RU2496067C2 - Криогенная обработка газа - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к области обработки углеводородов. Способ обработки пластового флюида, полученного в ходе реализации в подземном пласте процесса тепловой обработки in situ с получением потока жидкости и первого потока газа, включает криогенную обработку первого потока газа с целью получения второго потока газа и третьего потока. Третий поток криогенно контактирует с потоком углекислого газа с целью получения четвертого и пятого потоков. Большая часть второго потока газа содержит метан и/или молекулярный водород. Большая часть третьего потока содержит один или несколько оксидов углерода, углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 2, одно или несколько соединений серы или их смеси. Большая часть четвертого потока содержит один или несколько оксидов углерода и углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 2. Большая часть пятого потока содержит углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 3 и одно или несколько соединений серы. Использование изобретения позволит повысить эффективность обработки пластовых флюидов. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 8 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение, в общем, касается способов и систем обработки газа. Более конкретно изобретение касается криогенной обработки газа, добываемого из различных подземных пластов, таких как пласты, содержащие углеводороды.

Уровень техники

Углеводороды, добываемые из подземных пластов, часто используются в качестве энергетических ресурсов, сырья и потребительских товаров. Озабоченность по поводу истощения углеводородных ресурсов и ухудшения общего качества добываемых углеводородов привела к разработке способов более эффективной добычи, обработки и/или использования доступных углеводородных ресурсов. Для извлечения углеводородных материалов из подземных пластов могут быть использованы процессы in situ. Для того чтобы легче извлекать углеводородный материал из подземного пласта может потребоваться изменить химические и/или физические свойства углеводородного материала. Изменения химических и физических свойств могут включать в себя реакции in situ, в результате которых получаются извлекаемые флюиды, происходят изменения состава, изменения растворяющей способности, изменения плотности, фазовые превращения и/или изменения вязкости углеводородного материала пласта. Флюид может представлять собой, но не ограничивается только этим, газ, жидкость, эмульсию, суспензию и/или поток твердых частиц, характеристики которого аналогичны характеристикам потока жидкости.

Пластовые флюиды, полученные из подземных пластов с использованием процесса тепловой обработки in situ, могут быть проданы и/или обработаны с целью получения товарных продуктов. Например, метан может быть получен из пласта, содержащего углеводороды, с использованием процесса тепловой обработки in situ. Метан может быть продан или использован в качестве топлива, или метан может быть продан или использован в качестве сырья для получения других химических веществ. Пластовые флюиды, добытые с использованием процесса тепловой обработки in situ, могут иметь различные свойства и/или составы по сравнению с пластовыми флюидами, полученными в ходе обычных процессов добычи. Пластовые флюиды, полученные из подземных пластов с использованием процесса тепловой обработки in situ, могут не соответствовать промышленным стандартам по транспортировке и/или коммерческому использованию. Пластовые флюиды могут быть разделены с использованием криогенных технологий, в ходе которых метан отделяют от пластовых флюидов с целью получения потока, содержащего углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 2, и компоненты, содержащие серу.

В заявке на патент США №2008/0034789 (Fieler et al.) описан способ обработки углеводородов. В этой заявке первый поток углеводородов, содержащий метан и кислый газ, обрабатывают с целью извлечения части кислого газа, тем самым получают третий поток, содержащий извлеченный из первого потока кислый газ, и поток, включающий соединения, содержащие серу, в количестве менее 100 частиц на миллион. Третий поток может быть изолирован.

Поток, содержащий углеводороды и соединения серы, имеет энергетическую ценность, тем не менее, уровень серы и/или других нежелательных газов в этих потоках таков, что делает трудным и/или экономически нецелесообразным сепарацию таких потоков. Таким образом, существует потребность в улучшенных способах и системах обработки пластовых флюидов, полученных из различных пластов, содержащих углеводороды.

Краткое раскрытие изобретения

Описанные варианты осуществления изобретения, в общем, относятся к системам и способам обработки пластовых флюидов, полученных из подземного пласта.

В этом изобретении предложен способ обработки потока газа, включающий следующее: в первой криогенной зоне осуществляют криогенную сепарацию первого потока газа с целью получения второго потока газа и третьего потока, при этом большая часть второго потока газа содержит метан и/или молекулярный водород, а большая часть третьего потока содержит один или несколько оксидов углерода, углеводороды, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 2, одно или несколько соединений серы или их смеси; и во второй криогенной зоне, третий поток криогенно контактирует с потоком углекислого газа с целью получения четвертого и пятого потоков, при этом большая часть четвертого потока содержит один или несколько оксидов углерода и углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 2, а большая часть пятого потока содержит углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 3 и одно или несколько соединений серы.

В изобретении предложена система обработки потока газа, содержащая: первую зону криогенной сепарации, предназначенную для приема первого потока газа и для криогенной сепарации первого потока газа с целью получения второго потока газа и третьего потока газа, при этом второй поток газа содержит метай и/или молекулярный водород, а третий поток газа содержит один или несколько оксидов углерода, углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 2, одно или несколько соединений серы или их смеси; вторую зону криогенной сепарации, предназначенную для приема третьего потока газа и углекислого газа, при этом второй блок криогенной сепарации предназначен для осуществления криогенной сепарации третьего потока газа с целью получения четвертого и пятого потоков, при этом большая часть четвертого потока содержит один или несколько оксидов углерода и углеводороды, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 2, а большая часть пятого потока содержит углеводороды, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 3 и одно или несколько соединений серы.

В изобретении предложен способ обработки пластового флюида, включающий следующее: осуществляют сепарацию пластового флюида, полученного в ходе реализации в подземном пласте процесса тепловой обработки in situ, что делают с целью получения потока жидкости и первого потока газа, при этом первый поток газа содержит один или несколько оксидов углерода, одно или несколько соединений серы, углеводороды и/или молекулярный водород; в первой криогенной зоне осуществляют криогенную сепарацию первого потока газа с целью получения второго потока газа и третьего потока, при этом большая часть второго потока газа содержит метан и/или молекулярный водород, а третий поток содержит углеводороды, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 2, одно или несколько соединений серы, один или несколько оксидов углерода или их смеси; и во второй криогенной зоне, осуществляют криогенную сепарацию третьего потока газа с целью получения четвертого и пятого потоков, при этом большая часть четвертого потока содержит один или несколько оксидов углерода и углеводороды, углеродное число которых составляет, самое большее, 2, а большая часть пятого потока содержит углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 3 и одно или несколько соединений серы.

В других вариантах осуществления изобретения признаки конкретных вариантов осуществления изобретения могут быть объединены с признаками других вариантов осуществления изобретения. Например, признаки одного варианта осуществления изобретения могут быть объединены с признаками любого другого варианта осуществления изобретения.

В других вариантах осуществления изобретения обработка подземного пласта осуществляется с использованием любых описанных здесь способов и/или систем.

В других вариантах осуществления изобретения к описанным конкретным вариантам осуществления изобретения могут быть добавлены дополнительные признаки.

Краткое описание чертежей

Достоинства настоящего изобретения будут ясны специалистам в рассматриваемой области из подробного описания, содержащего ссылки на приложенные чертежи, на которых:

фиг.1 - схематический вид варианта осуществления части системы тепловой обработки in situ, предназначенной для обработки пласта, содержащего углеводороды;

фиг.2 - вид, схематически показывающий вариант осуществления системы обработки смеси, полученной в ходе процесса тепловой обработки in situ;

фиг.3 - вид, схематически показывающий вариант осуществления системы, предназначенной для обработки газа, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ;

фиг.4 - вид, схематически показывающий вариант осуществления системы, предназначенной для обработки газа, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ;

фиг.5 - вид, схематически показывающий вариант осуществления системы, предназначенной для обработки газа, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ;

фиг.6 - вид, схематически показывающий вариант осуществления системы, предназначенной для обработки газа, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ;

фиг.7 - вид, схематически показывающий вариант осуществления системы, предназначенной для обработки газа, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ;

фиг.8 - вид, схематически показывающий вариант осуществления системы, предназначенной для получения топлива для внутрискважинных устройств окисления.

Хотя изобретение не исключает различные модификации и альтернативные формы, далее для примера на чертежах показаны и подробно описаны конкретные варианты осуществления изобретения. Чертежи могут быть выполнены не в масштабе. Тем не менее, необходимо понимать, что чертежи и подробное описание не ограничивают изобретение конкретной описанной формой, а, наоборот, изобретение подразумевает все модификации, эквиваленты и альтернативы, не выходящие за рамки объема настоящего изобретения, который определен в прилагаемой формуле изобретения.

Подробное раскрытие изобретения

Последующее описание, в общем, относится к системам и способам обработки углеводородов в пластах. Такие пласты обрабатывают с целью добычи углеводородных продуктов, водорода и других продуктов.

Под «плотностью в градусах АНИ» понимается плотность в градусах АНИ (Американский нефтяной институт) при 15,5°C (60°F). Плотность в градусах АНИ определяют согласно способу ASTM D6822 или способу ASTM D1298.

Под «ASTM» понимается Американское общество по испытанию материалов.

«Конденсирующиеся углеводороды» - это углеводороды, которые конденсируются при температуре 25°C и давлении, равном одной атмосфере абсолютного давления. Конденсирующиеся углеводороды могут содержать смесь углеводородов, углеродное число которых больше 4. «Неконденсирующиеся углеводороды» - это углеводороды, которые не конденсируются при температуре 25°C и давлении, равном одной атмосфере абсолютного давления. Неконденсирующиеся углеводороды могут содержать углеводороды, углеродное число которых меньше 5.

«Обогащенным воздухом» называется воздух, молярная доля кислорода в котором больше, чем в атмосферном воздухе. Воздух обычно обогащают с целью увеличения его способности поддерживать горение.

