Есть еще 22 страницы.

Смотреть все страницы или скачать PDF файл.

Формула / Реферат

1. Способ внутрипластовой обработки содержащего углеводороды пласта и добычи углеводородного флюида из пласта, включающий пиролиз углеводородов, присутствующих в пласте, во время добычи углеводородного флюида из пласта с применением управления давлением и температурой, отличающийся тем, что процесс осуществляют в соответствии с выражением

Рисунок 1

где P является абсолютным давлением, бар, T - температурой, ш C, A и B - заданными параметрами, при этом A равно по меньшей мере 5000, B равно по меньшей мере 10 и P (абсолютное) равно максимум 72 бар, для управления свойством, которое относится к количеству, составу и/или качеству добываемых углеводородных флюидов.

2. Способ по п.1, в котором содержащий углеводороды пласт содержит кероген, такой как уголь или нефтеносный сланец, или тяжелые углеводороды, такие как битуминозный песок.

3. Способ по любому из пп.1 или 2, в котором применяют источник нагревания посредством проводимости.

4. Способ по любому из пп.1-3, в котором, по меньшей мере, существенную часть углеводородов, присутствующих в пласте, пиролизуют посредством нагревания до температуры ниже 450шC, предпочтительно в диапазоне от 250 до 400шC, в частности в диапазоне от 260 до 375шC.

5. Способ по любому из пп.1-4, в котором давление равно по меньшей мере 1,4 бар и в котором пиролиз происходит при температуре до 301,7шC, при этом применяют источник нагревания, отличный от источника нагревания, который обеспечивает только радиочастотное нагревание.

6. Способ по п.1, который осуществляется в присутствии водорода с парциальным давлением по меньшей мере 0,5 бар, например в диапазоне от 1 до 10 бар, в частности от 5 до 7 бар.

7. Способ по любому из пп.1-6, в котором A равно 14000 и B равно 25.

8. Способ по любому из пп.1-6, в котором A равно 24146 и B равно 43,349.

9. Способ по любому из пп.1-6, в котором A равно 30864 и B равно 50,676.

10. Способ по п.9, в котором A равно 16947 и B равно 33,603.

11. Способ по любому из пп.1-6, в котором A равно 57379 и B равно 83,145.

12. Способ по любому из пп.1-6, в котором A равно 5492,8 и B равно 14,234.

13. Способ по любому из пп.1-6, в котором A равно 38360 и B равно 60,531.

14. Способ по любому из пп.1-6, в котором A равно 6613,1 и B равно 16,364.

15. Способ по любому из пп.1-6, в котором A равно 28554 и B равно 47,084.

16. Способ по любому из пп.1-6, в котором A равно 11118 и B равно 23,156.

17. Способ по любому из пп.1-16, в котором после стадии обработки, по меньшей мере, части пласта пиролизом, по меньшей мере, часть обработанного содержащего углеводороды пласта подвергают реакции с генерирующим синтетический газ флюидом для добычи синтетического газа.

18. Способ по п.17, в котором синтетический газ преобразуют в углеводороды.

19. Способ по п.18, в котором синтетический газ преобразуют в парафины с помощью процесса Фишера-Тропша синтеза углеводородов и парафины преобразуют в установке для гидрокрекинга.

20. Способ получения энергии, содержащий подачу синтетического газа, полученного с помощью способа по п.17, и расширение и/или сжигание синтетического газа или использование синтетического газа в топливном элементе.

21. Система для внутрипластовой обработки согласно способу по любому из пп.1-16, при этом система содержит одну или более скважин нагнетания тепла и одну или более добывающих углеводородный флюид скважин, каждая из которых расположена на одном или нескольких выбранных расстояниях от указанной одной или более скважин нагнетания тепла и которые снабжены устройствами для управления давлением, которые выполнены с возможностью поддержания повышенного давления (P) флюида в нагреваемой части пласта между одной или более скважинами нагнетания тепла и одной или более добывающими скважинами, отличающаяся тем, что скважины нагнетания тепла и устройства для управления давлением выполнены с возможностью осуществления процесса согласно выражению

Рисунок 2

где P является абсолютным давлением, бар, T - температурой, шC), A и B - заданными параметрами, при этом A равно по меньшей мере 5000, B равно по меньшей мере 10 и P (абсолютное) равно максимум 72 бар, для управления свойством, которое относится к количеству, составу и/или качеству добываемых углеводородных флюидов.

