутри содержащего углеводороды пласта может приводить к образованию флюидов, например, с помощью пиролиза. Создаваемые флюиды могут испаряться внутри пласта. Флюиды, которые способствуют увеличению давления, могут включать, но не ограничиваясь этим, флюиды, образованные во время пиролиза, и воду, испаренную во время нагревания. Образованные посредством пиролиза флюиды могут включать, но не ограничиваясь этим, углеводороды, воду, оксиды углерода, аммиак, молекулярный азот и молекулярный водород. Поэтому по мере повышения температуры внутри выбранной секции нагреваемой части пласта давление внутри выбранной секции может увеличиваться как результат увеличенного генерирования флюидов и испарения воды.

В некоторых вариантах выполнения давление внутри выбранной секции нагреваемой части содержащего углеводороды пласта может изменяться в зависимости, например, от глубины, расстояния от источника нагревания, богатства углеводородами содержащего углеводороды пласта и/или расстояния от добывающей скважины. Давление внутри пласта можно определять в нескольких разных местах, которые могут включать, но не ограничиваясь этим, устье скважины и различные глубины внутри ствола скважины. В некоторых вариантах выполнения, давление можно измерять у добывающей скважины. В качестве альтернативного решения, давление можно измерять у нагревательной скважины.

Нагревание содержащего углеводороды пласта до диапазона температур пиролиза может происходить перед созданием существенной проницаемости внутри содержащего углеводороды пласта. Первоначальная недостаточная проницаемость может препятствовать транспортировке генерированных флюидов из зоны пиролиза внутри пласта. Таким образом, при первоначальном переносе тепла от источника нагревания в удлиненный элемент, давление флюида внутри содержащего углеводороды пласта может увеличиваться вблизи источника нагревания. Это увеличение давления флюидов может быть вызвано, например, созданием

113

114 флюидов во время пиролиза, по меньшей мере, некоторых углеводородов в пласте. Увеличенное давление флюидов можно сбрасывать, контролировать, изменять и/или управлять через этот источник нагревания. Например, источник нагревания может включать клапан, как указано в приведенных выше вариантах выполнения. Такой клапан может быть выполнен с возможностью управления скоростью потока флюидов из источника нагревания и в него. Дополнительно к этому, источник нагревания может включать конфигурацию с открытым отверстием, через которое можно сбрасывать давление.

В качестве альтернативного решения, можно допускать увеличение давления, создаваемого расширением флюидов пиролиза или других флюидов, генерированных в пласте, хотя еще в пласте не существует открытый путь к добывающей скважине или к любому другому стоку давления. Дополнительно к этому, можно допускать увеличение давления до литостатического давления. В содержащем углеводороды пласте могут возникать трещины, когда давление флюидов станет равным или превысит литостатическое давление. Например, трещины могут образовываться от источника нагревания к добывающей скважине. Образование трещин внутри нагреваемой части может уменьшать давление внутри части за счет добычи флюидов пласта через добывающую скважину. Для поддерживания выбранного давления внутри нагреваемой части, можно поддерживать обратное давление у добывающей скважины.

Давление флюидов внутри содержащего углеводороды пласта может изменяться в зависимости, например, от теплового расширения углеводородов, создания флюидов пиролиза и удаления генерированных флюидов из пласта. Например, по мере генерирования флюидов внутри пласта давление флюидов внутри пор может увеличиваться. Удаление генерированных флюидов из пласта может понижать давление внутри пласта.

В одном варианте выполнения, давление можно увеличивать внутри выбранной секции части содержащего углеводороды пласта до выбранного давления во время пиролиза. Выбранное абсолютное давление может быть внутри диапазона от около 2 бар до около 72 бар, или же в некоторых вариантах выполнения, от 2 до 36 бар. В качестве альтернативного решения, выбранное абсолютное давление может быть внутри диапазона от около 2 бар до около 18 бар. Например, в некоторых вариантах выполнения большую часть углеводородных флюидов можно добывать из пласта, имеющего абсолютное давление внутри диапазона от около 2 бар до около 18 бар. Давление во время пиролиза может изменяться или же его можно изменять. Давление можно изменять с целью изменения и/или управления составом добываемых флюидов пласта, для управления процентным содер жанием конденсируемого флюида по сравнению с не конденсируемым флюидом и/или для управления плотностью ΑΡΙ добываемого флюида. Например, уменьшение давления может приводить к добыче большего количества конденсируемого флюида и флюид может содержать большой процент олефинов, и наоборот.

В некоторых вариантах выполнения давление внутри части содержащего углеводороды пласта может увеличиваться за счет генерирования флюидов внутри нагреваемой части. Дополнительно к этому, это повышенное давление может поддерживаться внутри нагреваемой части пласта. Например, повышенное давление внутри пласта можно поддерживать за счет стравливания генерированного флюида пласта через источники нагревания и/или за счет управления количеством добытого из пласта флюида через добывающие скважины. Поддерживание повышенного давления внутри пласта предотвращает оседание пласта. Дополнительно к этому, поддерживание повышенного давления внутри пласта имеет тенденцию к уменьшению размеров коллекторных каналов, которые используются для транспортировки конденсируемых углеводородов. Кроме того, поддерживание повышенного давления внутри нагреваемой части может уменьшить и/или по существу устранить необходимость сжатия флюидов пласта на поверхности, поскольку продукты пласта обычно добываются с большим давлением. Поддерживание повышенного давления внутри пласта может также облегчать генерирование электричества из добытого не конденсируемого флюида. Например, добытый не конденсируемый флюид можно пропускать через турбину для генерирования электричества.

Повышенное давление внутри пласта можно также поддерживать для добычи большего количества и/или улучшенных флюидов пласта. В некоторых вариантах выполнения, значительное количество (например, большая часть) флюидов пласта, добытых из пласта, могут включать внутри диапазона давлений пиролиза не конденсируемые углеводороды. Давление можно избирательно повышать и/или поддерживать внутри пласта, и флюиды пласта можно добывать при этом повышенном и/или поддерживаемом давлении или близко к нему. При повышении давления внутри пласта, флюиды пласта, добываемые из пласта, могут во многих случаях включать большую часть не конденсируемых углеводородов. Таким образом, значительное количество (например, большая часть) флюидов пласта, добытых с таким давлением, могут включать более легкие и более качественные конденсируемые углеводороды, чем флюиды пласта, добытые при низком давлении.

Дополнительно к этому, внутри нагреваемой части содержащего углеводороды пласта можно поддерживать давление для исключения

115

116 по существу добычи флюидов пласта, имеющих углеродное число более, например, около 25. Например, повышение давления внутри части содержащего углеводороды пласта может повышать температуру кипения флюида внутри части. Такое повышение температуры кипения флюида может по существу исключить добычу углеводородов, имеющих относительно большие углеродные числа и/или добычу углеводородных соединений с многими кольцами, поскольку такие флюиды пласта обычно остаются в пласте в виде жидкостей до их крекинга.

Дополнительно к этому, повышение давления внутри части содержащего углеводороды пласта может приводить к увеличению плотности ΑΡΙ флюидов, добываемых из пласта. Более высокие давления могут обеспечить добычу углеводородных флюидов с более короткой цепью, которые имеют более высокие значения плотности ΑΡΙ.

В одном варианте выполнения, давление внутри нагреваемой части пласта может неожиданным образом повышать качество имеющих относительно высокое качество флюидов пиролиза, количество имеющих относительно высокое качество флюидов пиролиза и/или транспортировку паровой фазы флюидов пиролиза внутри паста. Повышение давления часто обеспечивает добычу углеводородов с низким молекулярным весом, поскольку такие углеводороды с низким молекулярным весом легче транспортируются в паровой фазе в пласте. Создание имеющих низкий молекулярный вес углеводородов (и соответствующая повышенная транспортировка паровой фазы) предположительно является частично результатом автогенного генерирования и реакции водорода внутри части содержащего углеводороды пласта. Например, поддерживание повышенного давления может приводить к переходу водорода, генерированного в нагретой части, в жидкую фазу (например, за счет растворения). Дополнительно к этому, нагревание части до температуры внутри диапазона температур пиролиза может приводить к пиролизу, по меньшей мере, некоторых углеводородов внутри пласта для создания флюидов пиролиза в жидкой фазе. Созданные компоненты могут включать двойную связь и/или радикал. Н₂ в жидкой фазе может восстанавливать двойную связь созданных в результате пиролиза флюидов, уменьшая тем самым возможность полимеризации созданных в результате пиролиза флюидов. Дополнительно к этому, водород может также нейтрализировать радикалы в созданных в результате пиролиза флюидах.

Поэтому Н2 в жидкой фазе может по существу исключать реакцию созданных в результате пиролиза флюидов друг с другом и/или с другими соединениями в пласте.

Повышение давления пласта для увеличения количества флюидов пиролиза в паровой фазе может значительно уменьшать вероятность коксообразования внутри выбранной секции пласта. Реакция коксообразования может происходить в жидкой фазе. Поскольку многие созданные компоненты могут быть преобразованы в углеводороды с короткой цепью и могут переходить в жидкую фазу, то может уменьшаться коксообразование внутри выбранной секции.

Повышение давления пласта для увеличения количества флюидов пиролиза в паровой фазе предпочтительно также для обеспечения повышенного извлечения более легких (и имеющих относительно высокое качество) флюидов пиролиза. Обычно флюиды пиролиза можно добывать намного быстрее и с меньшими остатками, когда флюиды находятся в паровой фазе, а не в жидкой фазе. Нежелательные реакции полимеризации также происходят более часто, когда флюиды пиролиза находятся в жидкой фазе, а не в паровой фазе. Дополнительно к этому, при добыче флюидов пиролиза в паровой фазе необходимо меньше добывающих скважин/зон, что приводит к снижению стоимости проекта.

В одном варианте выполнения, часть содержащего углеводороды пласта можно нагревать для увеличения парциального давления Н₂. В некоторых вариантах выполнения повышенное парциальное давление Н₂ может включать абсолютные давления Н₂ в диапазоне от около 1 бар до около 7 бар. В качестве альтернативного решения, повышенное парциальное давление Н2 может включать абсолютные давления Н2 в диапазоне от около 5 бар до около 7 бар. Например, большинство углеводородных флюидов можно добывать внутри диапазона от около 5 бар до около 7 бар. Однако диапазон парциальных давлений Н 2 внутри диапазона парциальных давлений Н₂ пиролиза может изменяться в зависимости, например, от температуры и давления нагреваемой части пласта.

Поддерживание парциального давления Н2 внутри пласта выше атмосферного давления может увеличивать значение плотности ΑΡΙ добываемых конденсируемых углеводородных флюидов. Например, поддерживание такого парциального давления Н2 может увеличивать значение плотности ΑΡΙ добываемых конденсируемых углеводородных флюидов до более около 25 или, в некоторых случаях, более около 30. Поддерживание такого парциального давления Н₂ внутри нагреваемой части содержащего углеводороды пласта может увеличивать концентрацию Н2 внутри нагреваемой части, так что становится доступным Н2 для реакции с пиролизованными компонентами углеводородов. Реакция Н2 с пиролизованными компонентами углеводородов может уменьшить полимеризацию олефинов в гудроны и другие продукты с поперечными связями, трудно поддающиеся повышению качества. Такие продукты могут иметь низкие значения плотности ΑΡΙ. Поэтому добыча углеводородных флюидов, имеющих

117

118 низкие значения плотности ΑΡΙ, может быть по существу исключена.

Клапан может быть выполнен с возможностью поддержания, изменения и/или управления давлением внутри нагреваемой части содержащего углеводороды пласта. Например, источник нагревания, расположенный внутри содержащего углеводороды пласта, может быть соединен с клапаном. Клапан может быть выполнен с возможностью выпускания флюидов из пласта через источник нагревания. Дополнительно к этому, клапан давления может быть соединен с добывающей скважиной, которая может быть расположена внутри содержащего углеводороды пласта. В некоторых вариантах выполнения, флюиды, выпущенные с помощью клапана, можно собирать и транспортировать на поверхность для дальнейшей обработки.

Внутрипластовой процесс преобразования углеводородов может включать подачу тепла в часть содержащего углеводороды пласта и управление температурой, скоростью повышения температуры и/или давлением внутри нагреваемой части. Например, давлением внутри нагреваемой части можно управлять с использованием клапанов давления, расположенных внутри нагревательной скважины или добывающей скважины, как указывалось выше. Температурой и/или скоростью повышения температуры можно управлять, например, посредством уменьшения количества энергии, подаваемой в один или более источников нагревания.

Управление давлением и температурой внутри содержащего углеводороды пласта в большинстве случаев влияет на свойства добываемых флюидов пласта. Например, состав или качество флюидов, добываемых из пласта, можно изменять посредством изменения среднего давления и средней температуры в выбранной секции нагреваемой части. Качество добываемых флюидов может определяться свойствами, которые могут включать, но не ограничиваясь этим, плотность ΑΡΙ, процентное содержание олефинов в добываемых флюидах пласта, отношение этена к этану, атомарное отношение водорода к углероду, процентное содержание в добываемых флюидах пласта углеводородов, имеющих углеродное число более 25, общую эквивалентную добычу (газа и жидкости), общую добычу жидкости и/или выход жидкости в процентах в пробе Фишера. Например, управление качеством добываемых флюидов пласта может включать управление средним давлением и средней температурой в выбранной секции, так чтобы среднее оценочное давление в выбранной секции было больше давления (р), которое определяется следующей взаимосвязью с оценочной средней температурой (Т) в выбранной секции:

А [----+ В] т

Р ' ^ехР где р измеряется в фунтах на квадратный дюйм, Т - в градусах Кельвина, А и В являются параметрами, зависящими от значения выбранного свойства. Оценочная средняя температура может быть определена указанным выше образом.

Указанное выше соотношение можно переписать так, чтобы натуральный логарифм давления был линейной функцией обратного значения температуры. Эту форму взаимосвязи можно записать в виде:

1п(р) = А/Т + В.

На графике абсолютного давления как функции обратной величины абсолютной температуры А является наклоном, а В - отрезком, отсекаемым на координатной оси. Отрезок В определяется натуральным логарифмом давления при приближении обратного значения температуры к нулю. Поэтому значения (А и В) наклона и отрезка, отсекаемого на координатной оси, взаимосвязи давление-температура можно определить из двух точек графика давления-температуры для заданной величины выбранного свойства. Точки графика давлениятемпературы могут включать среднее давление внутри пласта и среднюю температуру внутри пласта, при которых конкретное значение свойства было добыто, или может быть добыто, из пласта. Например, точки графика давлениятемпературы можно получить с помощью эксперимента, такого как лабораторный или полевой эксперимент.

Можно определить соотношение между параметром наклона А и значением свойства флюида пласта. Например, может быть построен график значений А в виде функции значений свойства флюида пласта. К этим данным можно подогнать кубический полином. Например, данным может соответствовать кубическое полиномное соотношение, такое как

А = а1*(свойство)3 + а2*(свойство)2 + а3* (свойство) + а4 где а1, а2, а3 и а4 являются эмпирическими постоянными, которые могут описывать соотношение между первым параметром А и свойством флюида пласта. В качестве альтернативного решения, к данным можно подогнать другие соотношения, имеющие другие функциональные формы, такие как полиномы другого порядка или логарифмическая функция. Таким образом, а1, а2, ... можно оценивать из результатов подгонки данных. Аналогичным образом, можно определить соотношение между вторым параметром В и значением свойства флюида пласта. Например, можно построить график величин В в виде функции значений свойства флюида пласта. К данным можно также подогнать кубический полином. Например, к данным можно подогнать кубический полином, такой как

В = Ь1*(свойство)3 + Ь2*(свойство)2 + Ь3*(свойство) + Ь4

119

120 где Ь1, Ь2, Ь3 и Ь4 являются эмпирическими данных. Например, в табл. 1а и 1Ь приведены постоянными, которые могут описывать соотношение между параметром В и значением свойства флюида пласта. Таким образом, Ь1, Ь2,... можно оценивать из результатов подгонки оценочные эмпирические постоянные, определенные для нескольких свойств флюида пласта нефтеносных сланцев Грин Ривер, указанных выше.

Таблица 1а

Свойство	а1	а2	а3	а4
Плотность ΑΡΙ	-0,738549	-8,893902	4752,182	-145484,6
Отношение этен/этан	-15543409	3261335	-303588,8	-2767,469
Содержание углеводородов, имеющих углеродное число более 25 в мас.%	0,1621956	-8,85952	547,9571	-24684,9
Атомарное отношение НС	2950062	-16982456	32584767	-20846821
Добыча жидкости (гал/т)	119,2978	-5972,91	96989	-524689
Эквивалентная добыча жидкости (гал/г)	-6,24976	212,9383	-777,217	-39353,47
Проба Фишера в %	0,5026013	-126,592	9813,139	-252736

Таблица 1Ь

Свойство	Ь1	Ь2	Ь3	Ь4
Плотность ΑΡΙ	-0,003843	-2,279424	3,391071	96,67251
Отношение Этен/этан	-8974,317	2593,058	-40,78874	23,31395
Содержание углеводородов, имеющих углеродное число более 25 в мас.%	-0,0005022	0,026258	-1,12695	44,49521
Атомарное отношение НС	790,0532	-4199,454	7328,572	-4156,599
Добыча жидкости (гал/т)	-0,17808	8,914098	-144,999	793,2477
Эквивалентная добыча жидкости (гал/г)	-0,03387	2,778804	-72,6457	650,7211
Проба Фишера в %	-0,0007901	0,196296	-15,1369	395,3574

Для определения среднего давления и средней температуры, которые можно использовать для добычи флюида пласта, имеющего выбранное свойство, можно использовать значение выбранного свойства и указанные выше эмпирические постоянные для определения первого параметра А и второго параметра В в соответствии со следующими соотношениями: А=а1*(свойство)3+а2*(свойство)2+а3*(свойство)+а4 В=Ь1*(свойство)3+Ь2*(свойство)2+Ь3*(свойство)+Ь4

Например, в табл. 2а-2д приведены оценочные значения для параметра А и приблизительные значения для параметра В, определенные для выбранного свойства флюида пласта указанным выше образом.

Таблица 2ά

Атомарное отношение Н/С	А	В
1,7	-38360	60,531
1,8	-12635	23,989
1,9	-7953,1	17,889
2,0	-6613,1	16,364

Таблица 2е

Добыча жидкости (гал/т)	А	В
14	-10179	21,780
16	-13285	25,866
18	-18364	32,882
20	-19689	34,282

Таблица 2Г

Таблица 2а

Плотность ΑΡΙ	А	В
20 градусов	-59906,9	83,46594
25 градусов	43778,5	66,85148
30 градусов	-30864,5	50,67593
35 градусов	-21718,5	37,82131
40 градусов	-16894,7	31,16965
45 градусов	-16946,8	33,60297

Эквивалентная добыча жидкости (гал/т)	А	В
20	-19721	38,338
25	-23350	42,052
30	-39768,9	57,68

Таблица 2§

Проба Фишера, в %	А	В
60%	-11118	23,156
70%	-13726	26,635
80%	-20543	36,191
90%	-28554	47,084

Таблица 2Ь

Отношение этен/ этан	А	В
0,20	-57379	83,145
0,10	-16056	27,652
0,05	-11736	21,986
0,01	-5492,8	14,234

Таблица 2с

Содержание углеводородов, имеющих углеродное число более 25, в мас.%	А	В
25%	-14206	25,123
20%	-15972	28,442
15%	-17912	31,804
10%	-19929	35,349
5%	-21956	38,849
1%	-24146	43,394

Определенные значения параметра А и параметра В можно использовать для определения среднего давления в выбранной секции пласта с использованием оценочной средней температуры Т в выбранной секции. Оценочную среднюю температуру можно определить указанным выше образом. Например, среднее давление в выбранной секции можно определить с помощью соотношения:

р = ехр [А/Т + В], где р измеряется в фунтах на квадратный дюйм, Т измеряется в градусах Кельвина. В качестве альтернативного решения, можно определить среднее абсолютное давление в выбранной сек121

122 ции, измеренное в барах, с использованием следующего соотношения:

р (в бар) = ехр [А/Т + В - 2,6744].

Таким образом, средним давлением внутри выбранной секции можно управлять так, что среднее давление внутри выбранной секции регулируется на среднее давление, определенное указанным выше образом, для добычи из выбранной секции флюида пласта, имеющего выбранное свойство.

В качестве альтернативного решения, определенные значения параметра А и параметра В можно использовать для определения средней температуры в выбранной секции пласта с использованием оценочного среднего давления р в выбранной секции. Оценочное среднее давление можно определить указанным выше образом. Поэтому, при использовании указанного выше соотношения можно управлять средней температурой внутри выбранной секции для приближения к расчетной средней температуре с целью добычи флюида пласта, имеющего выбранное свойство.

Как указывалось выше, состав флюидов пласта, добытых из пласта, можно изменять посредством изменения, по меньшей мере, одного рабочего условия процесса внутрипластового преобразования углеводородов. Дополнительно к этому, по меньшей мере, одно рабочее условие можно определить с использованием выполняемого компьютером способа. Например, рабочее условие может включать, но не ограничиваясь этим, давление в пласте, температуру в пласте, скорость нагревания пласта, мощность, подаваемую в источник нагревания и/или скорость потока синтетического газа генерированного флюида. Выполняемый компьютером способ может включать измерение, по меньшей мере, одного свойства пласта. Например, измеряемые свойства могут включать толщину содержащего углеводороды слоя, коэффициент отражения витринита, содержание водорода, содержание кислорода, содержание влаги, глубину/ширину содержащего углеводороды пласта и другие указанные свойства.

По меньшей мере одно измеренное свойство можно подавать в программу, выполняемую компьютером. Программу можно использовать для определения, по меньшей мере, одного рабочего условия из измеренного свойства. Дополнительно к этому, в программу можно ввести, по меньшей мере, одно свойство выбранных флюидов пласта. Например, свойства выбранных флюидов пласта могут включать, но не ограничиваясь этим, плотность ΑΡΙ, содержание олефина, распределение углеродных чисел, отношение этена к этану, атомарное отношение водорода к углероду. Программу можно также использовать для определения, по меньшей мере, одного рабочего условия из свойства выбранных флюидов пласта. Таким образом, можно изменять рабочее условие процесса внутри пластового преобразования для приближения к, по меньшей мере, одному рабочему условию, так чтобы увеличить добычу выбранных флюидов из пласта.

В одном варианте выполнения выполняемый с применением компьютера способ можно использовать для определения, по меньшей мере, одного свойства флюида пласта, который можно добывать из содержащего углеводороды пласта, для установки рабочих условий в виде функции времени. Способ может включать измерения, по меньшей мере, одного свойства пласта и введение, по меньшей мере, одного измеренного свойства в указанную программу компьютера. Дополнительно к этому, в программу компьютера можно ввести одно или ряд рабочих условий. По меньшей мере, одно из рабочих условий может включать, например, скорость нагревания или давление. Один или более рядов рабочих условий могут включать текущие используемые рабочие условия (в процессе внутрипластового преобразования) или же рабочие условия, которые учитываются в процессе внутрипластового преобразования.

Программу компьютера можно использовать для определения, по меньшей мере, одного свойства флюида пласта, который можно добывать с помощью процесса внутрипластового преобразования углеводородов, в виде функции времени с использованием, по меньшей мер, одного ряда рабочих условий и, по меньшей мере, одного измеренного свойства пласта. Кроме того, способ может включать сравнение определенного свойства флюида с выбранным свойством. Таким образом, если программа компьютера выдает множество определенных свойств, то можно определить свойства, которые в наименьшей степени отличаются от выбранного свойства.

Свойства флюидов пласта могут изменяться в зависимости от расположения добывающей скважины в пласте. Например, расположение добывающей скважины относительно расположения источника нагревания в пласте может влиять на состав флюида пласта, добываемого из пласта. Дополнительно к этому, расстояние между добывающей скважиной и источником нагревания в пласте можно изменять для изменения состава добываемого флюида пласта. Уменьшение расстояния между добывающей скважиной и источником нагревания может приводить к увеличению температуры у добывающей скважины. Таким образом, существенная часть флюидов пиролиза, проходящих через добывающую скважину, может в некоторых случаях расщепляться в не конденсируемые соединения за счет увеличения температуры у добывающей скважины. Поэтому, можно выбирать положение добывающей скважины относительно источника нагревания для увеличения фракции не конденсируемого газа в добываемых флюидах пласта. Дополнительно к этому,

123

124 положение добывающей скважины относительно источника нагревания можно выбирать так, чтобы фракция не конденсируемого газа добываемых флюидов пласта была больше фракции конденсируемого газа добываемых флюидов пласта.

Распределение углеродных чисел добываемого флюида пласта может указывать на качество добытого флюида пласта. Обычно, конденсируемые углеводороды с низкими углеродными числами считаются более ценными, чем конденсируемые углеводороды, имеющие более высокие углеродные числа. Низкие углеродные числа могут включать, например, углеродные числа менее около 25. Высокие углеродные числа могут включать углеродные числа более около 25. В одном варианте выполнения процесс внутрипластового преобразования углеводородов может включать подачу тепла, по меньшей мере, в часть пласта и обеспечения переноса тепла так, чтобы тепло могло приводить к образованию флюидов пиролиза, при этом большинство флюидов пиролиза имеют углеродные числа не менее примерно 25.

В одном варианте выполнения процесс внутрипластового преобразования может включать подачу тепла в, по меньшей мере, часть содержащего углеводороды пласта со скоростью, достаточной для изменения и/или управления образованием олефинов. Например, процесс может включать нагревание части пласта со скоростью, достаточной для образования флюидов пласта, имеющих содержание олефинов менее около 10 мас.% конденсируемых углеводородов флюидов пласта. Уменьшение образования олефинов может существенно уменьшить покрытие поверхности труб такими олефинами, за счет чего уменьшаются трудности, связанные с транспортировкой углеводородов через трубопроводы. Уменьшение образования олефина может также приводить к исключению полимеризации углеводородов во время пиролиза, за счет чего увеличивается проницаемость пласта и/или повышается качество добытых флюидов (например, за счет уменьшения распределения углеродных чисел, увеличения плотности АР1 и т.д.).

Однако в некоторых вариантах выполнения часть пласта можно нагревать со скоростью, обеспечивающей селективное увеличение содержания олефина конденсируемых углеводородов в добываемых флюидах. Например, олефин можно отделять от таких конденсируемых углеводородов и использовать для получения дополнительных продуктов.

В некоторых вариантах выполнения, часть пласта можно нагревать со скоростью, обеспечивающей селективное повышение содержания фенола или замещенных фенолов конденсируемых углеводородов в добываемых флюидах. Например, фенол и/или замещенные фенолы можно отделять от таких конденсируемых угле водородов и использовать для получения дополнительных продуктов. В некоторых вариантах выполнения, можно выбирать ресурсы для увеличения добычи фенола и/или замещенных фенолов.

Углеводороды в добытых флюидах могут включать смесь нескольких разных компонентов, некоторые из которых являются конденсируемыми углеводородами, а другие не конденсируемыми. Фракцию не конденсируемых углеводородов внутри добываемого флюида можно изменять и/или управлять ею посредством изменения, управления и/или поддерживания температуры внутри диапазона температур пиролиза нагреваемой части содержащего углеводороды пласта. Дополнительно к этому, фракцию не конденсируемых углеводородов внутри добываемых флюидов можно изменять и/или управлять ею посредством изменения, управления и/или поддерживания давления внутри нагреваемой части. В некоторых вариантах выполнения, наземное оборудование может быть выполнено с возможностью разделения конденсируемых и не конденсируемых углеводородов добытого флюида.

В некоторых вариантах выполнения не конденсируемые углеводороды могут включать, но не ограничиваясь этим, углеводороды, имеющие менее 5 атомов углерода, Н2, СО2, аммиак, Н₂8, Ν₂ и/или СО. В некоторых вариантах выполнения, не конденсируемые углеводороды флюида, добытого из части содержащего углеводороды пласта, могут иметь отношение масс углеводородов, имеющих углеродные числа от 2 до 4 (углеводороды С2-4), к метану более около 0,3, более около 0,75 или более около 1 при некоторых обстоятельствах. Например, не конденсируемые углеводороды флюида, добытого из части содержащего нефтеносный сланец или углеводороды пласта, может иметь отношение масс углеводородов, имеющих углеродные числа от 2 до 4, к метану более около 1. Дополнительно к этому, не конденсируемые углеводороды флюида, добытого из содержащего уголь пласта, могут иметь отношение масс углеводородов, имеющих углеродные числа от 2 до 4, к метану более около 0,3.

Такое отношение углеводородов С2-4 к метану считается более предпочтительным по сравнению с аналогичными отношениями масс, полученных из других пластов. Такие отношения масс указывают на большее количество углеводородов с 2, 3 и/или 4 атомами углерода (например, этана, пропана и бутана), чем обычно присутствует в газах, добытых из пластов. Часто такие углеводороды являются более ценными. Добыча углеводородов с такими отношениями масс считается результатом условий, обеспечиваемых в пласте во время пиролиза (например, управляемое нагревание и/или давление, используемое в восстанавливающих условиях, или, по меньшей мере, в не окисляющих

125

126 условиях). Считается, что в таких условиях могут более легко разрушаться углеводороды с длинной цепью с образованием существенно меньших (и во многих случаях более насыщенных) соединений, таких как углеводороды С_2-4. Отношение масс углеводородов С_2-4 к метану может изменяться в зависимости, например, от температуры нагреваемой части и скорости нагревания нагреваемой части.

В некоторых вариантах выполнения, плотность АР1 углеводородов в флюиде, добываемом из содержащего углеводороды пласта, может быть около 25 или более (например, 30, 40, 50 и т.д.).

Метан и, по меньшей мере, часть этана можно отделять от не конденсируемых углеводородов в добытом флюиде и использовать в качестве природного газа. Часть пропана и бутана можно отделять от не конденсируемых углеводородов добытого флюида. Дополнительно к этому, отделенный пропан и бутан можно использовать в качестве топлива или сырья для получения других углеводородов. Часть добытого флюида, имеющего углеродные числа менее 4 можно, как указывалось выше, подвергнуть реформингу в пласте для получения дополнительного водорода и/или метана. Дополнительно к этому, этан, бутан и пропан можно отделять от не конденсируемых углеводородов и использовать для создания олефинов.

Не конденсируемые углеводороды флюида, добытого из содержащего углеводороды пласта, могут иметь содержание Н2 более около 5 мас.%, более 10 мас.% или более 15 мас.%. Водород можно использовать, например, в качестве топлива для топливного элемента, для внутрипластовой гидрогенизации углеводородных флюидов и/или для гидрогенизации углеводородных флюидов вне пласта. Дополнительно к этому, считается, что присутствие Н₂ внутри флюида пласта в нагреваемой части содержащего углеводороды пласта увеличивает качество добываемых флюидов. В некоторых вариантах выполнения, атомарное отношение водорода к углероду в добываемом флюиде может составлять, по меньшей мере, примерно 1,7 или более. Например, атомарное отношение водорода к углероду в добытом флюиде может составлять примерно 1,8, примерно 1,9 или более.

Не конденсируемые углеводороды могут включать некоторое количество сероводорода. Не конденсируемые углеводороды можно обрабатывать для выделения сероводорода из других соединений в не конденсируемых углеводородах. Выделенный сероводород можно использовать, например, для получения серной кислоты, удобрений и/или элементарной серы.

В некоторых вариантах выполнения, флюид, добытый из содержащего углеводороды пласта с помощью процесса внутрипластового преобразования, может включать диоксид углерода. Диоксид углерода, добытый из пласта, можно использовать, например, для улучшения извлечения нефти, в качестве, по меньшей мере, части сырья для получения мочевины и/или можно обратно нагнетать в содержащий углеводороды пласт для получения синтетического газа и/или получения метана из угольного слоя.

Флюид, добытый из содержащего углеводороды пласта с помощью процесса внутрипластового преобразования, может включать моноксид углерода. Моноксид углерода, добытый из пласта, можно использовать, например, в качестве сырья для топливного элемента, в качестве сырья для процесса Фишера-Тропша, в качестве сырья для получения метанола и/или в качестве сырья для получения метана.

Конденсируемые углеводороды добываемых флюидов можно отделять от флюидов. В одном варианте выполнения, конденсируемый компонент может включать конденсируемые углеводороды и соединения, находящиеся в водной фазе. Водную фазу можно отделять от конденсируемого компонента. Содержание аммиака в суммарно добытых флюидах может быть больше около 0,1 мас.%, больше около 0,5 мас.% и в некоторых вариантах выполнения, до около 10 мас.% добытых флюидов. Аммиак можно использовать для получения, например, мочевины.

Можно добывать некоторые варианты флюида, в которых большинство углеводородов в добытом флюиде имеет углеродное число менее примерно 25. В качестве альтернативного решения, менее около 15 мас.% углеводородов в конденсируемых углеводородах имеют углеродное число более примерно 25, и/или менее 2 мас.% углеводородов в конденсируемых углеводородах имеют углеродное число более примерно 25.

В некоторых вариантах выполнения, флюид, добытый из пласта (например, содержащего уголь пласта) может включать обогащенные кислородом углеводороды. Например, конденсируемые углеводороды добытого флюида могут включать количество насыщенных кислородом углеводородов более около 5 мас.% конденсируемых углеводородов. В качестве альтернативного решения, конденсируемые углеводороды могут включать количество насыщенных кислородом углеводородов более 1,0 мас.% конденсируемых углеводородов. Кроме того, конденсируемые углеводороды могут включать количество насыщенных кислородом углеводородов более 1,5 мас.% конденсируемых углеводородов или более около 2,0 мас.% конденсируемых углеводородов. В одном варианте выполнения, насыщенные кислородом углеводороды могут включать, но не ограничиваясь этим, фенол и/или замещенные фенолы. В некоторых вариантах выполнения, фенол и замещенные фенолы могут иметь большую экономическую ценность, чем другие продукты, полученные в результате процесса внутрипласто

127

128 вого преобразования. Поэтому, процесс внутрипластовой обработки можно использовать для получения фенола и/или замещенных фенолов. Например, создание фенола и/или замещенных фенолов может увеличиваться, когда давление внутри пласта поддерживается на низком уровне.

В некоторых вариантах выполнения, конденсируемые углеводороды флюида, добытого из содержащего углеводороды пласта, могут включать также олефины. Например, содержание олефина конденсируемых углеводородов может быть в диапазоне от около 0,1 мас.% до около 15 мас.%. В качестве альтернативы, содержание олефина конденсируемых углеводородов может быть также внутри диапазона от около 0,1 мас.% до около 5 мас.%. Кроме того, содержание олефина конденсируемых углеводородов может быть также внутри диапазона от около 0,1 мас.% до около 2,5 мас.%. Содержание олефина конденсируемых углеводородов можно изменять и/или управлять им посредством управления давлением и/или температурой внутри пласта. Например, содержание олефина конденсируемых углеводородов можно уменьшать путем избирательного увеличения давления внутри пласта, посредством избирательного уменьшения температуры внутри пласта, посредством избирательного уменьшения скорости нагревания внутри пласта и/или посредством избирательного увеличения парциального давления водорода в пласте. В некоторых вариантах выполнения, пониженное содержание олефина конденсируемых углеводородов может быть предпочтительным. Например, если часть добытого флюида используется для получения моторного топлива, то желательно уменьшенное содержание олефина.

В альтернативных вариантах выполнения, может быть предпочтительным более высокое содержание олефина. Например, если часть конденсируемых углеводородов продается, то более высокое содержание олефина может быть предпочтительным вследствие высокой экономической ценности продуктов олефина. В некоторых вариантах выполнения, олефины можно выделять из добытых флюидов и затем продавать и/или использовать в качестве сырья для получения других соединений.

Не конденсируемые углеводороды добываемых флюидов могут также содержать олефины. Например, содержание олефина не конденсируемых углеводородов можно измерять с использованием молярного отношения этена к этану. В некоторых вариантах выполнения, молярное отношение этена к этану может быть в диапазоне от около 0,001 до около 0,15.

Флюиды, добытые из содержащего углеводороды пласта, могут содержать ароматические соединения. Например, конденсируемые углеводороды могут включать количество ароматических соединений более около 20 мас.% или около 25 мас.% конденсируемых углеводородов. В качестве альтернативного решения, конденсируемые углеводороды могут включать количество ароматических соединений более около 30 мас.% конденсируемых углеводородов. Конденсируемые углеводороды могут также включать относительно небольшое количество соединений с более, чем 2 кольцами в них (например, триароматические соединения или выше). Например, конденсируемые углеводороды могут включать менее около 1 мас.% или менее около 2 мас.% триароматических соединений или более. В качестве альтернативного решения, конденсируемые углеводороды могут включать менее около 5 мас.% триароматических соединений или более.

В частности, в некоторых вариантах выполнения, асфальтены (т.е. большие полициклические ароматические соединения, которые могут быть по существу растворимыми в углеводородах) составляют менее около 0,1 мас.% конденсируемых углеводородов. Например, конденсируемые углеводороды могут включать асфальтеновый компонент от около 0,0 мас.% до около 0,1 мас.%, или же в некоторых вариантах выполнения, менее около 0,3 мас.%.

Конденсируемые углеводороды добытого флюида могут также включать относительно большие качества циклоалканов. Например, конденсируемые углеводороды могут включать циклоалкановый компонент от около 5 мас.% до около 30 мас.% конденсируемых углеводородов.

В некоторых вариантах выполнения, конденсируемые углеводороды жидкости, добываемой из пласта, могут включать соединения, содержащие азот. Например, менее около 1 мас.% (при вычислении на основе элементов) конденсируемых углеводородов может быть азотом (например, азот может быть обычно в содержащих азот соединениях, таких как пиридины, амины, амиды, карбозоли и т.д.).

В некоторых вариантах выполнения, конденсируемые углеводороды жидкости, добываемой из пласта, могут включать соединения, содержащие кислород. Например, в некоторых вариантах выполнения (например, для нефтеносного сланца и тяжелых углеводородов) менее около 1 мас.% (при вычислении на основе элементов) конденсируемых углеводородов могут быть содержащими кислород соединениями (например, кислород может быть обычно в содержащих кислород соединениях, таких как фенол, замещенные фенолы, кетоны и т.д.). В некоторых других вариантах выполнения (например, в содержащих уголь пластах), от около 5 мас.% до около 30 мас.% конденсируемых углеводородов могут обычно включать содержащие кислород соединения такие как фенолы, замещенные фенолы, кетоны и т.д.). В некоторых случаях, определенные содержащие кислород соединения (например, фенолы) могут быть

129

130 ценными и поэтому их экономически выгодно отделяют от добытого флюида.

В некоторых вариантах выполнения, конденсируемые углеводороды флюида, добытого из пласта, могут включать соединения, содержащие серу. Например, менее около 1 мас.% (при вычислении на основе элементов) конденсируемых углеводородов могут быть серой (например, содержащие серу соединения обычно могут включать соединения, такие как тиофены, мекаптаны и т.д.).

Кроме того, флюид, добытый из пласта, может включать аммиак (обычно аммиак может конденсироваться с водой, добываемой из пласта, если она имеется). Например, флюид, добытый из пласта, может в некоторых вариантах выполнения включать около 0,05 мас.% или более аммиака. Некоторые пласты (например, уголь и/или нефтеносный сланец) могут выдавать большие количества аммиака (например, до 10 мас.% всей добытой жидкости может быть аммиаком).

Дополнительно к этому, добытый из пласта флюид может также включать молекулярный водород (Н₂). Например, флюид может иметь содержание Н₂ между около 10 об.% и 80 об.% не конденсируемых углеводородов.

В некоторых вариантах выполнения, по меньшей мере, около 15 мас.% всего содержания органических углеродов углеводородов в части пласта можно преобразовать в углеводородные жидкости.

Полное возможное количество продуктов, которые могут быть получены из углеводородов, можно определить с помощью пробы Фишера. Проба Фишера является стандартным методом, который включает нагревание образца углеводородов до примерно 500°С в течение 1 ч, собирание продуктов, полученных из нагреваемого образца, и определение количества продуктов. В одном варианте выполнения, способ внутрипластовой обработки содержащего углеводороды пласта может включать нагревание части пласта, для получения более около 60 мас.% возможного количества продуктов из углеводородов, измеренного с помощью пробы Фишера.

В некоторых вариантах выполнения, нагреванием выбранной секции пласта можно управлять для пиролиза, по меньшей мере, около 20 мас.% (или в некоторых вариантах выполнения около 25 мас.%) углеводородов внутри выбранной секции пласта. Преобразование углеводородов внутри пласта можно ограничивать для исключения оседания пласта.

Нагревание, по меньшей мере, части пласта может приводить к пиролизу, по меньшей мере, некоторых углеводородов внутри части, за счет чего образуются фрагменты углеводородов. Фрагменты углеводородов могут быть реактивными и реагировать с другими соединениями в пласте и/или с другими фрагментами углеводородов, полученных путем пиролиза. Однако реакция фрагментов углеводородов с другими соединениями и/или друг с другом может уменьшить добычу выбранного продукта. Однако восстанавливающий реагент внутри пласта или подаваемый в часть пласта во время нагревания может увеличивать добычу выбранного продукта. Восстанавливающим реагентом может быть, но не ограничиваясь этим, Н2. Например, восстанавливающий реагент может вступать в реакцию с фрагментами углеводородов для создания выбранного продукта.

В одном варианте выполнения, в пласт можно подавать молекулярный водород для создания восстановительной среды. Реакция гидрогенизации между молекулярным водородом и, по меньшей мере, некоторыми углеводородами внутри части пласта может образовывать тепло. Созданное тепло можно использовать для нагревания пласта. Молекулярный водород можно генерировать также внутри части пласта. Таким образом, генерированный Н₂ можно использовать для гидрогенизации углеводородных жидкостей внутри части пласта.

Например, Н2 можно получать из первой части содержащего углеводороды пласта. Н2 можно получать в виде компонента жидкости, добываемой из первой части. Например, по меньшей мере, часть жидкостей, добытых из первой части пласта, можно подавать во вторую часть пласта для создания восстановительной среды внутри второй части.

Вторую часть пласта можно нагревать указанным выше образом. Дополнительно к этому, во вторую часть пласта можно подавать полученный Н₂. Например, парциальное давление Н₂ внутри добытого флюида может быть больше, чем парциальное давление Н₂ пиролиза при измерении у скважины, из которой может добываться полученный флюид.