«Пласт» включает в себя один или несколько слоев, содержащих углеводороды, один или несколько неуглеводородных слоев, покрывающий слой и/или подстилающий слой. «Углеводородными слоями» называются слои пласта, которые содержат углеводороды. Углеводородные слои могут содержать неуглеводородные материалы и углеводородные материалы. «Покрывающий слой» и/или «подстилающий слой» содержат один или несколько различных типов непроницаемых материалов. Например, покрывающий и/или подстилающий слои могут представлять собой скалу, сланцевую глину, алевритоглинистую породу или плотную карбонатную горную породу, не пропускающую влагу. В некоторых вариантах осуществления процессов тепловой обработки in situ, покрывающий и/или подстилающий слои могут включать содержащий углеводороды слой или содержащие углеводороды слои, которые сравнительно непроницаемы и не подвергаются воздействию температур в процессе тепловой обработки in situ, в результате которой характеристики содержащих углеводороды слоев покрывающего и/или подстилающего слоев значительно изменяются. Например, подстилающий слой может содержать сланцевую глину или алевритоглинистую породу, но при осуществлении процесса тепловой обработки in situ подстилающий слой не нагревают до температуры пиролиза. В некоторых случаях покрывающий слой и/или подстилающий слои могут быть до некоторой степени проницаемыми.

«Пластовыми флюидами» называются флюиды, присутствующие в пласте, и они могут содержать флюид, полученный в результате пиролиза, синтез-газ, подвижные углеводороды и воду (пар). Пластовые флюиды могут содержать углеводородные флюиды, а также неуглеводородные флюиды. Под «подвижными флюидами» понимают флюиды пласта, содержащего углеводороды, которые способны течь в результате тепловой обработки пласта. «Добытыми флюидами» называются флюиды, извлеченные из пласта.

«Источник тепла» представляет собой любую систему, подводящую теплоту, по меньшей мере, к части пласта, теплота передается в основном в результате кондуктивного и/или радиационного теплообмена. Например, источник тепла может содержать электрические нагреватели, такие как изолированный проводник, длинномерный элемент и/или проводник, расположенный в трубе. Также источник тепла может содержать системы, вырабатывающие теплоту в результате горения топлива вне пласта или в нем. Эти системы могут быть горелками, расположенными на поверхности, забойными газовыми горелками, беспламенными распределенными камерами сгорания и природными распределенными камерами сгорания. В некоторых вариантах осуществления изобретения теплота, подведенная к одному или нескольким источникам тепла или выработанная в них, может подводиться от других источников энергии. Другие источники энергии могут непосредственно нагревать пласт или энергия может сообщаться передающей среде, которая непосредственно или косвенно нагревает пласт. Ясно, что один или несколько источников тепла, которые передают теплоту пласту, могут использовать различные источники энергии. Таким образом, например, для заданного пласта некоторые источники тепла могут подводить теплоту от резистивных нагревателей, некоторые источники тепла могут обеспечивать нагревание благодаря камере сгорания, а другие источники тепла могут подводить теплоту из одного или нескольких источников энергии (например, энергия от химических реакций, солнечная энергия, энергия ветра, биомасса или другие источники возобновляемой энергии). Химическая реакция может включать в себя экзотермические реакции (например, реакцию окисления). Также источник тепла может включать в себя нагреватель, который подводит теплоту в зону, расположенную рядом с нагреваемым местом, таким как нагревательная скважина, и/или окружающую это место.

«Нагреватель» - это любая система или источник тепла, предназначенный для выработки теплоты в скважине или рядом со стволом скважины. К нагревателям относят, помимо прочего, электрические нагреватели, горелки, камеры сгорания, в которых в реакцию вступает материал пласта или материал, добытый из пласта, и/или их комбинации.

«Тяжелые углеводороды» представляют собой вязкие углеводородные флюиды. К тяжелым углеводородам могут относиться вязкие углеводородные флюиды такие, как тяжелая нефть, битум и/или асфальтовый битум. Тяжелые углеводороды могут содержать углерод и водород, а также еще более маленькие концентрации серы, кислорода и азота. Также в тяжелых углеводородах могут присутствовать дополнительные элементы в следовых количествах. Тяжелые углеводороды можно классифицировать по плотности в градусах АНИ. В общем, плотность тяжелых углеводородов в градусах АНИ составляет менее примерно 20°. Например, плотность тяжелой нефти в градусах АНИ составляет 10-20°, а плотность битума в градусах АНИ в целом составляет менее примерно 10°. Вязкость тяжелых углеводородов в целом составляет более примерно 100 сантипуаз при 15°C. Тяжелые углеводороды могут содержать ароматические или другие сложные циклические углеводороды.

Тяжелые углеводороды могут быть найдены в сравнительно проницаемом пласте. Сравнительно проницаемый пласт может содержать тяжелые углеводороды, расположенные, например, в песке или карбонатных горных породах. По отношению к пластам или их частям термин «сравнительно проницаемый» означает, что средняя проницаемость составляет от 10 мдарси или более (например, 10 или 100 мдарси). По отношению к пластам или их частям термин «сравнительно малопроницаемый» означает, что средняя проницаемость составляет менее примерно 10 мдарси. 1 дарси равен примерно 0,99 квадратного микрометра. Проницаемость непроницаемого слоя, в общем, составляет менее примерно 0,1 мдарси.

Некоторые типы пластов, содержащих тяжелые углеводороды, также могут содержать, помимо прочего, природные минеральные воски или природные асфальтиты. Обычно «природные минеральные воски» расположены, по существу, в цилиндрических жилах, ширина которых составляет несколько метров, длина равна нескольким километрам, а глубина составляет сотни метров. К «природным асфальтитам» относятся твердые углеводороды ароматического состава, и они обычно расположены в больших жилах. Добыча in situ из пластов углеводородов, таких как природные минеральные воски и природные асфальтиты, может включать в себя расплавление с целью получения жидких углеводородов и/или с целью добычи растворением углеводородов из пластов.

Под «углеводородами» обычно понимают молекулы, образованные в основном атомами углерода и водорода. Углеводороды также могут содержать другие элементы, такие как, например, галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или серу. Углеводородами являются, например, кероген, битум, пиробитум, масла, природные минеральные воски и асфальтиты и др. Углеводороды могут располагаться в природных вмещающих породах в земле или рядом с ними. Вмещающими породами, помимо прочего, являются осадочные горные породы, пески, силицилиты, карбонатные горные породы, диатомиты и другие пористые среды. «Углеводородные флюиды» - это флюиды, содержащие углеводороды. Углеводородные флюиды могут содержать, увлекать с собой или быть увлеченными неуглеводородными флюидами, такими как водород, азот, оксид углерода, диоксид углерода, сероводород, вода и аммиак.

Под «процессом переработки in situ» понимается процесс нагревания пласта, содержащего углеводород, от источников тепла, при этом указанный процесс направлен на повышение температуры, по меньшей мере, части пласта, выше температуры пиролиза, с целью получения в пласте флюида, являющегося результатом пиролиза.

Под «процессом тепловой обработки in situ» понимается процесс нагревания пласта, содержащего углеводороды, с помощью источников тепла, направленный на повышение температуры, по меньшей мере, части пласта выше температуры, при которой получается подвижный флюид, происходит легкий крекинг и/или пиролиз материала, содержащего углеводороды, так что в пласте вырабатываются подвижные флюиды, флюиды, являющиеся результатом легкого крекинга, и/или флюиды, являющиеся результатом пиролиза.

«Органической серой» называются углеводороды, содержащую серу. Примерами сероорганических соединений являются, помимо прочего, тиофен, тиолы, меркаптаны или их смеси.

«Пиролизом» называется разрушение химических связей, происходящее из-за подвода тепла. Например, пиролиз может включать в себя превращение соединения в одно или несколько других веществ с помощью только тепла. Чтобы вызвать пиролиз, к участку пласта может подводиться тепло.

«Флюидами, являющимися результатом пиролиза» или «продуктами пиролиза» называются флюиды, полученные, по существу, во время процесса пиролиза углеводородов. Флюид, полученный в результате реакций пиролиза, может смешиваться в пласте с другими флюидами. Эта смесь будет считаться флюидом, являющимся результатом пиролиза или продуктом пиролиза. Здесь под «зоной пиролиза» понимается объем пласта (например, сравнительно проницаемого пласта, такого как пласт битуминозных песков), в котором происходит или происходила реакция, направленная на образование флюида, являющегося результатом пиролиза.

«Наложением тепла» называется подвод тепла из двух или нескольких источников тепла в выбранный участок пласта, так что источники тепла влияют на температуру пласта, по меньшей мере, в одном месте между источниками тепла.

«Битум» - это вязкий углеводород, вязкость которого обычно больше примерно 10000 сантипуаз (10 Па·с) при температуре 15°C. Относительная плотность битума обычно превышает 1,000. Плотность битума в градусах АНИ может быть меньше 10°.

«Пласт битуминозных песков» - это пласт, в котором углеводороды преимущественно являются тяжелыми углеводородами и/или битумом, захваченными в минеральной зернистой структуре или другой вмещающей породе (например, песке или карбонатной горной породе). Примерами пластов битуминозных песков являются пласт Athabasca, пласт Grosmont и пласт Peace River, все три указанных пласта находятся в Канаде, провинция Альберта, и пласт Faja, который находится в поясе Ориноко в Венесуэле.

«Толщиной» слоев называется толщина поперечного разреза слоя, при этом плоскость сечения перпендикулярна поверхности слоя.

Под «обогащением» понимают улучшение качества углеводородов. Например, обогащение тяжелых углеводородов может приводить к увеличению плотности в градусах АНИ тяжелых углеводородов.

Под «легким крекингом» понимают распутывание молекул флюида при тепловой обработке и/или разрушение больших молекул на более мелкие молекулы при тепловой обработке, что приводит к уменьшению вязкости флюида.

Если не оговорено другое, то под «вязкостью» понимают кинематическую вязкость при 40°C. Вязкость определяют согласно способу ASTM D445.

Под термином «ствол скважины» понимается отверстие в пласте, изготовленное бурением или введением трубы в пласт. Поперечное сечение ствола скважины может быть, по существу, круглым или каким-либо другим. Здесь термины «скважина» и «отверстие», когда говорится об отверстии в пласте, могут быть использованы взаимозаменяемо с термином «ствол скважины».