22. Система по п.21, в которой каждая добывающая углеводородный флюид скважина снабжена устройством для управления давлением, которое поддерживает давление внутри, по меньшей мере, части ствола добывающей скважины на заданном значении, которое определено относительно оценочной температуры в зоне пиролиза, из которой при использовании пиролизованные углеводородные флюиды проходят через пласт в ствол добывающей скважины.

23. Система по п.21, в которой множество скважин нагнетания тепла расположены на одном или более выбранных расстояниях и, по существу, по треугольной схеме расположения вокруг каждой добывающей скважины.

24. Система по п.21, в которой по меньшей мере одна из скважин нагнетания тепла и добывающих скважин пробурена, по существу, параллельно верхней и нижней границам содержащего углеводороды пласта.

25. Система по п.21, в которой по меньшей мере одна из скважин нагнетания тепла и добывающих скважин пробурена, по существу, ортогонально верхней и нижней границам содержащего углеводороды пласта.

26. Система по п.21, в которой по меньшей мере одна из скважин нагнетания тепла содержит

подающий окислительный флюид канал для подачи окислительного флюида из источника окислительного флюида в зону реакции в пласте во время использования, при этом окислительный флюид выбран с возможностью окисления, по меньшей мере, части углеводородов в пласте вблизи зоны ствола во время использования, так что в зоне реакции генерируется тепло; и

отводящий газы сгорания канал для удаления газов сгорания из зоны реакции на поверхность земли для обеспечения переноса тепла, по существу, с помощью проводимости из зоны реакции в выбранную секцию пласта во время использования.

27. Система по п.26, в которой каналы для нагнетания окислителя и отвода газов сгорания снабжены устройствами регулирования давления, которые управляют давлением в нагревательной скважине, так что, по меньшей мере, существенная часть газов сгорания, образованных в зоне реакции, отводится на поверхность земли через отводящий газы сгорания канал.

28. Система по любому из пп.26 или 27, в которой канал для нагнетания окислителя и канал для отвода газов сгорания проходят соосно друг с другом от устья нагревательной скважины в содержащий углеводороды пласт, канал для нагнетания окислителя выступает из нижнего конца канала для отвода газов сгорания через зону реакции, пересекая содержащий углеводороды пласт, и выступающая нижняя часть канала для нагнетания окислителя снабжена решеткой из отверстий для нагнетания окислителя в кольцевое пространство между каналом для нагнетания окислителя и зоной реакции.

29. Система по любому из пп.21-28, в которой по меньшей мере одна нагревательная скважина содержит электрический нагреватель.

30. Система по п.29, в которой электрический нагреватель содержит кабель с минеральной изоляцией, расположенный внутри не обсаженной секции ствола нагревательной скважины, которая проходит через содержащий углеводороды пласт, при этом кабель с минеральной изоляцией выполнен с возможностью подачи излучаемого тепла, по меньшей мере, в часть пласта во время использования; и при этом система выполнена с возможностью переноса тепла с кабеля с минеральной изоляцией в секцию пласта во время использования.

31. Система по п.30, в которой кабель с минеральной изоляцией содержит проводник, содержащий медно-никелевый сплав, при этом проводник расположен внутри минерального изоляционного материала, который содержит оксид магния и/или зернистые частицы другого материала, которые расположены в оболочке, содержащей устойчивый к коррозии материал.

32. Система по п.29, т которой электрический нагреватель содержит первый электрический проводник, расположенный в первом канале, который расположен внутри нагревательной скважины.

33. Система по п.32, дополнительно содержащая скользящий электрический соединитель, соединенный с первым проводником и/или первым каналом, и в которой флюид расположен внутри первого канала, при этом обеспечена возможность поддерживания давления внутри первого канала для предотвращения, по существу, деформации первого канала во время использования.

34. Система по п.32, дополнительно содержащая трубу, расположенную внутри кольцевого отверстия снаружи первого канала, при этом труба выполнена с возможностью удаления паров, образованных, по меньшей мере, в нагреваемой части пласта, так что поддерживается равновесие давлений между первым каналом и отверстием для предотвращения, по существу, деформации первого канала во время использования.

35. Система по п.29, в которой электрический нагреватель содержит по меньшей мере один удлиненный элемент электрического проводника, который расположен по меньшей мере в частично не обсаженной секции нагревательной скважины.