Например, часть содержащего углеводороды пласта можно нагревать в условиях восстановительной среды. Наличие восстанавливающего реагента во время пиролиза, по меньшей мере, некоторых углеводородов в нагреваемой части может восстанавливать (например, по меньшей мере, частично насыщать), по меньшей мере, некоторые из продуктов пиролиза. Восстановление некоторых продуктов пиролиза может уменьшать концентрацию олефинов в углеводородных флюидах. Восстановление продуктов пиролиза может улучшать качество продуктов углеводородных флюидов.

Один вариант выполнения способа внутрипластовой обработки содержащего углеводороды пласта может включать генерирование Н2 и углеводородных флюидов внутри пласта. Дополнительно к этому, способ может включать генерирование углеводородных флюидов с использованием Н₂ внутри пласта. В некоторых вариантах выполнения, способ может также включать генерирование Н₂ в части пласта.

131

132

В одном варианте выполнения, способ обработки части содержащего углеводороды пласта может включать нагревание части так, что увеличивается теплопроводность выбранной секции нагреваемой части. Например, во время нагревания может существенно увеличиваться пористость и проницаемость внутри выбранной секции нагреваемой части, так что тепло может передаваться через пласт не только с помощью проводимости, но также посредством конвекции и/или излучения из источника нагревания. Таким образом, такой перенос тепла с помощью конвекции или излучения может увеличивать кажущуюся теплопроводность выбранной секции, а следовательно, температуропроводность. Большая кажущаяся температуропроводность может обеспечивать нагревание, по меньшей мере, части содержащего углеводороды пласта от источников нагревания. Например, комбинированное нагревание с помощью проводимости, излучения и/или конвекции может ускорять нагревание. Такое ускоренное нагревание может значительно сократить время, необходимое для создания углеводородов, и может значительно увеличить экономическую возможность коммерческого использования процесса внутрипластового преобразования. В другом варианте выполнения, процесс внутрипластового преобразования содержащего углеводороды пласта может также включать подачу тепла в нагреваемую часть для увеличения теплопроводности выбранной секции до более около 0,5 Вт/(м°С) или около 0,6 Вт/(м°С).

В некоторых вариантах выполнения, процесс внутрипластового преобразования угольного пласта может повышать уровень типа угля внутри нагреваемой части угля. Повышение типа угля, оцениваемое коэффициентом отражения витринита, может совпадать с существенным изменением структуры угля (например, с молекулярными изменениями в структуре углерода). Измененная структура угля может иметь более высокую теплопроводность.

Температуропроводность внутри содержащего углеводороды пласта может изменяться в зависимости, например, от плотности содержащего углеводороды пласта, теплоемкости пласта и теплопроводности пласта. При осуществлении пиролиза внутри выбранной секции, масса содержащего углеводороды пласта может удаляться из выбранной секции. Удаление массы может включать, но не ограничиваясь этим, удаление воды и преобразование углеводородов в флюиды пласта. Например, более низкую теплопроводность можно ожидать при удалении воды из содержащего уголь пласта. Этот эффект может значительно изменяться на разных глубинах. На больших глубинах литостатическое давление может быть больше и может закрывать некоторые отверстия (например, кливажи и/или трещины) в угле. Закрывание отверстий может увеличивать теплопроводность угля. В некото рых вариантах выполнения, можно наблюдать более высокую теплопроводность вследствие более высокого литостатического давления.

В некоторых вариантах выполнения, процесс внутрипластового преобразования может генерировать молекулярный водород во время процесса пиролиза. Дополнительно к этому, пиролиз обычно приводит к увеличению пористости/полых пространств в пласте. Полые пространства в пласте могут содержать водородный газ, созданный с помощью процесса пиролиза. Водородный газ может иметь теплопроводность, в около шести раз большую, чем азот или воздух. Это может увеличивать теплопроводность пласта.

Некоторые указанные здесь варианты выполнения во многих случаях обеспечивают экономически выгодную обработку пластов, которые раньше считались экономически не выгодными. Такая обработка становится возможной за счет неожиданно сильного увеличения теплопроводности и температуропроводности, которое можно обеспечить в некоторых вариантах выполнения. Эти неожиданные результаты иллюстрируются тем фактом, что до этого в литературе указывалось, что содержащие определенные углеводороды пласты, такие как уголь, имеют относительно небольшие значения теплопроводности и температуропроводности при нагревании. Например, в правительственном докладе № 8364, составленном М. 81идег и К. Р. Туе, с названием Тепловые, механические и физические свойства выбранных битуминозных углей и коксов, департамента внутренних дел США, управление шахт (1979) авторы приводят значения теплопроводности и температуропроводности для четырех битуминозных углей. Этот правительственный доклад включает графики теплопроводности и температуропроводности, которые показывают относительно низкие значения вплоть до около 400°С (например, теплопроводность составляет около 0,2 Вт/(м°С), а температуропроводность - менее около 1,7 х 10^-3 см²/с). Этот правительственный доклад утверждает, что угли и коксы являются отличными тепловыми изоляторами.

В противоположность этому, в некоторых указанных вариантах выполнения содержащие углеводороды ресурсы (например, уголь) можно обрабатывать так, что теплопроводность и температуропроводность значительно выше (например, теплопроводность составляет свыше около 0,5 Вт/(м°С), а температуропроводность около 4,1 х 10^-3 см²/с), чем можно было ожидать на основе прежних источников, таких как правительственный доклад № 8364. При обработке как в некоторых указанных вариантах выполнения, уголь не действует как отличный теплоизолятор. Вместо этого тепло может и переносится и/или диффундирует в пласт со значительно более высокой скоростью (и лучше), чем можно было предполагать в соответствии с ис

133

134 точниками, тем самым значительно увеличивая экономическую выгодность обработки пласта.

В одном варианте выполнения, внутрипластовое нагревание части содержащего углеводороды пласта до температуры менее верхней температуры пиролиза может увеличивать проницаемость нагреваемой части. Например, проницаемость может увеличиваться вследствие образования трещин внутри нагреваемой части, вызываемого применением тепла. По мере увеличения температуры нагреваемой части, может удаляться вода вследствие испарения. Испаренная вода может выходить и/или удаляться из пласта. Удаление воды может также увеличивать проницаемость нагреваемой части. Дополнительно к этому, проницаемость нагреваемой части может также увеличиваться вследствие создания углеводородов в результате пиролиза, по меньшей мере, некоторых углеводородов внутри нагреваемой части в макроскопическом масштабе. В одном варианте выполнения, проницаемость выбранной секции внутри нагреваемой части содержащего углеводороды пласта может быть по существу однородной. Например, нагревание посредством проводимости может быть по существу равномерным и тем самым может быть также по существу равномерной проницаемость, создаваемая с помощью нагревания посредством проводимости. В данном патенте понятие по существу равномерная проницаемость означает, что оценочная (например, вычисленная или оцененная) проницаемость любой выбранной части в пласте не изменяется более, чем на фактор 10 от оценочной средней проницаемости этой выбранной части.

Проницаемость выбранной секции внутри нагреваемой части содержащего углеводороды пласта может также быстро увеличиваться вследствие нагревания выбранной секции посредством проводимости. Например, проницаемость непроницаемого содержащего углеводороды пласта может быть менее около 0,1 мД (9,9 х 10^-17 м²) перед обработкой. В некоторых вариантах выполнения, пиролиз, по меньшей мере, части содержащего углеводороды пласта может повышать проницаемость внутри выбранной секции части до более около 10 мД, 100 мД, 1 Д, 10 Д, 20 Д или 50 Д. Таким образом, проницаемость выбранной секции части можно увеличить на фактор более около 1000, 10000 или 100000.

В некоторых вариантах выполнения, наложение (например, перехлест) тепла из одного или более источников нагревания может обеспечивать по существу равномерное нагревание части содержащего углеводороды пласта. Поскольку пласты во время нагревания обычно имеют температурные профили в них, то в данном патенте понятие по существу равномерное нагревание означает такое нагревание, при котором температура в большей части секции не изменяется более, чем на около 100°С от оценочной средней температуры в большей части выбранной секции (объеме), подвергаемой обработке.

По существу равномерное нагревание содержащего углеводороды пласта может приводить к по существу равномерному увеличению проницаемости. Например, равномерное нагревание может создавать ряд по существу равномерных трещин внутри нагреваемой части за счет тепловых напряжений, создаваемых в пласте. Нагревание по существу равномерно может приводить к добыче флюидов пиролиза из части по существу гомогенным образом. Вода, удаленная вследствие испарения и добычи, может приводить в увеличению проницаемости нагреваемой части. Дополнительно к созданию трещин в результате тепловых напряжений, трещины могут также образовываться в результате увеличения давления флюидов. По мере создания флюидов внутри нагреваемой части может также увеличиваться давление флюидов внутри нагреваемой части. При приближении давления флюидов к литостатическому давлению нагреваемой части могут образовываться трещины. По существу равномерное нагревание и гомогенное образование флюидов может приводить к образованию по существу равномерных трещин внутри нагреваемой части. В некоторых вариантах выполнения, проницаемость нагреваемой части содержащего углеводороды пласта может не изменяться на фактор более около 10.

Удаление углеводородов вследствие обработки, по меньшей мере, части содержащего углеводороды пласта, как описано в любом их приведенных вариантов выполнения, может также происходить в микроскопическом масштабе. Углеводороды могут удаляться из микропор внутри нагреваемой части вследствие нагревания. Микропорами можно обычно называть поры, имеющие поперечное сечение менее около 1000 Е. Таким образом, удаление твердых углеводородов может приводить к по существу равномерному увеличению пористости внутри, по меньшей мере, выбранной секции нагреваемой части. Нагревание части содержащего углеводороды пласта, как указано в любом из приведенных выше вариантов выполнения, может по существу равномерно увеличивать пористость выбранной секции внутри нагреваемой части. В данном патенте понятие по существу равномерная пористость означает, что оценочная (например, вычисленная или оцененная) пористость любой выбранной части в пласте не изменяется более, чем на около 25% от оценочной средней пористости такой выбранной части.

Физические характеристики части содержащего углеводороды пласта после пиролиза могут быть аналогичными характеристикам пористого слоя. Например, часть содержащего углеводороды пласта после пиролиза может включать частицы, имеющие размеры около

135

136 нескольких миллиметров. Такие физические характеристики могут отличаться от физических характеристик содержащего углеводороды пласта, в который можно нагнетать газы, которые сжигают углеводороды с целью нагревания углеводородов. Такие газы, нагнетаемые в нетронутый или растрескавшийся пласт, имеют тенденцию к образованию каналов и могут быть неравномерно распределены по пласту. В противоположность этому, газ, нагнетаемый в пиролизованную часть содержащего углеводороды пласта, может приходить в контакт радиально и по существу равномерно с углеродом и/или углеводородами, оставшимися в пласте.

Дополнительно к этому, газы, образованные за счет нагревания углеводородов, могут проходить значительное расстояние внутри нагреваемой части пласта с минимальной потерей давления. Такой перенос газов может быть особенно предпочтительным, например, при обработке круто падающего содержащего углеводороды пласта.

Из части содержащего углеводороды пласта, содержащего, например, уголь, нефтеносный сланец, других содержащих кероген пластов, тяжелых углеводородов (битуминозные пески и т.д.) и других содержащих битумы пластов можно добывать синтетический газ. Содержащий углеводороды пласт можно нагревать перед генерированием синтетического газа для создания по существу равномерного, имеющего относительно высокую проницаемость пласта. В одном варианте выполнения, добычу синтетического газа можно начинать после по существу истощения или экономической невыгодности добычи флюидов пиролиза. В качестве альтернативного решения, генерирование синтетического газа можно начинать до по существу истощения или экономической невыгодности добычи флюидов пиролиза, если добыча синтетического газа будет более экономически выгодной. Температуры пласта во время генерирования синтетического газа обычно выше, чем температуры пиролиза. Повышение температуры пласта с температур пиролиза до температур генерирования синтетического газа обеспечивает дополнительное использование тепла, подаваемого в пласт для пиролиза. Во время повышения температуры пласта с температуры пиролиза до температуры синтетического газа, из пласта можно добывать метан и/или Н₂.

Добыча синтетического газа из пласта, из которого перед этим были удалены флюиды пиролиза, обеспечивает получение синтетического газа, который включает в основном Н2, СО, воду и/или СО2. Добытый синтетический газ в некоторых вариантах выполнения может по существу не иметь углеводородного компонента, если поток из отдельного источника углеводородов не вводится в пласт вместе или дополнительно к флюиду, образующему синтетический газ. Добыча синтетического газа из по существу равномерного, имеющего относительно высокую проницаемость пласта, который образован посредством медленного нагревания пласта до температуры пиролиза, может обеспечивать более легкое введение генерирующего синтетический газ флюида в пласт, и может обеспечивать контакт генерирующего синтетический газ флюида с относительно большой частью пласта. Генерирующий синтетический газ флюид способен выполнять это, поскольку проницаемость пласта была увеличена во время пиролиза и/или поскольку площадь поверхности на единицу объема увеличилась во время пиролиза. Относительно большая площадь поверхности (например, площадь контакта) в пласте после пиролиза обычно обеспечивает реакции генерирования синтетического газа в по существу равновесных условиях для С, Н2, СО, воды и СО2. Однако реакции, в которых образуется метан, могут быть не равновесными, поскольку они ограничены кинетически. Относительно высокая, по существу равномерная проницаемость может обеспечивать расположение добывающих скважин дальше друг от друга, чем добывающих скважин, используемых во время пиролиза пласта.

Температуру, по меньшей мере, части пласта, которая используется для генерирования синтетического газа, можно увеличивать до температуры генерирования синтетического газа (например, от около 400°С до около 1200°С). В некоторых вариантах выполнения, на состав добываемого синтетического газа может влиять температура пласта, температура пласта вблизи скважин, добывающих синтетический газ, и/или время пребывания компонентов синтетического газа. Относительно низкая температура генерирования синтетического газа может приводить к созданию синтетического газа, имеющего высокое отношение Н₂ к СО, однако, добываемый синтетический газ может включать также большую часть других газов, таких как вода, СО2 и метан. Относительно высокая температура генерирования синтетического газа может приводить к созданию синтетического газа, имеющего отношение Н2 к СО, приближающееся к 1, а поток может включать в основном (и в некоторых случаях по существу только) Н₂ и СО. Если генерирующий синтетический газ флюид является по существу чистым паром, то отношение Н₂ к СО может приближаться к 1 при относительно высоких температурах. При температуре пласта около 700°С пласт может выдавать синтетический газ с отношением Н2 к СО около 2 при определенном давлении. Состав синтетического газа обычно зависит от природы генерирующего синтетический газ флюида.

Генерирование синтетического газа обычно является эндотермическим процессом. Во время добычи синтетического газа можно добавлять тепло в часть пласта для поддержания температуры пласта на желаемой температуре

137

138 генерирования синтетического газа или выше минимальной температуры генерирования синтетического газа. Тепло можно добавлять в пласт из источников нагревания, из реакций окисления внутри части и/или за счет ввода в пласт генерирующего синтетический газ флюида с более высокой температурой, чем температура пласта.

В часть пласта вместе с генерирующим синтетический газ флюидом можно вводить окислитель. Окислитель может вступать в экзотермическую реакцию с углеродом внутри части пласта для нагревания пласта. Окисление углерода внутри пласта обеспечивает экономически выгодное нагревание части пласта до относительно высоких температур генерирования синтетического газа. Окислитель можно вводить в пласт без генерирующего синтетический газ флюида для нагревания части. Использование окислителя или окислителя и источников нагревания для нагревания части пласта может быть значительно более предпочтительным, чем нагревание части пласта только с помощью источников нагревания. Окислитель может быть, но не ограничиваясь этим, воздухом, кислородом или обогащенным кислородом воздухом. Окислитель может реагировать с углеродом в пласте для образования СО₂ и/или СО. Использование воздуха или обогащенного кислородом воздуха (т.е. воздуха с содержанием кислорода более 21 об.%) для генерирования тепла внутри пласта может приводить к присутствию в добываемом синтетическом газе значительной части Ν₂. Температуру в пласте можно поддерживать ниже температур, необходимых для генерирования оксидов азота (ΝΟ_Χ), так чтобы в добываемом синтетическом газе было мало или отсутствовали соединения ΝΟ_Χ.

Смесь пара и кислорода или пара и воздуха можно подавать в пласт по существу постоянно. Если для создания синтетического газа используется нагнетание пара и кислорода, то кислород можно получать на месте посредством электролиза воды с использованием постоянного тока, полученного в топливном элементе. Н2, полученный посредством электролиза воды, можно использовать в качестве топливного потока для топливного элемента. О₂, полученный посредством электролиза воды, можно нагнетать в горячий пласт для повышения температуры пласта.

Источники нагревания и/или добывающие скважины внутри пласта для пиролиза и добычи флюидов пиролиза из пласта можно использовать для различных целей во время добычи синтетического газа. Скважину, которая использовалась в качестве источника нагревания или добывающей скважины во время пиролиза, можно использовать в качестве нагнетательной скважины для введения генерирующего синтетический газ флюида в пласт. Скважину, которая использовалась в качестве источника нагре вания или добывающей скважины во время пиролиза, можно использовать в качестве добывающей скважины во время генерирования синтетического газа. Скважину, которая использовалась в качестве источника нагревания или добывающей скважины во время пиролиза, можно использовать в качестве источника нагревания для нагревания пласта во время генерирования синтетического газа. Скважины, добывающие синтетический газ, могут быть расположены на большем расстоянии друг от друга, чем добывающие скважины во время пиролиза благодаря относительно высокой, по существу равномерной проницаемости пласта. Скважины, добывающие синтетический газ, могут нагреваться до относительно высоких температур, так что часть пласта, смежная с добывающей скважиной, имеет температуру, обеспечивающую желаемый состав синтетического газа. Скважины, добывающие синтетический газ, можно совсем не нагревать или нагревать лишь до температуры, которая исключает конденсацию флюида пиролиза внутри добывающей скважины.

Из падающих пластов синтетический газ можно добывать из скважин, которые использовались во время пиролиза пласта. Как показано на фиг. 4, добывающие синтетический газ скважины 206 могут быть расположены в падающем пласте выше и ниже нагнетательной скважины 208. Горячий генерирующий синтетический газ флюид можно вводить в нагнетательную скважину 208. Горячий генерирующий синтетический газ флюид, который перемещается вниз по падению может генерировать синтетический газ, который добывается через добывающие синтетический газ скважины 206. Генерирующий синтетический газ флюид, который перемещается вверх по падению может генерировать синтетический газ в части пласта, которая имеет температуру генерирования синтетического газа. Часть генерирующего синтетический газ флюида и генерированный синтетический газ, которые перемещаются вверх по падению выше части пласта с температурой генерирования синтетического газа, может нагревать смежный пласт. Генерирующий синтетический газ флюид, который перемещается вверх по падению может конденсироваться, нагревать смежные части пласта и проходить вниз в направлении или в часть пласта с температурой генерирования синтетического газа. Генерирующий синтетический газ флюид может затем генерировать дополнительный синтетический газ.

Генерирующий синтетический газ флюид может быть любым флюидом, способным генерировать Н2 с СО внутри нагреваемой части пласта. Генерирующий синтетический газ флюид может включать воду, О2, воздух, СО2, углеводородные углеводороды или их комбинации. Воду можно подавать в пласт в виде жидкости или пара. Вода может вступать в реакцию с уг

139

140 леродом в пласте для создания Н2, СО и СО2. СО₂ может вступать в реакцию с горячим углеродом с образованием СО. Воздух и О2 могут быть окислителями, которые реагируют с углеродом в пласте для генерирования тепла и образования СО₂, СО и других компонентов. Углеводородные флюиды могут реагировать внутри пласта с образованием Н2, СО, СО2, Н2О, кокса, метана и/или других легких углеводородов. Ввод углеводородов с низким углеродным числом (например, соединений с углеродными числами менее 5) может приводить к образованию дополнительного Н₂ внутри пласта. Добавление углеводородов с более высоким углеродным числом в пласт может повышать содержание энергии генерированного синтетического газа за счет наличия значительных фракций метана и других соединений с низким углеродным числом внутри синтетического газа.

Воду, подаваемую в качестве генерирующего синтетический газ флюида, можно получать из нескольких разных источников. Воду можно добывать во время стадии обработки пласта пиролизом. Вода может включать некоторые захваченные углеводородные флюиды. Эти флюиды можно использовать в качестве генерирующего синтетический газ флюида. Вода, которая включает углеводороды, может предпочтительно генерировать дополнительный Н2 при использовании в качестве генерирующего синтетический газ флюида. Вода, добытая с помощью водных насосов, которые предотвращают прохождение воды в часть пласта, подвергаемого процессу внутрипластового преобразования, может служить водой для генерирования синтетического газа.

Низкосортные залежи керогена или углеводороды, имеющие относительно высокое содержание воды (т.е. более около 20 мас.% воды) могут создавать большое количество воды и/или СО2, если их подвергают процессу внутрипластового преобразования. Вода и СО2, добытые посредством воздействия на низкосортные залежи керогена процесса внутрипластового преобразования, можно использовать в качестве генерирующего синтетический газ флюида.

Реакции, происходящие в пласте синтетического газа, могут включать, но не ограничиваясь этим:

(1) С + Н2О « Н2 + СО (2) С + 2Н₂О « 2Н₂ + СО₂ (3) С + СО2 « 2СО

Термодинамика обеспечивает выполнение следующих реакций:

(4) 2С + 2Н₂О « СН₄ + СО₂ (5) С + 2Н₂ « СН₄

Однако кинетика реакций в некоторых вариантах выполнения является медленной, так что образуется относительно малое количество метана в условиях пласта в результате реакций (4) и (5).

В присутствии кислорода могут происходить следующие реакции для создания диоксида углерода и тепла:

(6) С + О2 СО2

Равновесные составы газовой фазы угля в контакте с паром могут служить указанием состава компонентов, добываемых в пласте во время генерирования синтетического газа. Данные равновесного состава для Н2, моноксида углерода и диоксида углерода можно использовать для определения подходящих рабочих условий, таких как температура, которую можно использовать для добычи синтетического газа, имеющего выбранный состав. К равновесным условиям можно приближаться внутри пласта за счет обеспечения высокой, по существу равномерной проницаемости пласта. Данные о составе, полученные для добываемого синтетического газа, могут в некоторых случаях отклоняться на менее 10% от равновесных значений.

В одном варианте выполнения, состав добываемого синтетического газа можно изменять посредством нагнетания дополнительных компонентов в пласт вместе с паром. В генерирующий синтетический газ флюид можно подавать диоксид углерода для по существу исключения образования диоксида углерода из пласта во время генерирования синтетического газа. Диоксид углерода может сдвигать равновесие реакции (2) влево, уменьшая тем самым количество диоксида углерода, создаваемого из углерода пласта. Диоксид углерода может также реагировать с углеродом в пласте с образованием моноксида углерода. Диоксид углерода можно отделять от синтетического газа и снова нагнетать в пласт с генерирующим синтетический газ флюидом. Добавление диоксида углерода в генерирующий синтетический газ флюид может, однако, уменьшать добычу водорода.

На фиг. 29 показана схема использования воды, извлекаемой при добыче флюидов пиролиза, используемой для генерирования синтетического газа. Источник 801 нагревания с электрическим нагревателем 803 создает флюид 807 пиролиза в первой секции 805 пласта. Добытый флюид 807 пиролиза может быть направлен в сепаратор 809. Сепаратор 809 может включать несколько отдельных разделительных блоков и блоков обработки, которые создают водный поток 811, поток 813 пара и поток 815 конденсата углеводородов. Водный поток 811 из сепаратора 809 можно соединять с генерирующим синтетический газ флюидом 818 для образования генерирующего синтетический газ флюида 821. Генерирующий синтетический газ флюид 821 подается в нагнетательную скважину 817 и вводится во вторую секцию 819 пласта. Синтетический газ 823 можно добывать из добывающей синтетический газ скважины 825.

На фиг. 30 показана схема варианта выполнения системы для добычи синтетического газа, в которой диоксид углерода из добытого

141

142 синтетического газа нагнетается в пласт. Синтетический газ 830 может добываться из пласта 832 через добывающую скважину 834. Газоотделительный блок 836 может отделять часть диоксида углерода от синтетического газа 830 для получения потока 838 диоксида углерода и потока 840 остающегося синтетического газа. Поток 838 диоксида углерода можно смешивать с потоком 842 генерирующего синтетический газ флюида, который вводится в пласт через нагнетательную скважину 387, или диоксид углерода можно вводить в пласт отдельно. Это может ограничивать преобразование углерода внутри пласта до диоксида углерода и/или может увеличивать количество СО, генерируемого внутри пласта.

Генерирующий синтетический газ флюид можно вводить в пласт несколькими различными путями. Можно нагнетать в нагретый содержащий углеводороды пласт пар в наиболее низкой части нагретого пласта. В качестве альтернативного решения, при круто падающем пласте, пар можно нагнетать вверху падения с добычей синтетического газа внизу падения. Нагнетаемый пар может проходить через остальной содержащий углеводороды пласт к добывающей скважине. Дополнительно к этому, тепло для эндотермических реакций можно подавать в пласт с помощью источника нагревания, расположенного вдоль пути прохождения нагнетаемого пара. В альтернативных вариантах выполнения, пар можно нагнетать в нескольких местах вдоль содержащего углеводороды пласта для повышения проникновения пара в пласт. Можно использовать также линейную схему мест подачи пара. Линейная схема может включать чередующиеся ряды скважин для нагнетания пара и добывающих синтетический газ скважин.

При относительно низких давлениях и температурах ниже около 400°С реакции синтетического газа относительно медленные. При относительно низких давлениях и температурах между около 400°С и около 700°С, реакция (2) становится преобладающей реакцией и синтетический газ состоит главным образом из водорода и диоксида углерода. При относительно низких давлениях и температурах более около 700°С реакция (1) становится преобладающей реакцией и синтетический газ состоит главным образом из водорода и моноксида углерода.

Преимущества реакции синтетического газа при более низкой температуре могут включать меньшее количество требуемого тепла, более дешевые металлы и меньшее число эндотермических реакций (в частности, когда происходит образование метана). Преимуществом реакции синтетического газа при более высокой температуре является возможность использования водорода и моноксида углерода в качестве сырья для других процессов (например, процессов Фишера-Тропша).

Давление содержащего углеводороды пласта можно поддерживать на относительно высоких значениях давления во время добычи синтетического газа. Давление может составлять от атмосферного давления до литостатического давления пласта. Более высокие давления пласта обеспечивают генерирование электричества посредством пропускания добытого синтетического газа через турбину. Более высокие давления пласта обеспечивают применение меньших коллекторных каналов для транспортировки добытого синтетического газа и меньшую компрессию на поверхности.

В некоторых вариантах выполнения, синтетический газ можно добывать из части пласта по существу непрерывным образом. Часть можно нагревать до желаемой температуры генерирования синтетического газа. В часть можно вводить генерирующий синтетический газ флюид. Тепло можно добавлять или же генерировать внутри части пласта во время ввода в часть генерирующего синтетический газ флюида. Добавленное тепло компенсирует потери тепла вследствие эндотермических реакций синтетического газа, а также потерь тепла наверху и внизу пластов и т. д. В других вариантах выполнения, синтетический газ можно добывать по существу дозированным образом. Можно нагревать часть пласта или же можно генерировать тепло внутри части для повышения температуры части до высокой температуры генерирования синтетического газа. Затем можно добавлять в часть генерирующий синтетический газ флюид, пока генерирование синтетического газа не понизит температуру пласта ниже температуры, которая обеспечивает добычу синтетического газа желаемого состава. Затем можно прекратить подачу генерирующего синтетический газ флюида. Цикл можно повторять посредством повторного нагревания части пласта до высокой температуры генерирования синтетического газа и добавления генерирующего синтетический газ флюида после достижения высокой температуры генерирования синтетического газа. Можно контролировать состав генерированного синтетического газа для определения, когда необходимо прекращать добавление генерирующего синтетический газ флюида в пласт.

На фиг. 31 показана схема варианта выполнения системы непрерывной добычи синтетического газа. На фиг. 31 показан пласт со стволом 850 скважины для нагнетания тепла и стволом 852 скважины для нагнетания тепла. Стволы скважин могут быть элементами большой схемы скважинных стволов, расположенных в части пласта. Часть ствола может нагреваться до температур генерирования синтетического газа посредством нагревания пласта с помощью источников нагревания, посредством нагнетания окислительного флюида или посредством их комбинирования. Окислительный флюид 854, такой как воздух или кислород, и

143

144 генерирующий синтетический газ флюид 856, такой как пар, можно нагнетать в ствол 850 скважины. В одном варианте выполнения, отношение кислорода к пару может быть от примерно 1:3 до примерно 1:10, или же от примерно 1:3 до примерно 1:7 (например, около 1:4).

Внутрипластовое сгорание углеводородов может нагревать зону 858 пласта между стволами 850 и 852. Нагнетание окислительного флюида может нагревать зону 858 до конкретного диапазона температур, например, между около 600°С и около 700°С. Однако температура может изменяться в зависимости от желаемого состава синтетического газа. Преимуществом способа непрерывной добычи может быть то, что температура в зоне 858 может быть по существу равномерной и по существу постоянной во времени после достижения пластом по существу теплового равновесия. Непрерывная добыча может также исключить потребность в использовании клапанов для изменения направления нагнетания на по существу переменной основе. Кроме того, непрерывная добыча может уменьшать температуру вблизи нагнетательных скважин вследствие охлаждения за счет эндотермических реакций синтетического газа, которые могут происходить в той же зоне, что и окислительное нагревание. По существу постоянная температура может обеспечивать управление составом синтетического газа. Добываемый синтетический газ 860 может постоянно выходить из ствола 852.

В одном варианте выполнения, может быть желательным использование кислорода вместо воздуха в качестве окислительного флюида 854 при непрерывной добыче. Если используется воздух, то необходимо отделять азот от синтетического газа. Использование кислорода в качестве окислительного флюида 854 может повышать стоимость добычи вследствие стоимости получения по существу чистого кислорода. Побочный криогенный азот, получаемый на установке разделения воздуха для получения необходимого кислорода, можно, однако, использовать в теплообменнике для конденсирования углеводородов из потока горячих паров, добываемых во время пиролиза углеводородов. Чистый азот можно использовать также для получения аммиака.

На фиг. 32 показана схема варианта выполнения прерывистой добычи синтетического газа из содержащего углеводороды пласта. Скважинный ствол 870 и скважинный ствол 872 могут быть расположены внутри части пласта. Скважинные стволы могут быть частью большой схемы расположения стволов в части пласта. Окислительный флюид 874, такой как воздух или кислород, можно нагнетать в ствол 870. Окисление углеводородов может нагревать зону 876 пласта между стволами 870 и 872. Нагнетание воздуха или кислорода можно продолжать, пока средняя температура зоны 876 не достиг нет желаемой температуры (например, между около 900°С и около 1000°С). Можно создавать также более высокие или более низкие температуры. Между стволами 870 и 872 в зоне 876 может образовываться температурный градиент. Наиболее высокая температура градиента может быть расположена вблизи нагнетательного скважинного ствола 870.

После достижения желаемой температуры или же после нагнетания окислительного флюида в течение желаемого времени, можно уменьшить и/или прекратить нагнетание окислительного флюида. Генерирующий синтетический газ флюид 877, такой как пар или вода, можно нагнетать в нагнетательный ствол 872 для создания синтетического газа. Обратное давление нагнетаемого пара или воды в нагнетательном стволе может заставить образованный синтетический газ и не вступивший в реакцию пар проходить через зону 876. Уменьшение средней температуры зоны 876, обусловленное эндотермической реакцией синтетического газа, может частично сдвинуть температурный градиент в зоне 876 в направлении, обозначенном стрелкой 878. Поток 880 продукта можно добывать через ствол 870 источника нагревания. Если состав продукта существенно отклоняется от желаемого состава, то можно прекратить подачу пара и снова начать нагнетание воздуха или кислорода.

В одном варианте выполнения, синтетический газ выбранного состава можно добывать посредством смешивания синтетического газа, добытого из разных частей пласта. Первую часть пласта можно нагревать с помощью одного или нескольких источников нагревания до первой температуры, достаточной для обеспечения генерирования синтетического газа, имеющего выбранное отношение Н₂ к моноксиду углерода (например, около 1 или 2). В первую часть можно подавать первый генерирующий синтетический газ флюид для генерирования первого синтетического газа. Первый синтетический газ можно добывать из пласта. Вторую часть пласта можно нагревать с помощью одного или нескольких источников нагревания до второй температуры, достаточной для обеспечения генерирования синтетического газа, имеющего отношение Н₂ к моноксиду углерода больше выбранного отношения Н₂ к моноксиду углерода (например, 3 или более). Во вторую часть можно подавать второй генерирующий синтетический газ флюид для генерирования второго синтетического газа. Второй синтетический газ можно добывать из пласта. Первый синтетический газ можно смешивать со вторым синтетическим газом для получения смешанного синтетического газа, имеющего желаемое отношение Н₂ к моноксиду углерода.

Первая температура может существенно отличаться от второй температуры. В качестве альтернативного решения, первая температура и вторая температура могут быть примерно оди

145

146 наковыми температурами. Например, температура, достаточная для обеспечения генерирования синтетического газа, имеющего различные составы, может изменяться в зависимости от составов первой и второй частей и/или предшествующего пиролиза углеводородов внутри первой и второй частей. Первый генерирующий синтетический газ флюид может иметь по существу тот же состав, что и второй генерирующий синтетический газ флюид. В качестве альтернативного решения, первый генерирующий синтетический газ флюид может иметь состав, отличающийся от состава второго генерирующего синтетический газ флюида. Подходящие первый и второй генерирующие синтетический газ флюиды могут изменяться в зависимости, например, от температур первой и второй частей, составов первой и второй частей, предшествующего пиролиза углеводородов внутри первой и второй частей.

Дополнительно к этому, синтетический газ, имеющий выбранное отношение водорода к моноксиду углерода, можно получать посредством управления температурой пласта. В одном варианте выполнения, можно управлять температурой всей части или секции пласта для получения синтетического газа с выбранным отношением. В качестве альтернативного решения, можно управлять температурой вблизи добывающей синтетический газ скважины для получения синтетического газа с выбранным отношением.

В одном варианте выполнения, синтетический газ, имеющий выбранное отношение Н2 к моноксиду углерода, можно получать посредством обработки синтетического газа на поверхности. Сначала можно управлять температурой пласта для получения синтетического газа с отношением, отличающимся от выбранного отношения. Например, можно поддерживать относительно высокую температуру в пласте для генерирования синтетического газа с относительно низким отношением Н2 к моноксиду углерода (например, при определенных условиях отношение может приближаться к 1). Затем некоторую часть или весь синтетический газ можно подавать на поверхности в конверсионный реактор (процесс конверсии). В конверсионном реакторе вода реагирует с моноксидом углерода с образованием Н2 и диоксида углерода. Таким образом, процесс конверсии увеличивает отношение Н₂ к моноксиду углерода. Затем можно отделять диоксид углерода для получения синтетического газа, имеющего выбранное отношение Н2 к моноксиду углерода.

В одном варианте выполнения, добытый синтетический газ 918 можно использовать для получения энергии. Как показано на фиг. 33, обработанные газы 920 можно направлять из секции 900 обработки в блок 902 генерирования энергии для извлечения полезной энергии. Энергию можно извлекать из сгораемых газов обычно посредством окисления газов для создания тепла и преобразования части тепла в механическую и/или электрическую энергию. В качестве альтернативного решения, блок 902 генерирования энергии может включать топливный элемент, который создает электрическую энергию. Дополнительно к этому, блок 902 генерирования энергии может включать, например, топливный элемент с расплавленным карбонатом или тепловой элемент другого типа, турбину, топку котла или скважинный газовый нагреватель. Полученную электрическую энергию 904 можно подавать в питающую сеть 906. Часть полученной электрической энергии 908 можно использовать для подачи энергии в электрические нагревательные элементы 910, которые нагревают пласт 912.

В одном варианте выполнения, блок 902 генерирования энергии может быть топкой котла. Топка может включать небольшую покрытую огнеупорным материалом камеру, встроенную полностью или частично в стенку печи для сжигания топлива. В блок 902 генерирования энергии можно подавать воздух или кислород 914 для окисления добытого синтетического газа. Воду 916, полученную при окислении синтетического газа, можно снова направлять в пласт для образования дополнительного синтетического газа.

Добытый синтетический газ можно также использовать в качестве топлива для скважинных газовых нагревателей. Скважинные газовые нагреватели, такие как беспламенная камера сгорания, раскрытая выше, могут быть выполнены с возможностью нагревания содержащего углеводороды пласта. Таким образом, процесс теплопроводности может быть по существу самостоятельным и/или существенно уменьшать или устранять потребность в электричестве. Поскольку беспламенные камеры сгорания могут иметь тепловую эффективность, приближающуюся к 90%, то количество диоксида углерода, уходящего в окружающую среду, может быть меньше количества диоксида углерода, уходящего в окружающую среду, в процессе с использованием электричества, генерированного с помощью ископаемого топлива, для нагревания содержащего углеводороды пласта.

Диоксид углерода может образовываться как при пиролизе, так и при генерировании синтетического газа. Диоксид углерода может также образовываться в процессе генерирования энергии и/или в процессах сгорания. Чистый выход диоксида углерода в атмосферу вследствие внутрипластового процесса преобразования углеводородов можно уменьшить за счет использования образованного диоксида углерода и/или посредством хранения диоксида углерода внутри пласта. Например, часть диоксида углерода, полученного из пласта, можно использовать в качестве затопляющего реагента или в качестве сырья для производства химикалий.

147

148

В одном варианте выполнения, процесс генерирования энергии может обеспечивать уменьшенное количество выброса посредством изолирования диоксида углерода, полученного во время извлечения полезной энергии. Например, выбросы вследствие процесса генерирования энергии можно сократить посредством хранения некоторого количества диоксида углерода внутри содержащего углеводороды пласта. Количество сохраняемого диоксида углерода может быть приблизительно равно его количеству в потоке, выходящем из пласта.

На фиг. 33 показан процесс генерирования энергии с уменьшенным выбросом. Диоксид углерода 928, образованный в блоке 902 генерирования энергии, можно отделять от флюидов, выходящих из блока генерирования энергии. Диоксид углерода можно отделять от Н2 при высоких температурах с использованием горячей пленки палладия, опирающейся на пористую нержавеющую сталь или керамическую подложку, или же разницы давлений адсорбции при высокой температуре. Диоксид углерода можно изолировать в израсходованном содержащем углеводороды пласте 922, его можно нагнетать в поля 924 добычи нефти для улучшения извлечения нефти за счет повышения мобильности и добычи нефти в таких полях, можно изолировать в глубоком содержащем углеводороды пласте 926, содержащем метан посредством адсорбции и последующей десорбции метана, или же можно повторно нагнетать (928) в секцию пласта через добывающую синтетический газ скважину для получения моноксида углерода. Диоксид углерода, выходящий из блока генерирования энергии, можно изолировать в резервуаре с обезвоженным метаном. Воду для генерирования синтетического газа можно брать при обезвоживании резервуара метана. Можно также получать дополнительный метан посредством чередования диоксида углерода и азота. Пример способа изолирования диоксида углерода показан в патенте США № 5 566 756 (СйаЬаск и др.), полное содержание которого включается в данное описание. Можно использовать дополнительную энергию посредством удаления тепла из потока диоксида углерода, выходящего из блока генерирования энергии.

В одном варианте выполнения, может быть желательным охлаждать горячий израсходованный пласт перед изолированием диоксида углерода. Например, большее количество диоксида углерода может быть абсорбировано в пласте угля с более низкой температурой. Дополнительно к этому, охлаждение пласта может повышать прочность пласта. Израсходованный пласт можно охлаждать путем ввода в пласт воды. Образованный пар можно удалять из пласта. Добытый пар можно использовать для любого желаемого процесса. Например, пар можно подавать в смежную часть пласта для нагрева ния смежной части или для генерирования синтетического газа.

В одном варианте выполнения, можно разрабатывать израсходованный содержащий углеводороды пласт. Добытый шахтным способом материал можно в некоторых вариантах выполнения использовать для металлургических целей, например, в качестве топлива для создания высоких температур во время производства стали. Пиролиз содержащего уголь пласта может значительно увеличивать сорт угля. После пиролиза уголь может быть по существу преобразован в уголь, имеющий характеристики антрацита. Израсходованный содержащий углеводороды пласт может иметь толщину 30 м и более. Слои антрацитного угля, которые обычно разрабатывают для использования в металлургии, могут иметь толщину лишь около 1 м.

На фиг. 34 показан вариант выполнения, в котором флюид, полученный в результате пиролиза, можно выделить в питающий топливный элемент поток и направлять его в топливный элемент для выработки электроэнергии. Вариант выполнения может включать содержащий углеводороды пласт 940 с добывающей скважиной 942, выполненной с возможностью добычи синтетического газа, и нагнетательной скважиной 944 с электрическим нагревателем 946, выполненной с возможностью добывания флюида 948 пиролиза. В одном варианте выполнения, флюид пиролиза может включать Н2 и углеводороды с углеродным числом менее 5. Флюид 948 пиролиза, добытый из нагнетательной скважины 944, можно подавать в систему 950 сепарации с газовой мембраной для сепарации Н2 и углеводородов с углеродным числом менее 5. Питающий топливный элемент поток 952, который может состоять по существу из Н₂, можно подавать в топливный элемент 954. В топливный элемент 954 можно подавать поток 956 воздуха. Из топливного элемента 954 можно отводить поток 958 азота. Электричество, полученное в топливном элементе, можно направлять с сеть электропитания. Электроэнергию 962 можно также использовать для питания электрических нагревателей 944. Диоксид углерода 965 можно нагнетать в пласт 940.

Углеводороды с углеродным числом 4, 3 и 1 обычно имеют довольно большую рыночную стоимость. Отделение и продажа этих углеводородов может быть желательной. Обычно этан не имеет достаточной ценности для выполнения отделения и продажи на некоторых рынках. Этан можно направлять как часть топливного потока в топливный элемент или же этан можно использовать в качестве компонента углеводородного флюида генерирующего синтетический газ флюида. Этан можно также использовать как сырье для производства этена. На некоторых рынках может отсутствовать спрос на любые углеводороды с углеродным числом менее 5. В таких случаях все углеводородные газы,

149

150 добытые во время пиролиза, можно направлять в топливные элементы или же использовать в качестве компонентов углеводородного флюида генерирующего синтетический газ флюида.