С целью добычи многих различных продуктов, углеводороды в пласте могут быть обработаны разными способами. Для обработки пласта в ходе процесса тепловой обработки in situ могут быть использованы различные этапы или процессы. В некоторых вариантах осуществления изобретения добыча из одного или нескольких участков пласта ведется с помощью растворения, что делается для извлечения из участков растворимых неорганических веществ. Добыча растворением неорганических веществ может быть осуществлена до процесса тепловой обработки in situ, во время этого процесса и/или после этого процесса. В некоторых вариантах осуществления изобретения средняя температура одного или нескольких участков, участвующих в добыче растворением, может поддерживаться на уровне, меньшем примерно 120°C.

В некоторых вариантах осуществления изобретения один или несколько участков пласта нагревают с целью извлечения из участков воды и/или метана и других летучих углеводородов. В некоторых вариантах осуществления изобретения при извлечении воды и летучих углеводородов средняя температура может быть повышена от температуры окружающей среды до температур, меньших примерно 220°C.

В некоторых вариантах осуществления изобретения один или несколько участков пласта нагревают до температур придания подвижности и/или легкого крекинга углеводородов в пласте. В некоторых вариантах осуществления изобретения среднюю температуру одного или нескольких участков пласта поднимают до температур придания углеводородам подвижности в пласте (например, до температур, находящихся в диапазоне от 100°C до 250°C, от 120°C до 240°C или от 150°C до 230°C).

В некоторых вариантах осуществления изобретения один или несколько участков пласта нагревают до температур проведения в пласте реакций пиролиза. В некоторых вариантах осуществления изобретения средняя температура одного или нескольких участков пласта может быть поднята до температур проведения пиролиза углеводородов в пласте (например, до температур, находящихся в диапазоне от 230°C до 900°C, от 240°C до 400°C или от 250°C до 350°C).

Нагревание пласта, содержащего углеводороды, несколькими источниками тепла может установить температурный градиент вокруг источников тепла, которые повышают температуру углеводородов в пласте до желательных температур с желательными скоростями нагревания. Скорость повышения температуры в диапазоне температур придания подвижности и/или диапазоне температур проведения пиролиза для нужных продуктов может влиять на количество и качество пластовых флюидов, которые добывают из пласта, содержащего углеводороды. Медленное увеличение температуры пласта в диапазоне температур придания подвижности и/или диапазоне температур проведения пиролиза может позволить добывать из пласта высококачественные углеводороды, с высокой плотностью в градусах АНИ. Медленное увеличение температуры пласта в диапазоне температур придания подвижности и/или диапазоне температур проведения пиролиза может позволить извлекать большое количество углеводородов, присутствующих в пласте, в качестве углеводородного продукта.

В некоторых вариантах осуществления тепловой обработки in situ, вместо того, чтобы медленно нагревать в некотором диапазоне температур, до нужной температуры нагревают часть пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения нужная температура составляет 300°C, 325°C или 350°C. В качестве нужной температуры может быть выбрано другое значение температуры.

Наложение тепла от источников тепла позволяет сравнительно быстро и эффективно установить в пласте нужную температуру. Можно регулировать подвод энергии в пласт от источников тепла с целью поддержания, по существу, нужного значения температуры в пласте.

Продукты, полученные в результате придания подвижности и/или проведения пиролиза, могут быть добыты из пласта через добывающие скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения средняя температура одного или нескольких участков пласта может быть поднята до температур придания углеводородам подвижности, и углеводороды добывают через добывающие скважины. Средняя температура одного или нескольких участков пласта может быть повышена до температур осуществления пиролиза после того, как добыча, осуществляемая благодаря приданию углеводородам подвижности, уменьшится ниже заданного значения. В некоторых вариантах осуществления изобретения средняя температура одного или нескольких участков пласта может быть поднята до температур осуществления пиролиза без проведения существенной добычи углеводородов до достижения температур осуществления пиролиза. Пластовые флюиды, в том числе продукты пиролиза, могут быть добыты через добывающие скважины.

В некоторых вариантах осуществления изобретения после придания подвижности и/или осуществления пиролиза средняя температура одного или нескольких участков пласта может быть поднята до температур, достаточных для получения синтез-газа. В некоторых вариантах осуществления изобретения температура углеводородов может быть поднята до значений, достаточных для получения синтез-газа, без проведения существенной добычи углеводородов до достижения температур, достаточных для получения синтез-газа. Например, синтез-газ может быть получен в диапазоне температур примерно от 400°C до примерно 1200°C, примерно от 500°C до примерно 1100°C или примерно от 550°C до примерно 1000°C. Флюид для получения синтез-газа (например, пар и/или вода) может быть введен в участки с целью получения синтез-газа. Синтез-газ можно добывать из пласта через добывающие скважины.

Добыча растворением, извлечение летучих углеводородов и воды, придание подвижности углеводородам, проведение пиролиза углеводородов, получение синтез-газа и/или другие процессы могут быть осуществлены в ходе процесса тепловой обработки in situ. В некоторых вариантах осуществления изобретения некоторые процессы могут быть осуществлены после процесса тепловой обработки in situ. Такие процессы, помимо прочего, включают в себя рекуперирование тепла из обработанных участков, хранение флюидов (например, воды и/или углеводородов) в ранее обработанных участках и/или изолирование углекислого газа в ранее обработанных участках.

На фиг.1 показан схематический вид варианта осуществления части системы тепловой обработки in situ, предназначенной для обработки содержащего углеводороды пласта. Система тепловой обработки in situ может содержать барьерные скважины 200. Барьерные скважины используют для образования барьера вокруг обрабатываемой области. Барьер препятствует течению флюида в обрабатываемую область и/или из нее. Барьерные скважины включают, но не ограничиваются только этим, водопонижающие скважины, скважины создания разряжения, коллекторные скважины, нагнетательные скважины, скважины для заливки раствора, замораживающие скважины или их комбинации. В некоторых вариантах осуществления изобретения барьерные скважины 200 представляют собой водопонижающие скважины. Водопонижающие скважины могут удалять жидкую воду и/или препятствовать проникновению жидкой воды в часть пласта, которую будут нагревать, или в нагреваемый пласт. В варианте осуществление изобретения с фиг.1 показаны барьерные скважины 200, расположенные только вдоль одной стороны источников 202 тепла, но барьерные скважины могут окружать все источники 202 тепла, используемые или планируемые к использованию для нагревания обрабатываемой области пласта.

Источники 202 тепла расположены, по меньшей мере, в части пласта. Источники 202 тепла могут представлять собой нагреватели, такие как изолированные проводники, нагревательные устройства с проводником в трубе, горелки, расположенные на поверхности, беспламенные распределенные камеры сгорания и/или природные распределенные камеры сгорания. Источники 202 тепла могут также представлять собой нагреватели других типов. Источники 202 тепла подводят теплоту, по меньшей мере, в часть пласта с целью нагревания углеводородов в пласте. Энергия может подаваться к источнику 202 тепла по линиям 204 питания. Линии 204 питания могут конструктивно различаться в зависимости от типа источника тепла или источников тепла, используемых для нагревания пласта. Линии 204 питания для источников тепла могут передавать электричество для электрических нагревателей, могут транспортировать топливо для камер сгорания или могут перемещать жидкий теплоноситель, циркулирующий в пласте. В некоторых вариантах осуществления изобретения электричество для процесса тепловой обработки in situ может поставляться атомной электростанцией или атомными электростанциями. Использование атомной энергии может позволить уменьшить или полностью исключить выбросы диоксида углерода в ходе процесса тепловой обработки in situ.

Добывающие скважины 206 используются для извлечения пластового флюида из пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения добывающая скважина 206 может содержать источник тепла. Источник тепла, расположенный в добывающей скважине, может нагревать одну или несколько частей пласта у добывающей скважины или рядом с ней. В некоторых вариантах осуществления процесса тепловой обработки in situ количество теплоты, подводимое в пласт от добывающей скважины, на метр добывающей скважины меньше количества теплоты, подводимого в пласт от источника тепла, который нагревает пласт, на метр источника тепла.

В некоторых вариантах осуществления изобретения источник тепла в добывающей скважине 206 позволяет извлекать из пласта паровую фазу пластовых флюидов. Подвод теплоты к добывающей скважине или через добывающую скважину может: (1) препятствовать конденсации и/или обратному потоку добываемого флюида, когда такой добываемый флюид перемещается в добывающей скважине близко к покрывающему слою, (2) увеличить подвод теплоты в пласт, (3) увеличить темп добычи для добывающей скважины по сравнению с добывающей скважиной без источника тепла, (4) препятствовать конденсации соединений с большим количеством атомов углерода (С6 и больше) в добывающей скважине и/или (5) увеличить проницаемость пласта у добывающей скважины или рядом с ней.

Подземное давление в пласте может соответствовать давлению флюида в пласте. Когда температура в нагретой части пласта увеличивается, то давление в нагретой части может увеличиваться в результате теплового расширения флюидов, увеличенного получения флюидов и испарения воды. Управление скоростью извлечения флюидов из пласта может позволить управлять давлением в пласте. Давление в пласте может быть определено в нескольких различных местах, например, рядом с добывающими скважинами или у них, рядом с источниками тепла или у них или у контрольных скважин.

В некоторых содержащих углеводороды пластах добыча углеводородов из пласта сдерживается до тех пор, пока, по меньшей мере, некоторое количество углеводородов пласта не стало подвижным и/или не подверглось пиролизу. Пластовый флюид можно добывать из пласта тогда, когда качество пластового флюида соответствует выбранному уровню. В некоторых вариантах осуществления изобретения выбранный уровень качества представляет собой плотность в градусах АНИ, которая составляет, по меньшей мере, примерно 15°, 20°, 25°, 30° или 40°. Запрет на добычу до тех пор, пока, по меньшей мере, часть углеводородов не стала подвижной и/или не подверглась пиролизу, может увеличить переработку тяжелых углеводородов в легкие углеводороды. Запрет на добычу в начале может минимизировать добычу тяжелых углеводородов из пласта. Добыча значительных объемов тяжелых углеводородов может потребовать дорогого оборудования и/или уменьшения срока эксплуатации производственного оборудования.