36. Система по п.35, в которой канал для подачи флюида расположен внутри нагревательной скважины для нагнетания очистительного флюида, такого как воздух, у поверхности элемента электрического проводника для исключения отложения продуктов сгорания на или вблизи по меньшей мере одного удлиненного элемента электрического проводника во время использования.

37. Система по п.36, в которой удлиненный элемент электрического проводника опирается на канал для подачи флюида с помощью ряда изолированных центраторов и канал содержит ряды отверстий для нагнетания флюида вблизи удлиненного элемента электрического проводника.

38. Система по любому из пп.21-37, в которой электрические и/или другие нагреватели по меньшей мере в одной из нагревательных скважин выполнены с возможностью генерирования во время использования суммарного излучаемого тепла между 0,5 и 1,5 кВт на метр длины соответствующей нагревательной скважины.

39. Продукт пиролиза, получаемый с помощью способа по любому из пп.1-16, при этом продукт содержит менее 10 мас.% олефинов и имеет среднее углеродное число менее 35, при этом продукт содержит конденсируемые углеводороды, имеющие содержание элементарного азота менее 1 мас.% конденсируемых углеводородов и/или содержание ароматических соединений более 20 мас.% конденсируемых углеводородов.

40. Продукт пиролиза по п.39, содержащий конденсируемые углеводороды, имеющие содержание элементарного азота менее 1%, содержание элементарного кислорода менее 1% и содержание элементарной серы менее 1%.

41. Продукт пиролиза по п.39, содержащий конденсируемые углеводороды, имеющие содержание элементарного азота менее 1 мас.% на сухой основе, содержание элементарного кислорода менее 1 мас.% на сухой основе и содержание элементарной серы менее 1 мас.% на сухой основе.

42. Продукт пиролиза по п.39, имеющий среднее углеродное число менее 30, в частности менее 25.

43. Продукт пиролиза по п.39, содержащий неконденсируемые углеводороды, содержащие углеводороды, имеющие углеродные числа менее 5, при этом отношение массы углеводородов, имеющих углеродные числа 2-4, к метану составляет более 1.

44. Продукт пиролиза по п.39, имеющий содержащий аммиак компонент, при этом содержание содержащего аммиак компонента в продукте составляет более 0,5 мас.%.

45. Продукт пиролиза по п.43, содержащий конденсируемый компонент, при этом содержание олефинов в конденсируемом компоненте составляет менее 9 мас.% конденсируемого компонента.

46. Продукт пиролиза по п.39, содержащий углеводородный компонент, при этом менее 5 мас.% соединений внутри углеводородного компонента имеют углеродное число более 20.

47. Продукт пиролиза по п.45, в котором содержание ароматических соединений конденсируемого компонента составляет более 30 мас.% конденсируемого компонента.

48. Продукт пиролиза по п.39, содержащий углеводороды, содержащие 1, 2, 3 или 4 атома углерода, или их смеси, при этом отношение по массе C2-4 к метану составляет более 1, при этом C2-4 определяется как сумма углеводородов, содержащих 2, 3 и 4 атома углерода; и содержание воды более 0,1 мас.%; содержание сероводорода менее 1,5 мас.%; содержание H2 менее 20 мас.%; содержание олефинов менее 10 мас.%; конденсируемый компонент, при этом содержание ароматических соединений конденсируемого компонента составляет более 30 мас.%.

49. Продукт пиролиза по п.39, содержащий углеводородный компонент, при этом менее 5% соединений внутри углеводородного компонента имеют углеродное число более 20; содержание воды более 0,1 мас.%; содержание сероводорода менее 1,5 мас.%; содержание водорода (H2) менее 20 мас.%; содержание олефинов менее 10 мас.% и конденсируемый компонент, при этом содержание ароматических соединений конденсируемого компонента составляет более 30 мас.%.

50. Продукт пиролиза по п.39, содержащий конденсируемый компонент, имеющий содержание олефинов между 0,1 и 5 мас.% конденсируемого компонента; и содержание нафталина жидких углеводородов от 0 до 0,1 мас.% конденсируемого компонента.

51. Продукт пиролиза по п.39, содержащий конденсируемый флюид, который содержит олефины в диапазоне между 0,1 и 2 мас.%; и имеющий содержание триароматических соединений менее 2 мас.%.