Флюид 964 пиролиза, который может состоять по существу из углеводородов с углеродным числом менее 5, можно нагнетать в пласт 940. При контакте углеводородов с пластом, углеводороды могут претерпевать крекинг внутри пласта с образованием метана, Н2, кокса и олефинов, таких как этен и пропилен. В одном варианте выполнения, добычу олефинов можно увеличить путем нагревания пласта до верхнего предела диапазона температур пиролиза и путем нагнетания углеводородного флюида с относительно высокой скоростью. Таким образом, можно уменьшить время пребывания углеводородов в пласте и дегидрогенизованные углеводороды могут проявлять склонность к образованию олефинов вместо крекинга для образования Н2 и кокса. Добычу олефинов можно также увеличить посредством уменьшения давления пласта.

В одном варианте выполнения, электрический нагреватель 946 может быть беспламенной распределенной камерой сгорания. По меньшей мере одну часть Н₂, добытого из пласта, можно использовать в качестве топлива для беспламенной распределенной камеры сгорания.

Дополнительно к этому, в некоторых вариантах выполнения, нагревательная скважина 944 может нагревать пласт до диапазона температур генерирования синтетического газа. Флюид 964 пиролиза, который может состоять из углеводородов с углеродным числом менее 5, можно нагнетать в пласт 940. При контакте углеводородов с пластом, углеводороды могут претерпевать крекинг внутри пласта с образованием метана, Н2 и кокса.

На фиг. 35 показан вариант выполнения процесса генерирования синтетического газа из содержащего углеводороды пласта 976 с помощью беспламенной распределенной камеры сгорания 996. Синтетический газ 980, добытый из пласта, можно подавать в установку 984 разделения газов, где диоксид углерода 986 можно отделять от синтетического газа 980. Первую часть 980 диоксида углерода можно направлять обратно для изолирования. Вторую часть 992 диоксида углерода можно также нагнетать в пласт вместе с генерирующим синтетический газ флюидом. Часть 993 синтетического газа 988 можно подавать в нагревательную скважину 994 для сжигания в распределенной горелке 996 с образованием тепла для нагревания пласта. Часть 998 синтетического газа 988 можно подавать в топливный элемент 1000 для выработки электричества. Электричество можно направлять в питающую сеть. Пар 1004, образованный в топливном элементе, и пар 1006, образованный при сгорании в распределенной горелке, можно подавать в пласт для генерирования синтетического газа.

В одном варианте выполнения, диоксид углерода, генерированный с флюидами пиролиза, как указывалось выше, можно изолировать в содержащем углеводороды пласте. На фиг. 36 показан внутрипластовой пиролиз в содержащем углеводороды пласте 1020. В пласте 1020 может быть расположена нагревательная скважина 1022 с электрическим нагревателем 1024. Флюиды 1026 пиролиза можно добывать из пласта 1020 и подавать в установку 1028 разделения газов, где диоксид углерода 1030 можно отделять от флюидов 1032 пиролиза. Часть 1034 диоксида углерода 1030 можно хранить в пласте 1036. Диоксид углерода можно изолировать в израсходованном содержащем углеводороды пласте 1038, нагнетать в поля 1040 добычи нефти для увеличения извлечения нефти или изолировать в угольном пласте 1042. В качестве альтернативного решения, диоксид углерода можно также снова нагнетать (1044) в секцию пласта 1020 через добывающую синтетический газ скважину для образования моноксида углерода. По меньшей мере, часть электричества 1035 можно использовать для питания одного или нескольких электрических нагревателей.

В одном варианте выполнения, флюид, добытый в результате пиролиза, по меньшей мере, некоторых углеводородов в пласте, можно подавать в реформер для получения синтетического газа. Синтетический газ можно подавать в топливный элемент для получения электричества. Дополнительно к этому, диоксид углерода, генерированный в топливном элементе, можно изолировать для уменьшения количества выбросов, образующихся в этом процессе.

Как показано на фиг. 37, нагревательная скважина 1060 может быть расположена внутри содержащего углеводороды пласта 1062. Внутри пласта могут быть расположены также дополнительные нагревательные скважины. Нагревательная скважина 1060 может включать электрический нагреватель 1064. Флюид 1066 пиролиза, добытый из пласта, можно подавать в реформер, такой как паровой реформер 1068, для получения синтетического газа 1070. Часть продуктов пиролиза можно использовать в качестве топлива в реформере. Паровой реформер 1068 может включать катализатор, который способствует реакции реформинга, и горелку для обеспечения тепла для эндотермической реакции реформинга. С секцией реформера может быть соединен источник пара для обеспечения пара для реакции реформинга. Горелка может работать при температурах, намного превышающих температуру, необходимую для реакции реформинга, и рабочую температуру топливных элементов. Таким образом, может быть желательным использовать горелку в виде отдельного блока независимо от топливного элемента.

151

152

В качестве альтернативного решения, реформер может включать несколько труб, которые могут быть выполнены из огнестойких металлических сплавов. Каждая труба может включать уплотненный гранулированный или таблетированный материал, имеющий катализатор реформинга в виде поверхностного покрытия. Диаметр труб может изменяться от около 9 см до около 16 см, а нагреваемая длина трубы обычно составляет от около 6 м до около 12 м. Зона сгорания может быть предусмотрена снаружи труб и может быть образована в горелке. С помощью горелки температуру поверхности труб можно поддерживать при температуре около 900°С для обеспечения правильной каталитической реакции потока углеводородного флюида внутри трубы с паром при температуре между около 500°С и около 700°С. Обычный трубный реформер может основываться на переносе тепла с помощью проводимости или конвекции внутри трубы для распределения тепла для реформинга.

Дополнительно к этому, углеводородные флюиды, такие как флюиды пиролиза, можно предварительно обрабатывать перед подачей в реформер. Реформер может быть выполнен с возможностью преобразования флюидов пиролиза в более простые реагенты перед подачей в топливный элемент. Например, флюиды пиролиза можно предварительно обрабатывать в блоке десульфуризации. После предварительной обработки флюиды пиролиза можно подавать в реформер и в конверсионный реактор для получения подходящего топливного запаса для питаемого Н₂ топливного элемента.

Синтетический газ, образованный в реформере, может включать любой из указанных выше компонентов, такой как метан. Полученный синтетический газ 1070 можно подавать в топливный элемент 1072. Часть электричества 1074, образованного в топливном элементе, можно направлять в питающую сеть. Дополнительно к этому, часть электричества 1076 можно использовать для питания электрического нагревателя 1064. Диоксид углерода 1078, покидающий топливный элемент, можно направлять в зону 1080 изолирования.

В качестве альтернативного решения, в одном варианте выполнения, флюиды 1066 пиролиза, добытые из пласта, можно подавать в реформер 1068, который создает поток 1082 диоксида углерода и поток 1070 водорода. Например, реформер может включать беспламенную распределенную камеру сгорания в качестве сердечника и мембрану. Мембрана позволяет проходить только водороду, что обеспечивает разделение водорода и диоксида углерода. Диоксид углерода можно направлять в зону 1080 изолирования.

Синтетический газ, добытый из пласта, можно преобразовывать в более тяжелые конденсируемые углеводороды. Например, можно использовать процесс синтеза углеводородов Фишера-Тропша для преобразования синтетического газа. Процесс Фишера-Тропша может включать преобразование синтетического газа в углеводороды. В процессе могут использоваться повышенные температуры, нормальное или повышенное давление и катализатор, такой как магнитный оксидно-железный или кобальтовый катализатор. Продукты, полученные в результате процесса Фишера-Тропша, могут включать углеводороды, имеющие широкий спектр распределения молекулярного веса и могут включать разветвленные и не разветвленные парафины. Продукты, полученные в результате процесса Фишера-Тропша, могут также включать значительные количества олефинов и содержащих кислород органических соединений. Пример реакции Фишера-Тропша может быть представлен следующей формулой:

(7) (п+2)СО+(2п+5)Н₂^СН₃(-СН₂-)_пСН₃+(п+2)Н₂О

Отношение водорода к моноксиду углерода для синтетического газа, используемого в качестве подаваемого газа для реакции ФишераТропша, может быть около 2:1. В некоторых вариантах выполнения, отношение может быть в диапазоне от 1,8:1 до 2,2:1. Более высокое или более низкое отношение можно использовать в определенных системах Фишера-Тропша.

На фиг. 38 показана графическая схема процесса Фишера-Тропша, в котором используется синтетический газ, добытый из содержащего углеводороды пласта, в качестве питающего потока. Для добычи синтетического газа, имеющего отношение водорода к моноксиду углерода примерно 2:1, можно использовать горячий пласт 1090. Правильное отношение можно обеспечить при работе обеспечивающих синтез скважин при температуре примерно 700°С, или путем смешивания синтетического газа, добываемого из разных секций пласта, для получения синтетического газа, имеющего отношение водорода к углероду примерно 2:1. Генерирующий синтетический газ флюид 1092 можно подавать в горячий пласт 1090 для генерирования синтетического газа. Водород и моноксид углерода можно отделять от синтетического газа, добываемого из горячего пласта 1090, для образования питающего потока 1094. Питающий поток 1094 можно направлять в установку 1096 Фишера-Тропша. Питающий поток 1094 может добавлять или заменять синтетический газ 1098, полученный из реформера 1100 катализа метана.

Установка 1096 Фишера-Тропша может создавать питающий парафиновый поток 1102. Процесс синтеза Фишера-Тропша, который создает парафиновый питающий поток 1102, является экзотермическим процессом. Во время процесса Фишера-Тропша образуется пар 1104. Пар 1104 можно использовать в качестве части генерирующего синтетический газ флюида 1092.

153

154

Парафиновый питающий поток 1102, полученный из установки 1096 Фишера-Тропша, можно направлять в установку 1106 для гидрокрекинга. Установка для гидрокрекинга выдает поток 1108 продуктов. Поток продуктов может включать дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей и/или нафта-продукты. Примеры способов преобразования синтетического газа в углеводороды в процессе ФишераТропша описаны в патентах США №№ 4 096 163 (СБапд и др.), 6 085 512 (Адее и др.) и 6 172 124 (\Уо1Пюк и др.), полное содержание которых включается в данное описание.

На фиг. 39 показан вариант получения синтетического газа внутри пласта, интегрированный с процессом Фишера-Тропша синтеза средних дистиллятов фирмы Шелл (8ΜΌ8) и процессом крекинга парафина. Пример процесса синтеза средних дистиллятов описан в патенте США № 4 594 468 (МтбегБоиб), полное содержание которого включается в данное описание. Смесь углеводородных средних дистиллятов можно также получать из добытого синтетического газа с использованием процесса синтеза средних дистиллятов, показанного на фиг. 39. Средние дистилляты могут обозначать углеводородные смеси с диапазоном температур кипения, по существу соответствующим диапазону керосина и фракций газойля, полученных при обычной атмосферной дистилляции сырой нефти. Диапазон температур кипения средних дистиллятов может включать температуры между около 150°С и около 360°С, с фракциями с температурой кипения между около 200°С и около 360°С, которые можно считать относящимися к газойлю. На фиг. 39 показан синтетический газ 1120, имеющий отношение водорода к моноксиду углерода около 2:1, который может выходить из добывающей скважины 1128 и может подаваться в установку 1122 синтеза средних дистиллятов. В некоторых вариантах выполнения, отношение водорода к моноксиду углерода может находиться в диапазоне от примерно 1,8:1 до 2,2:1. Продукты установки синтеза средних дистиллятов включают жидкий органический продукт 1124 и пар 1126. Пар 1126 можно подавать в нагнетательные скважины 1127. Таким образом, пар можно использовать в качестве питания для получения синтетического газа. При некоторых обстоятельствах к пару можно добавлять углеводородные пары.

На фиг. 40 показан вариант получения синтетического газа внутри пласта, интегрированного с процессом каталитической метанизации. Например, синтетический газ 1140, выходящий из добывающей скважины, можно подавать в установку 1144 каталитической метанизации. В некоторых вариантах выполнения, может быть желательным для состава добываемого синтетического газа, который можно использовать в качестве питающего газа для процесса каталитической метанизации, иметь отношение водорода к моноксиду углерода около 3:1. Метан 1146 создается с помощью установки 1144 каталитической метанизации. Пар 1148, образованный в установке 1144, можно подавать в нагнетательную скважину 1141 для добычи синтетического газа. Примеры процесса каталитической метанизации приведены в патентах США №№ 3 992 148 (СЫ16), 4 130 575 Цот и др.) и 4 133 825 (81гоиб и др.), полное содержание которых включается в данное описание.

Добываемый синтетический газ можно использовать также в качестве сырья для процесса получения метанола. Примеры процессов получения метанола приведены в патентах США №№ 4 407 973 фук и др.), 4 927 857 (Мс8Беа III и др.) и 4 994 093 (\Уе1хе1 и др.), полное содержание которых включается в данное описание. Добываемый синтетический газ можно использовать также в качестве питающего газа для процесса, который преобразует синтетический газ в бензин, и процесса, который преобразует синтетический газ в дизельное топливо. Примеры процессов для получения моторного топлива приведены в патентах США №№ 4 076 761 (Сйапд и др.), 4 138 442 (СБапд и др.) и 4 605 680 (ВеиШег и др.), полное содержание которых включается в данное описание.

В одном варианте выполнения, добытый синтетический газ можно использовать в качестве питающего газа для получения аммиака и мочевины, как показано на фиг. 41 и 42. Аммиак можно синтезировать с помощью процесса Хабера-Боша, который включает синтез непосредственно из Ν₂ и Н₂ в соответствии с реакцией:

(8) Ν₂ + 3 Н₂ θ 2ΝΗ₃

Ν2 и Н2 можно соединять, сжимать до высокого давления (например, от около 80 бар до около 220 бар) и затем нагревать до относительно высокой температуры. Реакционную смесь можно пропускать над катализатором, состоящим по существу из железа, где может происходить образование аммиака. Во время синтеза аммиака реагенты (т.е. азот и водород) и продукт (т.е. аммиак) могут быть в равновесии. Таким образом, общее количество полученного аммиака можно увеличивать посредством сдвига равновесия в сторону образования продукта. Равновесие можно сдвигать в сторону образования продукта посредством удаления аммиака из реакционной смеси по мере его образования.

Удаление аммиака может сопровождаться охлаждением газовой смеси до температуры между около - 5 и 25°С. В этом температурном диапазоне может образовываться двухфазная смесь с аммиаком в жидкой фазе и азотом и водородом в газовой фазе. Аммиак можно отделять от других компонентов смеси. Затем можно снова нагревать азот и водород до рабочей температуры преобразования в аммиак и пропускать снова через реактор.

Мочевину можно получать посредством ввода аммиака и диоксида углерода в реактор

155

156 при подходящем давлении (например, при абсолютном давлении от около 125 бар до около 350 бар) и подходящей температуре (например, от около 160°С до около 250°С). Может образовываться карбамат аммония в соответствии со следующей реакцией:

(9) 2ΝΗ3 + СО2 θ ΝΗ2 (СО₂) ΝΗ4

Затем можно получать мочевину посредством дегидрации карбамата аммония в соответствии со следующей равновесной реакцией:

(10) ΝΗ₂ (СО₂) ΝΗ₄ θ ΝΗ₂ (СО₂) ΝΗ₂ + Н₂О

Степень преобразования аммиака может зависеть, например, от температуры и количества избыточного аммиака. Раствор, полученный в виде продукта реакции, может включать по существу мочевину, воду, карбамат аммония и не связанный аммиак. Карбамат и аммиак необходимо удалить из раствора. После удаления их можно возвращать в реактор. Реактор может включать отдельные зоны для образования карбамата аммония и мочевины. Однако эти зоны можно объединять в один блок оборудования.

Согласно одному варианту выполнения, установка для получения мочевины высокого давления может работать так, что разложение карбамата аммония, который не был преобразован в мочевину, и удаление избытка аммиака можно выполнять при абсолютном давлении между 15 и 100 бар. Это значительно меньше, чем давление в реакторе для синтеза мочевины. Реактор для синтеза может работать при температуре от около 180°С до около 210°С и абсолютном давлении от около 180 бар до около 300 бар. Аммиак и диоксид углерода можно непосредственно подавать в реактор для синтеза мочевины. Молярное отношение ΝΗ₃,/ί.Ό₂ (молярное отношение Ν/С) при синтезе мочевины может быть обычно между около 3 и около 5. Не преобразованные реагенты можно снова направлять в реактор для синтеза после расширения, разложения и/или конденсации.

В одном варианте выполнения, исходный поток для синтеза аммиака, имеющего заданное отношение водорода к азоту, можно получать из пласта с использованием обогащенного воздуха. Генерирующий синтетический газ флюид и поток обогащенного воздуха можно подавать в пласт. Состав обогащенного воздуха можно выбирать для получения синтетического газа, имеющего выбранное отношение водорода к азоту. В одном варианте выполнения, температурой пласта можно управлять для генерирования синтетического газа, имеющего выбранное отношение.

В одном варианте выполнения, отношение водорода к азоту исходного потока, подаваемого в процесс синтеза аммиака, может быть примерно 3:1. В другом варианте выполнения, отношение может быть в диапазоне от примерно 2,8:1 до 3,2:1. Исходный поток для синтеза аммиака, имеющий выбранное отношение водоро да к азоту, можно получать посредством смешивания исходных потоков, добытых из разных частей пласта.

В одном варианте выполнения, аммиак из процесса синтеза аммиака можно подавать в процесс синтеза мочевины для получения мочевины. Аммиак, полученный во время пиролиза, можно добавлять к аммиаку, полученному в процессе синтеза аммиака. В другом варианте выполнения, аммиак, полученный во время гидрообработки, можно добавлять к аммиаку, полученному в процессе синтеза аммиака. Некоторое количество моноксида углерода в синтетическом газе можно преобразовать в диоксид углерода в процессе конверсии. Диоксид углерода, полученный в процессе конверсии, можно подавать в процесс синтеза мочевины. Диоксид углерода, полученный в результате обработки пласта, в некоторых случаях можно также подавать в процесс синтеза мочевины.

На фиг. 41 показан вариант выполнения способа получения аммиака и мочевины из синтетического газа с использованием мембраны и обогащенного воздуха. Обогащенный воздух 1170 и пар или воду 1172 можно подавать в горячий содержащий углеводороды пласт 1174 для образования синтетического газа 1176 в режиме влажного окисления.

В некоторых вариантах выполнения, обогащенный воздух получают смешиванием потоков воздуха и кислорода, так что отношение азота к водороду в полученном синтетическом газе составляет около 1:3. Синтетический газ может иметь правильное отношение азота к кислороду для образования аммиака. Например, было рассчитано, что при температуре пласта 700°С, абсолютном давлении 3 бар и при преобразовании 13231 т/сутки полукокса в синтетический газ, необходимо нагнетать 14,7 тысяч т/сутки воздуха, 6,2 тысяч т/сутки кислорода и 21,2 тысяч т/сутки пара. Это может приводить к добыче 2 миллиардов кубических футов (566 миллионов кубических метров) синтетического газа, включая 5689 т/сутки пара, 16778 т/сутки моноксида углерода, 1406 т/сутки водорода, 18689 т/сутки диоксида углерода, 1258 т/сутки метана и 11398 т/сутки азота. После реакции конверсии (для преобразования моноксида углерода в диоксид углерода и для получения дополнительного водорода), можно удалить диоксид углерода, полученный поток можно метанизировать (для удаления остатка моноксида углерода) и затем можно теоретически создавать 13840 т/сутки аммиака и 1258 т/сутки метана. Этот расчет включает продукты, полученные в результате реакций (4) и (5).

Обогащенный воздух можно получать из блока мембранного разделения. Мембранное разделение воздуха может быть первично физическим процессом. На основе специфических характеристик каждой молекулы, таких как размер и скорость проникновения, молекулы в воз

157

158 духе можно разделять с образованием по существу чистых форм азота, кислорода или их комбинаций.

В одном варианте выполнения, система мембран может включать полую трубу, заполненную множеством очень тонких мембранных волокон. Каждое мембранное волокно может быть другой полой трубкой, в которой проходит воздух. Стенка мембранного волокна может быть пористой и может быть выполнена так, что кислород может проходить через стенку с большей скоростью, чем азот. Таким образом, можно обеспечить выход богатого азотом потока из другого конца волокна. Воздух вне волокна и в полой трубе может быть насыщен кислородом. Этот воздух можно отделять для последующего использования, такого как добыча синтетического газа из пласта.

В одном варианте выполнения, чистотой полученного азота можно управлять посредством изменения скорости потока и/или давления воздуха через мембрану. Увеличение давления воздуха может увеличивать проникновение молекул кислорода через стенку волокна. Уменьшение скорости потока может увеличивать время пребывания кислорода в мембране и тем самым может увеличивать проникновение через стенку волокна. Давление воздуха и скорость потока можно регулировать для обеспечения оператору системы возможности изменять количество и чистоту азота, генерированного в относительно короткий промежуток времени.

Количество Ν₂ в обогащенном воздухе можно регулировать для обеспечения отношения Ν:Η около 3:1 для получения аммиака. Может быть желательным генерировать синтетический газ при температуре, которая способствует получению диоксида углерода больше чем моноксида углерода. Температура пласта может предпочтительно составлять между около 400°С и около 550°С. В другом варианте выполнения, может быть желательным иметь температуру пласта между около 400°С и около 450°С. Синтетический газ, добываемый при таких низких температурах, может состоять по существу из Ν2, Η2 и диоксида углерода с небольшим количеством моноксида углерода.

Как показано на фиг. 41, исходный поток для получения аммиака может быть подготовлен посредством подачи первого исходного потока 1176 синтетического газа в блок 1178 обработки исходного потока газа. В блоке 1178 обработки исходного потока газа исходный газ подвергается реакции конверсии (для конверсии моноксида углерода в диоксид углерода и для получения дополнительного водорода). Из исходного потока можно также удалить диоксид углерода, а исходный поток можно метанизизировать (для удаления остаточного моноксида углерода).

В некоторых вариантах выполнения, диоксид углерода можно отделять от исходного по тока (или любого газового потока) посредством абсорбции в аминном блоке. Можно также использовать мембраны или другие технологии или оборудование для отделения диоксида углерода от исходного потока.

Исходный поток 1180 для получения аммиака можно подавать в установку 1182 для получения аммиака 1184. Диоксид углерода 1186, выходящий из блока 1178 разделения газов (и/или диоксид углерода из других источников), можно подавать с аммиаком 1184 в установку 1188 для получения мочевины 1190.

Аммиак и мочевину можно получать с использованием содержащего углеводороды пласта и обогащенного кислородом потока и богатого азотом потока. Богатый кислородом поток и генерирующий синтетический газ флюид можно подавать в пласт. Пласт можно нагревать или частично нагревать посредством окисления углерода в пласте богатым кислородом потоком. Η2 в синтетическом газе, Ν2 из богатого азотом потока можно подавать в процесс синтеза аммиака для получения аммиака.

На фиг. 42 показана графическая схема варианта получения аммиака и мочевины из синтетического газа с использованием криогенно разделенного воздуха. В криогенный блок 2002 разделения воздуха можно подавать воздух 2000. Криогенное разделение включает процесс дистилляции, который может происходить при температуре между около -168 и -172°С. В других вариантах выполнения процесс дистилляции может происходить при температурах между около -165 и -175°С. При этих температурах воздух становится жидким. Процесс дистилляции можно выполнять при абсолютном давлении между около 8 бар и около 10 бар. Высокое давление можно обеспечивать за счет сжатия воздуха и обмена тепла с холодным воздухом, выходящим из колонны. Азот является более летучим, чем кислород, и может выходить в виде продукта дистилляции.

Азот 2004, выходящий из сепаратора, можно использовать в теплообменнике 2006 для конденсации углеводородов с более высоким молекулярным весом из потока 2008 пиролиза для удаления углеводородов с меньшим молекулярным весом из газовой фазы в жидкую фазу. Поток 2010 улучшенного газа, содержащий больше углеводородов с меньшим молекулярным весом, чем поток 2008, и поток 2012 жидкости, который включает конденсированные углеводороды, может выходить из теплообменника 2006.

Кислород 2014 из криогенного разделительного блока 2002 и поток 2016 или воду можно подавать в горячий содержащий углеводороды пласт 2018 для образования синтетического газа 2020 в непрерывном процессе, как указывалось выше. Желательно создавать синтетический газ при температуре, которая способствует образованию большего количества

159

160 диоксида углерода, чем моноксида углерода. Температура пласта может быть предпочтительно между около 400°С и около 550°С. В одном варианте выполнения может быть желательным, чтобы температура пласта была между около 400°С и около 450°С. Синтетический газ может по существу состоять из Н2 и диоксида углерода. Диоксид углерода можно удалить из синтетического газа 2020 для подготовки исходного потока для получения аммиака с использованием разделительного блока 2022 с газообразным амином. Поток 2024 кислорода из блока разделения газов и поток 2026 азота из теплообменника можно подавать в установку 2028 для получения аммиака 2030. Диоксид углерода 2032, выходящий из блока разделения газов, и аммиак 2030 можно подавать в блок 2034 для получения мочевины 2036.

В одном варианте выполнения, исходный поток для процесса синтеза аммиака можно создавать посредством подачи содержащего азот газа и диоксида углерода в содержащий углеводороды пласт. Газ может быть топочным газом или же газом, создаваемым в результате реакции окисления кислорода с углеродом в другой части пласта. В пласт можно подавать содержащий азот газ и диоксид углерода. Диоксид углерода в газе может адсорбироваться в пласте и изолироваться в нем. Из пласта можно добывать выходящий поток. Выходящий поток может иметь существенно меньшее процентное содержание диоксида углерода, чем вводимый в пласт газ. Азот, содержащийся в выходном потоке, можно подавать в процесс синтеза аммиака. Водород в синтетическом газе из другой части пласта можно также подавать в процесс синтеза аммиака.

На фиг. 43 показан вариант выполнения способа подготовки потока азота для процесса получения аммиака и мочевины. В содержащий углеводороды пласт 2062 можно нагнетать воздух 2060 для создания диоксида углерода посредством окисления углерода в пласте. В одном варианте выполнения, нагреватель может быть выполнен с возможностью нагревания, по меньшей мере, части содержащего углеводороды пласта до температуры, достаточной для поддержания окисления. Температура, достаточная для поддержания окисления, может быть, например, около 260°С для угля. Поток 2064, выходящий из горячего пласта, может состоять по существу из диоксида углерода и азота. Азот можно отделять от диоксида углерода посредством пропускания потока через холодный израсходованный содержащий углеводороды пласт 2066. Углерод в холодном израсходованном пласте 2066 может адсорбироваться больше, чем азот. Например, при температуре 50°С и давлении 0,35 бар, адсорбция диоксида углерода в израсходованной части угля может составлять около 72 м³/метрических тонн по сравнению с около 15,4 м³/метрических тонн для азота. Азот 2068, выходящий из холодной израсходованной части 2066, можно подавать в установку 2070 создания аммиака вместе с потоком 2072 водорода для получения аммиака 2074. Поток водорода можно получать с помощью описанных выше способов, например, описанных применительно к фиг. 41 и 42 способов.

На фиг. 44 показан вариант выполнения системы, выполненной с возможностью обработки относительно проницаемого пласта. Относительно проницаемый пласт 2200 может включать тяжелые углеводороды. В относительно проницаемом пласте 2200 могут быть расположены добывающие скважины 2210. Относительно проницаемый слой 2200 может быть заключен между по существу не проницаемыми слоями 2204. Верхний по существу не проницаемый слой 2204 можно называть покрывающим слоем пласта 2200. Нижний по существу не проницаемый слой 2204 можно называть коренной породой пласта 2200. Покрывающий слой и коренная порода могут включать различные типы не проницаемых материалов. Например, покрывающий слой и/или коренная порода могут включать сланец или влажный карбонат (т. е. карбонат без углеводородов в нем).

В добывающей скважине 2210 могут быть расположены низкотемпературные источники 2216 нагревания и высокотемпературные источники 2218 нагревания. Низкотемпературные источники 2216 нагревания и высокотемпературные источники 2218 нагревания могут быть выполнены указанным выше образом. Добывающая скважина 2210 может быть выполнена указанным выше образом. Низкотемпературным источником нагревания обычно называется источник нагревания или нагреватель, выполненный с возможностью подачи тепла в выбранную для увеличения подвижности часть пласта 2200, по существу смежную с низкотемпературным источником нагревания. Подаваемое тепло может нагревать частично или полностью выбранную для увеличения подвижности секцию до средней температуры внутри диапазона температур обеспечения подвижности тяжелых углеводородов, содержащихся в пласте 2200. Диапазон температур обеспечения подвижности может находиться между около 75°С и около 150°С. Выбранная температура обеспечения подвижности может быть около 100°С. Однако температура обеспечения подвижности может изменяться в зависимости от вязкости тяжелых углеводородов, содержащихся в пласте 2200. Например, может быть необходима более высокая температура обеспечения подвижности для более вязкого флюида внутри пласта 2200.

Высокотемпературным источником 2218 нагревания обычно называется источник нагревания или нагреватель, выполненный с возможностью подачи тепла в выбранную секцию 2202 пиролиза пласта 220, по существу смежную с источником 2218 нагревания. Подаваемое тепло

161

162 должно обеспечивать нагревание выбранной секции 2202 пиролиза до средней температуры внутри диапазона температур пиролиза тяжелых углеводородов, содержащихся внутри пласта 2200. Диапазон температур пиролиза может быть между около 270°С и около 400°С. Выбранная температура пиролиза может быть около 300°С. Однако температура пиролиза может изменяться в зависимости от характеристик пласта, состава, давления и/или желаемого качества добываемого из пласта 2200 продукта. Качество продукта можно определять на основе свойств продукта (например, плотности ΑΡI продукта). Пиролиз может включать крекинг тяжелых углеводородов в углеводородные фрагменты и/или более легкие углеводороды. Пиролиз тяжелых углеводородов обычно приводит к повышению качества тяжелых углеводородов.

Как показано на фиг. 44, сделанные подвижными флюиды в пласте 220 могут стекать в выбранную секцию 2202 пиролиза по существу под действием силы тяжести. Качество подвижных флюидов можно повышать с помощью пиролиза в выбранной секции 2202 пиролиза. Поток подвижных флюидов можно, не обязательно, усилить посредством подачи повышающего давление флюида 2214 через канал 2212 в пласт 2200. Повышающий давление флюид 2214 может быть флюидом, выполненным с возможностью повышения давления в пласте 2200 вблизи канала 2212. Повышенное давление вблизи канала 2212 может увеличивать поток подвижных флюидов в пласте 2200 в выбранную секцию 2202 пиролиза. Абсолютное давление повышающего давление флюида 2214, подаваемого с помощью канала 2212, может быть между около 7 бар и около 70 бар. Однако давление повышающего давление флюида 2214 может изменяться в зависимости, например, от вязкости флюида внутри пласта 2200 и/или желаемой скорости потока флюида в выбранную секцию 2202 пиролиза. Повышающий давление флюид 2214 может быть любым газом, который по существу не окисляет тяжелые углеводороды. Например, повышающий давление флюид 2214 может включать Ν₂, СО₂, СН₄, водород, пар и т.д.

Добывающие скважины 2200 могут быть выполнены с возможностью удаления флюидов пиролиза и/или подвижных флюидов из выбранной секции 2202 пиролиза. Флюиды пласта можно удалять в виде паров. Качество флюидов пласта можно дополнительно повышать с помощью высокотемпературного источника 2218 нагревания и низкотемпературного источника 2216 нагревания в добывающей скважине 2210. Кроме того, добывающая скважина 2210 может быть выполнена с возможностью управления давлением в выбранной секции 2202 пиролиза для обеспечения градиента давления, так чтобы подвижные флюиды могли протекать в выбран ную секцию 2202 пиролиза из выбранной секции обеспечения подвижности. В некоторых вариантах выполнения, давлением в выбранной секции 2202 пиролиза можно управлять для управления в свою очередь потоком подвижных флюидов в выбранную секцию 2202 пиролиза. За счет нагревания не всего пласта до температуры пиролиза, дренажный процесс может обеспечивать существенно более высокое отношение полученной энергии к вводимой энергии для процесса внутрипластового преобразования.

Дополнительно к этому, давлением в относительно проницаемом пласте 2200 можно управлять для обеспечения желаемого качества флюидов пласта. Например, давление в относительно проницаемом пласте 2200 можно увеличивать для получения флюидов пласта с повышенной плотностью ΑΡI по сравнению с флюидами пласта, добываемыми при более низком давлении. Повышение давления в относительно проницаемом пласте 2200 может увеличивать парциальное давление водорода в ставших подвижными флюидах и/или флюидах пиролиза. Повышенное парциальное давление водорода в подвижных флюидах и/или флюидах пиролиза может обеспечивать восстановление тяжелых углеводородов в сделанных подвижными флюидах и/или флюидах пиролиза. Восстановление тяжелых углеводородов обеспечивает добычу более легких, более ценных углеводородов. Плотность ΑΡI гидрогенизованных тяжелых водородов может быть существенно выше, чем плотность ΑΡI не гидрогенизованных тяжелых углеводородов.

В одном варианте выполнения, повышающий давление флюид 2214 можно подавать в пласт 2200 через канал, расположенный в или вблизи добывающей скважины 2210. Канал может быть выполнен с возможностью подачи повышающего давление флюида 2214 в пласт 2200 вблизи верхнего не проницаемого слоя 2204.

В другом варианте выполнения, в низкотемпературный источник 2216 нагревания можно подавать меньше энергии и/или отключать его в добывающих скважинах 2210. Подвижность тяжелых углеводородов в пласте 2200 можно увеличивать посредством переноса тепла из выбранной секции 2202 пиролиза в смежную с ней секцию пласта 2200. Перенос тепла из выбранной секции 2202 пиролиза может обеспечиваться по существу за счет проводимости.

На фиг. 45 показан вариант выполнения с возможностью обработки относительно проницаемого пласта без по существу пиролиза подвижных флюидов. В добывающей скважине 2210 может быть расположен низкотемпературный источник 2216 нагревания. Низкотемпературный источник 2216 нагревания, канал 2212 и не проницаемые слои 2204 могут быть выполнены в соответствии с вариантом выполнения,

163

164 описанным применительно к фиг. 44. Кроме того, низкотемпературный источник 2216 нагревания может быть выполнен с возможностью подачи тепла в пласт 2200 для нагревания части или всего пласта 2200 до средней температуры диапазона температур обеспечения подвижности. Сделанные подвижными флюиды внутри пласта 2200 могут протекать в направлении дна пласта 2200 по существу под действием силы тяжести. Через канал 2212 в пласт 2200 можно подавать повышающий давление флюид 2214 в соответствии с вариантом выполнения, описанным применительно к фиг. 44, для увеличения потока подвижных флюидов в направлении дна пласта 2200. Повышающий давление флюид 2214 можно также подавать в пласт 2200 через канал, расположенный в и/или вблизи добывающей скважины 2210. Флюиды пласта можно удалять через добывающую скважину 2210 у или вблизи дна пласта 2200. Низкотемпературный источник 2216 нагревания может подавать тепло в флюиды пласта, удаляемые через добывающую скважин 2210. Подаваемое тепло может испарять удаляемые флюиды пласта внутри добывающей скважины 2210, так что флюиды пласта можно удалять в виде паров. Подаваемое тепло может также увеличивать плотность ΑΡΙ удаляемых флюидов пласта внутри добывающей скважины 2210.

На фиг. 46 показан вариант выполнения обработки относительно проницаемого пласта со слоями 2201 тяжелых углеводородов, разделенных не проницаемыми слоями 2204. В относительно проницаемом пласте 2200 могут быть расположены скважина 2220 нагнетания тепла и добывающая скважина 2210. Слои 2201 могут разделять по существу не проницаемые слои 2204. В пластах 2201 могут быть расположены тяжелые углеводороды. Низкотемпературный источник 2216 нагревания может быть расположен в нагнетательной скважине 2220. Низкотемпературный источник 2216 нагревания может быть выполнен в соответствии с любым из указанных выше вариантов выполнения. Можно увеличить подвижность тяжелых углеводородов с помощью тепла, подаваемого из низкотемпературного источника 2216 нагревания, так что вязкость тяжелых углеводородов существенно понижается. Повышающий давление флюид 2214 можно подавать через отверстия в нагнетательной скважине 2200 в слои 2201. Давление повышающего давление флюида 2214 может приводить к протеканию подвижных флюидов в направлении добывающей скважины 2210. Абсолютное давление повышающего давление флюида 2214 у или вблизи нагнетательной скважины 2220 может быть от около 7 бар до около 70 бар. Однако давлением повышающего давление флюида 2214 можно управлять, так чтобы оно оставалось ниже давления, которое может поднимать покрывающий слой относительно проницаемого пласта 2200.

Высокотемпературный источник 2218 нагревания может быть расположен в добывающей скважине 2210. Высокотемпературный источник 2218 нагревания может быть выполнен в соответствии с любым из указанных выше вариантов выполнения. Тепло, обеспечиваемое высокотемпературным источником 2218 нагревания, может приводить к по существу пиролизу части подвижных флюидов внутри выбранной секции пиролиза вблизи добывающей скважины 2210. Флюиды пиролиза и/или подвижные флюиды можно удалять из слоев 2201 с помощью добывающей скважины 2210. Кроме того, высокотемпературный источник 2218 нагревания может повышать качество удаляемых флюидов пласта внутри добывающей скважины 2210. Удаляемые флюиды пласта можно удалять в виде паров через добывающую скважину 2210. Абсолютное давление у или вблизи добывающей скважины 2210 может быть меньше около 70 бар. За счет нагревания не всего пласта до температур пиролиза, процесс может обеспечивать существенно более высокое отношение создаваемой энергии к вводимой энергии для процесса внутрипластового преобразования. Повышение качества флюидов пласта в или вблизи добывающей скважины 2210 может создавать существенно более качественный продукт.

В одном варианте выполнения, высокотемпературный источник 2218 нагревания может быть заменен низкотемпературным источником 2216 нагревания внутри добывающей скважины 2210. Низкотемпературный источник 2216 нагревания может обеспечивать существенно меньшую пиролизацию тяжелых углеводородов внутри пластов 2201, чем высокотемпературный источник 2218 нагревания. Поэтому флюиды пласта, удаляемые через добывающую скважину 2210, не претерпевают повышение качества как флюиды пласта, удаляемые через добывающую скважину 2218 с высокотемпературным источником 2218 нагревания, как было описано в варианте выполнения, показанном на фиг. 46.

В другом варианте выполнения, пиролизацию тяжелых углеводородов можно увеличить посредством замены низкотемпературного источника 2216 нагревания на высокотемпературный источник 2218 нагревания внутри нагнетательной скважины 2220. Высокотемпературный источник 2218 нагревания может обеспечивать существенно больший пиролиз тяжелых углеводородов внутри слоев 2201, чем низкотемпературный источник 2216 нагревания. Качество флюидов пласта, удаляемых через добывающую скважину 2210, можно существенно увеличить по сравнению с флюидами пласта, удаляемыми в процессе с низкотемпературным источником 2216 нагревания внутри нагнетательной скважины 2220, как было описано в варианте выполнения, показанном на фиг. 46.

165

166

В некоторых вариантах выполнения, относительно проницаемый пласт, содержащий тяжелые углеводороды, может быть существенно ниже существенно более толстого не проницаемого слоя (покрывающего слоя). Покрывающий слой может иметь толщину, по меньшей мере, около 300 м или более. Толщина покрывающего слоя может определяться географическим расположением относительно проницаемого пласта.

В некоторых вариантах выполнения, может быть более экономичным подавать тепло в пласт с помощью источников тепла, расположенных горизонтально внутри относительно проницаемого пласта. Добывающая скважина может быть также расположена горизонтально внутри относительно проницаемого пласта. Однако добывающая скважина может быть расположена горизонтально внутри относительно проницаемого пласта, вертикально внутри относительно проницаемого пласта или под углом к относительно проницаемому пласту.

Дополнительно к этому, добывающая скважина 2210 может быть выполнена как указано в любом из вариантов выполнения. Например, добывающая скважина 2210 может включать клапан, выполненный с возможностью изменения, поддержания и/или управления давлением по меньшей мере части пласта.

На фиг. 47 показан вариант выполнения обработки относительно проницаемого пласта с использованием горизонтальных источников нагревания. Источник 2300 нагревания может быть расположен внутри относительно проницаемого пласта 2200. Относительно проницаемый пласт 2200 может быть по существу ниже не проницаемого слоя 2204. Не проницаемый слой 2204 может включать, но не ограничиваясь этим, сланец или карбонат. Не проницаемый слой 2204 может иметь толщину около 20 м или более. Как показано на фиг. 46, толщина слоя 2204 может зависеть, например, от географического расположения не проницаемого слоя 2204. Источник 2300 нагревания может быть расположен горизонтально в относительно проницаемом пласте 2200. Источник 2300 нагревания может быть выполнен с возможностью подачи тепла в часть относительно проницаемого пласта 2200. Источник 2300 нагревания может включать низкотемпературный источник нагревания и/или высокотемпературный источник нагревания, указанный в любом из приведенных выше вариантов выполнения. Подаваемое тепло может обеспечить по существу подвижность части тяжелых углеводородов внутри относительно проницаемого пласта 2200, как в любом из указанных выше вариантов выполнения. Подаваемое тепло может быть выбрано также так, что происходит пиролиз части тяжелых углеводородов внутри относительно проницаемого пласта 2200, как указано в любом из приведенных выше вариантов выполнения. Длина источ ника 2300 нагревания, расположенного внутри относительно проницаемого пласта 2200, может быть от около 50 м до около 1500 м. Однако длина источника 2300 нагревания внутри относительно проницаемого пласта 2200 может изменяться в зависимости, например, от ширины относительно проницаемого пласта 2200, желаемой скорости добычи и выходной энергии источника 2300 нагревания.

На фиг. 48 показан вариант выполнения обработки относительно проницаемого пласта с использованием по существу горизонтальных источников нагревания. Источники 2300 нагревания могут быть расположены по существу горизонтально внутри относительно проницаемого пласта 2200. Источники 2300 нагревания могут быть выполнены, как было описано в варианте выполнения, показанном на фиг. 47. Источники 2300 нагревания изображены на фиг. 48 в другой проекции, чем источники нагревания, показанные на фиг. 47. Относительно проницаемый пласт 2200 может быть по существу под не проницаемым слоем 2204. Добывающая скважина 2302 может быть расположена вертикально, горизонтально или под углом к относительно проницаемому пласту 2200. Положение добывающей скважины 2302 внутри относительно проницаемого пласта 2200 может изменяться в зависимости, например, от желаемого продукта и желаемой скорости добычи. Например, добывающая скважина 2302 может быть расположена вблизи дна относительно проницаемого пласта 2200.