После достижения температур придания подвижности или температур осуществления пиролиза и разрешения добычи из пласта, давление в пласте можно изменять с целью изменения и/или управления составом добываемых пластовых флюидов, с целью регулирования процента конденсирующегося флюида относительно неконденсирующегося флюида в пластовом флюиде и/или с целью регулирования плотности в градусах АНИ добываемого пластового флюида. Например, уменьшение давления может привести к добыче большей доли конденсирующегося компонента флюидов. Конденсирующийся компонент флюидов может содержать больший процент олефинов.

В некоторых вариантах осуществления процесса тепловой обработки in situ давление в пласте может поддерживаться достаточно высоким для содействия добыче пластового флюида с плотностью более 20° в градусах АНИ. Поддержание повышенного давления в пласте может препятствовать оседанию пласта во время тепловой обработки in situ. Поддержание повышенного давления может уменьшить или исключить необходимость сжатия пластовых флюидов на поверхности с целью транспортировки флюидов по трубам до установок обработки.

Как ни удивительно, но поддержание повышенного давления в нагретой части пласта может позволить добывать большие количества углеводородов улучшенного качества и со сравнительно малой молекулярной массой. Давление может поддерживаться таким, что добытый пластовый флюид содержит минимальное количество соединений, в которых углеродное число превышает выбранное углеродное число. Выбранное углеродное число может составлять самое большее 25, самое больше 20, самое большее 12 или самое большее 8. Некоторые соединения с большим углеродным числом могут быть в пласте захвачены паром и могут быть извлечены из пласта с паром. Поддержание повышенного давления в пласте может препятствовать захвату паром соединений с большим углеродным числом и/или полициклических углеводородных соединений. Соединения с большим углеродным числом и/или полициклические углеводородные соединения могут оставаться в пласте в жидкой фазе в течение значительных периодов времени. Эти значительные периоды времени могут предоставлять достаточное количество времени для пиролиза соединений с целью получения соединений с меньшим углеродным числом.

Пластовый флюид, извлекаемый из добывающих скважин 206, может быть перекачен по коллекторному трубопроводу 208 до обрабатывающих установок 210. Также пластовые флюиды могут быть добыты из источников 202 тепла. Например, флюид может быть добыт из источников 202 тепла с целью регулирования давления в пласте рядом с источниками тепла. Флюид, добытый из источников 202 тепла, может быть перекачен по трубе или трубопроводу до коллекторного трубопровода 208 или добытый флюид может быть перекачен по трубе или трубопроводу непосредственно к обрабатывающим установкам 210. Обрабатывающие установки 210 могут содержать блоки сепарации, блоки проведения реакций, блоки обогащения, топливные ячейки, турбины, контейнеры для хранения и/или другие системы и блоки, предназначенные для обработки добытых пластовых флюидов. В обрабатывающих установках, по меньшей мере, из части углеводородов, добытых из пласта, можно получать транспортное топливо. В некоторых вариантах осуществления изобретения транспортное топливо может представлять собой реактивное топливо.

На фиг.2 схематически показана система получения необработанных продуктов и/или товарных продуктов из потока жидкости, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ и/или потока газа, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ. Пластовый флюид 212 поступает в блок 214 сепарации флюида и осуществляется его сепарация на поток 216 жидкости, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, газ 218, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, и поток 220 воды. Поток 216 жидкости может быть перемещен в другие блоки обработки и/или в другие установки. В некоторых вариантах осуществления изобретения блок 214 сепарации флюида содержит зону быстрого охлаждения.

Газ 218, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, может поступить в блок 222 сепарации газа с целью отделения газообразного потока 224 углеводородов из газа, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ. В некоторых вариантах осуществления изобретения блок сепарации газа является блоком очищения адсорбцией и деления на фракции при высоком давлении. Газообразный поток 224 углеводородов содержит углеводороды, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 3.

Газ 218, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, поступает в блок 222 сепарации газа. В блоке 222 сепарации газа обработка газа 218, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ, удаляет соединения серы, углекислый газ и/или водород, в результате чего получают газообразный поток 224 углеводородов. В некоторых вариантах осуществления изобретения газ 218, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, содержит примерно 20% по объему водорода, примерно 30% метана, примерно 12% углекислого газа, примерно 14% по объему C₂ углеводородов, примерно 5% по объему сероводорода, примерно 10% по объему C₃ углеводородов, примерно 7% по объему C₄ углеводородов, примерно 2% по объему C₅ углеводородов и их смеси, а остальное приходится на более тяжелые углеводороды, воду, аммиак, сероокись углерода (COS), тиолы и тиофены.

Блок 222 сепарации газа может содержать систему физической обработки и/или систему химической обработки. Система физической обработки может содержать, помимо прочего, мембранный блок, блок адсорбции с колебаниями давления, блок абсорбции жидкости и/или криогенный блок. Система химической обработки может содержать блоки, в которых в процессе обработки используются амины (например, диэтаноламин или ди-изопропаноламин), оксид цинка, сульфолан, вода или их смеси. В некоторых вариантах осуществления изобретения в блоке 222 сепарации газа используют процесс Сульфинол обработки газа, предназначенный для извлечения соединений серы. Углекислый газ может быть извлечен с использованием процессов Catacarb® обработки газа (компания Catacarb, г.Оверленд Парк, штат Канзас, США) и/или Benfield (компания UOP, г.Дес-Плейнс, штат Иллинойс, США). В некоторых вариантах осуществления изобретения блок сепарации газа является блоком очищения адсорбцией и деления на фракции при высоком давлении. В некоторых вариантах осуществления изобретения газ, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, обрабатывают с целью извлечения, по меньшей мере, 50%, по меньшей мере, 60%, по меньшей мере, 70%, по меньшей мере, 80% или, по меньшей мере, 90% по объему аммиака, присутствующего в потоке газа.

Газ 218, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, может содержать один или несколько оксидов углерода и соединений серы, которые делают газ, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, неприемлемым для продажи, транспортировки и/или использования в качестве топлива. Газ 218, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, может быть обработан так, как описано в настоящей заявке, с целью получения потока газа, приемлемого для продажи, транспортировки и/или использования в качестве топлива. Целесообразно провести сепарацию газа 218, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ, в месте обработки с целью получения потоков, которые можно использовать в качестве источников энергии, что нужно для снижения общих затрат на энергию. Например, потоки, содержащие углеводороды и/или водород, могут быть использованы в качестве топлива для горелок и/или технологического оборудования. Потоки, содержащие соединения серы, могут быть использованы в качестве топлива для горелок. Потоки, содержащие один или несколько оксидов углерода и/или углеводороды, могут быть использованы для формирования барьеров вокруг места обработки. Потоки, содержащие углеводороды, углеродное число которых составляет, самое большее, 2, могут быть поданы в установки обработки аммиака и/или системы барьерных скважин. Газ 218, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, может содержать значительное количество водорода, так что понижается точка кристаллизации углекислого газа. Понижение точки кристаллизации углекислого газа может позволить осуществлять криогенную сепарацию водорода и/или углеводородов из углекислого газа с использованием способов дистилляции вместо извлечения углекислого газа с помощью способов криогенного осаждения. В некоторых вариантах осуществления изобретения точка кристаллизации углекислого газа может быть понижена путем регулировки концентрации молекулярного водорода и/или добавления тяжелых углеводородов в поток технологического газа.

Как показано на фиг.3, газ 218, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, может поступить в компрессор 232 блока 222 сепарации газа с целью получения потока 234 сжатого газа и тяжелого потока 236. Тяжелый поток 236 может быть перемещен в один или несколько блоков сепарации жидкостей для дальнейшей обработки. Компрессор 232 может являться любым компрессором, подходящим для сжатия газа. В определенных вариантах осуществления изобретения компрессор 232 является многоступенчатым компрессором (например, от 2 до 3 компрессорных линий), выходное давление на котором составляет примерно 4 МПа. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 234 сжатого газа может содержать, по меньшей мере, 1% по объему углекислого газа, по меньшей мере, 10% по объему водорода, по меньшей мере, 1% по объему сероводорода, по меньшей мере, 50% по объему углеводородов, углеродное число которых составляет, самое большее 4, или их смеси. Сжатие газа 218, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ, извлекает углеводороды, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 5, и воду. Извлечение воды и углеводородов, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 5 из газа, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ, позволяет криогенно обрабатывать поток 234 сжатого газа. Криогенная обработка потока 234 сжатого газа, содержащего небольшие количества материалов с высокой температурой кипения, может быть осуществлена более эффективно. В определенных вариантах осуществления изобретения поток 234 сжатого газа высушивают путем пропускания газа через блок адсорбции воды. В некоторых вариантах осуществления изобретения не потребуется сжатие газа 218, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ.

Как показано на фиг.3-7, блок 222 сепарации газа содержит один или несколько криогенных блоков или зон. Описанные здесь криогенные блоки могут содержать один или несколько теоретических этапов дистилляции. Как показано на фиг.3-7, один или несколько теплообменников могут быть расположены до или после описанных здесь криогенных блоков и/или блоков сепарации, с целью помощи в извлечении и/или подводе тепла в один или несколько описанных здесь потоков. По меньшей мере, часть или все прошедшие сепарацию потоки углеводородов и/или прошедшие сепарацию потоки углекислого газа могут быть перемещены в теплообменники. С целью улучшения энергетической эффективности процесса может быть использовано объединение тепла из одного или нескольких теплообменников в различные блоки или зоны.