52. Продукт пиролиза по п.39, имеющий содержание H2 более 10 мас.%; содержание аммиака более 0,5 мас.% и отношение массы углеводородов, имеющих более 2 атомов углерода, к метану более 0,4.

53. Продукт пиролиза по любому из пп.39-52, в котором продукт пиролиза получен с помощью способа по любому из пп.1-16.

Рисунок 3

 

Текст

Смотреть все

1 Область техники, к которой относится изобретение Изобретение относится к способу и системе для внутрипластовой обработки содержащего углеводороды пласта и добычи углеводородного флюида из пласта посредством пиролиза углеводородов, присутствующих в пласте. Уровень техники Углеводороды, полученные из подземных пластов, часто используются в качестве энергетических ресурсов, в качестве сырья и в качестве потребительских продуктов. Тревога относительно истощения доступных углеводородных ресурсов привела к разработке процессов для более эффективной добычи, обработки и использования доступных углеводородных ресурсов. Используемые внутрипластовые процессы можно применять для извлечения углеводородных материалов из подземных пластов. Химические и/или физические свойства углеводородных материалов внутри подземного пласта нуждаются в изменении для обеспечения более легкого извлечения из подземного пласта. Химические и физические изменения могут включать осуществляемые внутри пласта реакции, в результате которых образуются удаляемые флюиды, при этом обеспечивают изменения растворимости, фазы и/или вязкости углеводородного материала внутри пласта. Флюид может быть,но не ограничиваясь этим, газом, жидкостью,эмульсией, пульпой и/или потоком твердых частиц, который имеет характеристики текучести,подобные потоку жидкости. Примеры применяемых внутрипластовых процессов с использованием скважинных нагревателей показаны в US-A-2634961, US-А 2732195, US-A-2780450, US-A-2789805, US-A2923535, US-A-4886118, US-A-2914309, US-A4344483, US-A-4067390, US-A-4662439 и US-A4384613. Например, применение нагревания пластов нефтеносного сланца описано в US-A-2923535 иUS-A-4886118. При этом воздействуют теплом на пласт нефтеносного сланца для пиролиза керогена внутри слоя нефтеносного сланца. Тепло также разрушает пласт для увеличения проницаемости пласта. Увеличенная проницаемость обеспечивает прохождение углеводородных флюидов к добывающей скважине, где флюид извлекают из пласта нефтеносного сланца. В US-A-2923535 используют давление посредством закрывания всех вентилей для выхода газа для испытания пористости пласта и проницаемости для газов и паров. В US-A-2923535 ничего не говорится о сохранении повышенного давления во время добычи газов и паров. Предпринимались значительные попытки для разработки способов и систем для экономичной добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из содержащих углеводороды пластов. Однако в настоящее время все еще 2 имеется много содержащих углеводороды пластов, из которых невозможна экономически выгодная добыча углеводородов, водорода и/или других продуктов. Таким образом, все еще имеется потребность в улучшенных способах и системах для добычи углеводородов, водорода и других продуктов из различных пластов, содержащих углеводороды. Было установлено, что количеством, составом и качеством углеводородного флюида,полученного при пиролизе, можно управлять посредством управления давлением относительно применяемой температуры и наоборот. В этом отношении количество, состав и качество углеводородных флюидов можно задавать с помощью одного или нескольких релевантных свойств, таких как плотность нефтепродукта в градусах Американского института нефти, отношение элементарных углерода и водорода,добываемые эквиваленты жидкости (газ и жидкость), добываемые жидкости, процент пробы Фишера и присутствие углеводородов с количеством углерода более 25 внутри углеводородных флюидов. Давление для выбранной температуры, которое может обеспечить углеводородные флюиды, имеющие релевантные свойства, можно определить с использованием уравнения, называемого в последующем "уравнением 1": где Р обозначает давление (абсолютное в барах),Т - температуру (вС), А и В - параметры, которые относятся к соответствующему свойству и которые можно определить экспериментально. Размерности фактора 0,07 и параметров А и В таковы, чтобы обеспечивать соответствие размерностям Р и Т. Во многих случаях применение управления температурой/давлением может включать использование повышенного давления во время пиролиза. Было установлено, что применение повышенного давления имеет несколько неожиданных преимуществ. Эти преимущества действуют независимо от применения используемого в настоящее время управления температурой/давлением. Повышенное