Источники 2300 нагревания могут поставлять тепло для по существу обеспечения подвижности части тяжелых углеводородов внутри относительно проницаемого пласта 2200. Сделанные подвижными флюиды могут стекать в направлении дна относительно проницаемого пласта 2200 по существу под действием силы тяжести. Подвижные флюиды можно удалять через добывающую скважину 2302. Каждый из источников 2300 нагревания, расположенных у или вблизи дна относительно проницаемого пласта 2200, могут быть выполнены с возможностью нагревания всей или части секции вблизи дна пласта 2200 до температуры, достаточной для пиролиза тяжелых углеводородов внутри секции. Такую секцию можно назвать выбранной секцией пиролиза. Температура внутри выбранной секции пиролиза может быть между около 270°С и около 400°С и может быть получена указанным выше образом. Пиролиз тяжелых углеводородов внутри выбранной секции пиролиза может приводить к преобразованию, по меньшей мере, части тяжелых углеводородов в флюиды пиролиза. Флюиды пиролиза можно удалять через добывающую скважину 2302. Добывающая скважина 2302 может быть расположена внутри выбранной секции пиролиза. В некоторых вариантах выполнения, один и/или несколько источников 2300 нагревания могут

167

168 быть ослаблены и/или отключены после по существу обеспечения подвижности большинства тяжелых углеводородов внутри относительно проницаемого пласта 2200. Это обеспечивает большую эффективность нагревания пласта и/или экономию стоимости вводимой энергии процесса внутрипластового преобразования. Кроме того, нагревания вне пикового времени могут быть дешевле.

В одном варианте выполнения, добывающая скважина 2302 может оставаться закрытой, пока не будет достигнута температура, достаточная для пиролиза, по меньшей мере, части тяжелых углеводородов в выбранной секции пиролиза. Это обеспечивает исключение добычи существенного количества нежелательных тяжелых углеводородов из относительно проницаемого пласта 2200. Добыча существенного количества тяжелых углеводородов требует дорогостоящего оборудования и/или сокращает срок службы добывающего оборудования.

Дополнительно к этому, тепло может создаваться внутри добывающей скважины 2302 для испарения удаляемых флюидов пласта. Тепло можно также подавать внутрь добывающей скважины 2302 для пиролиза и/или повышения качества удаляемых флюидов пласта, как было описано в любом из вариантов выполнения.

Повышающий давление флюид можно подавать в относительно проницаемый пласт 2200 через источники 2300 нагревания. Повышающий давление флюид может увеличивать поток подвижных флюидов в направлении добывающей скважины 2302. Например, увеличение давления повышающего давление флюида вблизи источников 2300 нагревания приводит обычно к увеличению потока подвижных флюидов в направлении добывающей скважины 2302. Повышающий давление флюид может включать, но не ограничиваясь этим, Ν₂, СО₂, СН₄, Н₂, пар и/или их смеси. В качестве альтернативного решения, повышающий давление флюид можно подавать через нагнетательную скважину, расположенную в относительно проницаемом пласте 2200.

Дополнительно к этому, давлением в относительно проницаемом пласте 2200 можно управлять так, чтобы обеспечивать управление скоростью получения флюидов пласта. Давлением в относительно проницаемом пласте 2200 можно управлять, например, через добывающую скважину 2302, источники 2300 нагревания и/или скважину управления давлением, расположенную в относительно проницаемом пласте 2200.

Кроме того, добывающая скважина 2302 может быть выполнена, как было описано в любом из вариантов выполнения. Например, добывающая скважина 2302 может включать клапан, выполненный с возможностью изменения, поддержания и/или управления давлением, по меньшей мере, части пласта.

В одном варианте выполнения, внутрипластовой процесс обработки относительно проницаемого пласта может включать подачу тепла в часть пласта из множества источников нагревания. Множество источников нагревания могут быть расположены внутри относительно проницаемого пласта по схеме. На фиг. 49 показан вариант выполнения схемы 2404 расположения источников 2400 нагревания и добывающей скважины 2402, которая может быть выполнена с возможностью обработки относительно проницаемого пласта. Источники 2400 нагревания могут быть расположены по 5 точечной схеме с добывающей скважиной 2402. В пятиточечной схеме четыре источника 2400 нагревания могут быть расположены по существу на одинаковом расстоянии от добывающей скважины 2402 и по существу на равном расстоянии друг от друга, как показано на фиг. 49. В зависимости, например, от тепла, генерируемого каждым источником 2400 нагревания, расстояние между источниками 2400 нагревания и добывающей скважиной 2402 может определяться желаемым продуктом или желаемой скоростью добычи. Источники 2400 нагревания могут быть выполнены также в качестве добывающей скважины. Расстояние между источниками 2400 нагревания и добывающей скважиной 2402 может быть, например, около 15 м. Добывающая скважина может быть выполнена также в качестве источника нагревания.

На фиг. 50 показан альтернативный вариант выполнения схемы 2406 расположения источников 2400 нагревания, в которой источники 2400 нагревания расположены по семиточечной схеме с добывающей скважиной 2402. В семиточечной схеме шесть источников 2400 нагревания могут быть расположены по существу на одинаковом расстоянии от добывающей скважины 2402 и по существу на одинаковом расстоянии друг от друга, как показано на фиг. 50. Источники 2400 нагревания могут быть выполнены также в качестве добывающей скважины. Добывающая скважина также может быть в качестве источника нагревания. Расстояние между источниками 2400 нагревания и добывающей скважиной 2402 можно определять, как было описано в любом из вариантов выполнения.

Следует отметить, что геометрические схемы расположения источников 2400 нагревания и добывающих скважин 2402 приведены в качестве примеров. Схема расположения источников 2400 нагревания и добывающих скважин 2402 может изменяться в зависимости, например, от типа относительно проницаемого пласта, подлежащего обработке. Например, схема расположения источников 2400 нагревания и добывающих скважин 2402 может включать схему, как было описано в любом из вариантов выполнения. Дополнительно к этому, положение добывающей скважины 2402 внутри схемы

169

170 расположения источников 2400 нагревания может определяться, например, желаемой скоростью нагревания относительно проницаемого пласта, скоростью нагрева источников нагревания, типом источника нагревания, типом относительно проницаемого пласта, составом относительно проницаемого пласта, вязкостью относительно проницаемого пласта и/или желаемой скоростью добычи.

В некоторых вариантах выполнения, часть относительно проницаемого пласта можно нагревать со скоростью нагревания в диапазоне от около 0,1°С/сутки до около 50°С/сутки. Большинство углеводородов можно добывать из пласта при скорости нагревания в диапазоне от около 0,1°С/утки до около 15°С/сутки. В одном варианте выполнения, относительно проницаемый пласт можно нагревать со скоростью менее около 0,7°С/сутки внутри значительной части диапазона температур, в котором флюиды пиролиза удаляются из пласта. Значительная часть может быть более 50% времени, необходимого для перекрытия диапазона, более 75% времени, необходимого для перекрытия диапазона, или же более 90% времени, необходимого для перекрытия диапазона.

Качество добываемых углеводородных флюидов из относительно проницаемого пласта может быть описано распределением углеродных чисел. Обычно продукты с более низкими углеродными числами, такие как продукты, имеющие углеродные числа менее около 25, можно рассматривать как более ценные, чем углеводородные продукты, имеющие углеродные числа более около 25. В одном варианте выполнения, обработка относительно проницаемого пласта может включать подачу тепла в, по меньшей мере, часть пласта для добычи из пласта углеводородных флюидов, большинство которых может иметь углеродные числа менее примерно 25, или же, например, менее примерно 20. Например, менее около 20 мас.% добываемого конденсируемого флюида может иметь углеродные числа более около 20.

В одном варианте выполнения, давление можно повышать внутри части относительно проницаемого пласта до желаемого давления во время обеспечения подвижности и/или пиролиза тяжелых углеводородов. Желаемое абсолютное давление может быть внутри диапазона от около 2 бар до около 70 бар. Однако большинство углеводородных флюидов можно добывать при поддерживании давления внутри диапазона от около 7 бар до около 30 бар. Давление во время придания подвижности и/или пиролиза может изменяться или же его можно изменять. Давление можно изменять для управления составом добываемого флюида, для управления процентным содержанием конденсируемого флюида по сравнению с не конденсируемым флюидом или для управления плотностью ΑΡΙ добываемого флюида. Увеличение давления может увеличи вать плотность ΑΡΙ добываемого флюида. Увеличение давления может также увеличивать процентное содержание парафинов внутри добываемого флюида.

Повышение давления в залежи может увеличивать парциальное давление водорода внутри добываемого флюида. Например, парциальное давление водорода внутри добываемого флюида может повышаться самостоятельно или за счет нагнетания водорода. Увеличенное парциальное давление водорода может повышать качество тяжелых углеводородов. Тяжелые углеводороды можно восстанавливать в более легкие, более качественные углеводороды. Более легкие углеводороды можно создавать посредством реакции водорода с фрагментами тяжелых углеводородов внутри добываемого флюида. Водород, растворенный в флюиде, может также восстанавливать олефины внутри добываемого флюида. Поэтому, увеличенное парциальное давление водорода в флюиде может уменьшить процентное содержание олефинов внутри добываемого флюида. Уменьшение процентного содержания олефинов и/или тяжелых углеводородов внутри добываемого флюида может улучшать качество (например, плотность ΑΡΙ) добываемого флюида. В некоторых вариантах выполнения, давление внутри части относительно проницаемого пласта можно повышать посредством генерирования газа внутри нагреваемой части.

В одном варианте выполнения флюид, добываемый из части относительно проницаемого пласта с помощью процесса внутрипластового преобразования, описанного в любом из вариантов выполнения, может включать азот. Например, менее около 0,5 мас.% конденсируемого флюида может включать азот, или, например, менее около 0,1 мас.% конденсируемого флюида может включать азот. Дополнительно к этому, флюид, добытый с помощью процесса внутрипластового преобразования, описанного в любом из вариантов выполнения, может включать кислород. Например, менее около 7 мас.% конденсируемого флюида может включать кислород, или, например, менее около 5 мас.% конденсируемого флюида может включать кислород. Флюид, добытый из относительно проницаемого пласта, может включать также серу. Например, менее около 5 мас.% конденсируемого флюида может включать серу или, например, менее около 3 мас.% конденсируемого флюида может включать серу. В некоторых вариантах выполнения, процентное содержание азота, кислорода и/или серы в конденсируемом флюиде можно уменьшать посредством увеличения давления флюида в относительно проницаемом пласте во время внутрипластового процесса.

В одном варианте выполнения конденсируемые углеводороды флюида, добытого из относительно проницаемого пласта, могут включать ароматические соединения. Например, бо

171

172 лее 20 мас.% конденсируемых углеводородов могут включать ароматические соединения. В другом варианте выполнения процентное содержание ароматических соединений может включать более около 30 конденсируемых углеводородов. Конденсируемые углеводороды могут также включать диароматические соединения. Например, менее около 20 мас.% конденсируемых углеводородов могут включать диароматические соединения. В другом варианте выполнения диароматические соединения могут включать менее около 15 мас.% конденсируемых углеводородов. Конденсируемые углеводороды могут также включать триароматические соединения. Например, менее около 4 мас.% конденсируемых углеводородов могут включать триароматические соединения. В другом варианте выполнения, менее около 1 мас.% конденсируемых углеводородов могут включать триароматические соединения.

В одном варианте выполнения, внутрипластовой процесс обработки тяжелых углеводородов, по меньшей мере, в части относительно проницаемого пласта может включать нагревание из одного или более источников нагревания. Один или более источников нагревания могут быть выполнены, как было описано в любом из вариантов выполнения. По меньшей мере, один из источников нагревания может быть электрическим нагревателем. В одном варианте выполнения, по меньшей мере, один из источников нагревания может быть расположен в нагревательной скважине. Нагревательная скважина может включать канал, через который проходит горячий флюид, который переносит тепло в пласт. По меньшей мере, некоторые из тяжелых углеводородов в выбранной части пласта могут быть пиролизованы теплом из одного или более источников нагревания. Температура, достаточная для пиролиза тяжелых углеводородов в содержащем углеводороды пласте с относительно низкой проницаемостью, может быть внутри диапазона от около 270°С до около 300°С. В других вариантах выполнения, температура, достаточная для пиролиза тяжелых углеводородов, может быть внутри диапазона от около 300°С до около 375°С. Флюиды пиролиза можно добывать из пласта. В одном варианте выполнения, флюиды можно добывать, по меньшей мере, через одну добывающую скважину.

Дополнительно к этому, нагревание может также увеличивать среднюю проницаемость, по меньшей мере, части выбранной секции. Повышение температуры пласта может создавать тепловые трещины в пласте. Тепловые трещины могут проходить между источниками нагревания, дополнительно увеличивая проницаемость в части выбранной секции пласта. За счет увеличения проницаемости получившие подвижность флюиды в пласте могут иметь тенденцию протекать к источнику нагревания и могут быть пиролизованы.

В одном варианте выполнения, давлением в, по меньшей мере, части пласта с относительно низкой проницаемостью можно управлять для поддержания состава добываемого флюида внутри желаемого диапазона. Состав добываемых флюидов пласта можно контролировать. Давлением можно управлять с помощью клапана обратного давления, расположенного вблизи места добычи флюидов пласта. Желаемое рабочее давление добывающей скважины, при котором может быть получен желаемый состав, можно определять из экспериментальных данных для соотношения между давлением и составом продуктов пиролиза тяжелых углеводородов в пласте.

На фиг. 51 показан вариант схемы расположения источников нагревания и добывающих скважин для нагревания углеводородов в пласте с относительно низкой проницаемостью. Источники 2502, 2503 и 2504 нагревания могут быть расположены по треугольной схеме с источниками нагревания в вершинах треугольной решетки. Добывающая скважина 2500 может быть расположена вблизи центра треугольной решетки. В других вариантах выполнения, добывающая скважина 2500 может быть расположена в любом месте схемы. Источники нагревания могут быть расположены по другим схемам, отличным от треугольной схемы, показанной на фиг. 51. Например, скважины могут быть расположены по квадратной схеме. Источники 2502, 2503 и 2504 нагревания могут нагревать пласт до температуры, при которой, по меньшей мере, некоторые тяжелые углеводороды в пласте могут подвергаться пиролизу. Флюиды пиролиза имеют тенденцию течь в направлении добывающей скважины, как показано стрелками, и флюиды пласта можно добывать через добывающую скважину 2500.

В одном варианте выполнения, среднее расстояние между источниками нагревания, обеспечивающее пиролиз тяжелых углеводородов в пласте, может быть от около 5 м до около 8 м. В одном варианте выполнения, более эффективный диапазон может быть между около 2 м и около 5 м.

Один вариант выполнения обработки тяжелых углеводородов в части пласта с относительно низкой проницаемостью может включать подачу тепла из одного или более источников нагревания для пиролиза некоторых тяжелых углеводородов и испарения части тяжелых углеводородов в выбранной части пласта. Тяжелые углеводороды в пласте можно испарять при температуре между около 300°С и около 350°С. В другом варианте выполнения, тяжелые углеводороды в пласте можно испарять при температуре между около 350°С и около 450°С. Испаренные и пиролизованные флюиды могут течь к месту, расположенному вблизи добычи флюидов. В одном варианте выполнения, флюиды можно добывать из пласта через добывающую

173

174 скважину. За счет повышения давления вследствие испарения может быть необходимом стравливать давление через добывающую скважину.

Фиг. 51 может также представлять вариант выполнения, в котором, по меньшей мере, некоторые тяжелые углеводороды могут быть пиролизованы и часть тяжелых углеводородов может испаряться около или вблизи, по меньшей мере, двух источников нагревания. Источники 2502, 2503 и 2504 могут нагревать пласт до температуры, достаточной для испарения флюида в пласте. Испаренный флюид может иметь тенденцию течь в направлении от источников нагревания к добывающей скважине 2500, как показано стрелками, где флюид можно добывать.

В одном варианте обработки тяжелых углеводородов в части содержащего углеводороды пласта с относительно низкой проницаемостью, тепло можно подавать из одного или более источников нагревания, при этом, по меньшей мере, один из источников нагревания расположен в добывающей скважине. Источники нагревания могут обеспечивать пиролиз, по меньшей мере, некоторых тяжелых углеводородов в выбранной секции пласта и могут повышать давление, по меньшей мере, части выбранной секции. Давлением в пласте можно управлять так, чтобы можно было поддерживать давление в пласте для добычи флюида с желаемым составом. Продукты пиролиза можно удалять из пласта в виде паров из одной или более нагревательных скважин, расположенных в пласте. Обратное давление, создаваемое за счет нагревания пласта, можно использовать для добычи продуктов пиролиза через одну или более добывающих скважин.

На фиг. 52 показана схема расположения источников нагревания для нагревания тяжелых углеводородов в части содержащего углеводороды пласта с относительно низкой проницаемостью и добычи флюидов из одной или более добывающих скважин. Источники 2502 нагревания могут быть расположены по треугольной схеме и могут быть расположены в добывающих скважинах. Источники нагревания могут обеспечивать тепло для пиролиза некоторой части или всего флюида в пласте. Флюид можно добывать через одну или более добывающих скважин.

Один вариант выполнения обработки тяжелых углеводородов в части содержащего углеводороды пласта с относительно низкой проницаемостью может включать нагревание пласта для создания, по меньшей мере, двух зон внутри пласта, так чтобы, по меньшей мере, две зоны имели разные средние температуры. Один или более источников нагревания могут нагревать первую выбранную секцию пласта, что создает зону пиролиза, в котором тяжелые углеводороды могут быть пиролизованы внутри выбранной первой секции. Дополнительно к это му, один или более источников нагревания могут нагревать, по меньшей мере, некоторые тяжелые углеводороды во второй выбранной секции так, что средняя температура меньше средней температуры зоны пиролиза.

Нагревание выбранной второй секции может уменьшить вязкость некоторых тяжелых углеводородов в выбранной второй секции для создания зоны низкой вязкости. Уменьшение вязкости тяжелых углеводородов в выбранной второй секции может быть достаточным для образования подвижных флюидов в выбранной второй секции. Ставшие подвижными флюиды могут протекать в зону пиролиза. Например, повышение температуры тяжелых углеводородов в пласте до между около 200°С и около 250°С может уменьшить вязкость тяжелых углеводородов достаточно для протекания тяжелых углеводородов через пласт. В другом варианте выполнения, повышение температуры флюида до между около 180°С и около 200°С может быть достаточным для придания подвижности тяжелым углеводородам. Например, вязкость тяжелых углеводородов в пласте при температуре около 200°С может составлять от 50 сП до около 200 сП.

Нагревание может приводить к образованию тепловых трещин, которые могут проходить между источниками нагревания как в выбранной первой секции, так и в выбранной второй секции. Тепловые трещины могут существенно увеличивать проницаемость пласта и облегчать протекание подвижных флюидов из зоны низкой вязкости в зону пиролиза. В одном варианте выполнения, в пласте можно создавать вертикальную гидравлическую трещину для дополнительного увеличения проницаемости. Наличие гидравлической трещины может быть также желательным, поскольку тяжелые углеводороды, которые могут собираться в гидравлической трещине, будут иметь увеличенное время пребывания в зоне пиролиза. Увеличенное время пребывания может приводить к усиленному пиролизу тяжелых углеводородов в зоне пиролиза.

Кроме того, по существу одновременно с уменьшением вязкости, может увеличиваться давление в зоне низкой вязкости за счет теплового расширения пласта и испарения увлекаемой воды в пласте с образованием пара. Например, абсолютное давление в зоне низкой вязкости может находиться в диапазоне от около 10 бар до давления покрывающего слоя, которое может быть около 70 бар. В других вариантах выполнения, абсолютное давление может быть в диапазоне от около 15 бар до около 50 бар. Величина давления может зависеть от некоторых факторов, таких как, но не ограничиваясь этим, степень теплового растрескивания, количество воды в пласте и свойства материала пласта. Давление в зоне пиролиза может быть существенно ниже, чем давление в зоне низкой вязко

175

176 сти за счет более высокой проницаемости зоны пиролиза. Более высокая температура в зоне пиролиза по сравнению с зоной низкой вязкости может приводить к более высокой степени теплового растрескивания и тем самым к большей проницаемости. Например, абсолютное давление в зоне пиролиза может быть в диапазоне от около 3,5 бар до около 10 бар. В других вариантах выполнения, абсолютное давление в зоне пиролиза может быть в диапазоне от около 10 бар до около 15 бар.

Разница давлений между зоной пиролиза и зоной низкой вязкости может заставлять некоторые тяжелые углеводороды протекать из зоны низкой вязкости в зону пиролиза. Тяжелые углеводороды в зоне пиролиза могут претерпевать повышение качества и переходить в флюиды пиролиза. Флюиды пиролиза можно добывать из пласта через добывающую скважину. В другом варианте выполнения, флюид пиролиза, добытый из пласта, может включать жидкость.

В одном варианте выполнения плотность расположения источников нагревания в зоне пиролиза может быть больше, чем плотность источников нагревания в зоне низкой вязкости. Повышенная плотность источников нагревания в зоне пиролиза может обеспечивать возникновение и поддержку равномерной температуры пиролиза в зоне пиролиза. Использование низкой плотности источников нагревания в зоне низкой вязкости может быть более эффективным и экономичным вследствие более низкой температуры, необходимой в зоне низкой вязкости. В одном варианте выполнения среднее расстояние между источниками нагревания для нагревания первой выбранной секции может быть между около 5 м и около 10 м. В качестве альтернативного решения, среднее расстояние может быть от около 2 м до около 5 м. В некоторых вариантах выполнения среднее расстояние между источниками нагревания для нагревания второй выбранной секции может быть между около 5 м и около 20 м.

В одном варианте выполнения зону пиролиза и одну или более зон низкой вязкости можно нагревать последовательно во времени. Источники нагревания могут нагревать первую выбранную секцию, пока средняя температура зоны пиролиза не достигнет желаемой температуры пиролиза. Затем источники нагревания могут нагревать одну или более зон низкой вязкости выбранной второй секции, которая может быть ближе всего к зоне пиролиза, пока эти зоны низкой вязкости не достигнут желаемой средней температуры. Нагревание зон низкой вязкости, более удаленных от зоны пиролиза, можно продолжать аналогичным образом.

В одном варианте выполнения, тепло можно подавать в пласт для создания плоской зоны пиролиза и плоской зоны низкой вязкости. Одну или более зон низкой вязкости можно создавать симметрично вокруг зоны пиролиза, что может заставлять тяжелые углеводороды протекать в направлении зоны пиролиза. В одном варианте выполнения, флюиды из зоны пиролиза можно добывать из добывающей скважины, расположенной в зоне пиролиза.

На фиг. 53 показан вариант выполнения схемы расположения источников нагревания и добывающих скважин в зоне пиролиза и в зоне низкой вязкости. Источники 2512 нагревания вдоль плоскости 2504 и плоскости 2506 могут нагревать плоскую область 2508 для создания зоны пиролиза. Нагревание может приводить к созданию трещин 2510 в зоне пиролиза. Нагревание с помощью источников 2514 нагревания в плоскостях 2516, 2518, 2520 и 2522 может создавать зону низкой вязкости с увеличенной проницаемостью за счет тепловых трещин. Разница давлений между зоной низкой вязкости и зоной пиролиза заставляет ставшие подвижными тяжелые углеводороды протекать из зоны низкой вязкости в зону пиролиза. Проницаемость, созданная тепловыми трещинами 2510, может быть достаточно большой для создания по существу равномерной зоны пиролиза. Флюиды пиролиза можно добывать через добывающую скважину 2500.

В одном варианте выполнения, может быть желательным создавать зону пиролиза и зону низкой вязкости последовательно во времени. Источники нагревания, ближайшие к зоне пиролиза, можно активировать первыми, например, источники 2512 нагревания в плоскости 2504 и в плоскости 2506 на фиг. 53. По существу равномерная температура устанавливается в зоне пиролиза после некоторого времени. Ставшие подвижными флюиды, которые протекают через зону пиролиза, могут претерпевать пиролиз и испаряться. После создания зоны пиролиза можно включать и/или повышать мощность источников нагревания в зоне низкой вязкости (например, источников 2514 нагревания в плоскости 2516 и в плоскости 2520), которые расположены ближе всех к зоне пиролиза, для создания зоны низкой вязкости. Большая зона низкой вязкости может быть создана посредством повторной активации источников нагревания (например, источников 2514 нагревания в плоскости 2518 и в плоскости 2522), расположенных дальше от зоны пиролиза.

На фиг. 54 показана схема расположения, согласно фиг. 53, в разнесенной проекции. Четыре плоские вертикальных области 2540, которые соответствуют области 2508 на фиг. 53, могут включать четыре источника нагревания, которые могут создавать зоны пиролиза. Области 2548, 2550 и 2552 могут включать источники нагревания, которые подают тепло для создания зоны низкой вязкости. Добывающие скважины 2500 могут быть расположены в областях, где происходит пиролиз, и могут быть выполнены с возможностью удаления флюидов пиролиза. В одном варианте выполнения, длина зон 2540

177

178 пиролиза может быть между около 75 м и около 150 м. В другом варианте выполнения, длина зон пиролиза может быть между около 100 м и около 125 м. В другом варианте выполнения, среднее расстояние между добывающими скважинами в одной плоскости может быть между около 100 м и около 150 м. В одном варианте выполнения, расстояние между плоскостью 2542 и плоскостью 2544 может быть между около 40 м и около 80 м. В некоторых вариантах выполнения, в области, где происходит пиролиз, могут быть расположены более одной добывающей скважины. Плоскость 2542 и плоскость 2544 могут быть по существу параллельными. Пласт может включать дополнительные плоские вертикальные зоны пиролиза, которые могут быть по существу параллельными друг другу. Горячие флюиды можно подавать в вертикальные плоские области так, что может происходить внутрипластовой пиролиз тяжелых углеводородов. Флюиды пиролиза можно удалять с помощью добывающих скважин, расположенных в вертикальных плоских областях.

Вариант выполнения плоской зоны пиролиза может включать вертикальную гидравлическую трещину, созданную с помощью добывающей скважины в пласте. Пласт может включать источники нагревания, расположенные по существу параллельно вертикальной гидравлической трещине в пласте. Источники нагревания в плоской области вблизи трещины могут подавать тепло, достаточное для пиролиза, по меньшей мере, некоторых или всех тяжелых углеводородов в зоне пиролиза.

На фиг. 55 показан вариант выполнения обработки тяжелых углеводородов в, по меньшей мере, части содержащего углеводороды пласта с относительно низкой проницаемостью, который может включать схему расположения скважин и вертикальную гидравлическую трещину. Добывающая скважина 2500 может быть выполнена с возможностью создания трещины 2602 с помощью способов, описанных в любом из вариантов выполнения. Ширина трещины 2602, созданной посредством гидравлического разрыва, может быть между около 0,3 см и около 1 см. В других вариантах выполнения, ширина трещины 2602 может быть между около 1 см и около 3 см. Зона пиролиза может быть образована в плоской области с каждой стороны вертикальной гидравлической трещины за счет нагревания плоской области до средней температуры внутри диапазона температур пиролиза с помощью источников 2604 нагревания в плоскости 2605 и плоскости 2606. Создание зоны низкой вязкости по обе стороны зоны пиролиза над плоскостью 2605 и под плоскостью 2606 можно осуществлять с помощью источников нагревания вне зоны пиролиза. Например, источники 2608 нагревания в плоскостях 2610, 2612, 2614 и 2616 могут нагревать зону низкой вязкости дополнительно до температуры, доста точной для понижения вязкости тяжелых углеводородов в пласте. Получившие подвижность флюиды в зоне низкой вязкости могут протекать в зону пиролиза за счет разницы давлений между зоной низкой вязкости и зоной пиролиза и увеличенной тепловыми трещинами проницаемости.

На фиг. 56 показан вариант выполнения, согласно фиг. 55, в разнесенной проекции. На фиг. 56 показан пласт с двумя трещинами 2645а и 2645Ь вдоль плоскости 2645 и двумя трещинами 2646а и 2646Ь вдоль плоскости 2646. Каждую трещину можно создавать с использованием добывающих скважин 2640. Плоскость 2645 и плоскость 2646 могут быть по существу параллельными. Длина трещины, созданной с помощью гидравлического разрыва в пластах с относительно низкой проницаемостью, может быть между около 75 м и около 150 м. В некоторых вариантах выполнения, вертикальная гидравлическая трещина может быть между около 100 м и около 125 м. Вертикальные гидравлические трещины могут проходить на по существу равные расстояния вдоль плоскости от добывающей скважины. Поэтому, поскольку может быть нежелательным соединение трещин в одной и той же плоскости, расстояние между добывающими скважинами вдоль одной и той же плоскости может быть между около 100 м и около 150 м. По мере увеличения расстояния между трещинами в разных плоскостях, например, расстояния между плоскостью 2645 и плоскостью 2646, поток подвижных флюидов, находящихся наиболее удаленно от обоих трещин, может уменьшаться. Расстояние между трещинами в разных плоскостях, которое может быть экономичным и эффективным для транспортировки подвижных флюидов в зону пиролиза, может составлять от около 40 м до около 80 м.

Плоскость 2648 и плоскость 2649 могут включать источники тепла, которые могут поставлять тепло, достаточное для создания зоны пиролиза между плоскостью 2648 и плоскостью 2649. Плоскость 2651 и плоскость 2652 могут включать источники нагревания, которые создают зону пиролиза между плоскостью 2651 и плоскостью 2652. Источники нагревания в областях 2650, 2660, 2655 и 2656 могут поставлять тепло, которое может создавать зоны низкой вязкости. Ставшие подвижными флюиды в областях 2650, 2660, 2655 и 2656 могут иметь тенденцию к протеканию в направлении ближайшей трещины в пласте. Подвижные флюиды, входящие в зону пиролиза, могут быть пиролизованы. Флюиды пиролиза можно добывать через добывающие скважины 2640.

В одном варианте выполнения, тепло можно подавать в пласт с относительно низкой проницаемостью для создания радиальной зоны пиролиза и зоны низкой вязкости. Можно создавать радиальную область нагревания, которая

179

180 заставляет флюиды проходить в направлении зоны пиролиза. Флюиды могут быть пиролизованы в зоне пиролиза. Флюиды пиролиза можно добывать из добывающих скважин, расположенных в зоне пиролиза. Источники нагревания могут быть расположены вокруг добывающей скважины концентричными кольцами, такими как правильные многоугольники. Возможны различные конфигурации источников нагревания. Источники нагревания в самом ближнем к добывающей скважине кольце могут нагревать флюид до температуры пиролиза для создания радиальной зоны пиролиза. Дополнительные концентрические кольца источников нагревания могут излучать тепло наружу из зоны пиролиза и могут нагревать флюид для образования зоны низкой вязкости. Ставший подвижным флюид в зоне низкой вязкости может протекать в зону пиролиза вследствие разницы давлений между зоной низкой вязкости и зоной пиролиза, и вследствие увеличенной проницаемости за счет тепловых трещин. Флюиды пиролиза можно добывать из пласта через добывающую скважину.

Можно использовать множество схем расположения источников нагревания кольцами вокруг добывающих скважин для создания радиальных зон пиролиза в содержащих углеводороды пластах. Ниже приводится описание различных схем, показанных на фиг. 57-70. Хотя эти схемы обсуждаются применительно к тяжелым углеводородам, однако, следует понимать, что любую из схем, показанных на фиг. 57-70, можно использовать для других содержащих углеводороды пластов (например, для угля, нефтеносного сланца и т.д.).

На фиг. 57 показан вариант выполнения схемы расположения источников 2705 нагревания, которые могут создавать радиальную зону пиролиза, окруженную зоной низкой вязкости. Добывающая скважина 2701 может быть окружена кольцами 2702, 2703 и 2704 источников 2705 нагревания. Источники 2705 нагревания в кольце 2702 могут нагревать пласт для создания радиальной зоны пиролиза 2710. Источники 2705 нагревания в кольцах 2703 и 2704 снаружи зоны 2710 пиролиза могут нагревать пласт для создания зоны низкой вязкости. Ставшие подвижными флюиды могут протекать радиально внутрь из зоны низкой вязкости в зону 2710 пиролиза. Флюиды можно добывать через добывающую скважину 2701. В одном варианте выполнения среднее расстояние между источниками нагревания может быть между около 2 м и около 10 м. В качестве альтернативного решения, среднее расстояние между источниками нагревания может быть между около 10 м и около 20 м.

Так же как в других вариантах выполнения, может быть желательным создавать зоны пиролиза и зону низкой вязкости последовательно. Сначала можно активировать источники

2705 нагревания, находящиеся наиболее близко к добывающей скважине 2701, например, источники 2705 нагревания в кольце 2702. Зона по существу равномерной температуры пиролиза устанавливается после определенного промежутка времени. Флюиды, которые протекают через зону пиролиза, могут подвергаться пиролизу и испаряться. После создания зоны пиролиза можно активировать источники 2705 нагревания в зоне низкой вязкости по существу вблизи зоны пиролиза (например, источники 2705 нагревания в кольце 2703) для подачи тепла в часть зоны низкой вязкости. Флюид может протекать внутрь в направлении добывающей скважины 2701 за счет разницы давлений между зоной низкой вязкости и зоной пиролиза, как показано стрелками. Более крупную зону низкой вязкости можно создавать посредством повторного активирования источников нагревания, расположенных дальше от трещины, например, источников 2705 нагревания в кольце 2704.

Можно использовать множество схем расположения источников нагревания и добывающих скважин в вариантах выполнения радиальных зон нагревания для обработки пласта с относительно низкой проницаемостью. Источники нагревания могут быть расположены кольцами вокруг добывающих скважин. Схема расположения вокруг каждой добывающей скважины может быть шестиугольником, которая может содержать определенное число источников нагревания.

На фиг. 58 добывающая скважина 2701 и источник 2712 нагревания могут быть расположены в вершинах треугольной решетки. Треугольная решетка может быть равносторонней треугольной решеткой с длиной 8 каждой стороны. Добывающие скважины 2701 могут быть расположены на расстоянии около 1,732 (8). Добывающая скважина 2701 может быть расположена в центре шестиугольной схемы с одним кольцом 2713 из шести источников 2712 нагревания. Каждый источник 2712 нагревания может подавать по существу одинаковые количества тепла в три добывающие скважины. Поэтому каждое кольцо 2713 из шести источников 2712 нагревания может обеспечивать два примерно эквивалентных источника нагревания на каждую добывающую скважину 2701.

На фиг. 59 показана схема расположения добывающих скважин 2701 с внутренним шестиугольным кольцом 2713 и внешним шестиугольным кольцом 2715 источников 2712 нагревания. В этой схеме добывающие скважины 2701 могут быть расположены на расстоянии около 2(1,732)8 друг от друга. Источники 2712 могут быть расположены во всех других местах решетки. Эта схема может обеспечивать отношение эквивалентных источников нагревания к добывающим скважинам, которое может приближаться к 11.

181

182

На фиг. 60 показаны три кольца источников 2712 нагревания, окружающих добывающую скважину 2701. Добывающая скважина 2701 может быть окружена кольцом 2713 из шести источников 2712 нагревания. Второе выполненное в форме шестиугольника кольцо из двенадцати источников 2712 нагревания может окружать кольцо 2713. Третье кольцо 2718 источников 2712 нагревания может включать двенадцать источников нагревания, которые могут поставлять по существу одинаковое количество тепла к двум добывающим скважинам, и шесть источников нагревания, которые могут поставлять по существу одинаковое количество тепла к трем добывающим скважинам. Поэтому в целом 8 эквивалентных источников тепла могут быть расположены в третьем кольце 2718. К добывающей скважине 2701 может подаваться тепло, эквивалентное около 26 источникам нагревания. На фиг. 61 показана еще большая схема расположения, которая может иметь еще большее расстояние между добывающими скважинами 2701.

В качестве альтернативного решения, можно использовать квадратные схемы расположения, при этом добывающие скважины расположены, например, в центре каждого третьего квадрата, так что на каждую добывающую скважину приходятся четыре источника нагревания. Добывающие скважины могут быть расположены внутри каждого пятого квадрата в квадратной схеме, так что на каждую добывающую скважину приходятся шестнадцать источников нагревания.

На фиг. 62, 63, 64 и 65 показаны альтернативные варианты выполнения, в которых как добывающие скважины, так и источники нагревания могут быть расположены в вершинах треугольной решетки. На фиг. 62 треугольная решетка с расстоянием к, может иметь добывающие скважины 2701, расположенные на расстоянии 2к друг от друга. Шестиугольная схема может включать одно кольцо 2730 из шести источников 2732 нагревания. Каждый источник 2732 нагревания может обеспечивать по существу равные качества тепла для двух добывающих скважин 2701. Поэтому каждое кольцо 2730 из шести источников 2732 нагревания привносит примерно три эквивалентных источника нагревания на одну добывающую скважину 2701.

На фиг. 63 показана схема расположения добывающих скважин 2701 с внутренним шестиугольным кольцом 2734 и внешним шестиугольным кольцом 2736. Добывающие скважины 2701 могут быть расположены на расстоянии 3к друг от друга. Источники 2732 нагревания могут быть расположены в вершинах шестиугольного кольца 2734 и шестиугольного кольца 2736. Шестиугольное кольцо 2734 и шестиугольное кольцо 2736 могут включать шесть источников нагревания каждое. Схема, показан ная на фиг. 63, приводит к соотношению источников 2732 нагревания к добывающим скважинам 2701, равному 8.

На фиг. 64 показана схема расположения добывающих скважин 2701 также с двумя шестиугольными кольцами источников нагревания, окружающих каждую добывающую скважину. Добывающая скважина 2701 может быть окружена кольцом 2738 из шести источников 2732 нагревания. Добывающие скважины 2701 могут быть расположены на расстоянии 4к друг от друга. Второе выполненное в форме шестиугольника кольцо 2740 может окружать кольцо 2738. Второе выполненное в форме шестиугольника кольцо 2740 может включать двенадцать источников 2732 нагревания. Эта схема может обеспечивать отношение источников 2732 нагревания к добывающим скважинам 2701, которое может приближаться к 15.

На фиг. 65 показана схема расположения источников 2732 нагревания с тремя кольцами источников 2732 нагревания, окружающими каждую добывающую скважину 2701. Добывающая скважина 2701 может быть окружена кольцом 2742 из шести источников 2732 нагревания. Второе кольцо 2744 из двенадцати источников 2732 нагревания может окружать кольцо 2742. Третье кольцо 2746 из источников 2732 нагревания может окружать второе кольцо 2744. Третье кольцо 2746 может включать 6 эквивалентных источников нагревания. Эта схема может приводить к отношению источников 2732 нагревания к добывающим скважинам 2701 около 24:1.

На фиг. 66, 67, 68 и 69 показаны схемы расположения, в которых добывающая скважина может быть расположена в центре треугольной решетки, так что добывающая скважина может быть на равном расстоянии от вершин треугольной решетки. Как показано на фиг. 66, треугольная решетка нагнетательных скважин с расстоянием к может включать добывающие скважины 2760, расположенные на расстоянии к друг от друга. Каждая добывающая скважина 2760 может быть окружена кольцом 2764 из трех источников 2762 нагревания. Каждый источник 2762 нагревания может подавать по существу равные качества тепла к трем добывающим скважинам 2760. Поэтому каждое кольцо 2764 из трех источников 2762 нагревания может обеспечивать один эквивалентный источник нагревания на одну добывающую скважину 2760.

На фиг. 67 показана схема расположения добывающих скважин 2760 с внутренним треугольным кольцом 2766 и внешним кольцом 2768. В этой схеме добывающие скважины могут быть расположены на расстоянии 2к друг от друга. Источники 2762 нагревания могут быть расположены в вершинах внутреннего кольца 2766 и внешнего кольца 2768. Внутреннее кольцо может обеспечивать три эквивалентных ис

183

184 точника нагревания на каждую добывающую скважину 2760. Внешнее шестиугольное кольцо 2768, содержащее три нагнетательных скважины, может обеспечивать один эквивалентный источник нагревания на одну добывающую скважину 2760. Таким образом, в целом четыре эквивалентных источника нагревания могут подавать тепло к добывающей скважине 2760.

На фиг. 68 показана схема расположения добывающих скважин с одним внутренним треугольным кольцом из шести источников нагревания, окружающих каждую добывающую скважину, одним перевернутым треугольным кольцом и одним неправильным шестиугольным внешним кольцом. Добывающие скважины 2760 могут быть окружены кольцом 2770 из трех источников 2762 нагревания. Добывающие скважины 2760 могут быть расположены на расстоянии 3§ друг от друга. Неправильное шестиугольное кольцо 2772 из девяти источников 2762 нагревания может окружать кольцо 2770. Эта схема может приводить к отношению источников 2762 нагревания к добывающим скважинам 2760, равному 3.

На фиг. 69 показана треугольная схема расположения источников нагревания с тремя кольцами источников нагревания, окружающими каждую добывающую скважину. Добывающие скважины 2760 могут быть окружены кольцом 2774 из трех источников 2762 нагревания. Неправильная шестиугольная схема 2776 из девяти источников 2762 нагревания может окружать кольцо 2774. Третий ряд 2778 источников 2762 нагревания может окружать шестиугольную схему 2776. Третий ряд 2778 может обеспечивать четыре эквивалентных источника нагревания для добывающей скважины 2760. Отношение эквивалентных источников нагревания к добывающей скважине 2760 может составлять 16.

Один вариант выполнения обработки тяжелых углеводородов в, по меньшей мере, части пласта с относительно низкой проницаемостью может включать нагревание пласта из трех или более источников нагревания. По меньшей мере, три источника нагревания могут быть расположены по существу по треугольной схеме. По меньшей мере, некоторые из тяжелых углеводородов в выбранной секции пласта могут быть пиролизованы теплом из трех или более источников нагревания. Флюиды пиролиза, генерированные посредством пиролиза тяжелых углеводородов в пласте, можно добывать из пласта. В одном варианте выполнения, флюиды можно добывать через по меньшей мере одну добывающую скважину, расположенную в пласте.

На фиг. 70 показан вариант выполнения схемы расположения источников 2705 нагревания, расположенных по треугольной схеме. Добывающая скважина 2701 может быть окружена треугольниками 2780, 2782 и 2784 из источников 2705 нагревания. Источники 2705 нагрева ния в треугольниках 2780, 2782 и 2784 могут подавать тепло в пласт. Подаваемое тепло может увеличивать среднюю температуру пласта до температуры пиролиза. Флюиды пиролиза могут протекать к добывающей скважине 2701. Флюиды пласта можно добывать через добывающую скважину 2701.