В некоторых вариантах осуществления изобретения теоретические этапы дистилляции могут содержать от 1 до примерно 100 этапов, от примерно 5 до примерно 50 теоретических этапов дистилляции, от примерно 10 до примерно 40 теоретических этапов дистилляции. Зоны криогенных блоков могут быть охлаждены до температур, находящихся в диапазоне примерно от -110°C до примерно 0°C. Например, зону 1 (верхний теоретический этап дистилляции) криогенного блока охлаждают примерно до -110°C, зону 5 (теоретический этап 5 дистилляции) охлаждают примерно до -25°C, а зону 10 (теоретический этап 10 дистилляции) охлаждают примерно до -1°C. Абсолютные давления в криогенных блоках могут находиться в диапазоне примерно от 0,1 МПа до примерно 5 МПа, примерно от 0,5 МПа до примерно 4 МПа или примерно от 1 МПа до примерно 3 МПа. Работа криогенных зон и/или блоков при таких температурах и давлениях может позволить осуществить отделение сероводорода и/или углекислого газа из углеводородов технологического потока. Описанные здесь криогенные блоки могут содержать рециркуляционные трубы 238 охладителя и рециркуляционные трубы 240 ребойлера. Рециркуляционные трубы 238 охладителя дают возможность повторно использовать охлажденные сжиженные газы так, чтобы охлаждать сырье при его поступлении в криогенные блоки. Обратный или рециркуляционный поток жидкости охладителя может улучшить эффективность разделения на фракции. Температуры в циклах сжижения могут составлять примерно от -110°C до примерно -1°C, примерно от -90°C до примерно -5°C или примерно от -80°C до примерно -10°C. Температуры в циклах ребойлера могут составлять примерно от 25°C до примерно 200°C, примерно от 50°C до примерно 150°C или примерно от 75°C до примерно 100°C. Рециркуляционные трубы 240 ребойлера дают возможность повторно использовать поток, вышедший из криогенного блока, с целью нагревания сырья, поступающего в криогенный блок. Повторное использование охлажденного и/или нагретого потока, прошедшего сепарацию, может улучшить энергетическую эффективность криогенного блока.

Как показано на фиг.3, поток 234 сжатого газа поступает в криогенный блок 242 метан/водород. В криогенном блоке 242 поток 234 сжатого газа может быть разделен на газообразный поток 244 метан/молекулярный водород и кубовый поток 246. Кубовый поток 246 может содержать, помимо прочего, углекислый газ, сероводород и углеводороды, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 2. Большая часть потока 244 метан/молекулярный водород представляет собой метан и молекулярный водород. Поток 244 метан/молекулярный водород может содержать минимальные количества C₂ углеводородов и углекислого газа. Например, поток 244 метан/молекулярный водород может содержать примерно 1% по объему C₂ углеводородов и примерно 1% по объему углекислого газа. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток метан/молекулярный водород повторно направляют в один или несколько теплообменников, расположенных до криогенного блока 242. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток метан/молекулярный водород используют в качестве топлива для внутрискважинных горелок и/или источника энергии для установок, расположенных на поверхности.

В некоторых вариантах осуществления изобретения криогенный блок 242 может содержать одну дистилляционную колонну, содержащую от 1 до примерно 30 теоретических этапов дистилляции, примерно от 5 до примерно 25 теоретических этапов дистилляции или примерно от 10 до примерно 20 теоретических этапов дистилляции. Зоны криогенного блока 242 могут быть охлаждены для температур, находящихся в диапазоне примерно от -150°C до примерно 10°C. Например, зону 1 (верхний теоретический этап дистилляции) охлаждают примерно до -138°C, зону 5 (теоретический этап 5 дистилляции) охлаждают примерно до -25°C, а зону 10 (теоретический этап 10 дистилляции) охлаждают примерно до -1°C. При температурах, меньших -79°C, криогенное отделение углекислого газа и других газов может быть затруднено из-за точки кристаллизации углекислого газа. В некоторых вариантах осуществления изобретения криогенный блок 242 содержит примерно 20 теоретических этапов дистилляции. Криогенный блок 242 может работать при давлении, равном 4 МПа, и температурах дистилляции, составляющих примерно от -45°C до примерно -94°C.

Поток 234 сжатого газа может содержать значительное количество водорода и/или углеводородов, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 1, что нужно для недопущения образования твердого углекислого газа. Например, газ 218, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, может содержать примерно от 30% по объему до примерно 40% по объему водорода, примерно от 50% по объему до примерно 60% по объему углеводородов, углеродное число которых составляет от 1 до 2, примерно от 0,1% по объему до примерно 15% по объему углекислого газа, а остальное приходится на другие газы, такие как, но, не ограничиваясь только этими газами, угарный газ, азот и сероводород. Недопущение образования твердого углекислого газа может позволить лучше проводить сепарацию газов и/или меньше загрязнять криогенный блок. В некоторых вариантах осуществления изобретения углеводороды, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 5, могут быть добавлены в криогенный блок 242 с целью недопущения образования твердого углекислого газа. Получившийся газообразный поток 244 метан/молекулярный водород может быть использован в качестве источника энергии. Например, газообразный поток 244 метан/молекулярный водород может быть перемещен в установки, расположенные на поверхности, и может быть сожжен с целью выработки электричества.

Как показано на фиг.3, кубовый поток 246 поступает в блок 248 криогенной сепарации. В блоке 248 криогенной сепарации кубовый поток 246 разделяют на поток 250 C₃ углеводородов и поток 252 газа. Поток 250 C₃ углеводородов может содержать углеводороды, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 3. В зависимости от условий сепарации поток 250 C₃ углеводородов может являться жидкостью и/или газом. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 250 C₃ углеводородов содержит, по меньшей мере, 50% по объему, по меньшей мере, 70% по объему или, по меньшей мере, 90% по объему C₃ углеводородов. Поток 250 C₃ углеводородов может содержать углекислый газ в количестве, самое большее, 1 частицу на миллион и примерно 0,1% по объему сероводорода. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 250 C₃ углеводородов содержит углеводороды, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 2, и сероорганические соединения. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 250 C₃ углеводородов содержит углеводороды, углеродное число которых составляет от 3 до 5. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 250 C₃ углеводородов содержит сероводород в количествах, которые требуют обработки потока с целью извлечения сероводорода. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 250 C₃ углеводородов без дополнительной обработки подходит для перемещения и/или использования в качестве источника энергии. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 250 C₃ углеводородов используют в качестве источника энергии для процессов тепловой обработки in situ.

Поток 252 газа может содержать углеводороды, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 2, оксиды углерода и соединения серы. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 252 газа содержит углеводороды, углеродное число которых составляет, самое большее, 2. Часть потока 252 газа может быть перемещена в одну или несколько частей пласта и изолирована. В некоторых вариантах осуществления изобретения весь поток 252 газа перемещают в одну или несколько частей пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения часть потока 252 газа поступает в криогенный блок 256. В криогенном блоке 256 поток 252 газа разделяют на поток 258 C₂ углеводороды/углекислый газ и поток 260 сероводорода. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 258 C₂ углеводороды/углекислый газ содержит, самое большее, 0,5% по объему сероводорода.

В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 260 сероводорода содержит примерно от 0,01% по объему до примерно 5% по объему C₃ углеводородов. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 260 сероводорода содержит сероводород, углекислый газ, C₃ углеводороды или их смеси. Например, поток 260 сероводорода содержит примерно 32% по объему сероводорода, 67% по объему углекислого газа и 1% по объему C₃ углеводородов. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 260 сероводорода используют в качестве источника энергии для процесса тепловой обработки in situ и/или посылают на установку Клауса для дальнейшей обработки.

Часть или весь поток 258 C₂ углеводороды/углекислый газ может поступать в блок 262 сепарации. В блоке 262 сепарации поток 258 C₂ углеводороды/углекислый газ разделяют на поток 264 C₂ углеводородов и поток 266 углекислого газа. Отделение C₂ углеводородов от углекислого газа осуществляют с использованием известных способов сепарации, например, с использованием блоков адсорбции с колебаниями давления и/или блоков экстракционной дистилляции. В некоторых вариантах осуществления изобретения C₂ углеводороды отделяют от углекислого газа с использованием способов экстракционной дистилляции. Например, углеводороды, углеродное число которых составляет от 3 до 8, могут быть добавлены в блок 262 сепарации. Добавление углеводородного растворителя с большим углеродным числом позволяет извлекать C₂ углеводороды из углекислого газа. Далее C₂ углеводороды отделяют от углеводородов с большим углеродным числом с использованием технологий дистилляции. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 264 C₂ углеводородов перемещают в другие обрабатывающие установки и/или используют в качестве источника энергии. Например, поток 264 C₂ углеводородов может быть перемещен в одну или несколько установок обработки аммиака. Поток 266 углекислого газа может быть изолирован в одной или нескольких частях пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 266 углекислого газа перемещают в одну или несколько систем барьерных скважин. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 266 углекислого газа содержит, самое большее, 0,005 грамм соединений, не являющих углекислым газом, на грамм потока углекислого газа. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 266 углекислого газа смешивают с одним или несколькими источниками окисляющих веществ, подаваемых в одну или несколько внутрискважинных горелок.

В некоторых вариантах осуществления изобретения часть или весь поток 258 C₂ углеводороды/углекислый газ изолируют и/или перемещают в другие установки и/или перемещают в одну или несколько систем барьерных скважин. В некоторых вариантах осуществления изобретения часть или весь поток 258 C₂ углеводороды/углекислый газ смешивают с одним или несколькими источниками окисляющих веществ, подаваемых в одну или несколько внутрискважинных горелок.

Как показано на фиг.4, кубовый поток 246 поступает в блок 270 криогенной сепарации. В блоке 270 криогенной сепарации кубовый поток 246 может быть разделен на поток 258 C₂ углеводороды/углекислый газ и газообразный поток 272 сероводород/водород. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 258 C₂ углеводороды/углекислый газ содержит сероводород. Газообразный поток 272 сероводород/водород может содержать углеводороды, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 3.

В некоторых вариантах осуществления изобретения часть или весь поток 258 C₂ углеводороды/углекислый газ перемещают по трубопроводу 268 для использования в других процессах и/или перемещают в одну или несколько частей пласта с целью изоляции, В некоторых вариантах осуществления изобретения часть или весь поток 258 C₂ углеводороды/углекислый газ обрабатывают в блоке 262 сепарации. Блок 262 сепарации описан выше при рассмотрении фиг.3.

Газообразный поток 272 сероводород/водород может поступить в блок 274 криогенной сепарации. В блоке 274 криогенной сепарации сероводород может быть отделен от углеводородов, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 3, что делают с целью получения потока 260 сероводорода и потока 250 C₃ углеводородов. Поток 260 сероводорода может содержать, помимо прочего, сероводород, C₃ углеводороды, углекислый газ или их смеси. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 260 сероводорода содержит примерно от 20% по объему до примерно 80% по объему сероводорода, примерно от 4% по объему до примерно 18% по объему пропана и примерно от 2% по объему до примерно 70% по объему углекислого газа. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 260 сероводорода сжигают с целью получения SO_x. SO_x может быть изолирован и/или обработан с использованием известных в технике технологий.