давление в пласте приводит к добыче улучшенных углеводородных флюидов. При увеличении давления в пласте добываемые из пласта углеводородные флюиды включают большую часть не конденсируемых компонентов. Таким образом, значительное количество(например, наибольшая часть) углеводородных флюидов, добываемых при таком давлении,включает конденсируемый компонент, более легкий и более высокого качества, чем углеводородные флюиды, добываемые при низком давлении. Было установлено, что поддержание повышенного давления внутри нагретого пласта 3 по существу исключает добычу углеводородных флюидов, имеющих углеводородные числа более, например, около 25, и/или многокольцевых углеводородных соединений. Было также установлено, что поддержание повышенного давления внутри нагретого пласта приводит к повышению плотности API углеводородных флюидов, добываемых из пласта. Таким образом, более высокое давление может обеспечивать увеличение добычи углеводородных флюидов с относительно короткой цепью, которые могут иметь более высокие значения плотности API. Кроме того, поддержание повышенного давления внутри пласта подавляет осаждение пласта. Поддержание повышенного давления внутри пласта также имеет тенденцию к уменьшению необходимых размеров коллекторных трубопроводов, используемых для транспортировки конденсируемых компонентов. Поддержание повышенного давления внутри пласта может также упрощать генерирование электричества из добытого не конденсируемого флюида. Например, полученный не конденсируемый флюид можно пропускать через турбину для генерирования электричества. Сущность изобретения В соответствии с изложенным выше, данное изобретение предлагает способ внутрипластовой обработки содержащего углеводороды пласта и добычи углеводородного флюида из пласта, который включает пиролиз имеющихся в пласте углеводородов во время добычи углеводородного флюида из пласта с применением управления температурой/давлением, так что давление является, по меньшей мере, давлением, которое можно вычислить для выбранной температуры, или температура является самое большее температурой, которую можно вычислить из выбранного давления, согласно уравнению где Р обозначает давление (абсолютное в барах),Т - температуру (в С), А и В - предварительно определенные параметры, при этом А равно, по меньшей мере, 5000, В равно, по меньшей мере,10, и Р равно, по меньшей мере, 72 бар (абсолютно), для управления свойством, релевантным количеству, составу или качеству добываемых углеводородных флюидов. Изобретение также предлагает систему для нагнетания тепла и скважины для добычи углеводородных флюидов для использования в способе, согласно изобретению, и продукты пиролиза, имеющие низкое содержание олефинов(например,10 мас.%) и низкое среднее углеродное число (например, 35), которые можно получать посредством применяемого внутрипластового способа пиролиза, а также системы,согласно изобретению. 4 Изобретение предлагает также способ получения синтетического газа, при этом способ содержит создание содержащего углеводороды пласта, который обработан согласно данному изобретению, и обработку содержащего углеводороды пласта флюидом, генерирующим синтетический газ. Изобретение также предлагает способ преобразования полученного таким образом синтетического газа в углеводороды. Изобретение также предлагает способ получения энергии посредством расширения и/или сжигания полученного таким образом синтетического газа. Следует отметить, что в US-A-4 662 439 раскрыт способ подземного преобразования угля, в котором содержащие кислород газ и пар нагнетают в угольный пласт, который взрыхлен с помощью взрывчатых веществ, для создания синтетического газа, который преобразует до 90 мас.% свободного от влаги и золы угля в жидкие и газообразные продукты, если поддерживается высокое давление (4000-5000 фунт-силы на квадратный дюйм 275-350 бар) и температура около 550 С. В US-A-5236039 раскрыт способ внутрипластовой обработки содержащего углеводороды пласта с использованием радиочастотного источника нагревания для нагревания пласта до температуры пиролиза. В этом документе не указывается влияние давления на способ или его результаты. Однако имеется случайное указание 50 фунт-силы на квадратный дюйм (344 кПа) в комбинации с температурой пиролиза до 550 Ф относительно моделирования изобретения (см. табл. 1). Применение в способе обработки, согласно изобретению, давления 52 бар(50 фунт-силы на квадратный дюйм) при температуре до 301,7 С (575 Ф) в комбинации с радиочастотным нагреванием исключается из объема защиты определенных вариантов выполнения данного изобретения. Если не указывается