На фиг. 71 схематично показан вариант выполнения наземных средств 2800, которые могут быть выполнены с возможностью обработки флюида пласта. Флюид пласта можно добывать через добывающую скважину, как указывалось выше. Флюид пласта может включать любой флюид, созданный с помощью любого из указанных методов. Как показано на фиг. 71, наземные средства 2800 могут быть соединены с устьем 2802 скважины. Устье 2802 скважины может быть также соединено с добывающей скважиной, созданной в пласте. Например, устье скважины может быть соединено с добывающей скважиной с помощью различных механических устройств вблизи верхней поверхности пласта. Поэтому флюид пласта, добываемый через добывающую скважину, проходит также через устье 2802 скважины. Устье 2802 скважины может быть выполнено с возможностью разделения флюида пласта на поток 2804 газа, поток 2806 жидкого углеводородного конденсата и поток 2808 воды.

Наземные средства могут быть выполнены так, что поток 2808 воды может протекать от устья 2802 скважины в часть пласта, в систему или в блок обработки. Например, поток 2808 воды может проходить от устья 2802 скважины в блок получения аммиака. Наземные средства могут быть выполнены так, что аммиак, полученный в блоке получения аммиака, может проходить в блок сульфата аммония. Блок сульфата аммония может быть выполнен с возможностью соединения аммиака с Н₂8О₄ или 8О₂/8О₃ для образования сульфата аммония. Дополнительно к этому, наземные средства могут быть выполнены так, что аммиак, полученный в блоке получения аммиака, может проходить в блок получения мочевины. Блок получения мочевины может быть выполнен с возможностью соединения диоксида углерода с аммиаком для образования мочевины.

Наземные средства 2800 могут быть выполнены так, что поток 2804 газа может проходить через канал от устья 2802 скважины в блок 2810 обработки газа. Канал может включать трубу или другой механизм передачи флюида, известный из уровня техники. Блок обработки газа может быть выполнен с возможностью разделения различных компонентов потока 2804 газа. Например, блок обработки газа может быть выполнен с возможностью разделения газового потока 2804 в поток 2812 диоксида углерода, поток 2814 сероводорода, поток 2816 водорода и поток 2818, который может включать, но не ограничиваясь этим, метан, этан, пропан, бута

185

186 ны (включая η-бутан или изо-бутан), пентан, этен, пропен, бутен, пентен, воду или их комбинации.

Наземные средства 2800 могут быть выполнены так, что поток диоксида углерода может проходить через канал в пласт, в систему хранения, в отводящую систему и/или в другой блок обработки. Дополнительно к этому, средства могут быть выполнены так, что поток сероводорода может также проходить через канал в систему хранения и/или другой блок обработки. Например, поток сероводорода может быть преобразован в элементарную серу в блоке обработки Клауса. Блок обработки газа может быть также выполнен так, чтобы разделять газовый поток 2804 в поток 2819, который может включать более тяжелые углеводородные компоненты из газового потока 2804. Более тяжелые углеводородные компоненты могут включать, например, углеводороды, имеющие углеродное число более около 5. Наземные средства 2800 могут быть выполнены так, что более тяжелые углеводородные компоненты в потоке 2819 можно подавать в поток 2806 жидкого углеводородного конденсата.

Наземные средства 2800 могут включать также обрабатывающий блок 2821. Обрабатывающий блок 2821 может быть выполнен с возможностью разделения потока 2819 на несколько потоков. Каждый из нескольких потоков может быть богатым заданным компонентом или заданным числом соединений. Например, обрабатывающий блок 2821 может разделять поток 2818 на первую часть 2820 потока 2818, вторую часть 2823 потока 2818, третью часть 2825 потока 2818 и четвертую часть 2831 потока 2818. Первая часть 2820 потока 2818 может включать более легкие углеводородные компоненты, такие как метан и этан. Наземные средства могут быть выполнены так, чтобы первая часть 2820 потока 2818 могла проходить из блока 2810 обработки газа в блок 2822 генерирования энергии.

Блок 2822 генерирования энергии может быть выполнен с возможностью извлечения полезной энергии из первой части потока 2818.

Например, поток 2818 может добываться под давлением. Таким образом, блок генерирования энергии может включать турбину, выполненную с возможностью генерирования электроэнергии. Блок генерирования энергии может включать также, например, топливный элемент с расплавленным карбонатом, топливный элемент с твердым оксидом или другие типы топливных элементов. Кроме того, наземные средства могут быть выполнены так, чтобы извлеченную полезную энергию можно было поставлять к потребителю 2824. Потребитель 2824 может включать, например, наземные средства 2800, источник нагревания, расположенный внутри пласта и/или пользователей полезной энергии.

Вторая часть 2823 потока 2818 может также включать легкие углеводородные компоненты. Например, вторая часть 2823 потока 2818 может включать, но не ограничиваясь этим, метан и этан. Наземные средства 2800 могут быть выполнены также так, что вторую часть 2823 потока 2818 можно подавать в сеть 2827 природного газа. В качестве альтернативного решения, наземные средства могут быть выполнены также так, чтобы вторую часть 2823 потока 2818 можно было подавать на местный рынок. Местный рынок может включать потребительский рынок и коммерческий рынок. Таким образом, вторую часть 2823 потока 2818 можно использовать в качестве конечного продукта или промежуточного продукта в зависимости от, например, состава легких углеводородных компонентов.

Третья часть 2825 потока 2818 может включать сжиженный углеводородный газ (ΕΡΟ). Главные составляющие сжиженного углеводородного газа могут включать углеводороды, содержащие три или четыре атома углерода, такие как пропан и бутан. Бутан может включать η-бутан или изобутан. Сжиженный углеводородный газ может также включать в относительно небольших концентрациях другие углеводороды, такие как этен, пропен, бутен и пентен. Однако в зависимости от источника сжиженного углеводородного газа и способа его получения, сжиженный углеводородный газ может также включать дополнительные компоненты. Сжиженный углеводородный газ может быть газом при атмосферном давлении и нормальной окружающей температуре. Однако сжиженный углеводородный газ можно переводить в жидкость при приложении умеренного давления или при достаточном понижении температуры. При снятии этого умеренного давления газовый сжиженный углеводородный газ может иметь объем в 250 раз превышающий жидкий сжиженный углеводородный газ. Поэтому можно компактно хранить и транспортировать большие количества энергии в виде сжиженного углеводородного газа.

Наземные средства 2800 могут быть выполнены также так, чтобы третью часть 2825 потока 2818 подавать на местный рынок 2829. Местный рынок может включать потребительский рынок или коммерческий рынок. Таким образом, третью часть 2825 потока 2818 можно использовать в качестве конечного продукта или промежуточного продукта в зависимости от, например, состава сжиженного углеводородного газа. Таким образом, сжиженный углеводородный газ можно использовать в таких применениях, как обработка пищевых продуктов, аэрозольное топливо и автомобильное топливо. Обычно сжиженный углеводородный газ может быть доступным в одном или двух видах для стандартного отопления и кухонных целей: коммерческий пропан и коммерческий бутан.

187

188

Пропан может быть более универсальным для общего использования, чем бутан, поскольку, например, пропан имеет более низкую температуру кипения, чем бутан.

Наземные средства 2800 могут быть выполнены также так, чтобы четвертая часть 2831 потока 2818 могла проходить из блока обработки газа в блок 2828 получения водорода. Поток 2830, содержащий водород, показан выходящим из блока 2828 получения водорода. Примеры блока 2828 получения водорода могут включать паровой реформер и каталитическую беспламенную распределенную камеру сгорания с мембраной для отделения водорода. На фиг. 72 показан вариант выполнения каталитической беспламенной распределенной камеры сгорания. Пример каталитической беспламенной распределенной камеры сгорания с мембраной для отделения водорода показан в заявке на патент США № 60/273354, поданной 5 марта 2001, полное содержание которой включается в данное описание. Каталитическая беспламенная распределенная камера сгорания может включать топливную трубу 2850, трубу 2852 для окислителя, катализатор 2854 и мембрану 2856. Четвертую часть 2831 потока 2818 можно подавать в блок 2828 получения водорода в качестве топлива 2858. Топливо 2858 внутри топливной трубы 2850 может смешиваться внутри зоны реакции в кольцевом пространстве 2859 между топливной трубой и трубой для окислителя. Реакция топлива с окислителем в присутствии катализатора приводит к образованию продуктов реакции, которые включают Н2. Мембрана 2856 может обеспечивать прохождение части генерированного Н₂ в кольцевое пространство 2860 между наружной стенкой 2862 трубы 2865 для окислителя и мембраной 2856. Излишнее топливо, поступающее из топливной трубы 2850, можно возвращать обратно на вход блока 2828 получения водорода. Продукты сгорания, выходящие из трубы 2852 для окислителя, могут включать диоксид углерода и другие продукты реакции, а также некоторое количество топлива и окислителя. Топливо и окислитель можно отделять и направлять обратно в блок получения водорода. Диоксид углерода можно отделять от выходного потока. Диоксид углерода можно изолировать внутри части пласта или использовать для других целей.

Топливная труба 2850 может быть расположена внутри трубы 2852 для окислителя. Внутри трубы 2850 могут быть выполнены критические отверстия потока для обеспечения ввода топлива в зону реакции в кольцевом пространстве 2859 между топливной трубой и трубой 2852 для окислителя. Топливная труба может нести смесь воды и испаренных углеводородов, таких как, но не ограничиваясь этим, метан, этан, пропан, бутан, метанол, этанол или их комбинации. Труба для окислителя может нести окислитель, такой как, но не ограничиваясь этим, воздух, обогащенный кислородом воздух, кислород, перекись водорода или их комбинации.

Катализатор 2854 может быть расположен в зоне реакции для обеспечения протекания реакций создания Н₂ при относительно низких температурах. Без катализатора и без мембранного отделения Н2 необходимо выполнять реакцию реформинга паром в ряде реакторов с температурами для обеспечения реакции преобразования свыше 980°С. При использовании катализатора и выделении Н2 из потока, реакция может проходить при температурах внутри диапазона от около 300°С до около 600°С, или же внутри диапазона от около 400°С до около 500°С. Катализатор 2854 может быть любым катализатором для реформинга паром. В отдельных вариантах выполнения, катализатор 2854 является переходным металлом группы VIII, таким как никель. Катализатор может опираться на пористую подложку 2864. Подложка может включать элементы группы III или группы IV, такие как, но не ограничиваясь этим, алюминий, кремний, титан или цирконий. В одном варианте выполнения, подложка является оксидом алюминия (А1₂О₃).

Мембрана 2586 может удалять Н₂ из реакционного потока внутри зоны реакции блока 2828 получения водорода. Когда Н2 удаляется из реакционного потока, то реакции внутри зоны реакции могут генерировать дополнительный Н2. Вакуум может отсасывать Н2 из кольцевого пространства между мембраной 2856 и стенкой 2862 трубы 2852 для окислителя. В качестве альтернативного решения, Н₂ можно удалять из кольцевой зоны в несущем газе. Мембрана 2852 может отделять Н2 от других компонентов внутри реакционного потока. Другие компоненты могут включать, но не ограничиваясь этим, продукты реакции, топливо, воду и сероводород. Мембрана может быть проницаемым для водорода или отделяющим водород материалом, таким как, но не ограничиваясь этим, керамика, углерод, металл или их комбинации. Мембрана может включать, но не ограничиваясь этим, металлы группы VIII, V, III или I, такие как палладий, платина, никель, серебро, тантал, ванадий, иттрий и/или ниобий. Мембрана может опираться на пористую подложку, например, из оксида алюминия. Подложка может отделять мембрану 2856 от катализатора 2854. Разделяющее расстояние и изолирующие свойства опоры обеспечивают поддержание температуры мембраны внутри желаемого диапазона температур. Таким образом, блок 2828 получения водорода может быть выполнен с возможностью получения богатого водородом потока 2830 из второй части потока 2818. Наземные средства могут быть также выполнены так, чтобы богатый водородом поток 2830 мог вливаться в поток 2816 водорода с образованием потока 2832. Таким образом, поток 2832 может включать

189

190 больший объем водорода, чем богатый водородом поток 2830 или поток 2816 водорода.

Наземные средства 2800 могут быть выполнены так, чтобы поток 2806 углеводородного конденсата мог проходить через канал от устья 2802 скважины в блок 2834 гидрообработки. Блок 2834 гидрообработки может быть выполнен с возможностью гидрогенизации потока 2806 углеводородного конденсата с образованием потока 2836 гидрогенизированного углеводородного конденсата. Блок гидрообработки может быть выполнен с возможностью повышения качества и обогащения углеводородного конденсата. Например, наземные средства 2800 могут быть выполнены с возможностью подачи потока 2832 (который имеет относительно высокую концентрацию водорода) в блок 2834 гидрообработки. Таким образом, Н2 в потоке 2832 может гидрогенизировать двойную связь углеводородного конденсата, уменьшая тем самым возможность полимеризации углеводородного конденсата. Дополнительно к этому, водород может также нейтрализировать радикалы в углеводородном конденсате. Таким образом, гидрогенизированный углеводородный конденсат может включать флюиды углеводородов с относительно короткой цепью. Кроме того, блок 2834 гидрообработки может быть выполнен с возможностью восстановления серы, азота и ароматических углеводородов в потоке 2806 углеводородного конденсата. Блок 2834 гидрообработки может быть блоком глубокой гидрообработки или блоком средней гидрообработки. Выбор блока гидрообработки зависит, например, от состава потока 2832, состава потока углеводородного конденсата и/или выбранного состава потока гидрогенизированного углеводородного конденсата.

Наземные средства 2800 могут быть выполнены так, чтобы поток 2836 гидрогенизированного углеводородного конденсата мог проходить из блока 2834 гидрообработки в транспортировочный блок 2838. Транспортировочный блок 2838 может быть выполнен с возможностью собирания заданного объема гидрогенизированного углеводородного конденсата и/или транспортировки гидрогенизированного углеводородного конденсата в рыночный центр 2840. Например, рыночный центр 2840 может включать, но не ограничиваясь этим, потребительский рынок и коммерческий рынок. Коммерческий рынок может включать, но не ограничиваясь этим, очистительное устройство. Таким образом, гидрогенизированный углеводородный конденсат можно использовать в качестве конечного продукта или в качестве промежуточного продукта в зависимости, например, от состава гидрогенизированного углеводородного конденсата.

В качестве альтернативного решения, наземные средства 2800 могут быть выполнены так, чтобы поток 2836 гидрогенизированного углеводородного конденсата мог проходить в разделитель или блок получения этена. Разделитель может быть выполнен с возможностью разделения потока гидрогенизированного углеводородного конденсата на углеводородный поток, включающий компоненты, имеющие углеродные числа 5 или 6, поток нафты, поток керосина и поток дизельного топлива. Потоки, выходящие из разделителя, можно подавать в блок получения этена. Дополнительно к этому, поток углеводородного конденсата и поток гидрогенизированного углеводородного конденсата можно подавать в блок получения этена. Этен, полученный в блоке получения этена, можно подавать в нефтехимический комплекс для создания основных и промышленных химикалий и полимеров. В качестве альтернативного решения, потоки, выходящие из разделителя, можно подавать в блок преобразования водорода. Обратный поток можно подавать из блока преобразования водорода в разделитель. Углеводородный поток, выходящий из разделителя, и поток нафты можно подавать в блок получения могаза. Поток керосина и поток дизельного топлива можно распределять в качестве конечного продукта.

На фиг. 73 показан вариант выполнения блока дополнительной обработки, который может быть включен в наземные средства, такие как показанные на фиг. 71 средства. Блок 2900 разделения воздуха может быть выполнен с возможностью генерирования потока 2902 азота и потока 2905 кислорода. Поток 2905 кислорода и поток 2904 можно нагнетать в истощенный угольный пласт 2906 для генерирования синтетического газа 2907. Добытый синтетический газ 2907 можно подавать в блок 2910 процесса средней дистилляции фирмы Шелл, который может быть выполнен с возможностью создания средних дистиллятов 2912. Дополнительно к этому, добытый синтетический газ 2907 можно подавать в блок 2914 процесса каталитической метанизации, который может быть выполнен с возможностью получения природного газа 2916. Добытый синтетический газ 2907 можно подавать также в блок 2918 получения метанола для выработки метанола 2920. Кроме того, добытый синтетический газ 2907 можно подавать в блок 2922 обработки для получения аммиака и/или мочевины 2924 и в топливный элемент 2926, который может быть выполнен с возможностью получения электричества 2928. Синтетический газ можно также направлять в блок 2930 генерирования энергии, такой как турбина или камера сгорания, для производства электричества 2932.

На фиг. 74 показан пример квадратной схемы расположения источников 3000 нагревания и добывающих скважин 3002. Источники 3000 расположены в вершинах квадратов 3010. Добывающая скважина 3002 расположена в центре каждого третьего квадрата как в направ

191

192 лении х-, так и в направлении у-. Средние линии 3006 являются равноудаленными от двух добывающих скважин 3002 и перпендикулярными линии, соединяющей эти добывающие скважины. Пересечения средних линий 3006 у вершин 3008 образуют единичную ячейку 3012. Источник 3000Ь нагревания и источник 3000с нагревания находятся лишь частично внутри единичной ячейки 3012. Только одна вторая часть источника 3000Ь нагревания и одна четвертая часть источника 3000с нагревания внутри единичной ячейки 3012 выполнены с возможностью подачи тепла внутрь единичной ячейки 3012. Часть источника 3000 нагревания вне единичной ячейки 3012 выполнена с возможностью подачи тепла вне единичной ячейки 3012. Число источников 3000 нагревания внутри одной единичной ячейки 3012 является отношением источников 3000 нагревания к добывающей скважине 3002 внутри пласта.

Общее число источников нагревания внутри единичной ячейки 3012 определяется с помощью следующего метода:

(a) 4 источника 3000а нагревания внутри единичной ячейки считаются каждый как один источник нагревания;

(b) 8 источников 3000Ь нагревания на средних линиях 3006 считаются каждый как одна вторая источника нагревания; и (c) 4 источника 3000с нагревания у вершин 3008 считаются каждый как одна четвертая источника нагревания.

Общее число источников нагревания определяется путем сложения подсчитанных источников нагревания как (а) 4, (Ь) 8/2 = 4 и (с) 4/4 = 1, что приводит в общему числу 9 источников 3000 нагревания в единичной ячейке 3012. Поэтому отношение источников 3000 нагревания к добывающим скважинам 3002 определяется как 9:1 для схемы, показанной на фиг. 74.

На фиг. 75 показан пример другой схемы расположения источников 3000 нагревания и добывающих скважин 3002. Средние линии 3006 являются равноудаленными от двух добывающих скважин 3002 и перпендикулярными линии, соединяющей эти добывающие скважины. Единичная ячейка 3014 определяется пересечением средних линий 3006 у вершин 3008. С помощью метода, указанного в предыдущем варианте выполнения, в единичной ячейке насчитывается 12 источников 3000 нагревания, из которых 6 являются полными источниками тепла, а 6 являются только одной третью источников тепла (при этом другие две трети тепла из этих шести скважин идут в другие схемы). Поэтому отношение источников 3000 нагревания к добывающим скважинам 3002 определяется как 8:1 для схемы, показанной на фиг. 75. Пример схемы расположения источников нагревания показан в патенте США № 2 923 535 (ЦипдЧгош). полное содержание которого включается в данное описание.

В некоторых вариантах выполнения, треугольная схема расположения источников нагревания может обеспечивать преимущества по сравнению с альтернативными схемами расположения источников нагревания, такими как квадратные, шестиугольные и шестиугольные с дополнительными нагревателями, установленными посредине между углами шестиугольника (схема 12 к 1). Квадратные, шестиугольные и схемы 12 к 1 раскрыты в патентах США №№ 2 923 535 и 4 886 118. Например, треугольная схема расположения источников нагревания может обеспечивать более равномерное нагревание содержащего углеводороды пласта, что приводит к более равномерному распределению температур зоны пласта, нагреваемой с помощью расположенных по схеме источников нагревания.

На фиг. 76 показан вариант выполнения треугольной схемы 3100 расположения источников 3102 нагревания. На фиг. 76а показан вариант выполнения квадратной схемы 3101 расположения источников 3103 нагревания. На фиг. 77 показан вариант выполнения шестиугольной схемы 3104 расположения источников 3106 нагревания. На фиг. 77а показан вариант выполнения схемы 3105 12 к 1 расположения источников 3107 нагревания. Распределение температур для всех схем можно определить с помощью аналитических методов. Аналитический метод можно упростить путем анализа только температурных полей внутри ограниченных схем (например, шестиугольных), т.е. полностью окруженных другими. Дополнительно к этому, температурное поле можно оценивать как результат наложения аналитических решений, соответствующих одиночному источнику нагревания.

Сравнение схем расположения источников нагревания было выполнено для одинаковой плотности расположения нагнетательных скважин и одинакового режима ввода тепла. Например, число источников нагревания на единицу площади в треугольной схеме является тем же, что число источников нагревания на единицу площади в 10 м шестиугольной схеме, если расстояние между источниками нагревания в треугольной схеме увеличено до около 12,2 м. Эквивалентное расстояние для квадратной схемы составляет 11,3 м, в то время как эквивалентное расстояние для схемы 12 к 1 составляет 15,7 м.

На фиг. 78 показан температурный профиль 3110 после 3 лет нагревания по треугольной схеме с расстоянием 12,2 м в типичном нефтеносном сланце Грин Ривер. Треугольная схема может быть выполнена как показано на фиг. 76. Температурный профиль 3110 является трехмерным графиком температуры в зависимости от местоположения внутри треугольной схемы. На фиг. 79 показан температурный профиль 3108 после 3 лет нагревания по квадратной схеме с расстоянием 11,3 м в типичном нефте

193

194 носном сланце Грин Ривер. Температурный профиль 3108 является трехмерным графиком температуры в зависимости от местоположения внутри квадратной схемы. Квадратная схема может быть выполнена как показано на фиг. 76а. На фиг. 79а показан температурный профиль 3109 после 3 лет нагревания по шестиугольной схеме с расстоянием 10,0 м в типичном нефтеносном сланце Грин Ривер. Температурный профиль 3109 является трехмерным графиком температуры в зависимости от местоположения внутри шестиугольной схемы. Шестиугольная схема может быть выполнена как показано на фиг. 77.

Как показывает сравнение фиг. 78, 79 и 79а, температурный профиль треугольной схемы является более равномерным, чем температурный профиль квадратной или шестиугольной схемы. Например, минимальная температура квадратной схемы равна приблизительно 280°С, а минимальная температура шестиугольной схемы равна приблизительно 250°С. В противоположность этому, минимальная температура треугольной схемы равна приблизительно 300°С. Поэтому изменения температуры внутри треугольной схемы после 3 лет нагревания на 20°С меньше, чем изменения температуры в квадратной схеме и на 50°С меньше изменений температуры внутри шестиугольной схемы. Для химического процесса, в котором скорость реакции пропорциональна степени температуры, даже разница в 20°С является существенной.

На фиг. 80 показан сравнительный график средних температур схем (в°С) и температур в наиболее холодных точках для каждой схемы в зависимости от времени (в годах). Наиболее холодная точка каждой схемы расположена в центре схемы (центре тяжести). Как показано на фиг. 76, самой холодной точкой треугольной схемы является точка 3118, в то время как точка 3117 является наиболее холодной точкой квадратной схемы, как показано на фиг. 76а. Как показано на фиг. 77, самой холодной точкой шестиугольной схемы является точка 3114, в то время как точка 3115 является наиболее холодной точкой схемы 12 к 1, как показано на фиг. 77а. Разница между средней температурой и температурой самой холодной точки представляет степень равномерности распределения температур для данной схемы. Чем более равномерно нагревание, тем выше может быть качество продукта. Чем больше часть объема, которая перегрета, тем больше продуктов нежелательного состава.

Как показано на фиг. 80, разница между средней температурой 3120 схемы и температурой самой холодной точки меньше для треугольной схемы 3118, чем для квадратной схемы 3117, шестиугольной схемы 3114 или схемы 3115 12 к 1. Здесь снова имеется существенная разница между треугольной и шестиугольной схемами.

Другим способом оценки равномерности распределения температур является сравнение температур самой холодной точки схемы и точки, расположенной в центре стороны схемы посредине между нагревателями. Как показано на фиг. 77, точка 3112 расположена в центре стороны шестиугольной схемы посредине между нагревателями. Как показано на фиг. 76, точка 3116 расположена в центре стороны треугольной схемы посредине между нагревателями. Как показано на фиг. 76а, точка 3119 расположена в центре стороны квадратной схемы посредине между нагревателями.

На фиг. 81 показан сравнительный график между средней температурой 3120 схемы (в°С), температурами самой холодной точки 3118 для треугольных схем, самой холодной точки 3114 для шестиугольных схем, точки 3116, расположенной в центре стороны треугольной схемы посредине между нагревателями, и точки 3112, расположенной в центре стороны шестиугольной схемы посредине между нагревателями, в зависимости от времени (в годах). На фиг. 81а показан сравнительный график между средней температурой 3120 схемы (в°С), температурами самой холодной точки 3117 и точки 3119, расположенной в центре стороны схемы посредине между нагревателями, в зависимости от времени (в годах) для квадратной схемы.

Как следует из сравнения фиг. 81 и 81а, для каждой схемы температура в центре стороны посредине между нагревателями выше, чем температура в центре схемы. Разница между температурой в центре стороны посредине между нагревателями и центром шестиугольной схемы существенно увеличивается в течение первого года нагревания и после этого остается относительно постоянной. Однако разница между температурой на внешней боковой границе и центром треугольной схемы является пренебрежительно малой. Поэтому распределение температур в треугольной схеме является существенно более равномерным, чем распределение температур в шестиугольной схеме. Квадратная схема также обеспечивает более равномерное распределение температур, чем шестиугольная схема, но все же менее равномерное, чем распределение температур в треугольной схеме.

Треугольная схема расположения источников нагревания может иметь, например, более короткое общее время процесса, чем квадратная, шестиугольная или схема 12 к 1 расположения источников нагревания для одинаковой плотности расположения нагнетательных скважин. Полное время процесса может включать время, необходимое для достижения средней температуры в нагреваемой части пласта заданной температуры, и время, необходимое для достижения температуры самой холодной точки внутри нагреваемой части заданной температуры. Например, тепло можно подавать в часть пласта, пока средняя температура нагреваемой

195

196 части не достигнет заданной температуры. После того, как средняя температура нагреваемой части достигнет заданной температуры, подачу тепла в источники нагревания можно уменьшить, так что в нагреваемую часть подается меньше или минимальное тепло. Примером заданной температуры может быть примерно 340°С. Однако заданная температура может изменяться в зависимости, например, от состава пласта и/или условий пласта, таких как давление.

На фиг. 81Ь показан сравнительный график между средней температурой схемы и температурами в самых холодных точках каждой схемы в зависимости от времени, когда нагреватели выключены после достижения средней температурой заданной величины. Как показано на фиг. 81Ь, средняя температура пласта достигает заданной температуры примерно за 3 года (около 340°С). Как показано на фиг. 81Ь, температура в самой холодной точке внутри треугольной схемы достигает заданной температуры (около 340°С) на 0,8 года позже. Таким образом, полное время процесса для такой треугольной схемы составляет около 3,8 лет, когда прерывается подача тепла при достижении средней температуры. Как показано на фиг. 81Ь, температура в самой холодной точке внутри треугольной схемы достигает заданной температуры (около 340°С), прежде чем температура в самой холодной точке внутри квадратной схемы или температура в самой холодной точке внутри шестиугольной схемы достигает заданной температуры. Однако температура в самой холодной точке внутри шестиугольной схемы достигает заданной температуры после дополнительного времени около 2 лет, когда прерывается подача тепла при достижении средней температуры. Поэтому полное время процесса для шестиугольной схемы составляет около 5,0 лет. Таким образом, полное время процесса нагревания части пласта по треугольной схеме на 1,2 года (примерно 25%) меньше полного времени процесса нагревания части пласта по шестиугольной схеме. В предпочтительном режиме подаваемую в нагреватели мощность можно уменьшить или выключить, когда средняя температура схемы достигнет заданного уровня. Это предотвращает перегревание пласта, которое означает излишнюю трату энергии и более низкое качество продуктов. Треугольная схема имеет наиболее равномерные температуры и наименьший перегрев. Хотя капитальные затраты на такую треугольную схему могут быть приблизительно такими же, как и капитальные затраты на шестиугольную схему, треугольная схема может ускорить добычу нефти и требует более короткого полного времени процесса. Таким образом, такая треугольная схема может быть более экономичной, чем шестиугольная схема.

Расстояние между источниками нагревания в треугольной схеме, которая может обеспечивать то же время процесса, что и шестиугольная схема, имеющая расстояние между источниками нагревания около 10,0 м, может быть равно примерно 14,3 м. Таким образом, полное время процесса шестиугольной схемы может быть обеспечено с использованием на около 26 % меньше источников нагревания, чем может включать такая шестиугольная схема. Таким образом, такая треугольная схема может иметь существенно меньшую стоимость капиталовложений и стоимость эксплуатации. Таким образом, такая треугольная схема может быть более экономичной, чем шестиугольная схема.

На фиг. 12 показан вариант выполнения естественной распределенной камеры сгорания. В одном эксперименте вариант выполнения, схематично показанный на фиг. 12, использовался для внутрипластового нагревания сильно летучего битуминозного угля С. Нагревательная скважина была выполнена с возможностью нагревания с помощью электрических резистивных нагревателей и/или естественной распределенной камеры сгорания, такой как показана на фиг. 12. Каждые 2 фута (0,6 м) вдоль длины естественной распределенной камеры сгорания (вдоль канала 532, как показано на фиг. 12) были расположены термопары. Уголь сначала нагревали с помощью электрических резистивных нагревателей до обеспечения пиролиза вблизи скважины. На фиг. 130 показаны квадратные точки с данными, измеренными во время электрического резистивного нагревания на разных глубинах в угле после стабилизации температурного профиля (угольный пласт был толщиной около 16 футов (4,88 м) и начинался с глубины около 28 футов (8,53 м)). В этой точки тепловая энергия подавалась с интенсивностью около 300 Вт на 1 фут (0,3 м). Затем через канал 532 нагнетали воздух с постепенно увеличивающейся скоростью, и по существу одновременно уменьшали электрическую мощность. Продукты сгорания удаляли из зоны реакции в кольцевой окружающий канал 532 и электрический резистивный нагреватель. Электрическую мощность уменьшали со скоростью, обеспечивающей приблизительно изменение нагревания, обеспечиваемого сжиганием угля, обусловленным естественной распределенной камерой сгорания. Скорость воздуха увеличивали и подачу энергии уменьшали в течение около 2 ч, пока не была прекращена подача электрической энергии. На фиг. 130 показаны ромбические точки на графике, измеренные во время нагревания с помощью естественной распределенной камеры сгорания (без какого-либо электрического нагревания) на разных глубинах в угле после стабилизации температурного профиля. Как следует из фиг. 130, нагревание с помощью естественной распределенной камеры сгорания обеспечивает температурный профиль, который

197

198 сравним с температурным профилем при электрическом резистивном нагревании. Этот эксперимент показал, что естественные распределенные камеры сгорания могут обеспечивать нагревание пласта, которое сравнимо с нагреванием пласта с помощью электрических резистивных нагревателей. Этот эксперимент повторяли при разных температурах и в двух других скважинах, все с аналогичными результатами.

Были выполнены цифровые вычисления для естественной распределенной камеры сгорания, выполненной с возможностью нагревания содержащего углеводороды пласта. Использовалась коммерчески доступная программа, называемая ΡΚΟ-ΙΙ, для выполнения в качестве примера расчетов на основе диаметра канала 6,03 см с толщиной стенки 0,39 см. Канал расположен в отверстии в пласте с диаметром 14,4 см. Канал имеет критические отверстия для потока с диаметром 1,27 мм, расположенные на расстоянии 183 см друг от друга. Канал предназначен для нагревания пласта толщиной 91,4 м. Скорость потока воздуха через критические отверстия составляет 1,70 стандартных кубических метров в минуту. Абсолютное давление воздуха на входе канала составляет 7 бар. Абсолютное давление выходных газов составляет 3,3 бар. Использовалось нагревание с выходом 1066 Вт/м. Заданная температура в отверстии составляет 760°С. Расчеты показали, что минимальное падение давления в канале составляет около 0,023 бар. Падение давления внутри отверстия составляет менее 0,0013 бар.

На фиг. 82 показано расширение (в метрах) зоны реакции внутри угольного пласта в зависимости от времени (в годах) в соответствии с принятыми для расчета параметрами. Ширина зоны реакции увеличивается во времени по мере окисления углерода вблизи центра.

Количественные вычисления выполнялись для переноса тепла с использованием нагревателя типа проводник в канале. Вычисления выполнялись для проводника, имеющего диаметр около 1 дюйма (25,4 мм) и расположенного в канале, имеющем диаметр около 3 дюймов (76,2 мм). Нагреватель типа проводник в канале расположен в отверстии содержащего углеводороды пласта, имеющем диаметр около 6 дюймов (152,4 мм). Излучательная способность содержащего углеводороды пласта поддерживалась на величине 0,9, что вероятно для геологических материалов. Для проводника и канала были приняты чередующиеся величины высокой излучательной способности (0,86), что типично для окисленных механических поверхностей, и низкой излучательной способности (0,1), что типично для полированных и/или не окисленных механических поверхностей. Канал заполнен воздухом или гелием. Гелий, как известно, является более теплопроводным материалом, чем воздух. Пространство между каналом и отверстием заполнено газовой смесью из метана, диоксида углерода и водорода. Использовались две разных газовых смеси. Первая газовая смесь имела мольные доли 0,5 метана, 0,3 диоксида углерода и 0,2 водорода. Вторая газовая смесь имела мольные доли 0,2 метана, 0,2 диоксида углерода и 0,6 водорода.

На фиг. 83 показано вычисленное отношение переноса тепла за счет проводимости к переносу тепла за счет излучения в зависимости от температуры поверхности содержащего углеводороды пласта в отверстии для заполненного воздухом канала. Температуру канала повышали линейно от 93 до 871°С. Отношение переноса тепла за счет проводимости к переносу тепла за счет излучения вычислялось на основе величин излучательной способности, теплопроводности, размеров проводника, канала и отверстия и температуры канала. Линия 3204 рассчитана для низкой величины излучательной способности (0,1). Линия 3206 рассчитана для высокой величины излучательной способности (0,86). Более низкая излучательная способность проводника и канала обеспечивает большее отношение переноса тепла в пласт за счет проводимости к переносу тепла за счет излучения. Уменьшение отношения при повышении температуры можно отнести на счет уменьшения переноса тепла за счет проводимости при повышении температуры. По мере увеличения температуры на поверхности пласта, разница температур между поверхностью и нагревателем уменьшается, что приводит к уменьшению температурного градиента, который способствует переносу тепла за счет проводимости.

На фиг. 84 показано отношение переноса тепла за счет проводимости к переносу тепла за счет излучения в зависимости от температуры на поверхности содержащего углеводороды пласта в отверстии для наполненного гелием канала. Температуру канала повышали линейно от 93 до 871°С. Отношение переноса тепла за счет проводимости к переносу тепла за счет излучения вычислялось на основе величин излучательной способности, теплопроводности, размеров проводника, канала и отверстия и температуры канала. Линия 3208 рассчитана для низкой величины излучательной способности (0,1). Линия 3210 рассчитана для высокой величины излучательной способности (0,86). Более низкая излучательная способность проводника и канала снова обеспечивает большее отношение переноса тепла в пласт за счет проводимости к переносу тепла за счет излучения. Использование гелия вместо воздуха в канале значительно повышает отношение переноса тепла в пласт за счет проводимости к переносу тепла за счет излучения. Это можно объяснить теплопроводностью гелия, которая в от около 5,2 до около 5,3 раз выше теплопроводности воздуха.

На фиг. 85 показаны температуры проводника, канала и отверстия в зависимости от температуры на поверхности содержащего углево

199

200 дороды пласта для заполненного гелием канала и высокой излучательной способности, равной 0,86. Отверстие имеет газовую смесь, эквивалентную указанной второй смеси с мольной долью водорода 0,6. Температуру 3216 отверстия повышали линейно от 93 до 871°С. При этом предполагалось, что температура 3216 отверстия одинакова с температурой на поверхности содержащего углеводороды пласта. Температура 3212 проводника и температура 3214 канала вычислялись из температуры 3216 отверстия с использованием размеров проводника, канала и отверстия, величин излучательной способности проводника, канала и поверхности и теплопроводностей газов (гелия, метана, диоксида углерода и водорода). Из графиков температур проводника, канала и отверстия для канала, заполненного гелием, следует, что при более высоких температурах, приближающихся к 871°С, температуры проводника, канала и отверстия начинают по существу сближаться.

На фиг. 86 показаны температуры проводника, канала и отверстия в зависимости от температуры на поверхности содержащего углеводороды пласта для заполненного воздухом канала и высокой излучательной способности, равной 0,86. Отверстие имеет газовую смесь, эквивалентную указанной второй смеси с мольной долью водорода 0,6. Температуру 3216 отверстия повышали линейно от 93 до 871°С. При этом предполагалось, что температура 3216 отверстия одинакова с температурой на поверхности содержащего углеводороды пласта. Температура 3212 проводника и температура 3214 канала вычислялись из температуры 3216 отверстия с использованием размеров проводника, канала и отверстия, величин излучательной способности проводника, канала и поверхности и теплопроводностей газов (гелия, метана, диоксида углерода и водорода). Из графиков температур проводника, канала и отверстия для канала, заполненного воздухом, следует, что при более высоких температурах, приближающихся к 871°С, температуры проводника, канала и отверстия начинают по существу сближаться, также как для заполненного гелием канала с высокой излучательной способностью.

На фиг. 87 показаны температуры проводника, канала и отверстия в зависимости от температуры на поверхности содержащего углеводороды пласта для заполненного гелием канала и низкой излучательной способности, равной 0,1. В отверстии имеется газовая смесь, эквивалентную указанной второй смеси с мольной долей водорода 0,6. Температуру 3216 отверстия повышали линейно от 93 до 871°С. При этом предполагалось, что температура 3216 отверстия одинакова с температурой на поверхности содержащего углеводороды пласта. Температура 3212 проводника и температура 3214 канала вычислялись из температуры 3216 отверстия с использованием размеров проводника, канала и отверстия, величин излучательной способности проводника, канала и поверхности и теплопроводностей газов (гелия, метана, диоксида углерода и водорода). Из графиков температур проводника, канала и отверстия для канала, заполненного гелием, следует, что при более высоких температурах, приближающихся к 871°С, температуры проводника, канала и отверстия не начинают по существу сближаться, как в случае высокой излучательной способности, показанном на фиг. 85. Кроме того, необходимы более высокие температуры проводника и канала для температуры 871°С отверстия и поверхности, чем в примере, показанном на фиг.

85. Таким образом, повышение излучательной способности проводника и канала может быть предпочтительным для снижения рабочих температур, необходимых для создания желаемой температуры в содержащем углеводороды пласте. Такие пониженные рабочие температуры позволяют использовать менее дорогие сплавы для металлических каналов.

На фиг. 88 показаны температуры проводника, канала и отверстия в зависимости от температуры на поверхности содержащего углеводороды пласта для заполненного воздухом канала и низкой излучательной способности, равной 0,1. В отверстии имеется газовая смесь, эквивалентную указанной второй смеси с мольной долей водорода 0,6. Температуру 3216 отверстия повышали линейно от 93 до 871°С. При этом предполагалось, что температура 3216 отверстия одинакова с температурой на поверхности содержащего углеводороды пласта. Температура 3212 проводника и температура 3214 канала вычислялись из температуры 3216 отверстия с использованием размеров проводника, канала и отверстия, величин излучательной способности проводника, канала и поверхности и теплопроводностей газов (гелия, метана, диоксида углерода и водорода). Из графиков температур проводника, канала и отверстия для канала, заполненного воздухом, следует, что при более высоких температурах, приближающихся к 871°С, температуры проводника, канала и отверстия не начинают по существу сближаться, как в случае высокой излучательной способности, показанном на фиг. 86. Кроме того, необходимы более высокие температуры проводника и канала для температуры 871°С отверстия и поверхности, чем в примере, показанном на фиг.

86. Таким образом, повышение излучательной способности проводника и канала может быть предпочтительным для снижения рабочих температур, необходимых для создания желаемой температуры в содержащем углеводороды пласте. Такие пониженные рабочие температуры обеспечивают меньшую металлургическую стоимость, связанную с материалами с существенно меньшей температуростойкостью (например, с более низкой температурой плавления).

201

202

Расчеты были также выполнены для использования первой смеси газов, имеющей мольную долю водорода 0,2. Расчеты привели к по существу аналогичным результатам, что и для мольной доли водорода 0,6.

На фиг. 89 показаны реторта и система сбора, используемые для проведения определенных экспериментов. Котел реторты 3314 является автоклавом из нержавеющей стали 316, выполненный с возможностью размещения подлежащего испытаниям материала. Котел и соответствующие поточные трубы были обмотаны электрической нагревательной лентой с размерами 0,0254 м на 1,83 м. Обмотка была выполнена с возможностью по существу равномерного нагревания всей системы реторты. Температурой управляли посредством измерения температуры котла реторты с помощью термопары и изменения температуры котла с помощью пропорционального контроллера. Кроме того, нагревательная лента была намотана с изоляцией, как показано на фигуре. Котел был поставлен на изоляционный блок толщиной 0,0508 м, нагреваемый только по сторонам. Нагревательная лента проходит ниже дна котла из нержавеющей стали для исключения потерь тепла из дна котла.