В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 250 C₃ углеводородов содержит минимальное количество сероводорода и углекислого газа. Например, поток 250 C₃ углеводородов может содержать примерно 99,6% по объему углеводородов, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 3, примерно 0,4% по объему сероводорода и углекислого газа в количестве, самое большее, 1 частица на миллион. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 250 C₃ углеводородов перемещают в другие обрабатывающие установки для использования в качестве источника энергии. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 250 C₃ углеводородов не требует дополнительной обработки.

Как показано на фиг.5, кубовый поток 246 может поступить в блок 276 криогенной сепарации. В блоке 276 криогенной сепарации кубовый поток 246 может быть разделен на газообразный поток 278 C₂ углеводороды/сероводород/углекислый газ и газообразный поток 272 сероводород/углеводород. В некоторых вариантах осуществления изобретения блок 276 криогенной сепарации содержит 45 теоретических этапов дистилляции. Верхняя зона (верхний теоретический этап дистилляции) блока 276 криогенной сепарации может работать при температуре, равной -31°C, и давлении, равном примерно 2 МПа.

Часть или весь газообразный поток 278 C₂ углеводороды/сероводород/углекислый газ и поток 280 углеводородов могут поступать в блок 282 криогенной сепарации. Поток 280 углеводородов может быть любым потоком углеводородов, подходящим для использования в криогенной системе экстракционной дистилляции. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 280 углеводородов является n-гексаном. В блоке 282 криогенной сепарации газообразный поток 278 C₂ углеводороды / сероводород / углекислый газ разделяют на поток 266 углекислого газа и дополнительный поток 284 углеводород/сероводород. В некоторых вариантах осуществления изобретения блок 282 криогенной сепарации содержит 40 теоретических этапов дистилляции. Блок 282 криогенной сепарации может работать при температуре, равной -19°C, и давлении, равном примерно 2 МПа.

В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 266 углекислого газа содержит примерно 2,5% по объему углеводородов, углеродное число которых составляет, самое большее, 2. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 266 углекислого газа может быть смешан с растворяющим флюидом и/или окисляющим веществом для внутрискважинных горелок, может быть использован в качестве флюида-носителя для окисляющего флюида для внутрискважинных горелок, может быть использован в качестве рабочего флюида для добываемых углеводородов, может быть отведен, может быть использован в барьерных скважинах и/или может быть изолирован. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 266 углекислого газа отверждают.

Дополнительный поток 284 углеводород/сероводород может присутствовать в газовой или жидкой фазе в зависимости от состава потока и/или условий обработки. Дополнительный поток 284 углеводород/сероводород может поступить в блок 286 криогенной сепарации. Дополнительный поток 284 углеводород/сероводород может содержать растворяющие углеводороды, С₂ углеводороды и сероводород. В блоке 286 криогенной сепарации дополнительный поток 284 углеводород/сероводород может быть разделен на газообразный поток 288 С₂ углеводороды/сероводород и поток 290 углеводородов. Поток 290 углеводородов может содержать углеводороды, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 3. Поток 290 углеводородов может являться жидкостью или газом в зависимости от состава потока и/или условий обработки. В некоторых вариантах осуществления изобретения блок 286 криогенной сепарации содержит 20 теоретических этапов дистилляции. Блок 286 криогенной сепарации может работать при температуре, равной -16°C, и давлении, равном примерно 1 МПа.

Газообразный поток 272 сероводород/углеводород может поступить в блок 274 криогенной сепарации. В блоке 274 криогенной сепарации сероводород может быть отделен из углеводородов, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 3, с целью получения потока 260 сероводорода и потока 250 C₃ углеводородов. Поток 260 сероводорода может содержать, помимо прочего, сероводород, C₂ углеводороды, C₃ углеводороды, углекислый газ или их смеси. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 260 сероводорода содержит примерно 31% по объему сероводорода, а остальное приходится на C₂ и C₃ углеводороды. Поток 260 сероводорода может быть сожжен с целью получения SO_x. SO_x может быть изолирован и/или обработан с использованием известных в технике технологий.

В некоторых вариантах осуществления изобретения блок 274 криогенной сепарации содержит 40 теоретических этапов дистилляции. Температуры в блоке 274 криогенной сепарации могут находиться в диапазоне примерно от 0°C до примерно 10°C. Давление в блоке 274 криогенной сепарации может равняться примерно 2 МПа.

Поток 250 C₃ углеводородов может являться газом или жидкостью в зависимости от состава потока и/или условий обработки. Поток 250 C₃ углеводородов содержит минимальное количество сероводорода и углекислого газа. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 250 C₃ углеводородов содержит сероводород в количестве примерно 50 частиц на миллион. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 250 C₃ углеводородов перемещают в другие обрабатывающие установки для использования в качестве источника энергии. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 250 C₃ углеводородов не требует дополнительной обработки.

Как показано на фиг.6, поток 234 сжатого газа может быть обработан с использованием модифицированного процесса типа процесса Гайана/Холмса с целью извлечения углекислого газа из потока сжатого газа. Поток 234 сжатого газа поступает в блок 292 криогенной сепарации. В некоторых вариантах осуществления изобретения блок 292 криогенной сепарации содержит 40 теоретических этапов дистилляции. Блок 292 криогенной сепарации может работать при температуре, находящейся в диапазоне примерно от 60°C до примерно -56°C, и давлении, равном примерно 3 МПа. В блоке 292 криогенной сепарации поток 234 сжатого газа может быть разделен на газообразный поток 294 метан/углекислый газ и поток 296 углеводород/сероводород.

Газообразный поток 294 метан/углекислый газ может содержать углеводороды, углеродное число которых составляет, самое большее, 2, и углекислый газ. Газообразный поток 294 метан/углекислый газ может быть сжат в компрессоре 298 и может поступить в блок 300 криогенной сепарации. В блоке 300 криогенной сепарации, газообразный поток 294 метан/углекислый газ разделяют на поток 266 углекислого газа и поток 244 метана. В некоторых вариантах осуществления изобретения блок 300 криогенной сепарации содержит 20 теоретических этапов дистилляции. Температуры в блоке 300 криогенной сепарации могут находиться в диапазоне примерно от -56°C до примерно -96°C при давлении, равном примерно 4,5 МПа.

Поток 266 углекислого газа может содержать некоторое количество сероводорода. Например, поток 266 углекислого газа может содержать сероводород в количестве, равном примерно 80 частиц на миллион. По меньшей мере, часть потока 266 углекислого газа может быть использована в качестве теплообменной среды в теплообменнике 302. В некоторых вариантах осуществления изобретения, по меньшей мере, часть потока 266 углекислого газа изолируют в пласте и/или, по меньшей мере, часть потока углекислого газа используют в качестве разбавляющего вещества во внутрискважинных установках окисления.

Поток 296 углеводород/сероводород может содержать углеводороды, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 2, и сероводород. Поток 296 углеводород/сероводород может являться газом или жидкостью в зависимости от содержания водорода и/или условий обработки. Поток 296 углеводород/сероводород может проходить через теплообменник 302 и поступает в блок 304 сепарации. В блоке 304 сепарации поток 296 углеводород/сероводород может быть разделен на поток 306 углеводородов и поток 260 сероводорода. В некоторых вариантах осуществления изобретения блок 304 сепарации содержит 30 теоретических этапов дистилляции. Температуры в блоке 304 сепарации могут находиться в диапазоне примерно от 60°C до примерно 27°C при давлении, равном примерно 1 МПа.

Поток 306 углеводородов может содержать углеводороды, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 3. Поток 306 углеводородов может содержать углеводороды, углеродное число которых более 5. Поток 306 углеводородов может содержать углеводороды, углеродное число которых составляет, самое большее, 5. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 306 углеводородов содержит 10% по объему n-бутанов и 85% по объему углеводородов, углеродное число которых равно 5. По меньшей мере, часть потока 306 углеводородов может быть повторно использована в блоке 292 криогенной сепарации с целью поддержания отношения углеводородов и потока 234 сжатого газа, равного примерно 1,4:1.

Поток 260 сероводорода может содержать сероводород, C₂ углеводороды и некоторое количество углекислого газа. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 260 сероводорода содержит примерно 13% по объему сероводорода, примерно 0,8% по объему углекислого газа, а остальное приходится на C₂ углеводороды. По меньшей мере, часть потока 260 сероводорода может быть сожжена в качестве источника энергии. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 260 сероводорода используется в качестве источника топлива для внутрискважинных горелок.

В некоторых вариантах осуществления изобретения желательно из C₂ углеводородов извлечь, по существу, весь сероводород. C₂ углеводороды могут быть использованы в качестве источника энергии в установках, расположенных на поверхности. Извлечение C₂ углеводородов может улучшить энергетическую эффективность процесса. Отделение сероводорода от C₂ углеводородов может быть трудноосуществимо, так как C₂ углеводороды кипят приблизительно при той же температуре, что и смесь сероводород/C₂ углеводороды. Добавление углеводородов с большим молекулярным весом (с большей температурой кипения) не позволит осуществить сепарацию сероводорода и C₂ углеводородов, так как добавление углеводородов с большим молекулярным весом уменьшает летучесть C₂ углеводородов. Было замечено, что добавление углекислого газа к смеси сероводород/C₂ углеводороды позволяет осуществить сепарацию сероводорода и C₂ углеводородов.

Как показано на фиг.7, кубовый поток 246 и поток 314 углекислого газа поступают в блок 316 криогенной сепарации. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток углекислого газа добавляют в кубовый поток до поступления в блок криогенной сепарации. В блоке 316 криогенной сепарации кубовый поток 246 может быть разделен на газообразный поток 258 C₂ углеводороды/углекислый газ и поток 318 сероводород/углеводород путем добавления достаточного количества углекислого газа с целью получения азеотропной смеси C₂ углеводороды/углекислый газ (например, может быть использовано отношение объемов C₂ углеводороды/углекислый газ, равное 0,17:1). Точка кипения азеотропной смеси C₂ углеводороды/углекислый газ ниже точки кипения C₂ углеводородов. Например, точка кипения азеотропной смеси C₂ углеводороды/углекислый газ, где C₂ углеводородами является этан, на 14°C ниже точки кипения C₂ при давлении, равном 1 МПа, и точка кипения на 22°C ниже точки кипения C₂ при давлении, равном 4 МПа. Использование азеотропной смеси C₂ углеводороды/углекислый газ дает возможность получать поток C₂ углеводороды/углекислый газ, содержащий минимальное количество сероводорода (например, поток C₂ углеводороды/углекислый газ, содержащий сероводород в количестве, самое большее 30 частиц на миллион, самое большее 25 частиц на миллион, самое большее 20 частиц на миллион или самое большее 10 частиц на миллион). В некоторых вариантах осуществления изобретения блок 316 криогенной сепарации содержит 40 теоретических этапов дистилляции и может работать при давлении, равном примерно 1 МПа.

По меньшей мере, часть потока 258 C₂ углеводороды/углекислый газ и поток 320 добытых углеводородов могут поступить в блок 262 сепарации. Поток 320 добытых углеводородов может содержать углеводороды, углеродное число которых составляет от 4 до 7. В блоке 262 сепарации контакт потока 258 C₂ углеводороды/углекислый газ с потоком 320 добытых углеводородов дает возможность отделить углеводороды от потока C₂ углеводороды/углекислый газ, что делают с целью формирования потока 266 отделенного углекислого газа и потока 322, богатого C₂ углеводородами. Например, отношение потока добытых углеводородов к потоку C₂ углеводороды/углекислый газ, равное 1,25 к 1, позволяет эффективно извлекать все углеводороды из углекислого газа. Отношение потока добытых углеводородов к потоку C₂ углеводороды/углекислый газ может зависеть от относительных концентраций C₂ углеводородов и углекислого газа в потоке C₂ углеводороды/углекислый газ. Поток 266 отделенного углекислого газа может быть изолирован в пласте, может быть использован в качестве рабочего флюида, может быть повторно использован в блоке 316 криогенной сепарации или может быть использован в качестве охлаждающего флюида в других процессах.

Поток 322, богатый C₂ углеводородами, может поступить в блок 324 извлечения углеводородов. В блоке 324 извлечения углеводородов поток 322, богатый C₂ углеводородами, может быть разделен на поток 326 легких углеводородов и нижний поток 328 углеводородов. В некоторых вариантах осуществления изобретения блок 324 извлечения углеводородов содержит 30 теоретических этапов дистилляции и работает при давлении, равном примерно 1 МПа. Поток 326 легких углеводородов может содержать углеводороды, углеродное число которых составляет от 2 до 4, а остаток составляют сероводород, тиолы и/или сероокись углерода. Например, поток 326 легких углеводородов может содержать сероводород в количестве примерно равном 30 частиц на миллион, содержать тиолы в количестве равном 280 частицам на миллион и содержать сероокись углерода в количестве равном 260 частицам на миллион. Поток 326 легких углеводородов может быть дополнительно обработан (например, с использованием контакта с молекулярным ситом) с целью извлечения соединений серы. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 326 легких углеводородов не требует дальнейшей очистки и подходит для перемещения и/или использования в качестве топлива.

Поток 328 углеводородов может содержать углеводороды, углеродное число которых составляет от 3 до 7. Некоторая часть потока 328 углеводородов может быть направлена в блок 330 сепарации и/или блок 262 сепарации после прохождения одного или нескольких теплообменников 302. Теплообменники 302 могут быть объединены с одним или несколькими блоками с целью максимизации энергетической эффективности. Смешивание потока 328 углеводородов с потоком 320 добытых углеводородов стабилизирует состав потока 320 добытых углеводородов и исключает формирование тяжелых углеводородов и соединений серы (например, сероорганических соединений). В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 328 углеводородов и поток 320 добытых углеводородов - это один и тот же поток. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 328 углеводородов обрабатывают с целью извлечения соединений серы (например, поток углеводородов контактирует со щелочью).

Газообразный поток 318 сероводород/углеводород из блока 316 криогенной сепарации может содержать, помимо прочего, углеводороды, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 3, углеводороды, включающие сероорганические соединения, сероводород или их смеси. Часть или весь газообразный поток 318 сероводород/углеводород и поток 320 добытых углеводородов поступает в блок 330 сепарации сероводорода. Выход блока 330 криогенной сепарации может содержать поток 260 сероводорода и поток 332, богатый C₃ углеводородами. Для облегчения отделения сероводорода от потока 332, богатого C₃ углеводородами, может быть использовано отношение объема потока, богатого C₃ углеводородами, к объему сероводорода, равное 0,73 к 1. В некоторых вариантах осуществления изобретения блок 330 сепарации содержит 30 теоретических этапов дистилляции. Блок 330 криогенной сепарации может работать при температуре, равной примерно -16°C, и давлении, равном примерно 1 МПа. Поток 332, богатый С₃ углеводородами, может содержать углеводороды, углеродное число которых составляет, по меньшей мере, 3. По меньшей мере, часть потока 332 C₃ углеводородов может поступить в блок 324 извлечения углеводородов.

Поток 260 сероводорода может содержать, помимо прочего, сероводород, C₂ углеводороды, C₃ углеводороды, углекислый газ или их смеси. В некоторых вариантах осуществления изобретения поток 260 сероводорода содержит примерно 99 молярных % сероводорода, а остальное приходится на C₂ и C₃ углеводороды. Поток 260 сероводорода может быть сожжен для получения SO_x. В некоторых вариантах осуществления изобретения, по меньшей мере, часть потока сероводорода используют в качестве топлива для внутрискважинных горелок. SO_x может быть использован в качестве рабочего флюида, может быть изолирован и/или обработан с использованием известных в технике технологий.

В некоторых вариантах осуществления изобретения неконденсирующиеся газы, добытые из областей, обрабатываемых с помощью процессов тепловой обработки in situ, используют в качестве топлива для нагревателей, которые нагревают обрабатываемые области в пласте. Нагреватели могут представлять собой горелки. Горелки могут быть устройствами для окисления комплекса внутрискважинных установок окисления, беспламенными распределенными камерами сгорания и/или горелками, которые нагревают теплопередающий флюид, используемый для нагревания обрабатываемых областей. Неконденсирующиеся газы могут содержать горючие газы (например, водород, сероводород, метан и другие газообразные углеводороды) и негорючие газы (например, углекислый газ). Наличие негорючих газов может препятствовать коксованию топлива и/или может уменьшить температуру области пламени устройств для окисления, когда топливо используется в качестве топлива для устройств для окисления комплекса внутрискважинных установок окисления. Уменьшенная температура области пламени может препятствовать образованию в устройствах для окисления соединений NO_x и/или других нежелательных продуктов сгорания. Другие компоненты, такие как вода, могут содержаться в топливе, подаваемом в горелки. Горение газа, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ, может уменьшить и/или исключить необходимость в установках по обработке газа и/или необходимость в обработке неконденсирующейся части пластового флюида, добытого с использованием процесса тепловой обработки in situ с целью получения подаваемого по трубопроводу газа и/или других газообразных продуктов. Горение газа, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ, в горелках может создать концентрированный углекислый газ и/или выбросы SO_x, которые могут быть использованы в других процессах, могут быть изолированы и/или обработаны с целью извлечения нежелательных компонентов.

В некоторых вариантах осуществления изобретения использование неконденсирующихся флюидов из процессов тепловой обработки in situ в горелках уменьшает или исключает необходимость в построении энергетических установок рядом с местом осуществления процессов тепловой обработки in situ. Тепло, в начале используемое для увеличения температуры обрабатываемых областей в пласте, может быть получено при сжигании подаваемого по трубопроводу газа или другого топлива. После начала добычи из пласта пластового флюида, часть или все неконденсирующиеся флюиды, добытые из пласта, могут полностью или частично заменить подаваемый по трубопроводу газ или другое топливо, используемое для тепловой обработки площадей.

В некоторых вариантах осуществления изобретения окисляющий флюид, подаваемый в горелки, представляет собой воздух или обогащенный воздух. В некоторых вариантах осуществления изобретения окисляющий флюид получается смешиванием кислорода с несущим флюидом, таким как углекислый газ, с целью уменьшения или исключения наличия азота в окисляющем флюиде. Например, окисляющий флюид может содержать примерно 50% по объему кислорода и примерно 50% по объему углекислого газа. Исключение азота из окисляющего флюида или уменьшение его количества может исключить или уменьшить количество соединений NO_x, вырабатываемых горелками. Исключение азота из окисляющего флюида или уменьшение его количества может также дать возможность транспортировать и геологически хранить выхлопные газы горелок без необходимости выделять азот из выхлопных газов.

На фиг.8 показан вариант осуществления системы, в которой неконденсирующийся флюид, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, используют для нагревания обрабатываемой области в пласте. Пластовый флюид 212, добытый из обрабатываемых областей в пласте, поступает в блок 214 сепарации. Блок 214 сепарации может разделять пластовый флюид на поток 216 жидкости, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, газ 218, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, и поток 220 воды. Газ 218, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, может содержать некоторое количество воды и/или конденсирующихся углеводородов. Газ 218, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, может поступить в блок 222 сепарации газа. Блок 222 сепарации газа может извлечь один или несколько компонентов из газа 218, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ, с целью получения топлива 400 и одного или нескольких других потоков 402. Например, другие потоки 402 могут содержать потоки 266 и 314 углекислого газа, полученные в ходе реализации процессов, описанных на фиг.3-7. Топливо 400 может содержать, помимо прочего, водород, соединения серы, углеводороды, углеродное число которых составляет, самое большее 5, оксиды углерода, соединения азота или их смеси. Топливо 400 может содержать потоки, полученные так, как описано на фиг.3-7 (например, потоки 244, 250, 258, 264, 288, 290 или их смеси). В некоторых вариантах осуществления изобретения в блоке 222 сепарации газа используют системы химической и/или физической обработки и/или системы, описанные на фиг.2-7, для извлечения или уменьшения количества углекислого газа в топливе 400. В некоторых вариантах осуществления изобретения газ 218, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, перед использованием в качестве топлива проходит минимальную обработку. Например, блок 222 сепарации газа может осуществить минимальную обработку газа 218, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ, с целью извлечения воды и/или углеводородов, углеродное число которых превышает 5. В некоторых вариантах осуществления изобретения газ 218, полученный в ходе процесса тепловой обработки in situ, подходит для использования в качестве топлива, так что в этой ситуации блок 222 сепарации газа не является необходимым.