Погружная труба 3312 из нержавеющей стали диаметром 0,00318 м была вставлена через сетчатый экран 3310 в небольшое углубление в дне котла 3314. Погружная труба 3312 снабжена прорезями у дна, так чтобы твердые вещества не могли закупоривать трубу и препятствовать удалению продуктов. Экран 3310 опирается вдоль цилиндрической стенки котла на небольшое кольцо, имеющее толщину около 0,00159 м. Тем самым небольшое кольцо образует небольшое пространство между концом погружной трубы 3312 и дном котла 3314, что также исключает закупоривание твердыми веществами погружной трубы. Снаружи котла закреплена термопара для измерения температуры стального цилиндра. Термопара защищена от прямого тепла нагревателя слоем изоляции. Предусмотрен приводимый в действие воздухом клапан 3304 обратного давления диафрагменного типа для проведения испытаний при повышенном давлении. Продукты при атмосферном давлении проходят в обычный стеклянный лабораторный конденсатор 3320. Хладагент, расположенный в конденсаторе 3320, является охлажденной водой, имеющей температуру около 1,7°С. Пары нефти и водный пар конденсируются в поточных трубах конденсатора и стекают в градуированную стеклянную коллекторную трубу. Объем полученной нефти и воды измеряли визуально. Не конденсируемый газ проходит через конденсатор 3320 и в газовый баллон 3316. Газовый баллон имеет емкость 500 см³. Кроме того, газовый баллон 3316 был первоначально заполнен гелием. Клапаны на баллоне являются двухпутевыми клапанами 3317 для обеспечения легкой продувки баллона 3316 и удаления не конденсируемых газов для анализа. С учетом промывной эффективности баллона считается, что баллон содержит составной образец полученного газа объемом от 1 до 2 л. Использовались стандартные методы анализа газов для определения состава газа. Газ, выходящий из баллона, проходит в коллекторный котел 3318, который находится в воде 3322 водяной бани 3324. Водяная баня 3324 градуирована для обеспечения оценки объема полученного газа во время процесса (изменяющийся уровень воды указывает количество полученного газа). Коллекторный котел 3318 также включает входной клапан у дна коллекторной системы под водой и перегородку у верха коллекторной системы для передачи проб газа в анализатор.

В точке 3300 один или более газов можно нагнетать в систему, показанную на фиг. 89, для сжатия, поддержания давления или прокачки флюидов в системе. Можно использовать манометр 3302 для контролирования давления в системе. Можно использовать нагревательный/изоляционный материал 3306 (например, изолирующую или управляющую температурой ванну) для регулирования и/или поддержания температуры. Можно использовать контроллер 3308 для управления нагреванием котла 3314.

Конечный объем полученного газа не является объемом собранного газа, поскольку диоксид углерода и сероводород растворимы в воде. Анализ воды показал, что система сбора газа над водой удаляет половину диоксида углерода, образованного в типичном эксперименте. Концентрация диоксида углерода в воде влияет на концентрацию нерастворимых газов, собранных над водой. Дополнительно к этому было установлено, что объем газа, собранного над водой, изменяется от половины до двух третей объема образованного газа.

Систему прочистили 5-10 объемами гелия для удаления всего воздуха и выдерживали под давлением около 20 бар в течение 24 ч для выявления утечек давления. Затем начали медленный нагрев для достижения 260°С в течение 4 дней. После 8-12 ч при температуре 260°С температуру повышали по специальному графику, желательному для проведения конкретного испытания. Результаты считывания температуры внутри и снаружи котла записывали для проверки правильности работы контроллера.

В одном эксперименте в системе, показанной на фиг. 89, испытывали нефтеносный сланец. В этом эксперименте температура около 270°С была наиболее низкой температурой, при которой образовывалась нефть со сколь-нибудь приемлемой скоростью. Таким образом, можно начинать измерение количества нефти в любое время в этом диапазоне. Получение воды началось при температуре около 100°С и контролировалось в течение всего процесса. Различные количества газа создавались в ходе всего про

203

204 цесса. Поэтому контролирование необходимо в течение всего процесса.

Полученные нефть и воду собирали 4 или 5 долями в течение процесса. Эти доли были составными образцами в течение конкретных интервалов времени. Суммарный объем нефти и воды в каждой доле измерялись при их отборе. После собирания каждой доли нефть исследовали. Измеряли плотность нефти.

После испытания реторту охладили, открыли и проверили на предмет наличия какихлибо жидких остатков. Представительный образец раздробленного сланца, загружаемого в реторту, был взят и проанализирован на предмет получения нефти с помощью метода пробы Фишера. После испытания были взяты три пробы израсходованного сланца из реторты: одну сверху, одну из середины и одну вблизи дна. Они были проверены на отсутствие органического вещества и подвергнуты поэлементному анализу.

Экспериментальные данные, полученные в ходе указанного эксперимента, использовались для определения соотношения давления и температуры относительно качества полученных флюидов. Изменение рабочих условий включало изменение температур и давлений. Различные образцы нефтеносного сланца были подвергнуты пиролизу при разных рабочих условиях. Качество полученных флюидов описывалось определенным числом желаемых свойств. Желаемые свойства включали плотность ΑΡΙ, отношение этена к этану, атомарное отношение углерода к водороду, эквивалент полученных флюидов (газа и жидкости), полученные жидкости, процентное содержание пробы Фишера и процентное содержание флюидов с углеродным числом более около 25. На основе данных, полученных в ходе этих равновесных экспериментов, построены семейства кривых для нескольких значений каждого из свойств, как показано на фиг. 90 - 96. На основании этих фигур использовались следующие соотношения для описания функциональной связи данного значения свойства:

Р = ехр [(А/Т) + В],

А = а1 * (свойство)3 + а2 * (свойство)2 + а3 * (свойство) + а4;

В = Ы * (свойство)3 + Ь2 * (свойство)2 + Ь3 * (свойство) + Ь4.

Созданные кривые можно использовать для определения предпочтительной температуры и предпочтительного давления, которые могут приводить к получению флюидов с желаемыми свойствами.

Данные, показывающие соотношение температуры и давления для нескольких желаемых свойств для нефтеносных сланцев Грин Ривер, использовались для построения графиков, показанных на следующих фигурах.

На фиг. 90 показан график манометрического давления в зависимости от температуры (на фиг. 90 - 96 давление указано в барах). Были построены кривые, представляющие долю продуктов с углеродными числами больше около 25. Например, при работе с температурой 375°С и абсолютном давлении 2,7 бар, 15% полученных углеводородных флюидов имели углеродное число, равное или большее 25. При низких температурах пиролиза и высоких давлениях доля полученных флюидов с углеродными числами более около 25 уменьшалась. Поэтому работа при высоком давлении и температурой пиролиза у нижнего конца диапазона температур пиролиза приводит к уменьшению доли флюидов с углеродными числами более 25, полученных из нефтеносного сланца.

На фиг. 91 показано качество нефти, полученной из содержащего нефтеносный сланец пласта, в виде функции температуры и давления. Построены кривые, показывающие разные качества нефти, определяемые с помощью плотности ΑΡΙ. Например, качество полученной нефти было 45° ΑΡΙ, когда абсолютное давление поддерживалось на уровне 6 бар, а температура составляла около 375°С. Как указывалось в приведенных выше вариантах выполнения, низкие температуры пиролиза и относительно высокие давления могут обеспечивать получение нефти с высокой плотностью ΑΡΙ.

На фиг. 91 показано отношение этена к этану, полученное для содержащего нефтеносный сланец пласта, в виде функции давления и времени. Например, при абсолютном давлении 11,2 бар и температуре 375°С отношение этена к этану равно приблизительно 0,01. Объемное отношение этена к этану может предсказывать отношение олефина к алкану углеводородов, полученных во время пиролиза. Для управления содержанием олефина может быть предпочтительной работа при низких температурах пиролиза и высоком давлении. Содержание олефина в указанных выше вариантах выполнения можно уменьшить за счет работы при низких температурах пиролиза и высоком давлении.

На фиг. 93 показана зависимость выхода эквивалентных жидкостей, полученных из содержащего нефтеносный сланец пласта, в виде функции температуры и времени. Линия 3340 представляет комбинацию давления и температуры, при которых получают 8,38 х 10^-5 м³ флюида на килограмм нефтеносного сланца (20 галлонов на тонну). Из графика давление температура следует линия 3342 для получения общего количества флюида на килограмм нефтеносного сланца, равного 1,05 х 10^-4 м³ /кг (25 галлонов на тонну). Линия 3344 показывает получение 1,21 х 10^-4 м³ флюида на килограмм нефтеносного сланца (30 галлонов на тонну). Например, при температуре около 325°С и абсолютном давлении около 8 бар полученная эквивалентная жидкость составила 8,38 х 10^-5 м³/кг. При повышении температуры реторты и уменьшении давления выход полученной экви

205

206 валентной жидкости увеличивается. Полученная эквивалентная жидкость была определена как количество жидкости, эквивалентное величине энергии полученных газа и жидкости.

На фиг. 94 показан график выхода нефти, полученной за счет обработки содержащего нефтеносный сланец пласта, измеренного в виде объема жидкости на тонну пласта, в зависимости от температуры и давления в реторте. Температура в °С нанесена на ось х, а абсолютное давление в барах - на ось у. Как показано на фиг. 94, выход жидкости/конденсируемых продуктов увеличивается при повышении температуры и уменьшается при повышении давления в реторте. Линии на фиг. 94 соответствуют разным скоростям получения жидкостей, измеренным в виде объема жидкостей, полученного на единицу веса нефтеносного сланца, и приведены в таблице 3.

Таблица 3

Линия	Полученный объем/масса нефтеносного сланца (м3/кг)
3350	5,84 х 10 -5
3352	6,68 х 10 -5
3354	7,51 х 10 -5
3350	8,35 х 10 -5

На фиг. 95 показан график выхода нефти, полученной за счет обработки содержащего нефтеносный сланец пласта, выраженного в виде процента пробы Фишера, в зависимости от температуры и давления. Температура в °С нанесена на ось х, а манометрическое давление в барах - на ось у. Проба Фишера использовалась в качестве способа оценки добычи углеводородного конденсата из нефтеносного сланца. В данном случае максимальная добыча равна 100% пробы Фишера. По мере уменьшения температуры и увеличения давления процент выхода пробы Фишера уменьшается.

На фиг. 96 показано отношение водорода к углероду углеводородного конденсата, полученного из содержащего нефтеносный сланец пласта, в виде функции температуры и давления. Температура нанесена в °С на оси х, а давление - в барах на оси у. Как показано на фиг. 96, отношение водорода к углероду углеводородного конденсата, добытого из содержащего нефтеносный сланец пласта, увеличивается при увеличении температуры и уменьшении давления. Как было подробно описано применительно к другим вариантам выполнения, обработка содержащего нефтеносный сланец пласта при высоких температурах может понижать концентрацию водорода полученного углеводородного конденсата.

На фиг. 97 показано влияние температуры и давления внутри содержащего нефтеносный сланец пласта на отношение олефинов и парафинов. Соотношение величины одного из свойств (К) с температурой имеет ту же функ циональную форму, что и указанное выше соотношение давления и температуры. В данном случае свойство (К) можно представить в виде функции давления и температуры.

К = ехр [Е (Р) /Т + 6 (Р)];

Е(р) = £ 1 * (Р)3 + £2 * (Р)2 + £3 * (Р) + £4;

6(р) = д1 * (Ρ)3 + д2* (Ρ)2 + _ё3 * (Ρ) + §4, где К обозначает величину свойства, Т - абсолютную температуру (в градусах Кельвина), Ε(Ρ) и 6(Ρ) являются функциями давления, представляющими наклон и отсекаемый отрезок оси графика К в зависимости от 1/Т.

Фиг. 97 является примером такого графика отношения олефина к парафину. Данные указанных выше экспериментов сравнивались с данными из других источников. Были построены изобары температуры в зависимости от отношения олефина к парафину с использованием данных из разных источников. Данные указанных выше экспериментов включают изобару 3360 при абсолютном давлении 1 бар, изобару 3362 при абсолютном давлении 2,5 бар, изобару 3364 при абсолютном давлении 14,5 бар, изобару 3366 при абсолютном давлении 7,9 бар и изобару 3368 при абсолютном давлении 14,8 бар. График дополнительных данных включает данные поверхностной реторты, данные 3361 К)ипд81гот и данные 3363 внепластовых исследований нефтеносного сланца, выполненных Ливерморской лабораторией имени Лоуренса. Как показано на фиг. 97, отношение олефина к парафину повышается при увеличении температуры пиролиза. Однако для заданной температуры отношение быстро уменьшается с повышением давления. Более высокие давления и более низкие температуры очевидно способствуют получению самых низких отношений олефина к парафину. При температуре около 325°С и абсолютном давлении 336 около 4,5 бар, отношение олефина к парафину составляет приблизительно 0,01. Пиролиз при пониженной температуре и повышенном давлении может уменьшать отношение олефина к парафину. Пиролиз углеводородов в течение более длительного времени, что можно осуществить посредством повышения давления внутри системы, приводит обычно к уменьшению среднего молекулярного веса нефти. Дополнительно к этому, может быть увеличена добыча газа и может образовываться не летучий кокс.

На фиг. 98 показано соотношение между плотностью ΑΡΙ флюида углеводородного конденсата, парциального давления молекулярного водорода внутри флюида и температурой внутри содержащего нефтеносный сланец пласта. Как показано на фиг. 98, при увеличении парциального давления водорода внутри флюида плотность ΑΡΙ обычно увеличивается. Дополнительно к этому, более низкие температуры пиролиза очевидно увеличивают плотность ΑΡΙ полученных флюидов. Поддерживание парциального давления молекулярного водорода

207

208 внутри нагреваемой части пласта может увеличивать плотность ΑΡΙ получаемых флюидов.

На фиг. 99 показан график количества добываемых жидкостей в м³ на килограмм содержащего нефтеносный сланец пласта в зависимости от парциального давления Η₂. На фиг. 99 также показаны различные кривые для пиролиза, проходящего при разных температурах. При более высоких температурах пиролиза добыча жидкой нефти выше, чем при низких температурах пиролиза. Дополнительно к этому, высокое давление обычно понижает количество жидкой нефти, добытой из содержащего нефтеносный сланец пласта. Выполнение внутрипластового процесса преобразования при низких давлениях и высоких температурах приводит к получению большего количества жидкой нефти, чем при низких температурах и высоких давлениях.

Как показано на фиг. 100, отношение этена к этану в добываемом газе увеличивается с увеличением температуры. Дополнительно к этому, увеличение давления значительно уменьшает отношение этена к этану. Как показано на фиг. 100, низкие температуры и высокие давления уменьшают отношение этена к этану. Отношение этена к этану указывает на отношение олефина к парафину в углеводородном конденсате.

На фиг. 101 показано атомарное отношение водорода к углероду в углеводородных жидкостях. Обычно, более низкие температуры и более высокие давления увеличивают атомарное отношение водорода к углероду добываемых углеводородных жидкостей.

Был проведен маломасштабный полевой эксперимент выполнения внутрипластового процесса в нефтеносном сланце. Целью этого испытания было подтверждение лабораторных экспериментов, которые обеспечивали получение сырой нефти высокого качества с использованием процесса внутри реторты.

Как показано на фиг. 104, полевой эксперимент заключается в единственной незамкнутой шестиугольной схеме с семью точками с интервалом 8 футов (2,4 м). Шесть нагревательных нагнетательных скважин 3600, пробуренных на глубину 40 м, содержат нагревательные элементы длиной 17 м, которые подают тепловую энергию в пласт с 21 до 39 м. Единственная добывающая скважина 3602 в центре схемы извлекает жидкости и пары из внутрипластовой реторты. С помощью трех контрольных скважин 3603 внутри и снаружи схемы записываются температуры и давления пласта. Шесть водопонижающих скважин 3604 окружают схему на расстоянии 6 м и заканчиваются в активном водоносном пласте ниже нагреваемой глубины (от 44 до 61 м). На фиг. 105 показан поперечный разрез полевого эксперимента. Добывающая скважина 3602 включает насос 3614. Нижняя часть добывающей скважины 3602 уплотнена гравием. Верхняя часть добывающей скважины

3602 зацементирована. Нагревательная скважина 3600 расположена на расстоянии примерно 2,4 м от добывающей скважины 3602. Нагревательный элемент расположен внутри нагревательной скважины и нагревательная скважина зацементирована на месте. Водопонижающие скважины 3604 расположены на расстоянии примерно 4,0 м от нагревательных скважин 3600.

Отбирались пробы нефти, газа и воды и анализировались в течение всего эксперимента. Наземные и подземные давления и температуры, а также данные ввода энергии измерялись электронным способом и сохранялись для последующей оценки. Суммарная нефть, добытая во время испытаний, имела плотность ΑΡΙ 36° с низким содержанием олефина, равным 1,1 мас.%, и содержанием парафина 66 мас.%. Суммарная нефть также имела содержание серы 0,4 мас.%. Подобная конденсату сырая нефть подтвердила качество, прогнозируемое на основе лабораторных экспериментов. Состав газа изменялся в течение испытаний. Газ, как и ожидалось, имел высокое содержание водорода (в среднем приблизительно 25 мол.%) и диоксида углерода (в среднем приблизительно 15 мол.%).

Оценка керна после нагревания показала, что зона красного дерева была полностью подвергнута перегонке за исключением верха и низа на 1-1,2 м. Эффективность извлечения нефти составила от 75 до 80%. Некоторая перегонка происходила также на расстоянии по меньшей мере 2 фута (0,6 м) вне схемы. Во время эксперимента процесса внутрипластового преобразования давление пласта контролировалось с помощью скважин контроля давления. Абсолютное давление повышалось до максимального давления 9,4 бар, а затем медленно понижалось. Нефть высокого качества была добыта при максимальном давлении и температурах ниже 350°С. Давление понизили до атмосферного при увеличении температуры выше 370°С. Как и прогнозировалось, состав нефти при этих условиях показал меньшую плотность ΑΡΙ, более высокий молекулярный вес, более высокие углеродные числа в распределении углеродных чисел, более высокое содержание олефинов и более высокое содержание серы и азота.

На фиг. 106 показан график максимальных температур внутри каждой из наиболее внутренних контрольных скважинах 3603 (смотри фиг. 104) в зависимости от времени. Температурные профили были очень схожими для трех контрольных скважин. Тепло подавалось в содержащий нефтеносный сланец пласт в течение 216 суток. Как показано на фиг. 106, температура в контрольных скважинах постоянно нарастала, пока не была прекращена подача тепла.

На фиг. 175 показан график добычи жидких углеводородов в баррелях в сутки для того же внутрипластового эксперимента. На этой фигуре линия, обозначенная как Отделенная

209

210 нефть, обозначает жидкие углеводороды, которые были получены после охлаждения добытых флюидов до окружающих условий и разделения. На этой фигуре линия, обозначенная как Нефть и жидкий газ С₅+, включает жидкие углеводороды, которые были получены после охлаждения добытых флюидов до окружающих условий и разделения, и дополнительно к этому оцененные соединения С5 и более тяжелые, которые сжигались в факеле. Общее количество жидких углеводородов, полученное в баке во время эксперимента, составило 194 барреля. Общее эквивалентное количество полученных жидких углеводородов (включая соединения С₅ и более тяжелые), составило 250 баррелей. Как показано на фиг. 175, подача тепла была прекращена на 216 сутки, однако, некоторые углеводороды были добыты после этого.

На фиг. 176 показаны графики добычи жидких углеводородов (в баррелях в сутки), газа (в метрических кубических футах в сутки) и воды (в баррелях в сутки) в зависимости от вводимой тепловой энергии (в МВт-ч) во время того же внутрипластового эксперимента. Как показано на фиг. 176, подача тепла была прекращена после подачи около 440 МВт-ч энергии.

Как показано на фиг. 109, давление внутри содержащего нефтеносный сланец материала показывает сначала некоторые отклонения на различных глубинах, однако, со временем эти отклонения выравниваются. На фиг. 107 показано манометрическое давление в контрольной скважине 3603 в зависимости от времени, измеренного в сутках, на радиальном расстоянии 2,1 м от добывающей скважины 3602. Давления флюида измерялись на глубинах 24 и 33 м. Эти глубины соответствуют богатству внутри содержащего нефтеносный сланец материала, равному 8,3 х 10^-5 м³ нефти на кг нефтеносного сланца на глубине 24 м и 1,7 х 10^-4 м³ нефти на кг нефтеносного сланца на глубине 33 м. Более высокое давление, отмеченное сначала на глубине 33 м, может быть результатом более сильного генерирования флюидов вследствие богатства содержащего нефтеносный сланец материала на этой глубине. Дополнительно к этому, на более низких глубинах литостатическое давление может быть выше, что приводит к образованию трещин в содержащем нефтеносный сланец материала на глубине 33 м при более высоком давлении, чем на глубине 24 м. Во время эксперимента давление внутри содержащего нефтеносный сланец пласта выравнивалось. Выравнивание давление может быть результатом образования трещин внутри содержащего нефтеносный сланец пласта.

На фиг. 108 показан график плотности ΑΡΙ в зависимости от времени, измеряемого в сутках. Как показано на фиг. 108, плотность ΑΡΙ относительно высока (т. е. колеблется вокруг 40° до около 140 суток). После этого плотность ΑΡΙ, хотя и колеблется, но постоянно снижается. До 110 суток давление на более мелких глубинах повышалось, а после 110 суток начало значительно уменьшаться. На около 140 сутки начало снижаться давление на больших глубинах. На 140 сутки температура, измеренная у контрольных скважин, повысилась свыше около 370°С.

На фиг. 109 показана зависимость средних углеродных чисел добытого флюида от времени, измеренного в сутках. На примерно 140 сутки среднее углеродное число добытых флюидов увеличилось. Это приблизительно соответствует повышению температуры и падению давления, показанным на фиг. 106 и фиг. 107, соответственно. Дополнительно к этому, как показано на фиг. 110, плотность добытых жидких углеводородов в граммах на кубический сантиметр увеличилась приблизительно на 140 сутки. Качество добытых жидких углеводородов, как показано на фиг. 108, 109 и 110, уменьшается при увеличении температуры и уменьшении давления.

На фиг. 111 показан график содержания в мас.% углеводородов с указанными углеродными числами в добытых жидких углеводородах. Разные кривые относятся к разному времени, когда были добыты жидкости. Распределение углеродных чисел добытых в первые 136 суток жидких углеводородов показывает относительно узкое распределение углеродных чисел с низким процентным содержанием по массе углеводородов с углеродными числами свыше 16. Распределение углеродных чисел добытых жидких углеводородов становится все шире после 136 суток (т.е. от 199 суток до 206 суток до 231 суток). По мере продолжения повышения температуры и понижения абсолютного давления в направлении атмосферного давления, качество продукта постоянно уменьшается.

На фиг. 112 показан график содержания в мас.% углеводородов со специфическими углеродными числами в добытых жидких углеводородах. Кривая 3620 представляет распределение углеродных чисел для суммарной смеси жидких углеводородов во время всего полевого эксперимента процесса внутрипластового преобразования (ΙΟΡ). Для сравнения показана также кривая 3622 распределения углеродных чисел для жидких углеводородов, полученных в реторте из того же нефтеносного сланца Грин Ривер. При процессе в реторте был извлечен нефтеносный сланец, помещен в реторту, быстро нагрет при атмосферном давлении до высокой температуры свыше 500°С. Как показано на фиг. 112, распределение углеродных чисел большинства жидких углеводородов, полученных в ходе полевого эксперимента процесса внутрипластового преобразования, находилось в диапазоне от 8 до 15. Пиковое углеродное число нефти, добытой во время полевого эксперимента процесса внутрипластового преобразования, составило около 13. В противоположность это

211

212 му, кривая 3622, соответствующая эксперименту в реторте, имеет относительно плоское распределение углеродных чисел с существенным количеством углеродных чисел более 25.

Во время эксперимента процесс внутрипластового преобразования давления в пласте контролировали с помощью скважин контроля давления. Абсолютное давление повысилось до наивысшего давления 9,3 бар, а затем медленно понижалось. Нефть высокого качества добывали при наивысшем давлении и температурах ниже 350°С. Затем позволили давлению понизиться до атмосферного давления при повышении температур свыше 370°С. Как и прогнозировалось, состав нефти при этих условиях показывал низкую плотность АР1, более высокий молекулярный вес, большие углеродные числа в распределении углеродных чисел, более высокое содержание олефинов, более высокие содержания серы и азота.

Экспериментальные данные исследований, проведенных Ливерморской национальной лабораторией им. Лоуренса (ЛНЛЛ), были сведены в график на фиг. 113 вместе с лабораторными данными процесса внутрипластового преобразования для содержащего нефтеносный сланец пласта при атмосферном давлении. Построен также график извлечения нефти в виде процента пробы Фишера в зависимости от логарифма скорости нагревания. Данные 3642 ЛНЛЛ включают данные, полученные при пиролизе порошкового нефтеносного сланца при атмосферном давлении, а также в диапазоне абсолютных давлений от около 2 бар до около 2,6 бар. Как показано на фиг. 113, данные 3642 ЛНЛЛ имеют тенденцию к линейной зависимости. Данные 3640 процесса внутрипластового преобразования показывают, что извлечение нефти, измеренное с помощью пробы Фишера, намного выше для процесса внутрипластового преобразования, чем данные 3642 ЛНЛЛ. На фиг. 113 показано, что извлечение нефти из нефтеносного сланца увеличивается по 8образной кривой.

Результаты полевого эксперимента с нефтеносным сланцем (например, измеренные давления, температуры, количество и состав добытых флюидов и т.д.) были введены в цифровую модель для попытки оценки механизма транспортировки флюидов в пласте. На фиг. 114 показаны результаты моделирования на компьютере. На фиг. 114 показана добыча 3670, поступающая в резервуар для хранения, в баррелях/сутки в зависимости от времени. Площадь 3674 представляет жидкие углеводороды в пласте в условиях залегания, которые были измерены в ходе полевого эксперимента. Из фиг. 114 следует, что более 90% углеводородов в пласте были парами. На основе этих результатов, а также того факта, что скважины в полевых испытаниях добывали большей частью пары (пока такие пары не охлаждали, в ходе чего получали жидкие углеводороды), можно предположить, что углеводороды в пласте перемещаются через пласт в виде паров при нагревании, как было описано в полевом эксперименте с нефтеносным сланцем.

Был проведен ряд экспериментов для определения воздействия различных свойств содержащего углеводороды пласта на свойства флюидов, добываемых из содержащего углеводороды пласта. Флюиды можно добывать в соответствии с любым из указанных вариантов выполнения. Серии экспериментов включали органическую петрографию, приблизительные и полные анализы, пиролиз Рок-Эвала, определение полного органического содержания по методу Леко, пробу Фишера и хроматографию пиролизного газа. Такая комбинация петрографии и химических технологий может обеспечивать быстрый и недорогой метод определения физических и химических свойств угля и доступное понимание воздействия геохимических параметров на возможную добычу нефти и газа за счет пиролиза угля. Были проведены серии экспериментов на сорока пяти кубах угля для определения свойств нефтематеринской породы каждого угля и для оценки возможной добычи нефти и газа из каждого угля.

Органическая петрология является изучением, в большинстве случаев под микроскопом, органических составляющих угля и других пород. Петрография угля является важной, поскольку она влияет на физическую и химическую природу угля. Полный анализ относится к ряду заданных методов, которые используются для определения содержания углерода, водорода, серы, азота, золы, кислорода и теплотворной способности угля. Приблизительный анализ является измерением содержания влаги, золы, летучего вещества и связанного углерода угля.

Пиролиз Рок-Эвала является средством разведки месторождений нефти, разработанным для оценки потенциала и тепловой зрелости исследуемых нефтематеринских пород. Образец грунта можно подвергать пиролизу в атмосфере гелия. Например, образец можно сначала нагреть и выдерживать при температуре 300°С в течение 5 мин. Затем можно нагревать образец со скоростью 25°С/мин до конечной температуры 600°С. Конечную температуру можно поддерживать в течение 1 мин. Продукты пиролиза можно окислять в отдельной камере при температуре 580°С для определения полного содержания органического углерода. Все генерированные компоненты можно разделить на два потока, проходящие через пламенный ионизированный детектор, который измеряет углеводороды, и детектор тепловой проводимости, который измеряет диоксид углерода.

Определение полного органического содержания по методу Леко включает сжигание угля. Например, небольшой образец (около 1 г) нагревают до 1500°С в высокочастотном элек

213

214 трическом поле в атмосфере кислорода. Преобразование углерода в диоксид углерода измеряли с помощью объемного анализа. Хроматографию пиролизных газов можно использовать для количественного и качественного анализа пиролизного газа.

Уголь различных сортов и с различным коэффициентом отражения витринита обрабатывали в лабораторных условиях для моделирования процесса внутрипластового преобразования. Различные образцы угля нагревали со скоростью около 2°С/сутки и абсолютном давлении около 4,4 бар. На фиг. 115 показан график содержания в мас.% парафинов в зависимости от коэффициента отражения витринита. Как показано на фиг. 115, содержание в мас.% парафинов в добытой нефти увеличивается при увеличении коэффициента отражения витринита ниже около 0,9%. Дополнительно к этому, содержание в мас.% парафинов в полученной нефти приближается к максимуму при коэффициенте отражения витринита около 0,9%. На фиг. 116 показано содержание в мас.% циклоалканов в полученной нефти в зависимости от коэффициента отражения витринита. Как показано на фиг. 116, содержание в мас.% циклоалканов в добытой нефти увеличивается при увеличении коэффициента отражения витринита. На фиг. 117 показано суммарное содержание в мас.% парафинов и циклоалканов в полученной нефти в зависимости от коэффициента отражения витринита. В некоторых вариантах выполнения, процесс внутрипластового преобразования можно использовать для получения фенола. Генерирование фенола может увеличиваться, когда давление флюида внутри пласта поддерживается на низком давлении. Содержание в мас.% фенола в полученной нефти показано на фиг. 118. Содержание в мас.% фенола в полученной нефти уменьшается при увеличении коэффициента отражения витринита. На фиг. 119 показано содержание в мас.% ароматических соединений в полученной нефти в зависимости от коэффициента отражения витринита. Как показано на фиг. 119, содержание в мас.% ароматических соединений в добытой нефти уменьшается при коэффициенте отражения витринита меньше около 0,9. Содержание в мас.% ароматических соединений в добытой нефти увеличивается при коэффициенте отражения витринита больше около 0,9. На фиг. 120 показаны график 3680 отношения парафинов к ароматическим соединениям и график 3682 отношения алифатических соединений к ароматическим соединениям в зависимости от коэффициента отражения витринита. Оба отношения увеличиваются до максимума при коэффициенте отражения витринита между около 0,7% и около 0,9%. При коэффициенте отражения витринита свыше около 0,9% оба отношения уменьшаются при увеличении коэффициента отражения витринита.

На фиг. 134 показаны составы конденсируемых углеводородов и плотности АР1 конденсируемых углеводородов, полученных из разных сортов угля при обработке, описанной выше применительно к фиг. 115 -120. На фиг. 134 8иЬС означает сорт полубитуминозного угля С, 8иЬВ означает сорт полубитуминозного угля В, 8иЬА означает сорт полубитуминозного угля А, НУС относится к сорту битуминозного угля С, НУВ/А относится к сорту сильно летучего битуминозного угля на границе между сортами В и А угля, МУ относится к сорту средне летучего битуминозного угля и Во относится к коэффициенту отражения витринита. Как показано на фиг. 134, определенные сорта угля создают разные составы при обработке в соответствии с определенными указанными вариантами выполнения. Например, во многих случаях может быть желательным обрабатывать уголь, имеющий сорт НУВ/А, поскольку такой уголь при обработке имеет наивысшую плотность АР1, наивысшее содержание в мас.% парафинов и наивысшее содержание в мас.% суммы парафинов и циклоалканов.

Результаты также представлены в виде выхода продуктов. На фиг. 121-124 показаны вы3 ходы компонентов в м продукта на кг содержащего углеводороды пласта при измерении на сухой, не содержащей золы основе. Как показано на фиг. 121, выход парафинов увеличивается при увеличении коэффициента отражения витринита угля. Однако для углей с коэффициентом отражения витринита более от около 0,7% до 0,8% выход парафинов быстро падает. Дополнительно к этому, выход циклоалканов следует за поведением парафинов, повышаясь с увеличением коэффициента отражения витринита угля и уменьшаясь для углей с коэффициентом отражения витринита более от около 0,7 до 0,8 %, как показано на фиг. 122. На фиг. 123 показано увеличение выхода парафинов и циклоалканов при увеличении коэффициента отражения витринита угля около от 0,7 до 0,8%. Как показано на фиг. 124, выход фенолов может быть относительно небольшим для угля, содержащего материал с коэффициентом отражения витринита менее около 0,3% и более около 1,25. Получение фенола может быть желательным вследствие ценности фенола как сырья для химического синтеза.

Как показано на фиг. 125, плотность АР1 сильно увеличивается, когда коэффициент отражения витринита больше около 0,4%. На фиг. 126 показана взаимосвязь между сортом угля (т.е. коэффициентом отражения витринита) и выходом конденсируемых углеводородов (в галлонах на тонну на сухой и не содержащей золы основе) из содержащего уголь пласта. Выход в этом эксперименте находится в оптимальном диапазоне, когда уголь имеет коэффициент отражения витринита от больше около 0,4% до меньше около 1,3%.

215

216

На фиг. 127 показан график выхода диоксида углерода для угля, имеющего разные коэффициенты отражения витринита. На фиг. 127 и 128 выход диоксида углерода показан в мас.% на сухой и не содержащей золы основе. Как показано на фиг. 127, по меньшей мере некоторое количество диоксида углерода выходило из каждого образца угля. Это образование диоксида углерода может соответствовать присутствию различных окисленных функциональных групп в исходных пробах угля. Выход диоксида углерода из образцов угля низкого сорта значительно больше, чем из образцов угля высокого сорта. Угли низкого сорта могут включать лигнит и полубитуминозные бурые угли. Угли высокого сорта могут включать полуантрацитные и антрацитные угли. На фиг. 128 показан график выхода диоксида углерода из части содержащего уголь пласта в зависимости от атомарного отношения кислорода к углероду внутри части содержащего уголь пласта. При увеличении атомарного отношения кислорода к углероду выход диоксида углерода увеличивается.

Процесс медленного нагревания может приводить к созданию конденсированных углеводородных флюидов, имеющих плотность ΑΡΙ в диапазоне от 22 до 50°, и средние молекулярные веса от около 150 г/моль до около 250 г/моль. Эти свойства можно сравнивать со свойствами конденсированных углеводородных флюидов, полученных при обработке угля вне пласта в реторте, как указано в опубликованной заявке на патент Великобритании № СВ 2 068 014 А, полное содержание которой включается в данное описание. Например, свойства конденсированных углеводородных флюидов, полученных при обработке угля вне пласта в реторте, включают плотности ΑΡΙ от 1,9 до 7,9°, полученные при температурах 521 и 427°С, соответственно.

В табл. 4 показано сравнение компонентов газа в об.%, полученных при внутрипластовой газификации угля с использованием нагнетания воздуха для нагревания угля, при внутрипластовой газификации угля с использованием нагнетания кислорода для нагревания угля и при внутрипластовой газификации угля в восстановительной атмосфере с помощью нагревания пиролизом, как указывалось выше в вариантах выполнения.

Таблица 4

	Газификация воздухом, %	Газификация кислородом, %	Нагревание пиролизом,%
Н2	18,6	35,5	16,7
Метан	3,6	6,9	61,9
Азот и аргон	47,5	0,0	0,0
Моноксид углерода	16,5	31,5	0,9
Диоксид углерода	13,1	25,0	5,3
Этан	0,6	1,1	15,2

Как показано в табл. 4, газ, полученный в соответствии с указанным вариантом выполне ния, можно обрабатывать и продавать через существующие системы природного газа. В противоположность этому, газ, полученный с помощью обычного процесса внутрипластовой газификации, нельзя обрабатывать и продавать через существующие системы природного газа. Например, теплотворная способность газа, полученного посредством газификации воздухом, составила 6000 кДж/м³, а теплотворная способность газа, полученного посредством газификации кислородом, составила 11439 кДж/м³. В противоположность этому, теплотворная способность газа, полученного посредством теплового нагревания с помощью проводимости, составила 39159 кДж/м³.

Были проведены эксперименты для определения разницы между обработкой относительно больших твердых блоков угля по сравнению с обработкой относительно небольших не плотно упакованных частиц угля.

Как показано на фиг. 129, уголь 3700 в виде куба нагревали для пиролиза угля. Тепло в куб 3700 подавали из источника 3704 нагревания, вставленного в центр куба, а также из источников 3702 нагревания, расположенных на сторонах куба. Куб окружен изоляцией 3705. Температуру повышали одновременно с использованием источников 3704, 3702 нагревания со скоростью около 2°С/сутки при атмосферном давлении. Для определения средней температуры куба использовались температурные датчики 3706. Давление в кубе 3700 контролировали с помощью манометра 3708. Флюиды, полученные из куба угля, собирали и направляли через канал 3709. Температуру флюидов контролировали с помощью температурного датчика 3706 в канале 3709. Давление флюидов контролировали с помощью манометра 3708 в канале 3709. Углеводородный конденсат отделяли от не конденсируемого флюида в сепараторе 3710. Давление в сепараторе 3710 контролировали с помощью манометра 3708. Часть не конденсируемого флюида направляли через канал 3711 в газоанализатор 2712 для измерения характеристик. Черпаковые пробы отбирали на выходе 3714 отбора черпаковых проб. Температуру не конденсируемых флюидов контролировали с помощью температурного датчика 3706 в канале 3711. Давление не конденсируемых флюидов контролировали с помощью манометра 3708 в канале 3711. Остальной газ направляли через расходомер 3716 и угольный слой и выпускали в атмосферу. Полученный углеводородный конденсат собирали и анализировали для определения состава углеводородного конденсата.

На фиг. 102 показано барабанное экспериментальное устройство. Это устройство использовалось для испытаний угля. Для равномерного нагревания содержимого барабана 3400 использовались электрический нагреватель 3404 и бусинковый нагреватель 3402. Барабан 3400 окружает изоляция 3405. Содержимое барабана 3400

217

218 нагревали со скоростью 2°С/сутки при разных давлениях. Показания манометра 3406 использовались для определения средней температуры в барабане 3400.

Давление в барабане 3400 контролировали с помощью манометра 3408. Полученные флюиды отводили из барабана 3400 через канал 3409. Температуру полученных флюидов контролировали с помощью температурного датчика 3406 в канале 3409. Давление полученных флюидов контролировали с помощью манометра 3408 в канале 3409. Полученные флюиды разделяли в сепараторе 3410. Сепаратор 3410 разделяет полученные флюиды в конденсируемые и неконденсируемые продукты. Давление в сепараторе 3410 контролировали с помощью манометра 3408. Не конденсируемый продукт удаляли через канал 3411. Состав части флюидов не конденсируемого продукта, отводимого из сепаратора 3410, определяли с помощью газоанализатора 3412. Часть флюидов конденсируемого продукта отводили из сепаратора 3410. Состав собранных частей флюидов конденсируемого продукта определяли с помощью внешних методов анализа. Температуру не конденсируемых флюидов контролировали с помощью температурного датчика 3406 в канале 3411. Давление не конденсируемых флюидов контролировали с помощью манометра 3408 в канале 3411. Поток не конденсируемых флюидов из сепаратора 3410 определяли с помощью расходомера 3416. Флюиды, измеренные расходомером 3416, собирали и нейтрализовали в углеродном слое 3418. Пробы газа собирали в газовый резервуар 3414. Большой блок высоко летучего битуминозного угля В из Фруитлэнда разделили на две части. Одну часть (около 550 кг) раздробили на мелкие куски и испытывали в угольном барабане. Уголь был раздроблен до диаметра около 6,34 х 10^-4 м. Результаты этих испытаний указаны кружками на фиг. 131 и 133. Другую часть (куб с размером стороны 0,3048 м) испытывали с помощью эксперимента с кубом угля. Результаты этих испытаний указаны квадратиками на фиг. 131 и 133.

На фиг. 131 показан график составов газовой фазы, полученных в ходе экспериментов с кубом угля и с барабаном угля, для Н₂ 3724, метана 3726, этана 3780, пропана 3781, п-бутана 3782 и других углеводородов 3783 в зависимости от температуры. Как следует из фиг. 131, не конденсируемые флюиды, полученные в результате пиролиза куба и барабана, имеют аналогичные концентрации различных углеводородов, образованных внутри угля. На фиг. 131 эти результаты были настолько аналогичные, что показана только одна линия для этана 3780, пропана 3781, п-бутана 3782 и других углеводородов 3783 как для куба, так и для барабана, а две линии проведенные для Н₂ (3724а и 3724Ь) и две линии для метана (3726а и 3726Ь) были в обоих случаях очень близки друг к другу. Дроб ление угля не оказывает видимого влияния на пиролиз угля. Пик образования метана 3726 приходится на температуру около 450°С. При более высоких температурах метан подвергается крекингу в водород, так что концентрация метана уменьшается, в то время как содержание водорода 3724 увеличивается.

На фиг. 132 показан график суммарно полученного газа в зависимости от температуры при нагревании угля в кубе и в барабане. Линия 3790 показывает получение газа из угля в барабане, а линия 3791 представляет получение газа из угля в кубе. Как показано на фиг. 132, получение газа в обоих экспериментах приводит к аналогичным результатам, хотя размеры частиц очень сильно различались в обоих экспериментах.

На фиг. 133 показано суммарное получение конденсируемых углеводородов в экспериментах с кубом и барабаном. Линия 3720 представляет суммарное получение конденсируемых углеводородов в эксперименте с кубом, а линия 3722 - в эксперименте с барабаном. Как следует из фиг. 133, получение конденсируемых углеводородов в обоих экспериментах приводит к аналогичным результатам, хотя размер частиц очень сильно различается в обоих экспериментах. Получение конденсируемых углеводородов по существу заканчивается, когда температура достигает около 390°С. В обоих экспериментах конденсируемые углеводороды имеют плотность ΑΡΙ около 37°.

Как показано на фиг. 131, получение метана начинается при температуре около 270°С или выше. Поскольку эксперименты проводились при атмосферном давлении, то можно считать, что метан образовывался вследствие пиролиза, а не просто десорбцией. Между около 270°С и около 400°С получали конденсируемые углеводороды, метан и Н₂, как показано на фиг. 131, 132 и 133. На фиг. 131 показано, что при температурах свыше около 400°С продолжалось получение метана и водорода. Однако при температурах свыше около 450°С концентрация метана уменьшалась в полученных газах, в то время как содержание Н2 в них увеличивалось. Если бы нагревание продолжалось, то все содержание Н₂ в угле истощилось, и получение газа из угля прекратилось. Фиг. 131-133 показывают, что отношение выхода газа к выходу конденсируемых углеводородов увеличивается при повышении температуры свыше около 390°С.

Из фиг. 131 - 133 следует, что размер частиц по существу не влияет на качество конденсируемых углеводородов, получаемых из обрабатываемого угля, количество конденсируемых углеводородов, получаемых из обрабатываемого угля, количество газа, получаемого из обрабатываемого угля, состав газа, получаемого из обрабатываемого угля, время, необходимое для образования конденсируемых углеводородов и газа из обрабатываемого угля, или температуру,

219

220 необходимую для образования конденсируемых углеводородов и газа из обрабатываемого угля. По существу блок угля привел к получению одинаковых результатов после обработки, что и обработка небольших частиц угля. Таким образом, можно предположить, что масштаб при обработке угля не существенно влияет на результаты обработки.