Топливо 400 может поступить в топливный трубопровод 404, который подводит топливо к устройствам для окисления установок окисления (например, нескольких установок окисления, таких как внутрискважинная установка окисления, описанная в заявке на патент США №20080135254 (Vinegar et al.)), которые нагревают обрабатываемую область 406. Поток 408 воздуха и/или разбавляющий флюид 410 могут быть смешаны с окисляющим флюидом 412 с целью получения смешанного окисляющего флюида 414, который подводят к устройствам для окисления внутрискважинных установок окисления. Разбавляющий флюид 410 представляет собой, но не ограничивается таковыми, оксид углерода, отделенный от газа 218, полученного в ходе процесса тепловой обработки in situ, часть потока 402 из блока 222 сепарации газа, углекислый газ 406 из выхлопа внутрискважинных установок окисления, потоки отделенного углекислого газа из систем сепарации газа, которые описаны при обсуждении фиг.2-7, или их смеси. В некоторых вариантах осуществления изобретения разбавляющий флюид 410 содержит значительные количества углекислого газа, что нужно для предотвращения окисления трубопроводов и/или металлических частей топливного трубопровода 404, который контактирует с окисляющим флюидом 412. В некоторых вариантах осуществления изобретения количество излишков окисляющего вещества, подводимого к внутрискважинным установкам для окисления, уменьшают до значений, меньших примерно на 50% излишка окисляющего вещества по объему, что делают путем смешивания окисляющего флюида 412 с разбавляющим флюидом 410.

Вначале подаваемый по трубопроводу газ или другое топливо могут подводиться в обрабатываемую область 406. Клапаны 418 могут быть отрегулированы так, чтобы управлять количеством начального топлива, подаваемого в обрабатываемую область 406, когда топливо 400 становится доступным. В начале в обрабатываемую область 406 в качестве окисляющего флюида может быть подведен поток 408 воздуха. После того, как станут доступны дополнительные источники окисляющих веществ, клапаны 418' могут быть отрегулированы с целью управления составом окисляющего флюида 414, подводимого в обрабатываемую область 406.

Выхлопной газ 420 из горелок, используемый для нагревания обрабатываемой области 406, может быть направлен в завершающий блок 422 обработки. Выхлопной газ 420 может содержать, помимо прочего, углекислый газ и/или SO_x. В завершающем блоке 422 сепарации, поток 416 углекислого газа отделяют от потока 424 SO_x. Поток 416 отделенного углекислого газа может быть смешан с растворяющим флюидом 410, может быть использован в качестве флюида-носителя для окисляющего флюида 412, может быть использован в качестве рабочего флюида для добычи углеводородов и/или может быть изолирован. Поток 424 SO_x может быть обработан с использованием известных способов обработки SO_x (например, направлен в установку Клауса). Пластовый флюид 212', добытый из обрабатываемой теплом области 406, может быть смешан с пластовым флюидом 212 из других обрабатываемых областей и/или может поступить в блок 214 сепарации.

Ясно, что изобретение не ограничено конкретными описанными системами, которые, конечно, могут изменяться. Также надо понимать, что используемая здесь терминология предназначена только для описания конкретных вариантов осуществления изобретения, а не для ограничения изобретения. При использовании в этом описании формы единственного числа подразумевают множественное число, если не оговорено иное. Таким образом, например, ссылка на «болт» включает в себя комбинацию двух или более болтов, а ссылка на «флюид» включает в себя смеси флюидов.

В свете настоящего описания специалистам в рассматриваемой области могут быть ясны дополнительные модификации и альтернативные варианты осуществления различных аспектов настоящего изобретения. Соответственно это описание рассматривается только с иллюстративной точки зрения и с целью обучения специалистов в рассматриваемой области общему способу осуществления этого изобретения. Ясно, что показанные и описанные здесь формы изобретения надо рассматривать как предпочтительные в настоящее время варианты осуществления изобретения. Показанные и описанные здесь элементы и материалы могут быть заменены, части и способы могут быть изменены и некоторые признаки изобретения могут быть использованы независимо, что ясно специалисту в рассматриваемой области после понимания описания настоящего изобретения. В описанные здесь элементы могут быть внесены изменения, которые не выходят за пределы объема и сущности изобретения, которые описаны в прилагаемой формуле изобретения.

Claims (15)

1. Способ сепарации пластового флюида, полученного в ходе реализации в подземном пласте процесса тепловой обработки in situ с получением потока жидкости и первого потока газа, где первый поток газа содержит один или несколько оксидов углерода, одно или несколько соединений серы, углеводороды и/или молекулярный водород, в котором первый газовый поток по существу обрабатывают следующим образом:
в первой криогенной зоне осуществляют криогенную сепарацию первого потока газа для получения второго потока газа и третьего потока, при этом большая часть второго потока газа представляет собой метан и/или молекулярный водород, а большая часть третьего потока представляет собой один или несколько оксидов углерода, углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 2, одно или несколько соединений серы или их смеси; и
во второй криогенной зоне третий поток криогенно вводят в контакт с потоком углекислого газа и осуществляют криогенную сепарацию для получения четвертого и пятого потоков, при этом большая часть четвертого потока представляет собой один или несколько оксидов углерода и углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 2, а большая часть пятого потока представляет собой углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 3, и одно или несколько соединений серы.

2. Способ по п.1, в котором криогенная сепарация в первой криогенной зоне включает криогенную дистилляцию.

3. Способ по п.1, в котором криогенная сепарация во второй криогенной зоне включает криогенную дистилляцию.

4. Способ по п.1, в котором криогенная сепарация в первой и второй криогенных зонах включает криогенную дистилляцию.

5. Способ по п.1, в котором поток углекислого газа добавляют в третий поток во второй криогенной зоне или до второй криогенной зоны.

6. Способ по п.1, в котором одно или несколько соединений серы содержат сероводород и контакт третьего потока с углекислым газом улучшает отделение второго потока от третьего потока.

7. Способ по п.1, в котором одно или несколько соединений серы представляют собой сероводород.

8. Способ по п.1, дополнительно включающий следующую операцию:
сжимают первый поток газа перед криогенной сепарацией первого потока газа для получения потока, содержащего углеводород, углеродное число которого составляет по меньшей мере 5, и первого потока газа.

9. Способ по п.1, дополнительно включающий следующую операцию:
в третьей криогенной зоне четвертый поток криогенно вводят в контакт с потоком добытых углеводородов с целью получения шестого и седьмого потоков, при этом большая часть шестого потока представляет собой углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 2, а большая часть седьмого потока представляет собой оксиды углерода.

10. Способ по п.1, дополнительно включающий следующую операцию:
в третьей криогенной зоне осуществляют криогенную сепарацию пятого потока с целью получения потока, содержащего сероводород, и потока, содержащего углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 3.

11. Способ по п.1, дополнительно включающий следующую операцию:
подводят пятый поток, содержащий углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 3, к другим установкам обработки.

12. Способ по п.1, дополнительно включающий следующие операции:
в третьей криогенной зоне осуществляют криогенную сепарацию четвертого потока с целью получения шестого и седьмого потоков, при этом шестой поток содержит углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 2, а седьмой поток содержит один или несколько оксидов углерода;
в четвертой криогенной зоне осуществляют криогенную сепарацию пятого потока с целью получения потока, содержащего сероводород, и потока, содержащего углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 3;
объединяют шестой поток, содержащий углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 2, и поток, содержащий углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 3, для получения объединенного потока; и
в пятой криогенной зоне осуществляют криогенную сепарацию объединенного потока с целью получения потока, содержащего углеводороды, углеродное число которых составляет от 2 до 4, и потока, содержащего углеводороды, углеродное число которых составляет от 4 до 7; и
подводят, по меньшей мере, часть потока углеводородов, содержащего углеводороды, углеродное число которых составляет от 4 до 7, в третью криогенную зону.

13. Система для сепарации пластового флюида, полученного в ходе реализации в подземном пласте процесса тепловой обработки in situ с получением потока жидкости и первого потока газа, где первый поток газа содержит один или несколько оксидов углерода, одно или несколько соединений серы, углеводороды и/или молекулярный водород, содержащая:
первую зону криогенной сепарации, предназначенную для приема первого потока газа и для проведения криогенной сепарации первого потока газа с целью получения второго потока газа и третьего потока газа, при этом второй поток газа содержит метан и/или молекулярный водород, а третий поток газа содержит один или несколько оксидов углерода, углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 2, и одно или несколько соединений серы;
вторую зону криогенной сепарации, предназначенную для приема третьего потока газа и углекислого газа, при этом второй блок криогенной сепарации предназначен для осуществления криогенной сепарации третьего потока газа с целью получения четвертого и пятого потоков, где большая часть четвертого потока представляет собой один или несколько оксидов углерода и углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 2, а большая часть пятого потока представляет собой углеводороды, углеродное число которых составляет по меньшей мере 3 и одно или несколько соединений серы.

14. Способ нагревания подземного пласта, включающий следующие операции:
подводят топливо ко множеству установок для окисления, расположенных в подземном пласте, при этом по меньшей мере часть топлива получают путем криогенной сепарации потока газа с использованием способа по пп.1-12;
подводят окисляющее вещество ко множеству установок для окисления;
смешивают часть топлива с частью окисляющего вещества; и
сжигают смесь топлива и окисляющего вещества с целью выработки тепла, которое нагревает по меньшей мере часть подземного пласта.

15. Способ по п.14, в котором при криогенной сепарации потока газа получают поток, содержащий углекислый газ, и смешивают по меньшей мере часть полученного углекислого газа с окисляющим веществом.

Images