Был проведен эксперимент для определения влияния нагревания на теплопроводность и температуропроводность части содержащего уголь пласта. Тепловые импульсные испытания, выполненные в пласте сильно летучего битуминозного угля С на полевой площадке, показали теплопроводность между от 2,0 х 10^-3 до 2,39 х 10^-3 кал/см с °С (0,85 - 1,0 Вт/м°К) при температуре 20°С. Разброс величин образовался вследствие разных измерений между разными скважинами. Температуропроводность составила 4,8 х 10^-3 см²/с при температуре 20°С (разброс составил от около 4,1 х 10^-3 до около 5,7 х 10^-3 см²/с при температуре 20°С). Считается, что эти измеренные величины теплопроводности и температуропроводности существенно выше, чем можно было ожидать на основе литературных источников (например, в некоторых случаях в 3 раза больше).

Первоначальное значение теплопроводности во внутрипластовом эксперименте показана в виде графика в зависимости от температуры на фиг. 135 (это первоначальное значение является точкой 3743 на фиг. 135). Дополнительные точки для графика теплопроводности (т.е. все остальные значения для линии 3742, показанной на фиг. 135) были оценены посредством вычисления теплопроводности с использованием измерений температуры во всех скважинах, показанных на фиг. 137, общего ввода тепла из всех нагревателей, показанных на фиг. 137, измеренной теплоемкости и плотности обрабатываемого угля, данных о добыче газа и жидкостей (например, состав, количество и т.д.) и т.д. Для сравнения, эти оценочные значения теплопроводности (смотри линию 3742) были представлены в виде графиков вместе с данными, приведенными в двух статьях δ. Βαάζίοοίι и др. (1964) и В. Е. 61а88 (1984) (смотри линию 3740). Как показано на фиг. 135, оценочные значения теплопроводности внутрипластового эксперимента были выше, чем приведенные в статьях значения теплопроводности. Разницу можно, по меньшей мере, частично объяснить, если предположить, что приведенные ранее значения не учитывают замкнутую природу угля во внутрипластовом применении. Поскольку приведенные ранее значения теплопроводности угля являются относительно низкими, то они не вселяют оптимизма для внутрипластового нагревания угля.

На фиг. 135 показано уменьшение оценочных величин 3742 теплопроводности при температуре около 100°С. Можно полагать, что это уменьшение теплопроводности вызвано испарением воды в трещинах и полых пространствах (пары воды имеют более низкую теплопроводность, чем жидкая вода). При температуре около 350°С теплопроводность начинает увеличиваться и существенно увеличивается при повышении температуры до 700°С. Можно предположить, что увеличение теплопроводности является результатом молекулярных изменений в структуре углерода. По мере нагревания углерода он становится все более похожим на графит, что показано в табл. 5 как увеличение коэффициента отражения витринита после пиролиза. По мере увеличения полых пространств за счет добычи флюида, тепло все больше переносится с помощью излучения и/или конвекции. Дополнительно к этому, увеличиваются концентрации водорода в полых пространствах за счет пиролиза и генерирования синтетического газа.

Три точки 3744 данных теплопроводности при высоком напряжении были получены в ходе лабораторных испытаний того же сильно летучего битуминозного угля С, используемого в полевом внутрипластовом эксперименте (смотри фиг. 135). В лабораторных испытаниях образец такого угля сжимали во всех направлениях и относительно быстро нагревали. Эти теплопроводности были определены при более высоких абсолютных давлениях (т.е. 27,6 бар) по сравнению с абсолютными давлениями внутри пласта полевой площадки (которые составляли около 3 бар). Величины 3744 теплопроводности показывают, что применение напряженности увеличивает теплопроводность угля при температурах 150°С, 250°С и 350°С. Считается, что более высокие величины теплопроводности получены при сжатии угля вследствие закрывания, по меньшей мере, некоторых трещин и/или полых пространств и/или предотвращения образования новых трещин и/или полых пространств.

Вычисления с использованием приведенных ранее значений теплопроводности и температуропроводности угля и расстояния 12 м между источниками нагревания в эквивалентной треугольной схеме расположения показывают, что необходимо нагревание в течение около 10 лет для повышения средней температуры угля до около 350°С. Такой период нагревания является экономически неприемлемым. Вычисления с использованием экспериментальных значений теплопроводности и температуропроводности угля и расстояния 12 м между источниками нагревания в эквивалентной треугольной схеме расположения показывают, что необходимо нагревание в течение около 3 лет для повышения средней температуры угля до около 350°С. Исключение около 7 лет нагревания пласта во многих случаях значительно повышает экономическую целесообразность процесса внутрипластового преобразования угля. Молекулярный водород имеет относительно большую теплопроводность (например, молекулярный водо

221

222 род имеет теплопроводность, примерно в 6 раз превышающую теплопроводность азота или воздуха). Поэтому считается, что при увеличении количества водорода в полых пространствах пласта также увеличивается теплопроводность пласта. Увеличение теплопроводности за счет присутствия водорода в полых пространствах несколько компенсирует уменьшение теплопроводности, вызванное самими полыми пространствами. Можно полагать, что увеличение теплопроводности за счет присутствия водорода больше для угольных пластов по сравнению с другими содержащими углеводороды пластами, поскольку количество полых пространств, созданных во время пиролиза, больше (уголь имеет более высокую плотность углеводородов, поэтому при пиролизе в угле образуется больше полых пространств).

В ходе внутрипластового эксперимента, проведенного в части содержащего уголь пласта, из этой части содержащего уголь пласта были добыты углеводородные флюиды. Уголь был высоко летучим битуминозным углем С. Его нагревали с помощью электрических нагревателей. На фиг. 136 показано поперечное сечение экспериментальной системы полевых испытаний внутри пласта. Как показано на фиг. 136, экспериментальная система полевых испытаний включает, по меньшей мере, содержащий уголь пласт 3802 внутри земли и цементированную стену 3800. Содержащий уголь пласт падает под углом примерно 36° при толщине примерно 4,9 м. На фиг. 137 показано расположение источников 3804а, 3804Ь и 3804с нагревания, добывающих скважин 3806а, 3806Ь и скважин 3808а, 3808Ь, 3808с, 38086 для контролирования температуры, используемых в экспериментальной системе полевых испытаний. Три источника нагревания расположены по треугольной схеме. Добывающая скважина 3806 расположена вблизи центра схемы расположения источников нагревания и на равном расстоянии от каждого источника нагревания. Вторая добывающая скважина 3806Ь расположена снаружи схемы расположения источников нагревания и на равном расстоянии от двух ближайших источников нагревания. Цементированная стена 3800 образована вокруг схемы расположения источников нагревания и добывающих скважин. Цементированная стена может включать колонны 1-24.

Цементированная стена 3800 выполнена с возможностью исключения проникновения воды в часть во время внутрипластового эксперимента. Дополнительно к этому, цементированная стена 3800 выполнена с возможностью по существу исключения потерь генерированных углеводородных флюидов в не нагреваемой части пласта.

Температуры измеряли в разное время во время эксперимента у всех четырех скважин 3808а, 3808Ь, 3808с, 38086 для контролирования температуры, расположенных внутри и снаружи схемы расположения источников нагревания, как показано на фиг. 137. Температуры (в°С), измеренные у каждой из скважин для контролирования температуры, показаны на фиг. 138 как функция времени. Температуры у скважин 3808а (3820), 3808Ь (3822), 3808с (3824) для контролирования температуры были относительно близки друг к другу. Температура у скважины 38086 (3826) для контролирования температуры была значительно ниже. Эта скважина для контролирования температуры расположена снаружи треугольной схемы расположения источников нагревания, показанной на фиг. 137. Эти данные показывают, что в зонах, где происходило мало наложения тепла, температуры были значительно ниже. На фиг. 139 показаны температурные профили, измеренные у источников 3804а (3830), 3804Ь (3832) и 3804с (3834) нагревания. Температурные профили были относительно равномерными у источников нагревания.

На фиг. 140 показан график суммарного объема (в м³) добытых жидких углеводородов 3840 в зависимости от времени (в сутках). На фиг. 149 показан график суммарного объема добытого газа 3910 в стандартных кубических футах в зависимости от времени для того же внутрипластового эксперимента. Как на фиг. 140, так и на фиг. 149 показаны результаты во время стадии пиролиза только для внутрипластового эксперимента.

На фиг. 141 показано распределение углеродных чисел конденсируемых углеводородов, которые были получены с помощью указанного выше медленного низкотемпературного процесса в реторте. Как показано на фиг. 141, во время обработки были получены продукты относительно высокого качества. Результаты, показанные на фиг. 141, совместимы с результатами, показанными на фиг. 146, где показаны результаты нагревания угля того же пласта в лаборатории для аналогичных диапазонов скоростей нагревания, что и в внутрипластовом эксперименте.

В табл. 5 показаны результаты анализа угля до и после обработки (включая нагревание до температур, показанных на фиг. 139, т.е. после пиролиза и добычи синтетического газа), как указывалось выше. В качестве проб до обработки и после обработки были взяты керны на глубине около 11-11,3 м от поверхности посредине угольного слоя. Оба керна были взяты примерно в одном месте. Оба керна были взяты на расстоянии около 0,66 м от скважины 3804с (между цементированной стеной и скважиной 3804с) на фиг. 137. В приведенной ниже табл. 2 ГА обозначает пробу Фишера, ак гес'6 означает, что проба была испытана в том виде, в котором была получена и без какой-либо дополнительной обработки, Ру-\Уа1ег обозначает воду, полученную во время пиролиза, Н/С А1ош1с Кайо обозначает атомарное отношение

223

224 водорода к углероду, йаГ обозначает сухой, не содержащий золы, бшшГ обозначает сухой, не содержащий минерального материала, ттГ обозначает не содержащий минерального материала. Удельная плотность образца керна после обработки составляла около 0,85, в то время как удельная плотность образца керна до обработки составляла около 1,35.

Таблица 5

Анализ	До обработки	После обработки
Коэффициент отражения витринита, в %	0,54	5,16
Проба Фишера (в галл/т, как получена)	11,81	0,17
Проба Фишера (в мас.%, как получена)	6,10	0,61
Проба Фишера воды пиролиза (в галл/т, как получена)	10,54	2,22
Атомарное отношение Н/С	0,85	0,06
Н (в мас.%, сухой, без золы)	5,31	0,44
О (в мас.%, сухой, без золы)	17,08	3,06
N (в мас.%, сухой, без золы)	1,43	1,35
Зола (в мас.%, как получена)	32,72	56,50
Связанный углерод (в мас.%, дттГ)	54,45	94,43
Летучее вещество (в мас.%, дттГ)	45,55	5,57
Теплоспособность (в ВТи/1Ь, ттГ)	12048	14281

Даже хотя керны были взяты снаружи площади внутри треугольника, образованного тремя источниками нагревания на фиг. 137, тем не менее керны демонстрируют, что уголь, остающийся в пласте, значительно изменился во время обработки. Результаты определения коэффициента отражения витринита, показанные в табл. 5, демонстрируют, что сорт угля, оставшегося в пласте, значительно изменился во время обработки. Перед обработкой уголь был сильно летучим битуминозным углем С. Однако, после обработки уголь был по существу антрацитом. Результаты пробы Фишера в табл. 5 показывают, что большинство углеводородов в угле было удалено во время обработки. Атомарное отношение водорода к углероду показывает, что большинство водорода в угле было удалено во время обработки. Значительное количество азота и золы остались в пласте.

В целом, результаты, приведенные в табл. 5, показывают, что значительное количество углеводородов и водорода было извлечено из угля во время обработки с помощью пиролиза и генерирования синтетического газа. Значительные количества нежелательных продуктов (зола и азот) остаются в пласте, в то время как значительные количества желаемых продуктов (например, конденсируемых углеводородов и газа) извлекаются из пласта.

На фиг. 142 показан график содержания в мас.% полученных углеводородов в зависимости от распределения углеродных чисел для двух лабораторных экспериментов с углем из экспериментальной полевой площадки. Уголь был высоко летучим битуминозным углем С. Как показано на фиг. 142, распределение угле родных чисел флюидов, добытых из пласта, изменяется в зависимости, например, от давления. Например, первое абсолютное давление 3842 составляло около 1 бар, а второе абсолютное давление - около 8 бар. Полученное в лаборатории распределение углеродных чисел, показанное на фиг. 142, аналогично полученному в ходе полевого эксперимента также при давлении 1 бар, как показано на фиг. 141. Как показано на фиг. 142, при увеличении давления диапазон углеродных чисел углеводородных флюидов уменьшается. Увеличение продуктов, имеющих углеродные числа менее 20, наблюдалось при рабочем абсолютном давлении 8 бар. Увеличение абсолютного давления с 1 бар до 8 бар также увеличивает плотность ΑΡΙ конденсированных углеводородных флюидов. Плотность ΑΡΙ конденсированных углеводородных флюидов составляла приблизительно 23,1° и приблизительно 31,3°, соответственно. Такое увеличение плотности ΑΡΙ указывает на увеличение добычи более ценных продуктов.

На фиг. 143 показана гистограмма фракций из разделения по точке кипения жидких углеводородов, созданных с помощью пробы Фишера, и из разделения по точке кипения жидких углеводородов из указанного эксперимента с кубом угля (смотри, например, систему, показанную на фиг. 129). Эксперимент был проведен с намного меньшей скоростью нагревания (2°С в сутки) и нефть добывалась при более низкой конечной температуре, чем в пробе Фишера. На фиг. 143 показано содержание в мас.% жидких углеводородов с различными точками кипения, добытых из сильно летучего битуминозного угля В в Фруитлэнде. Различные точки кипения могут представлять различные составы углеводородных флюидов. Показанные точки кипения включают нафту 3860 (начальная температура кипения до 166°С), топливо 3862 для реактивных двигателей (от 166 до 249°С), дизельное топливо 3864 (от 249 до 370°С) и остатки 3866 (температура кипения свыше 370°С) Жидкие углеводороды из куба угля были существенно более ценными продуктами. Плотность ΑΡΙ этих углеводородных жидкостей была значительно выше, чем плотность ΑΡΙ жидкости из пробы Фишера. Углеводородные жидкости из куба угля включают также значительно меньше остатков, чем жидкие углеводороды, полученные из пробы Фишера.

На фиг. 144 показан график процентного отношения этена, который является олефином, к этану при добыче из пласта в зависимости от скорости нагревания. Точки на графике были выведены из данных лабораторного эксперимента (смотри систему, показанную на фиг. 89, и относящийся к ней текст) для медленного нагревания сильно летучего битуминозного угля С при атмосферном давлении и из результатов пробы Фишера. Как показано на фиг. 144 отношение этена к этану увеличивается при увели

225

226 чении скорости нагревания. Можно считать, что уменьшение скорости нагревания угля уменьшает образование олефинов. Скорость нагревания пласта определяется частично расстоянием источников нагревания друг от друга внутри пласта и количеством тепла, которое переносится от источника нагревания в пласт.

Давление пласта может также значительно влиять на образование олефинов. Высокое давление пласта обычно приводит к образованию небольших количеств олефинов. Высокое давление в пласте может приводить к высокому парциальному давлению водорода внутри пласта. Высокое парциальное давление водорода может приводить к гидрогенизации флюида внутри пласта. Гидрогенизация может приводить к восстановлению олефинов в флюиде, добываемом из пласта. Высокое давление и высокое парциальное давление водорода могут также приводить к исключению ароматизации углеводородов внутри пласта. Ароматизация может включать образование ароматических циклических соединений из алканов и/или аленов внутри углеводородной смеси. Если желательно увеличить добычу олефинов из пласта, то содержание олефинов в добытом из пласта флюиде можно увеличить посредством уменьшения давления внутри пласта. Давление можно уменьшить посредством отбора большого количества флюида пласта из части пласта, который обрабатывается. Давление можно также уменьшить путем создания вакуума в части обрабатываемого пласта.

Система, показанная на фиг. 89, и методы использования этой системы (смотри описание этой системы применительно к проведению экспериментов с нефтеносным сланцем) были применены для проведения экспериментов с высоко летучим битуминозным углем С при нагревании такого угля со скоростью 5°С/сутки при атмосферном давлении. На фиг. 103 показаны отдельные точки данных из этого эксперимента (линия, показанная на фиг. 103, была выведена путем линейного регрессивного анализа этих точек данных). На фиг. 103 показано молярное отношение этена к этану как функция молярной концентрации водорода в не конденсируемых углеводородах, полученных из угля во время эксперимента. Отношение этена к этану в не конденсируемых углеводородах отражает содержание олефинов во всех углеводородах, добываемых из пласта. Как показано на фиг. 103, по мере автогенного увеличения концентрации водорода во время пиролиза отношение этена к этану уменьшается. Можно полагать, что увеличение концентрации (и парциального давления) водорода во время пиролиза приводит к уменьшению концентрации олефинов в флюидах, полученных при пиролизе.

На фиг. 145 показано качество продуктов, измереннное в виде плотности ΑΡΙ, в зависимости от скорости повышения температуры флюи дов, полученных из сильно летучего битуминозного угля С. Точки графика были выведены из данных пробы Фишера, из процесса внутрипластового преобразования и из лабораторных экспериментов. Для данных пробы Фишера скорость повышения температуры составляла примерно 17, 100°С/сутки и полученная плотность ΑΡΙ была менее 11°. Для процесса внутрипластового преобразования скорость повышения температуры составляла примерно 10°С/сутки и полученная плотность ΑΡΙ составляла примерно 23,1°. В лабораторных экспериментах скорость повышения температуры находилась в диапазоне от около 2°С/сутки до около 6°С/сутки, а полученная плотность ΑΡΙ находилась в диапазоне от около 24° до около 26°. По существу линейное уменьшение качества (плотности ΑΡΙ) было зафиксировано при логарифмическом увеличении скорости нагревания.

На фиг. 146 показано процентное содержание продуктов с различными углеродными числами, полученных из сильно летучего битуминозного угля С при нагревании угля с разными скоростями нагревания. Точки на графике были выведены из лабораторных экспериментов и пробы Фишера. Получены кривые нагревания со скоростью 2°С/сутки (3870), 3°С/сутки (3872), 5°С/сутки (3874) и 10°С/сутки (3876) для аналогичных распределений углеродных чисел в полученных флюидах. Образец угля также нагревали в пробе Фишера со скоростью около 17, 100°С/сутки. Данные из пробы Фишера обозначены позицией 3878. Медленные скорости нагревания приводят к меньшему получению компонентов, имеющих углеродные числа более 20, по сравнению с результатами 3878 пробы Фишера. Более низкие скорости нагревания также приводят к более высокому процентному содержанию компонентов с углеродными числами менее 20. Более низкие скорости нагревания приводят к получению большого количества компонентов, имеющих углеродные числа около 12. Пик в распределении углеродных чисел вблизи 12 является типичным для процесса внутрипластового преобразования угля и нефтеносного сланца.

Был проведен эксперимент с содержащим уголь пластом, обработанным в соответствии с процессом внутрипластового преобразования, для измерения равномерности проницаемости после пиролиза. После нагревания части содержащего уголь пласта, в пласт в течение 10 мин нагнетали диоксид углерода у первой добывающей скважины 3806а и добывали у скважины 3804а, как показано на фиг. 137. Испытание на обнаружение диоксида углерода повторяли от добывающей скважины 3806а к скважине 3804Ь и от добывающей скважины 3806а к скважине 3804с. Как указывалось выше, каждый из трех разных источников нагревания был расположен на одинаковом расстоянии от добывающей скважины. Диоксид углерода нагнетали

227

228 со скоростью 4,08 м³/ч (144 стандартных кубических футов в час). Как показано на фиг. 147, диоксид углерода достигает каждый из трех разных источников нагревания приблизительно в одно и то же время. Линия 3900 показывает добычу диоксида углерода у источника 3804а нагревания, линия 3902 показывает добычу диоксида углерода у источника 3804Ь нагревания и линия 3904 показывает добычу диоксида углерода у источника 3804с нагревания. Как показано на фиг. 149, выход диоксида углерода из каждой из трех разных скважин также примерно одинаков во времени. Такой примерно одинаковый перенос индикаторного импульса диоксида углерода через пласт, а также выход диоксида углерода из пласта указывает, что пласт имел по существу равномерную проницаемость. Тот факт, что первый диоксид углерода появился лишь примерно 18 мин после начала импульса диоксида углерода показывает, что между скважинами 3806а и 3804а, 3804Ь и 3804с не образуются предпочтительные пути распространения.

Внутрипластовую проницаемость измеряли посредством нагнетания газа между различными скважинами после завершения стадий пиролиза и формирования синтетического газа. Измеренная проницаемость изменялась от около 8 до 20 Д, что показывает, что проницаемость была высокой и относительно равномерной. Проницаемость до обработки составляла лишь 50 мД.

В ходе внутрипластового эксперимента также добывали синтетический газ из части содержащего уголь пласта, показанного на фиг. 136 и 137. В этом эксперименте нагревательные скважины были выполнены также с возможностью нагнетания флюидов. На фиг. 148 показан график веса летучих составляющих (конденсируемых или не конденсируемых) в килограммах в зависимости от суммарного содержания энергии продукта в кВт-ч из испытаний внутрипластового полевого эксперимента. На графике показаны количество и содержание энергии флюидов пиролиза и синтетического газа, добытых из пласта.

На фиг. 150 показан график объема добытого эквивалентна нефти (в м³) в зависимости от вводимой в пласт энергии (в кВт-ч) в полевом эксперименте. Объем эквивалентна нефти в кубических метрах определялся путем преобразования содержания энергии объема добытых нефти и газа в объем нефти с тем же содержанием энергии.

Начало добычи синтетического газа, показанное стрелкой 3912, происходило при вводе энергии примерно 77000 кВт ч. Средняя температура угля в области пиролиза повышалась до 620°С. Поскольку средняя крутизна кривой на фиг. 150 в области пиролиза больше средней крутизны кривой в области генерирования синтетического газа, то фиг. 150 иллюстрирует, что количество полезной энергии, содержащейся в добытом синтетическом газе, меньше энергии, содержащейся в флюидах пиролиза. Поэтому добыча синтетического газа является менее эффективной по энергии, чем пиролиз. Этот результат имеет две причины. Во-первых, две молекулы водорода, созданные в реакции синтетического газа, имеют меньшее содержание энергии, чем углеводороды с низким углеродным числом, образованные во время пиролиза. Вовторых, эндотермическая реакция синтетического газа потребляет энергию.

На фиг. 151 показан график суммарной добычи синтетического газа (в м³/мин) из угольного пласта в зависимости от суммарной подачи воды (кг/ч) при нагнетании в пласт по результатам полевого эксперимента. Синтетический газ может образовываться в пласте при температуре генерирования синтетического газа перед нагнетанием воды или пара за счет присутствия естественного притока воды в угольный пласт. Природная вода может приходить из-под пласта.

Как показано на фиг. 151, максимальный естественный приток воды равен приблизительно 5 кг/ч, как показано стрелкой 3920. Стрелки 3922, 3924 и 3926 представляют скорости нагнетания воды около 2,7 кг/ч, 5,4 кг/ч и 11 кг/ч, соответственно, в центральную скважину 3806а. Добыча синтетического газа производится у нагревательных скважин 3804а, 3804Ь и 3804с. Как показано на фиг. 151, добыча синтетического газа на единицу объема нагнетаемой воды уменьшается у стрелки 3922 при нагнетании воды примерно 2,7 кг/ч или при полном входном потоке воды 7,7 кг/ч. Причиной уменьшения является то, что пар проходит слишком быстро через слой угля, что не позволяет реакциям приблизиться к условиям равновесия.

На фиг. 153 показана скорость добычи синтетического газа (в м³/мин) в зависимости от скорости нагнетания пара (в кг/ч) в угольный пласт. Данные 3930 первой серии испытаний соответствуют нагнетанию пара у нагревательной скважины 3804с на фиг. 137 и добыче дополнительного газа у добывающей скважины 3806а. Данные 3930 первой серии испытаний соответствуют данным, показанным на фиг. 151. Как показано на фиг. 152, нагнетаемая вода находится в равновесной реакции с пластом до скорости нагнетания воды около 2,7 кг/ч. Вторая серия испытаний привела к добыче по существу того же количества дополнительного газа, представленного данными 3922, что и в первой серии испытаний до скорости нагнетания пара около 1,2 кг/ч. При скорости около 1,2 кг/ч данные 3930 начинают отклоняться от равновесных условий, поскольку время пребывания становится недостаточным для реакции дополнительной воды с углем. При увеличении температуры добывается большее количество дополнительного синтетического газа при заданной скорости нагнетания воды. Причиной тому является то,

229

230 что при более высоких температурах скорость реакции и преобразования воды в синтетический газ увеличиваются.

На фиг. 153 показан график, который иллюстрирует воздействие нагнетания метана в нагретый угольный пласт в ходе полевого эксперимента (на фиг. 153 - 156 все показано в м³/ч). Фиг. 153 демонстрирует, что углеводороды, добавленные в создающий синтетический газ флюид, подвергаются крекингу в пласте. На фиг. 137 показано расположение нагревателя и добывающих скважин во время полевых испытаний. Метан нагнетали в добывающие скважины 3806а и 3806Б, а флюид добывали из нагревательных скважин 3804а, 3804Б и 3804с. Средние температуры, измеренные у разных скважин составляли: 3804а (746°С), 3804Б (746°С), 3804с (767°С), 3808а (592°С), 3808Б (573°С), 3808с (606°С) и 3806а (769°С). При контакте метана с пластом он подвергается крекингу с образованием Н2 и кокса. На фиг. 153 показано, что при увеличении скорости нагнетания метана увеличивается добыча Н2 3940. Это указывает на крекинг метана с образованием Н₂. Добыча метана 3942 также увеличивается, что указывает на то, что не весь нагнетаемый метан подвергается крекингу. Измеренные составы этана, этена, пропана и бутана были пренебрежительно малы.

На фиг. 154 показан график, демонстрирующий влияние нагнетания этана в нагретый угольный пласт в ходе полевого эксперимента. Этан нагнетали в добывающие скважины 3806а и 3806Б, а флюид добывали из нагревательных скважин 3804а, 3804Б и 3804с. Средние температуры, измеренные у разных скважин, составляли: 3804а (742°С), 3804Б (750°С), 3804с (744°С), 3808а (611°С), 3808Б (595°С), 3808с (626°С) и 3806а (818°С). При контакте этана с пластом он подвергается крекингу с образованием Н₂, метана, этена и кокса. Как показано на фиг. 154, при увеличении скорости нагнетания этана увеличивается добыча водорода 3950, метана 3952, этана 3954 и этена 3956. Это указывает на то, что этан подвергается крекингу с образованием водорода и углеводородов с низким молекулярным весом. На скорость добычи продуктов с более высокими углеродными числами (т.е. пропана и пропилена) нагнетание этана не влияло.

На фиг. 155 показан график, демонстрирующий влияние нагнетания пропана в нагретый угольный пласт в ходе полевого эксперимента. Пропан нагнетали в добывающие скважины 3806а и 3806Б, а флюид добывали из нагревательных скважин 3804а, 3804Б и 3804с. Средние температуры, измеренные у разных скважин, составляли: 3804а (737°С), 3804Б (753°С), 3804с (726°С), 3808а (589°С), 3808Б (573°С), 3808с (606°С) и 3806а (769°С). При контакте пропана с пластом он подвергается крекингу с образованием Н₂, метана, этана, этена, пропилена и кокса. Как показано на фиг.

154, при увеличении скорости нагнетания пропана увеличивается добыча водорода 3960, метана 3962, этана 3964, этена 3966, пропана 3968 и пропилена 3968. Это указывает на то, что пропан подвергается крекингу с образованием водорода и углеводородов с низким молекулярным весом.

На фиг. 156 показан график, демонстрирующий влияние нагнетания бутана в нагретый угольный пласт в ходе полевого эксперимента. Бутан нагнетали в добывающие скважины 3806а и 3806Б, а флюид добывали из нагревательных скважин 3804а, 3804Б и 3804с. Средние температуры, измеренные у разных скважин, составляли: 3804а (772°С), 3804Б (764°С), 3804с (753°С), 3808а (650°С), 3808Б (591°С), 3808с (624°С) и 3806а (830°С). При контакте бутана с пластом он подвергается крекингу с образованием Н2, метана, этана, этена, пропана, пропилена и кокса. Как показано на фиг. 154, при увеличении скорости нагнетания бутана увеличивается добыча водорода 3970, метана 3972, этана 3974, этена 3976, пропана 3978 и пропилена 3979. Это указывает на то, что бутан подвергается крекингу с образованием водорода и углеводородов с низким молекулярным весом.

На фиг. 157 показан график состава газа ( в об.%), добытого из нагретого угольного пласта, в зависимости от времени в сутках в ходе полевого эксперимента. Составляющие соединения включали метан 3980, водород 3982, диоксид углерода 3984, сероводород 3986 и моноксид углерода 3988. На фиг. 157 показано очень сильное увеличения концентрации водорода 3982 после 157 суток или с началом добычи синтетического газа.

На фиг. 158 показан график преобразования синтетического газа в зависимости от времени для серий испытаний генерирования синтетического газа в полевых экспериментах, выполненных в разные дни. Данные показывают первоначальную неуверенность измерений в сепараторе нефти и воды. Преобразование синтетического газа постепенно приближалось к степени преобразования между около 40 и 50% спустя около 2 ч после нагнетания генерирующего синтетический газ флюида.

В табл. 6 показан состав синтетического газа, добытого в серии испытаний в ходе внутрипластового полевого эксперимента.

Таблица 6

Компонент	Мол.%	Мас.%
Метан	12,263	12,197
Этан	0,281	0,525
Этен	0,184	0,320
Ацетилен	0,000	0,000
Пропан	0,017	0,046
Пропилен	0,026	0,067
Пропадиен	0,001	0,004
Изобутан	0,001	0,004
η-бутан	0,000	0,001
1-бутен	0,001	0,003
Изобутен	0,000	0,000
Цис-2-бутен	0,005	0,018

231

232

Транс-2-бутен	0,001	0,003
1,3-бутадиен	0,001	0,005
Изопентан	0,001	0,002
п-пентан	0,000	0,002
Пентен-1	0,000	0,000
Т-2-пентен	0,000	0,000
2- метил-2 - буте н	0,000	0,000
С-2-пентен	0,000	0,000
Гексаны	0,081	0,433
Н2	51,247	6,405
Моноксид углерода	11,556	20,067
Диоксид углерода	17,520	47,799
Азот	5,82	10,041
Кислород	0,955	1,895
Сероводород	0,077	0,163
Всего	100,000	100,000

Эксперимент выполнялся в режиме одноразового окисления при температуре около 620°С. Присутствие азота и кислорода объясняется присутствием в образце воздуха. Молярное процентное содержание водорода, моноксида углерода и диоксида углерода, пренебрегая всеми другими составляющими, можно определить для приведенных данных. Например, содержание в мол.% водорода, моноксида углерода и диоксида углерода можно пропорционально увеличить, так чтобы молярное процентное содержание трех компонентов равнялось примерно 100 %. Таким образом, молярное процентное содержание водорода, моноксида углерода и диоксида углерода, пренебрегая всеми другими составляющими, составляет 63,8, 14,4 и 21,8%, соответственно. Предполагается, что метан приходит прежде всего из области пиролиза вне треугольника нагревателей. Эти величины по существу совпадают с результатами равновесных вычислений, показанными на фиг. 159.

На фиг. 159 показан график расчетных сухих молярных фракций равновесного газа для реакции угля с водой. Реакции метана не включены в фиг. 159-160. Фракции представляют синтетический газ, добытый из содержащего углеводороды пласта и пропущенный через конденсатор для удаления воды из добытого газа. Сухие молярные фракции равновесного газа показаны на фиг. 159 для водорода 4000, моноксида углерода 4002 и диоксида углерода 4004 в зависимости от температур при абсолютном давлении 2 бар. Как показано на фиг. 159, при температуре 390°С добыча жидкости прекращается и начинается добыча газов. Газы, добытые при этой температуре, включают 67% водорода и около 33% диоксида углерода. Моноксид углерода присутствует в пренебрежительно малом количестве при температурах ниже около 410°С. Однако при температурах около 500°С моноксид углерода присутствует в добытом газе в измеряемых количествах. Например, при температуре 500°С в газе присутствует около 66,5% водорода, около 32% диоксида углерода и около 2,5% моноксида углерода. При температуре 700°С добытый газ включает около

57,5% водорода, около 15,5% диоксида углерода и около 27% моноксида углерода.

На фиг. 160 показан график расчетных влажных молярных фракций равновесного газа для реакции угля с водой. Влажные молярные фракции равновесного газа показаны для воды 4006, водорода 4008, моноксида углерода 4010 и диоксида углерода 4012 в зависимости от температуры при абсолютном давлении 2 бар. При температуре 390°С добытый газ включают около 89% воды, около 7% водорода и около 4% диоксида углерода. При температуре 500°С добытый газ включают около 66% воды, около 22% водорода, около 11% диоксида углерода и около 1% моноксида углерода. При температуре 700°С добытый газ включают около 18% воды, около 47,5% водорода, около 12% диоксида углерода и около 22,5% моноксида углерода.

Из фиг. 159 и 160 следует, что у нижнего конца температурного диапазона, в котором может образовываться синтетический газ (т.е. около 400°С), равновесные фракции газовой фазы не благоприятны для создания водорода внутри пласта. При увеличении температуры равновесные фракции газовой фазы все более благоприятны для образования водорода. Например, как показано на фиг. 160, равновесная влажная молярная фракция водорода газовой фазы увеличивается от около 9% при 400°С до около 39% при 610°С и достигает 50% при температур около 800°С. Кроме того, из фиг. 159 и 160 следует, что при температурах свыше около 660°С равновесные фракции газовой фазы более благоприятны для образования моноксида углерода чем диоксида углерода.

Как показано на фиг. 159 и 160, при повышении температуры в диапазоне от около 40°С до около 1000°С отношение Н₂ к моноксиду углерода добытого синтетического газа постоянно уменьшается в этом диапазоне. Например, как показано на фиг. 160, отношение Н2 к моноксиду углерода равновесной газовой фазы при температурах 500, 660 и 1000°С составляет, соответственно, около 22:1, около 3:1 и около 1:1. Из фиг. 160 также следует, что добытый синтетический газ при низких температурах может иметь большее количество воды и диоксида углерода, чем при высоких температурах. При увеличении температуры общее процентное содержание моноксида углерода и водорода внутри синтетического газа может увеличиваться.

На фиг. 161 показана графическая схема стадии 4020 пиролиза и стадии 4022 образования синтетического газа с балансами тепла и массы в высоко летучем битуминозном угле типа А или В. На стадии 4020 пиролиза в угольный пласт 4026 подают тепло 4024. Жидкие и газовые продукты 4028 и вода 4030 выходят из пласта 4026. Часть пласта, подвергаемая пиролизу, состоит по существу из полукокса после нагревания пиролизом. Полукокс относится к

233

234 твердому углеродистому остатку, получающемуся в результате пиролиза органического материала. На стадии 4022 образования синтетического газа в пласт 4036, подвергнутый пиролизу, подают пар 4032 и тепло 4034 и добывают синтетический газ 4038.

В вариантах выполнения, показанных на фиг. 162-164, в реакции (4) и (5) включены реакции метана. Приведенные ниже вычисления предполагают, что полукокс состоит только из углерода и что имеется избыток углерода и пара. Необходимо около 890 МВт электрической энергии 4024 для пиролиза около 105800 тонн угля в сутки. Продукты 4028 пиролиза включают жидкости и газы с выходом 23000 кубических метров в сутки. Процесс пиролиза также создает около 7160 тонн в сутки воды 4030. На стадии образования синтетического газа около 57800 т в сутки полукокса при нагнетании 23000 т в сутки пара 4032 и 2000 МВт электрической энергии 4034 при коэффициенте преобразования 20% могут привести к созданию 12700 кубических метров эквивалента нефти в сутки синтетического газа 4038.

На фиг. 162 показан пример внутрипластового образования синтетического газа при низкой температуре, которое происходит при температуре около 450°С при равновесии тепла и масс в содержащем углеводороды пласте, который перед этим был подвергнут пиролизу. В пласт 4100, который может быть полукоксом, нагнетали около 42900 т в сутки воды. На фиг. 162 показано, что часть 4102 воды с температурой 25°С нагнетали непосредственно в пласт 4100. Часть 4102 воды превращали в пар 4104 при температуре около 130°С и абсолютном давлении около 3 бар с использованием около 1227 МВт электрической энергии 4106 и нагнетали в пласт 4100. Часть остающегося пара можно превращать в пар 4108 при температуре около 450°С и абсолютном давлении около 3 бар с использованием около 318 МВт электрической энергии 4110. Создание синтетического газа включает 23% преобразование около 13137 тонн в сутки полукокса для создания около 56,6 миллионов кубических метров в сутки синтетического газа с содержанием энергии 5230 МВт. Около 238 МВт энергии 4112 подают в пласт 4100 для обеспечения тепла для эндотермической реакции синтетического газа. Поток 4114 продуктов реакции синтетического газа включает 29470 т в сутки воды, что составляет 46 об.%, 501 т в сутки моноксида углерода (0,7 об.%), 540 т в сутки водорода (10,7 об. %), 26455 т в сутки диоксида углерода (23,8 об.%) и 7610 т в сутки метана (18,8 об.%).

На фиг. 163 показан пример внутрипластового образования синтетического газа при высокой температуре, которое происходит при температуре около 650°С при равновесии тепла и масс в содержащем углеводороды пласте, который перед этим был подвергнут пиролизу. В пласт 4200 нагнетали около 34352 метрических тонн в сутки воды. На фиг. 163 показано, что часть 4202 воды с температурой 25°С нагнетали непосредственно в пласт 4200. Часть 4202 воды превращали в пар 4204 при температуре около 130°С и абсолютном давлении около 3 бар с использованием около 982 МВт электрической энергии 4206 и нагнетали в пласт 4200. Часть остающегося пара превращали в пар 4208 при температуре около 650°С и абсолютном давлении около 3 бар с использованием около 413 МВт электрической энергии 4210. Создание синтетического газа включает 22% преобразование около 1277 тонн в сутки полукокса для создания около 56,6 миллионов кубических метров в сутки синтетического газа с содержанием энергии 5699 МВт. Около 898 МВт энергии 4212 подали в пласт 4200 для обеспечения тепла для эндотермической реакции синтетического газа. Поток 4214 продуктов реакции синтетического газа включает 10413 т в сутки воды, что составляет 22,8 об.%, 9988 т в сутки моноксида углерода (14,1 об.%), 1771 т в сутки водорода (35 об.%), 21410 т в сутки диоксида углерода (19,3 об.%) и 3535 т в сутки метана (8,7 об.%).

На фиг. 164 показан пример внутрипластового образования синтетического газа в содержащем углеводороды пласте с равновесием тепла и масс. Генерирующий синтетический газ флюид, который включает воду 4302, подавали в пласт 4300. Необходимо в целом около 22000 тонн в сутки воды для низкотемпературного процесса и около 24000 т в сутки воды для высокотемпературного процесса. Часть воды можно вводить в пласт в виде пара. Пар 4304 образуется посредством подачи тепла в воду от внешнего источника. Около 7119 т в сутки пара необходимо подавать для низкотемпературного процесса и около 6913 т в сутки пара - для высокотемпературного процесса.

По меньшей мере, часть водяного флюида 4306, выходящего их пласта 4300, направляют в виде повторно используемого потока 4308 обратно в пласт 4300 для генерирования синтетического газа. Для низкотемпературного процесса около 21000 т в сутки водных флюидов подают обратно и около 10000 т в сутки водных флюидов подают обратно для высокотемпературного процесса. Добытый синтетический газ 4310 включает моноксид углерода, водород и метан. Добытый синтетический газ имеет содержание тепла около 430000 ММ британских тепловых единиц в сутки при низкотемпературном процессе и около 470000 ММ британских тепловых единиц в сутки при высокотемпературном процессе. Диоксид углерода 4312, добытый в процессе добычи синтетического газа, включает около 26500 т в сутки при низкотемпературном процессе и около 21500 т в сутки в высокотемпературном процессе. По меньшей мере, часть добытого синтетического газа 4310

235

236 используют для сжигания с целью нагревания пласта. В паре 4308 имеется около 719 тонн в сутки диоксида углерода при низкотемпературном процессе и около 6913 т в сутки диоксида углерода при высокотемпературном процессе. В резервуаре тепла имеется около 2551 т в сутки диоксида углерода при низкотемпературном процессе и около 9628 т в сутки диоксида углерода при высокотемпературном процессе. При сгорании синтетического газа в низкотемпературном процессе имеется около 14571 т в сутки диоксида углерода и около 18503 т в сутки диоксида углерода в добытом для сжигания синтетическом газе при высокотемпературном процессе. Образованный диоксид углерода имеет содержание тепла около 60 ГДж в тонне для низкотемпературного процесса и около 6,3 ГДж в тонне для высокотемпературного процесса.

В табл. 7 представлены возможные объемы применения синтетического газа, полученного с помощью влажного окисления. Оценки основаны на добыче 56,6 миллионов стандартных кубических метров в сутки при температуре 700°С.

Таблица 7

Применение	Производство (главный продукт)
Мощность	2720 МВт
Водород	2700 т в сутки
ΝΗ3	13800 т в сутки
СН4	7600 т в сутки
Метанол	13300 т в сутки
Средние дистилляты Шелл	5300 т в сутки

Экспериментальные данные адсорбции показали, что диоксид углерода можно хранить в угле, подвергнутом пиролизу. На фиг. 165 показан график суммарного количества адсорбированного метана и диоксида углерода в кубических метрах на кубическую тонну в зависимости от абсолютного давления в угле при температуре 25°С. Образец угля является полубитуминозным углем из месторождения СШеИе, ХУуоштд. Ряды данных 4401, 4402, 4403, 4404 и 4405 относятся к адсорбции диоксида углерода на образце угля после обработки, который подвергнут пиролизу и генерированию синтетического газа. Ряд данных 4406 относится к адсорбции на не пиролизованном образце угля из того же пласта. Ряд данных 4401 относится к адсорбции метана при 25°С. Ряды данных 4402, 4403, 4403 и 4405 относятся к адсорбции диоксида углерода при температурах 25, 50, 100 и 150°С, соответственно. Ряд данных 4406 относится к адсорбции диоксида углерода на не пиролизованном образце угля при температуре 25°С. Как показано на фиг. 165, диоксид углерода при температурах между 25 и 100°С адсорбируется более сильно, чем метан при температуре 25°С в пиролизованном угле. Из фиг. 165 следует, что поток диоксида углерода, проходящий через прошедший обработку уголь, имеет тенденцию вытеснять метан из прошедшего обработку угля.

Компьютерное моделирование показало, что диоксид углерода можно изолировать как в глубоких угольных пластах, так и в прошедших обработку угольных пластах. Моделирующая программа Соте12 определила количество диоксида углерода, которое можно изолировать в глубоком угольном пласте типа бассейна Сан Хуан и в прошедшем обработку угольном пласте. Моделирующая программа также определила количество метана, добытого из глубокого угольного пласта типа бассейна Сан Хуан в результате нагнетания диоксида углерода. Модель, использованная для глубокого угольного пласта и прошедшего обработку угольного пласта, включала площадь 1,3 км² с повторяющейся пятиточечной схемой расположения скважин. Пятиточечная схема расположения скважин включает 4 нагнетательные скважины и одну добывающую скважину в центре квадрата. Свойства бассейна Сан Хуан и прошедших обработку угольных пластов показаны в табл. 8. Дополнительные детали моделирования изоляции диоксида углерода в глубоких угольных пластах и сравнение с результатами полевых испытаний можно найти в статье Ьаппу Бс1юе11ίη§ и М1сйае1 МсСоуегп Экспериментальные исследования показали возможность улучшения извлечения метана из угольного слоя с помощью диоксида углерода, Ре1го1еит Тес1по1оду □щей, сентябрь 2000, страницы 14 - 15.

Таблица 8

	Глубокий угольный пласт (Бассейн Сан Хуан)	Прошедший обработку угольный пласт (после процесса пиролиза)
Толщина угля, в м	9	9
Глубина угля, в м	990	460
Абсолютное давление, в бар	114	2
Начальная температура, в°С	25	25
Проницаемость, в мД	5,5 (горизонтально) 0 (вертикально)	10000 (горизонт.) 0 (вертикально)
Пористость кливажа	0,2%	40%

Имитационная модель учитывает матричную и двойную пористую природу угля и прошедшего обработку угля. Например, уголь и прошедший обработку уголь состоят из матричных блоков. Пространства между блоками называются кливажами. Пористость кливажа является мерой имеющегося пространства для прохождения потоков флюидов в пласте. Относительная проницаемость кливажа для газов и воды, необходимая для моделирования, была получена на основе данных полевых испытаний угля бассейна Сан Хуан. Те же величины относительной проницаемости использовались при моделировании прошедшего обработку угольного пласта. Предполагалось, что диоксид углерода и метан имеют одинаковую относительную проникающую способность.

Система кливажа глубокого угольного пласта моделировали как первоначально насыщенную водой. Относительная проникающая

237

238 способность для диоксида углерода и воды показывает, что насыщение водой исключает абсорбцию диоксида углерода внутри кливажа. Поэтому, вода удаляется перед нагнетанием диоксида углерода в пласт.

Дополнительно к этому, газы внутри кливажа могут адсорбироваться в угольной матрице. Пористость матрицы является мерой пространства, доступного для адсорбции флюидов в матрице. Были учтены пористость матрицы и площадь поверхности с экспериментальными данными переноса масс и данными изотермической адсорбции для угля и прошедшего обработку угля. Поэтому нет необходимости в определении для модели величины пористости матрицы и площади поверхности.

Предпочтительная адсорбция диоксида углерода по сравнению с метаном на прошедшем обработку угле была включена в модель на основе экспериментальных данных адсорбции. Например, из фиг. 165 следует, что диоксид углерода имеет значительно более высокую суммарную адсорбцию, чем метан во всем диапазоне давлений при заданной температуре. После входа диоксида углерода в систему кливажа метан диффундирует и десорбируется из матрицы. Аналогичным образом, диоксид углерода диффундирует и адсорбируется на матрице. Дополнительно к этому, на фиг. 165 также показано, что диоксид углерода может иметь более высокую суммарную адсорбцию на образце пиролизованного угля, чем не пиролизованного угля.

Параметры давления, объема, температуры и вязкости, необходимые для модели, были взяты из технических источников для чистых компонентов газов.

Был моделирован процесс изолирования в течение около 3700 дней для глубокого угольного пласта. Удаление воды из угольного пласта имитировалось добычей из всех пяти скважин. Скорость добычи воды составляла около 40 м³/сутки в первые 370 суток. Скорость добычи воды значительно сократилась после первых 370 суток. Она продолжала уменьшаться в остающейся серии имитационных испытаний до около 0 в конце. Нагнетание диоксида углерода было начато примерно после 370 суток со скоростью потока около 113000 стандартных (в данном контексте стандартный означает давление в 1 атмосферу и температуру 15,5°С) м³/сутки. Скорость нагнетания диоксида углерода была увеличена вдвое до около 226000 стандартных м³/сутки после примерно 1440 суток. Скорость нагнетания оставалась на уровне около 226000 стандартных м³/сутки до конца имитационной серии испытаний.

На фиг. 177 показано давление у устья скважины нагнетательных скважин в виде функции времени во время моделирования. Абсолютное давление уменьшилось со 114 бар до 20 бар за первые 370 суток. Уменьшение давле ния обусловлено удалением воды из угольного пласта. Затем давление начало существенно увеличиваться после начала нагнетания диоксида углерода после 370 суток. Давление достигало максимально 98 бар. Затем давление начало постепенно уменьшаться после 480 дней. На примерно 1440 сутки абсолютное давление снова повысилось до 143 бар за счет увеличения скорости нагнетания диоксида углерода. Давление постепенно увеличивалось до около 3640 суток. На около 3460 сутки давление скачкообразно увеличилось, поскольку была закрыта добывающая скважина.

На фиг. 178 показана скорость добычи диоксида углерода 5060 и метана 5070 в зависимости от времени в моделировании. Как показано на фиг. 178, диоксид углерода добывали со скоростью около 0-10000 м³/сутки во время примерно первых 2400 суток. Скорость добычи диоксида углерода была значительно ниже скорости нагнетания. Поэтому моделирование прогнозирует, что большинство диоксида углерода было изолировано в угольном пласте. Однако примерно на 2400 сутки скорость добычи диоксида углерода начала значительно возрастать за счет начала насыщения угольного пласта.

Дополнительно к этому, из фиг. 178 следует, что метан десорбировался по мере адсорбции диоксида углерода в угольном пласте. Между 370 и 2400 сутками скорость 5070 добычи метана возрастала с около 60000 до около 115000 стандартных м³/сутки. Увеличение скорости добычи метана между примерно 1440 и 2400 сутками было вызвано увеличением скорости нагнетания диоксида углерода примерно на 1440 сутки. Скорость добычи метана начала снижаться после примерно 2400 суток. Это было обусловлено насыщением угольного пласта. Модель прогнозировала 50% прорыв после примерно 2700 суток. Прорыв определяется как отношение скорости потока диоксида углерода к полной скорости потока всего добытого газа, умноженное на 100%. Модель также прогнозировала 90% прорыв примерно на 3600 сутки.

На фиг. 179 показано суммарное количество 5090 добытого метана и суммарное чистое количество 5080 нагнетаемого диоксида углерода в зависимости от времени при моделировании. Суммарное чистое количество нагнетаемого диоксида углерода является полным количеством добытого диоксида углерода минус полное количество нагнетаемого диоксида углерода. На фиг. 179 показано, что к концу моделированного нагнетания было изолировано вдвое больше диоксида углерода, чем добыто метана. Дополнительно к этому, добыча метана составила около 0,24 миллиардов стандартных м³ при 50% прорыве диоксида углерода. Изоляция диоксида углерода составила около 0,39 миллиардов м³ при 50% прорыве диоксида углерода. Добыча метана составила около 0,26 миллиар239

240 дов стандартных м³ при 90% прорыве диоксида углерода. Изоляция диоксида углерода составила около 0,46 миллиардов кубических м³ при 90% прорыве диоксида углерода.

В табл. 8 показано, что проницаемость и пористость при моделировании прошедшего обработку угольного пласта были значительно выше, чем в глубоком угольном пласте перед обработкой.

Первоначальное давление было также значительно ниже. Глубина прошедшего обработку угольного пласта была меньше, чем у глубокого угольного слоя с метаном. Те же данные относительной проницаемости и данные давления, объема и температуры, использованные для глубокого угольного пласта, были использованы для моделирования угольного пласта. Первоначальное насыщение водой прошедшего обработку угольного пласта было принято равным 70%. Вода присутствовала, поскольку ее использовали для охлаждения истощенного угольного пласта до температуры 25°С. Количество метана, хранящегося первоначально в прошедшем обработку угле, было очень небольшим.

Был моделирован процесс изолирования в течение около 3800 дней для прошедшего обработку угольного пласта. Удаление воды из прошедшего обработку угольного пласта имитировалось добычей из всех пяти скважин. Во время первых 200 суток скорость добычи воды составляла около 680000 стандартных м³/сутки. От 220 до 3300 суток скорость добычи воды составляла от около 210000 до около 480000 стандартных м³/сутки. Добыча воды сократилась до пренебрежительно малого количества после около 3300 суток. Нагнетание диоксида углерода было начато примерно после 370 суток со скоростью потока около 113000 стандартных м³/сутки. Скорость нагнетания диоксида углерода была увеличена до около 226000 стандартных м³/сутки после примерно 1440 суток. Скорость нагнетания оставалась на уровне около 226000 стандартных м³/сутки до конца моделированного нагнетания.

На фиг. 180 показано давление у устья скважины нагнетательных скважин в виде функции времени во время моделирования прошедшего обработку угольного пласта. Давление оставалось относительно постоянным до около 370 суток. Абсолютное давление увеличилось в течение большинства остатка моделирования до около 36 бар. На около 3300 сутки давление скачкообразно увеличилось, поскольку была закрыта добывающая скважина.

На фиг. 181 показана скорость добычи диоксида углерода в зависимости от времени моделирования прошедшего обработку угольного пласта. Как показано на фиг. 181, скорость добычи диоксида углерода была пренебрежительно мала во время примерно первых 2200 суток. Поэтому моделирование прогнозирует, что поч ти весь нагнетаемый диоксид углерода изолируется в прошедшем обработку угольном пласте. Однако примерно на 2240 сутки добыча диоксида углерода начала возрастать. Скорость добычи диоксида углерода начала значительно возрастать за счет насыщения прошедшего обработку угольного пласта.

На фиг. 182 показано суммарное чистое количество нагнетаемого диоксида углерода в зависимости от времени при моделировании прошедшего обработку угольного пласта. Суммарное чистое количество нагнетаемого диоксида углерода является полным количеством добытого диоксида углерода минус полное количество нагнетаемого диоксида углерода. На фиг. 182 показано, что моделирование прогнозирует возможность чистого изолирования 0,56 миллиардов м³/сутки. Эта величина больше чем 0,46 миллиардов кубических м³ при 90 % прорыве диоксида углерода в глубоком угольном пласте. Однако, сравнение фиг. 177 и фиг. 180 показывает, что изолирование происходит при более низких давлениях в модели прошедшего обработку угольного пласта. Поэтому для изоляции в прошедшем обработку угольном пласте требует меньше энергии на сжатие.

Моделирование показывает, что большие количества диоксида углерода можно изолировать как в глубоких угольных пластах, так и в прошедших обработку угольных пластах, которые были охлаждены. Диоксид углерода можно изолировать в прошедшем обработку угольном пласте, в угольных пластах, которые не подвергались пиролизу, и/или в обоих типах пластов.

На фиг. 166 показана графическая схема варианта выполнения внутрипластового процесса образования синтетического газа, интегрированного с процессом Фишера-Тропша синтеза средних дистиллятов и процессом крекинга парафина с равновесием тепла и масс. Генерирующий синтетический газ флюид, нагнетаемый в пласт, включает около 24000 т в сутки воды 4530, которые включают около 5500 т в сутки воды 4540, направляемой обратно и процесса 4520 Фишера-Тропша синтеза средних дистиллятов и крекинга парафина. В целом около 1700 МВт энергии подавались во внутрипластовой процесс генерирования синтетического газа. Около 1020 МВт энергии 4535 из около 1700 МВт энергии подавалось во внутрипластовую реакцию окислительного флюида с пластом, и примерно 680 МВт энергии 4550 подавалось в процесс Фишера-Тропша синтеза средних дистиллятов и крекинга парафина в виде пара. Около 12700 кубических метров эквивалента нефти в сутки синтетического газа 4560 использовали в качестве питающего газа в процессе 4520 синтеза средних дистиллятов Фишера-Тропша и крекинга парафина. Процесс 4520 ФишераТропша синтеза средних дистиллятов и крекинга парафина производит около 4770 кубических метров в сутки продуктов, которые могут вклю

241

242 чать нафту, керосин, дизельное топливо, и около 5880 кубических метров эквивалента нефти в сутки отходящего газа 4580 для средства генерирования энергии.

На фиг. 167 показано сравнение между полученным при цифровом моделировании и полученным в ходе внутрипластового полевого эксперимента составом добытого синтетического газа в зависимости от времени. Из графика исключены азот и следы кислорода, которые были загрязнениями во время отбора проб. Символы представляют экспериментальные данные, а кривые представляют результаты моделирования. Углеводороды 4601 являются метаном, поскольку все другие более тяжелые углеводороды разложились при господствующих температурах. Результаты моделирования являются скользящими средними значениями необработанных результатов, которые имеют пики и провалы, равные примерно ± 10% от усредненной величины. В модели пики водорода возникают, когда флюиды нагнетают в угольный пласт, и они совпадают с низкими значениями диоксида углерода и моноксида углерода.

Моделирование водорода 4604 обеспечивает хорошее совпадение с наблюдаемой фракцией водорода 4603. Моделирование метана 4602 обеспечивает хорошее совпадение с наблюдаемой фракцией метана 4601. Моделирование диоксида углерода 4606 обеспечивает хорошее совпадение с наблюдаемой фракцией диоксида углерода 4605.

Моделирование моноксида углерода 4608 переоценивает фракцию моноксида углерода 4607 на 4-5%. Моноксид углерода является компонентом синтетического газа, который наиболее трудно поддается моделированию. Различие в моноксиде углерода может обуславливаться тем, что профили температур превышали 550°С, т.е. верхнюю границу калибровки цифровой модели.

В ходе полевых экспериментов были успешно продемонстрированы другие способы получения синтетического газа. Они включали непрерывное нагнетание пара и воздуха, пара и кислорода, воды и воздуха, воды и кислорода, пара, воздуха и диоксида углерода. При всех таких нагнетаниях происходило успешное генерирование синтетического газа в горячем пласте кокса.

Были проведены эксперименты низкотемпературного пиролиза битуминозного песка для определения зоны температур пиролиза и влияния температуры в нагреваемой части на качество добываемых флюидов пиролиза. Битуминозный песок был отобран из региона битуминозного песка в Атабаска. На фиг. 89 показана реторта и система сбора, использованные при проведении эксперимента. Реторта и система сбора могут быть выполнены указанным выше образом.

Лабораторные эксперименты проводились с тремя пробами битума, содержащихся в своих природных песочных матрицах. Три пробы битума были собраны в регионе битуминозного угля Атабаска в западной Канаде. В каждом случае, материал керна, полученного из скважины, смешивали и затем разделяли. Одна аликвотная часть разделенного материала керна использовалась в реторте, и точная копия аликвотной части была сохранена для сравнительного анализа. Собранные материалы включали пробу битума внутри матрицы из песчаника.

Скорость нагревания для серий испытаний изменяли и она составляла 1°С/сутки, 5°С/сутки и 10°С/сутки. Давление для серий испытаний также изменяли и оно составляло 1 бар, 7,9 бар и 28,6 бар. Серия испытаний № 78 проводилась без противодавления при абсолютном давлении 1 бар и скорости нагревания 1°С/сутки. Серия испытаний № 79 проводилась без противодавления при абсолютном давлении 1 бар и скорости нагревания 5°С/сутки. Серия испытаний № 81 проводилась без противодавления при абсолютном давлении 1 бар и скорости нагревания 10°С/сутки. Серия испытаний № 86 проводилась при абсолютном давлении 7,9 бар и скорости нагревания 10°С/сутки. Серия испытаний № 96 проводилась при абсолютном давлении 28,6 бар и скорости нагревания 10°С/сутки. В целом было необходимо от 0,5 до 1,5 кг первоначального веса пробы для заполнения имеющихся ячеек реторты.

Внутреннюю температуру для серий испытаний повышали с окружающей температуры до 110, 200, 225 и 270°С с выдерживанием в течение 24 ч между каждым повышением температуры. Во время этого нагревания большинство влаги было удалено из проб. Начиная с 275°С, температуру повышали со скоростью 1°С/сутки, 5°С/сутки или 10°С/сутки, пока не прекращалось получение дополнительного флюида. Температуру контролировали и регулировали во время нагревания на этой стадии.

Полученную жидкость собирали в градуированные стеклянные коллекторные трубы. Полученный газ собирали в градуированные стеклянные коллекторные баллоны. Объемы флюидов считывали и регистрировали ежедневно. Точность считывания объема нефти и газа находилась внутри +/- 0,6% и 2%, соответственно. Эксперименты были прекращены, когда закончилось образование флюидов. Затем было отключено электропитание и в течение более 12 ч реторту оставили охлаждаться до комнатной температуры. Оставшиеся после пиролиза остатки были выгружены, взвешены и хранились в герметично закрытых пластмассовых чашках. Полученные флюиды и оставшийся скальный материал были отправлены на аналитические испытания.

Дополнительно к этому, использовали экстракцию толуоловым растворителем по методу

243

244

Дина Старка для оценки количества битума, содержащегося в пробе. При такой процедуре экстракции, растворитель, такой как толуол или смесь толуола с ксилолом, можно смешивать с пробой и затем орошать в парциальном конденсаторе с использованием приемника. При конденсации орошаемой пробы можно разделять две фазы пробы при их прохождении в приемник. Например, битум может оставаться в приемнике, в то время как растворитель возвращается в колбу. Подробное описание процедуры экстракции толуоловым растворителем по методу Дина Старка приведено в публикациях Американского общества по испытанию материалов, полное содержание которых включается в данное описание. По 30 г пробы с каждой глубины были отправлены на анализ с помощью экстракции по методу Дина Старка.

В табл. 9 приведен поэлементный анализ исходного битума и полученных флюидов в ходе серий испытаний № 81, № 86 и № 96. Все эти данные для скорости нагревания 10°С/сутки. В сериях испытаний изменялось лишь давление.

Таблица 9

№ испытаний	Р (бар)	С (мас.%)	Н (мас.%)	N (мас.%)	8 о о-	8 (мас.%)
Исходный битум	----	76,58	11,28	1,87	5,96	4,32
81	1	85,31	12,17	0,08	----	2,47
86	7,9	81,78	11,69	0,06	4,71	1,76
96	28,6	82,68	11,65	0,03	4,31	1,33

Как показано в табл. 9, пиролиз битуминозного песка уменьшает содержание в мас.% азота и серы в полученном флюиде и повышает содержание в мас.% углерода в полученном флюиде. Повышение давления при пиролизе дополнительно уменьшает содержание азота и серы в полученном флюиде.

В табл. 10 показаны данные анализа с помощью ионизационной спектрометрии оксида азота для серий испытаний № 81, № 86, № 96 и исходного битума. Ионизационная спектрометрия оксида азота была разработана коммерческой лабораторией в качестве количественного анализа содержания в мас.% основных составляющих нефти. Оставшиеся проценты массы (47,2%) исходного битума находятся в остатке.

Таблица 10

№ испытаний	Р (бар)	Парафины (мас.%)	Циклоалканы (мас.%)	Фенолы (мас.%)	Моноароматические соединения (мас.%)
Исходный битум	....	7,08	29,15	0	6,73
81	1	15,36	46,7	0,34	21,04
86	7,9	27,16	45,8	0,54	16,88
96	28,6	26,45	36,56	0,47	28,0
№ испытаний	Р (бар)	Диароматич.соединен ия (мас.%)	Триаромат. соединения (мас.%)	Тетрааромат. соедин. (мас.%)
Исходный битум	----	8,12	1,70	0,02
81	1	14,83	1,72	0,01
86	7,9	9,09	0,53	0

| 28,6 | 8,52 | 0 | 0

Как показано в табл. 10, пиролиз битуминозного песка приводит к получению флюида со значительно более высоким содержанием парафинов, циклоалканов и моноароматических соединений, чем было установлено в исходном битуминозном песке. Повышение абсолютного давления до 7,9 бар приводит, по существу, к прекращению получения тетраароматических соединений. Дальнейшее повышение абсолютного давления до 28,6 бар приводит, по существу, к прекращению получения триароматических соединений. Повышение давления приводит также к уменьшению получения диароматических соединений. Повышение абсолютного давления до 7,9 бар приводит к значительному увеличению получения моноароматических соединений. Это может быть обусловлено повышением парциального давления водорода при более высоком давлении. Повышенное парциальное давление водорода может приводить к восстановлению полиароматических соединений в моноароматические соединения.

На фиг. 168 показаны графики содержания в мас.% углеродных соединений в зависимости от углеродного числа исходного битума 4703 и серий испытаний при абсолютном давлении 1 бар (4704), 7,9 бар (4705) и 26,8 бар (4706) при скорости нагревания 10°С/сутки. Из графиков исходного битума 4704 и абсолютного давления 1 бар (4704) следует, что пиролиз сдвигает распределение углеродных чисел в сторону относительно более низких углеродных чисел. Например, среднее углеродное число на графике 4703 распределения углеродных чисел равно около 19, а среднее углеродное число в распределении углеродных чисел на графике 4704 равно около 17. Повышение абсолютного давления до 7,9 бар (4705) дополнительно сдвигает распределение углеродных чисел к еще более низким углеродным числам. Повышение абсолютного давления до 7,9 бар (4705) также сдвигает среднее углеродное число в распределении углеродных чисел к углеродному числу около 13. Дальнейшее повышение абсолютного давления до 28,6 бар (4706) уменьшает среднее углеродное число до около 11. Считается, что повышение давления уменьшает среднее распределение углеродных чисел за счет увеличения парциального давления водорода в полученном флюиде. Увеличенное парциальное давление водорода в полученном флюиде обеспечивает гидрогенизацию, деароматизацию и/или пиролиз больших молекул с образованием меньших молекул. Повышение давления приводит также к увеличению качества полученного флюида. Например, плотность АР1 флюида увеличивается с менее около 10° в исходном битуме до около 31° при абсолютном давлении 1 бар, до около 39° при абсолютном давлении 7,9 бар и до около 45° при абсолютном давлении 28,6 бар.

245

246

На фиг. 169 показаны гистограммы содержания в мас.% углеродных соединений для разных скоростей нагревания для пиролиза и давлениях. Гистограмма 4710 показывает содержание в мас.% для пиролиза при скорости нагревания 1°С/сутки и абсолютном давлении 1 бар. Гистограмма 4712 показывает содержание в мас.% для пиролиза при скорости нагревания 5°С/сутки и абсолютном давлении 1 бар. Гистограмма 4714 показывает содержание в мас.% для пиролиза при скорости нагревания 10°С/сутки и абсолютном давлении 1 бар. Гистограмма 4716 показывает содержание в мас.% для пиролиза при скорости нагревания 10°С/сутки и абсолютном давлении 7,9 бар. Гистограммы показывают содержание в мас.% парафинов 4720, циклоалканы 4722, моноароматических соединений 4724, диароматических соединений 4726 и триароматических соединений 4728. Из гистограмм следует, что изменение скорости нагревания между 1°С/сутки и 10°С/сутки не влияет значительно на состав полученного флюида. Однако увеличение абсолютного давления от 1 бар до 7,9 бар влияет на состав полученного флюида. Это воздействие может быть характерным для влияний, показанных на фиг. 168 и в табл. 9 и 10.

Была использована трехмерная имитационная модель для моделирования процесса внутрипластового преобразования для содержащего битуминозный песок пласта. Скорость нагнетания тепла была рассчитана с использованием отдельного цифрового кода (СЕХ). Расчетная скорость нагнетания тепла составила 500 Вт на фут (1640 Вт на метр). Трехмерная модель основывалась на модели расширения и последующего уплотнения битуминозных песков. Использовалась заданная толщина зоны 50 м. Входные данные для модели были следующие:

глубина заданной зоны = 280 м;

толщина = 50 м; пористость = 0,27; насыщение нефтью = 0,84; насыщение водой = 0,16;

проницаемость = 1000 мД;

отношение вертикальной проницаемости к горизонтальной проницаемости =0,1;

покрывающий слой = сланец;

коренная порода = влажный карбонат.

На основе флюидов, обнаруженных в битуминозных песках Атабаска, использовались шесть составляющих флюидов. Шестью составляющими флюидами были: тяжелый флюид, легкий флюид, газ, вода, предварительный полукокс и полукокс. Расстояние между скважинами было выбрано 9,1 м в треугольной схеме расположения. Использовались 11 горизонтальных нагревателей с длиной нагревателя 300 м с выходом тепла, равным ранее вычисленному значению 1640 Вт на метр.

На фиг. 170 показан график добычи нефти (в кубических метрах) в зависимости от времени (в сутках) для различных давлений в забое добывающей скважины. На графике 4742 показана добыча нефти при абсолютном давлении 1,03 бар. На графике 4740 показана добыча нефти при абсолютном давлении 6,9 бар. Как показано на фиг. 170, увеличение давления в забое уменьшает добычу нефти из пласта битуминозного песка.

На фиг. 171 показан график отношения содержания тепла добытых из залежи флюидов к вводимому для нагревания залежи теплу в зависимости от времени (в сутках). На графике 4752 показаны значения отношения в зависимости от времени для нагревания всей залежи до температуры пиролиза. На графике 4752 показаны значения отношения в зависимости от времени для обеспечения частичного дренажа в залежи в выбранную секцию 4750 пиролиза. Как показано на фиг. 171, обеспечение частичного дренажа в залежи приводит к увеличению содержания тепла добытого флюида в зависимости от нагревания всей залежи при заданном вводе тепла в залежь.

На фиг. 172 показан график содержания в мас.% в зависимости от распределения углеродных чисел при моделировании. На графике 4760 показано распределение углеродных чисел для исходного битуминозного песка. Исходный битуминозный песок имеет плотность ΑΡΙ, равную 6°. На графике 4762 показано распределение углеродных чисел для внутрипластового преобразования битуминозного песка до температуры 350°С. График 4762 соответствует плотности ΑΡΙ, равной 30°. Как показано на фиг. 172, в результате процесса внутрипластового преобразования существенно увеличивается качество нефти, обнаруживаемой в битуминозном песке, подтверждением чему является увеличение плотности ΑΡΙ и сдвиг распределения углеродных чисел в сторону более низких углеродных чисел. Сдвиг распределения углеродных чисел к более низким углеродным числам демонстрируется также тем, что большинство добываемого флюида добывается в виде паров.

На фиг. 102 показано барабанное устройство для битуминозного песка, используемое для проведения эксперимента. Барабан 3400 наполняли битуминозным песком Атабаска и нагревали. Все эксперименты выполнялись с использованием системы, показанной на фиг. 102 (смотри относящуюся к ней часть описания). Из барабана получали пары, охлаждали, разделяли на жидкости и газы, а затем анализировали. Были проведены два отдельных эксперимента, в каждом из которых использовали битуминозный песок из той же партии, однако, в одном эксперименте поддерживали абсолютное давление в барабане 1 бар (эксперимент с низким давлением), а в другом эксперименте поддерживали абсолютное давление в барабане

247

248

6,9 бар (эксперимент с высоким давлением). Давление в барабане нарастало самостоятельно до поддерживаемого давления по мере увеличения температуры.

На фиг. 173 показано содержание в мол.% водорода в газах во время эксперимента (т.е. когда температуру в барабане повышали со скоростью 2°С в сутки). Линия 4770 показывает результаты, полученные при поддержании абсолютного давления в барабане на уровне 1 бар. Линия 4772 показывает результаты, полученные при поддержании абсолютного давления в барабане на уровне 6,9 бар. Как показано на фиг. 173, более высокое содержание в мол.% водорода в газе обеспечивается при поддержании в барабане низкого давления. Считается, что повышение давления в барабане заставляет водород переходить в жидкости в барабане. При этом водород гидрогенизирует тяжелые углеводороды.

На фиг. 174 показана плотность ΑΡΙ полученных из барабана жидкостей при увеличении температуры в барабане. Линия 4782 показывает результаты эксперимента при высоком давлении, а линия 4780 показывает результаты эксперимента при низком давлении. Как показано на фиг. 174, при более высоком давлении в барабане получают жидкости более высокого качества. Считается, что получение жидкостей более высокого качества объясняется тем, что при более высоком давлении в барабане происходит больше гидрогенизации (хотя концентрация водорода в газе была меньше в эксперименте с высоким давлением, давление в барабане было значительно больше, и поэтому парциальное давление водорода в барабане было больше в эксперименте с высоким давлением).

Из данного описания для специалистов в данной области техники могут быть очевидными другие модификации и альтернативные варианты выполнения различных аспектов изобретения. В соответствии с этим, данное описание следует понимать только как иллюстративный материал для разъяснения специалистам в данной области техники общих принципов осуществления изобретения. Следует понимать, что показанные и описанные формы изобретения являются предпочтительными в настоящее время вариантами выполнения. Элементы и материалы могут быть заменены указанными в описании, части и процессы могут быть обратными, а отдельные признаки изобретения можно использовать независимо, что очевидно для специалистов в данной области техники после ознакомления с данным описанием. Могут быть выполнены изменения описанных элементов без отхода от идеи и объема изобретения, указанных в прилагаемой формуле изобретения.

Claims (53)

1. Способ внутрипластовой обработки содержащего углеводороды пласта и добычи углеводородного флюида из пласта, включающий пиролиз углеводородов, присутствующих в пласте, во время добычи углеводородного флюида из пласта с применением управления давлением и температурой, отличающийся тем, что процесс осуществляют в соответствии с выражением

- А

-------+ В

Т + 273

Р = 0,07 * е где Р является абсолютным давлением, бар, Т температурой, °С, А и В - заданными параметрами, при этом А равно по меньшей мере 5000, В равно по меньшей мере 10 и Р (абсолютное) равно максимум 72 бар, для управления свойством, которое относится к количеству, составу и/или качеству добываемых углеводородных флюидов.

2. Способ по п.1, в котором содержащий углеводороды пласт содержит кероген, такой как уголь или нефтеносный сланец, или тяжелые углеводороды, такие как битуминозный песок.

3. Способ по любому из пп.1 или 2, в котором применяют источник нагревания посредством проводимости.

4. Способ по любому из пп.1-3, в котором, по меньшей мере, существенную часть углеводородов, присутствующих в пласте, пиролизуют посредством нагревания до температуры ниже 450°С, предпочтительно в диапазоне от 250 до 400°С, в частности в диапазоне от 260 до 375°С.

5. Способ по любому из пп.1-4, в котором давление равно по меньшей мере 1,4 бар и в котором пиролиз происходит при температуре до 301,7°С, при этом применяют источник нагревания, отличный от источника нагревания, который обеспечивает только радиочастотное нагревание.

6. Способ по п.1, который осуществляется в присутствии водорода с парциальным давлением по меньшей мере 0,5 бар, например в диапазоне от 1 до 10 бар, в частности от 5 до 7 бар.

7. Способ по любому из пп.1-6, в котором А равно 14000 и В равно 25.

8. Способ по любому из пп.1-6, в котором А равно 24146 и В равно 43,349.

9. Способ по любому из пп.1-6, в котором А равно 30864 и В равно 50,676.

10. Способ по п.9, в котором А равно 16947 и В равно 33,603.

11. Способ по любому из пп.1-6, в котором А равно 57379 и В равно 83,145.

12. Способ по любому из пп.1-6, в котором А равно 5492,8 и В равно 14,234.

13. Способ по любому из пп.1-6, в котором А равно 38360 и В равно 60,531.

249

250

14. Способ по любому из пп.1-6, в котором А равно 6613,1 и В равно 16,364.

15. Способ по любому из пп.1-6, в котором А равно 28554 и В равно 47,084.

16. Способ по любому из пп.1-6, в котором А равно 11118 и В равно 23,156.

17. Способ по любому из пп.1-16, в котором после стадии обработки, по меньшей мере, части пласта пиролизом, по меньшей мере, часть обработанного содержащего углеводороды пласта подвергают реакции с генерирующим синтетический газ флюидом для добычи синтетического газа.

18. Способ по п.17, в котором синтетический газ преобразуют в углеводороды.

19. Способ по п.18, в котором синтетический газ преобразуют в парафины с помощью процесса Фишера-Тропша синтеза углеводородов и парафины преобразуют в установке для гидрокрекинга.

20. Способ получения энергии, содержащий подачу синтетического газа, полученного с помощью способа по п.17, и расширение и/или сжигание синтетического газа или использование синтетического газа в топливном элементе.

21. Система для внутрипластовой обработки согласно способу по любому из пп.1-16, при этом система содержит одну или более скважин нагнетания тепла и одну или более добывающих углеводородный флюид скважин, каждая из которых расположена на одном или нескольких выбранных расстояниях от указанной одной или более скважин нагнетания тепла и которые снабжены устройствами для управления давлением, которые выполнены с возможностью поддержания повышенного давления (Р) флюида в нагреваемой части пласта между одной или более скважинами нагнетания тепла и одной или более добывающими скважинами, отличающаяся тем, что скважины нагнетания тепла и устройства для управления давлением выполнены с возможностью осуществления процесса согласно выражению где Р является абсолютным давлением, бар, Т температурой, °С, А и В - заданными параметрами, при этом А равно по меньшей мере 5000, В равно по меньшей мере 10 и Р (абсолютное) равно максимум 72 бар, для управления свойством, которое относится к количеству, составу и/или качеству добываемых углеводородных флюидов.

22. Система по п.21, в которой каждая добывающая углеводородный флюид скважина снабжена устройством для управления давлением, которое поддерживает давление внутри, по меньшей мере, части ствола добывающей скважины на заданном значении, которое определено относительно оценочной температуры в зоне пиролиза, из которой при использовании пиролизованные углеводородные флюиды проходят через пласт в ствол добывающей скважины.

23. Система по п.21, в которой множество скважин нагнетания тепла расположены на одном или более выбранных расстояниях и, по существу, по треугольной схеме расположения вокруг каждой добывающей скважины.

24. Система по п.21, в которой по меньшей мере одна из скважин нагнетания тепла и добывающих скважин пробурена, по существу, параллельно верхней и нижней границам содержащего углеводороды пласта.

25. Система по п.21, в которой по меньшей мере одна из скважин нагнетания тепла и добывающих скважин пробурена, по существу, ортогонально верхней и нижней границам содержащего углеводороды пласта.

26. Система по п.21, в которой по меньшей мере одна из скважин нагнетания тепла содержит подающий окислительный флюид канал для подачи окислительного флюида из источника окислительного флюида в зону реакции в пласте во время использования, при этом окислительный флюид выбран с возможностью окисления, по меньшей мере, части углеводородов в пласте вблизи зоны ствола во время использования, так что в зоне реакции генерируется тепло; и отводящий газы сгорания канал для удаления газов сгорания из зоны реакции на поверхность земли для обеспечения переноса тепла, по существу, с помощью проводимости из зоны реакции в выбранную секцию пласта во время использования.

27. Система по п.26, в которой каналы для нагнетания окислителя и отвода газов сгорания снабжены устройствами регулирования давления, которые управляют давлением в нагревательной скважине, так что, по меньшей мере, существенная часть газов сгорания, образованных в зоне реакции, отводится на поверхность земли через отводящий газы сгорания канал.

28. Система по любому из пп.26 или 27, в которой канал для нагнетания окислителя и канал для отвода газов сгорания проходят соосно друг с другом от устья нагревательной скважины в содержащий углеводороды пласт, канал для нагнетания окислителя выступает из нижнего конца канала для отвода газов сгорания через зону реакции, пересекая содержащий углеводороды пласт, и выступающая нижняя часть канала для нагнетания окислителя снабжена решеткой из отверстий для нагнетания окислителя в кольцевое пространство между каналом для нагнетания окислителя и зоной реакции.

29. Система по любому из пп.21-28, в которой по меньшей мере одна нагревательная скважина содержит электрический нагреватель.

30. Система по п.29, в которой электрический нагреватель содержит кабель с минераль

251

252 ной изоляцией, расположенный внутри не обсаженной секции ствола нагревательной скважины, которая проходит через содержащий углеводороды пласт, при этом кабель с минеральной изоляцией выполнен с возможностью подачи излучаемого тепла, по меньшей мере, в часть пласта во время использования; и при этом система выполнена с возможностью переноса тепла с кабеля с минеральной изоляцией в секцию пласта во время использования.

31. Система по п.30, в которой кабель с минеральной изоляцией содержит проводник, содержащий медно-никелевый сплав, при этом проводник расположен внутри минерального изоляционного материала, который содержит оксид магния и/или зернистые частицы другого материала, которые расположены в оболочке, содержащей устойчивый к коррозии материал.

32. Система по п.29, в которой электрический нагреватель содержит первый электрический проводник, расположенный в первом канале, который расположен внутри нагревательной скважины.

33. Система по п.32, дополнительно содержащая скользящий электрический соединитель, соединенный с первым проводником и/или первым каналом, и в которой флюид расположен внутри первого канала, при этом обеспечена возможность поддерживания давления внутри первого канала для предотвращения, по существу, деформации первого канала во время использования.

34. Система по п.32, дополнительно содержащая трубу, расположенную внутри кольцевого отверстия снаружи первого канала, при этом труба выполнена с возможностью удаления паров, образованных, по меньшей мере, в нагреваемой части пласта, так что поддерживается равновесие давлений между первым каналом и отверстием для предотвращения, по существу, деформации первого канала во время использования.

35. Система по п.29, в которой электрический нагреватель содержит по меньшей мере один удлиненный элемент электрического проводника, который расположен по меньшей мере в частично не обсаженной секции нагревательной скважины.

36. Система по п.35, в которой канал для подачи флюида расположен внутри нагревательной скважины для нагнетания очистительного флюида, такого как воздух, у поверхности элемента электрического проводника для исключения отложения продуктов сгорания на или вблизи по меньшей мере одного удлиненного элемента электрического проводника во время использования.

37. Система по п.36, в которой удлиненный элемент электрического проводника опирается на канал для подачи флюида с помощью ряда изолированных центраторов и канал содержит ряды отверстий для нагнетания флюида вблизи удлиненного элемента электрического проводника.

38. Система по любому из пп.21-37, в которой электрические и/или другие нагреватели по меньшей мере в одной из нагревательных скважин выполнены с возможностью генерирования во время использования суммарного излучаемого тепла между 0,5 и 1,5 кВт на метр длины соответствующей нагревательной скважины.

39. Продукт пиролиза, получаемый с помощью способа по любому из пп.1-16, при этом продукт содержит менее 10 мас.% олефинов и имеет среднее углеродное число менее 35, при этом продукт содержит конденсируемые углеводороды, имеющие содержание элементарного азота менее 1 мас.% конденсируемых углеводородов и/или содержание ароматических соединений более 20 мас.% конденсируемых углеводородов.

40. Продукт пиролиза по п.39, содержащий конденсируемые углеводороды, имеющие содержание элементарного азота менее 1%, содержание элементарного кислорода менее 1% и содержание элементарной серы менее 1%.

41. Продукт пиролиза по п.39, содержащий конденсируемые углеводороды, имеющие содержание элементарного азота менее 1 мас.% на сухой основе, содержание элементарного кислорода менее 1 мас.% на сухой основе и содержание элементарной серы менее 1 мас.% на сухой основе.

42. Продукт пиролиза по п.39, имеющий среднее углеродное число менее 30, в частности менее 25.

43. Продукт пиролиза по п.39, содержащий неконденсируемые углеводороды, содержащие углеводороды, имеющие углеродные числа менее 5, при этом отношение массы углеводородов, имеющих углеродные числа 2-4, к метану составляет более 1.

44. Продукт пиролиза по п.39, имеющий содержащий аммиак компонент, при этом содержание содержащего аммиак компонента в продукте составляет более 0,5 мас.%.

45. Продукт пиролиза по п.43, содержащий конденсируемый компонент, при этом содержание олефинов в конденсируемом компоненте составляет менее 9 мас.% конденсируемого компонента.

46. Продукт пиролиза по п.39, содержащий углеводородный компонент, при этом менее 5 мас.% соединений внутри углеводородного компонента имеют углеродное число более 20.

47. Продукт пиролиза по п.45, в котором содержание ароматических соединений конденсируемого компонента составляет более 30 мас.% конденсируемого компонента.

48. Продукт пиролиза по п.39, содержащий углеводороды, содержащие 1, 2, 3 или 4 атома углерода, или их смеси, при этом отношение по массе С_2-4 к метану составляет более 1, при этом

253

254

С_2-4 определяется как сумма углеводородов, содержащих 2, 3 и 4 атома углерода; и содержание воды более 0,1 мас.%; содержание сероводорода менее 1,5 мас.%; содержание Н₂ менее 20 мас.%; содержание олефинов менее 10 мас.%; конденсируемый компонент, при этом содержание ароматических соединений конденсируемого компонента составляет более 30 мас.%.

49. Продукт пиролиза по п.39, содержащий углеводородный компонент, при этом менее 5% соединений внутри углеводородного компонента имеют углеродное число более 20; содержание воды более 0,1 мас.%; содержание сероводорода менее 1,5 мас.%; содержание водорода (Н2) менее 20 мас.%; содержание олефинов менее 10 мас.% и конденсируемый компонент, при этом содержание ароматических соединений конденсируемого компонента составляет более 30 мас.%.

50. Продукт пиролиза по п.39, содержащий конденсируемый компонент, имеющий содержание олефинов между 0,1 и 5 мас.% конденсируемого компонента; и содержание нафталина жидких углеводородов от 0 до 0,1 мас.% конденсируемого компонента.

51. Продукт пиролиза по п.39, содержащий конденсируемый флюид, который содержит олефины в диапазоне между 0,1 и 2 мас.%; и имеющий содержание триароматических соединений менее 2 мас.%.

52. Продукт пиролиза по п.39, имеющий содержание Н₂ более 10 мас.%; содержание аммиака более 0,5 мас.% и отношение массы углеводородов, имеющих более 2 атомов углерода, к метану более 0,4.

53. Продукт пиролиза по любому из пп.3952, в котором продукт пиролиза получен с помощью способа по любому из пп.1-16.