по-другому, то понятие "давление" относится к абсолютному давлению. Температура и давление, превалирующие во время добычи углеводородного флюида из пласта или во время генерирования синтетического газа, предполагаются измеряемыми в добывающей скважине в непосредственной близости к соответствующей части пласта, где происходит пиролиз или получение синтетического газа. Таким образом, давление по существу соответствует поровому давлению в пласте в зоне,где происходит пиролиз. Вместо измерения температуры, можно оценивать температуру на основе входного тепла, генерируемого нагревательными скважинами, и тепла, создаваемого и/или потребляемого пиролизом и/или другой реакцией (другими реакциями), и свойства пласта. Содержащий углеводород пласт для использования в данном изобретении предпочти 5 тельно содержит кероген. Кероген состоит из органического вещества, которое было преобразовано за счет процесса созревания. Содержащие углеводороды пласты, которые включают кероген, являются, например, пластами, содержащими уголь, или слоями, содержащими нефтеносный сланец. Кероген предпочтительно имеет коэффициент отражения витринита 0,2-3%, предпочтительно свыше 0,25%, и более предпочтительно свыше 0,4%, и предпочтительно ниже 2%, и более предпочтительно ниже 1,2%, и содержание водорода по меньшей мере 2 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 3 мас.%. В качестве альтернативного решения можно обрабатывать содержащие углеводороды пласты, которые не содержат кероген, например, пласты, содержащие тяжелые углеводороды (например, битуминозные пески). Содержащие углеводороды пласты можно выбирать для внутрипластовой обработки на основе свойств, по меньшей мере, части пласта,так что это обеспечивает добычу высококачественных флюидов из пласта. Например, можно оценивать или выбирать содержащие углеводороды пласты для обработки на основе коэффициента отражения витринита керогена. Коэффициент отражения витринита часто связывают с отношением элементарных водорода и углерода керогена и отношением элементарных кислорода и углерода керогена. Коэффициент отражения витринита предпочтительно находится в диапазоне от 0,2 до 3,0%, более предпочтительно от 0,5 до 2,0%. Такие диапазоны отражения витринита обычно указывают на то, что из пласта можно добывать углеводородные флюиды относительно высокого качества. Содержащий углеводороды пласт можно выбирать для обработки на основе содержания элементарного водорода в содержащем углеводороды пласте. Например, способ обработки содержащего углеводороды пласта может обычно включать выбор для обработки содержащего углеводороды пласта, имеющего содержание элементарного водорода более 2 мас.%, в частности более 3 мас.% или более, в частности более 4 мас.% при измерении на сухой, свободной от золы основе. Содержащий углеводороды пласт предпочтительно имеет отношение элементарных водорода к углероду в диапазоне от 0,5 до 2, в частности от 0,70 до 1,7. Содержание элементарного водорода может значительно влиять на состав получаемых углеводородных флюидов, например, за счет образования молекулярного водорода. Таким образом, если в пласте имеется слишком мало водорода, то это отрицательно влияет на количество и качество добываемых флюидов. Предпочтительно поддерживать парциальное давление водорода и если имеется слишком мало природного водорода, то в пласт следует добавить другой восстанавливающий флюид. 6 Пласт может иметь обычно содержание элементарного водорода менее 20 мас.%, в частности, менее 15 мас.%, или предпочтительно менее 10 мас.% при измерении на сухой, свободной от золы основе. Обычно отношение элементарных кислорода к углероду составляет менее 0,15. Тем самым можно уменьшить получение диоксида углерода и других оксидов при выполнении внутрипластового процесса преобразования содержащего углеводороды материала. Часто отношение элементарных кислорода к углероду находится в диапазоне от 0,03 до 0,12. Нагревание содержащего углеводороды пласта обычно включает подачу большого количества энергии в источник тепла, расположенный внутри пласта. Содержащие углеводороды пласты могут содержать также воду. Вода,присутствующая в содержащем углеводороды пласте, приводит к дополнительному увеличению тепла, необходимого для нагревания содержащего углеводороды пласта, поскольку большое количество энергии может быть необходимо для испарения воды из пласта. Поэтому может быть необходимо большое количество тепла и/или времени для нагревания пласта,имеющего большое содержание влаги. Содержание воды содержащего углеводороды пласта предпочтительно меньше 15 мас.%, более предпочтительно менее 10 мас.%. Содержащий углеводороды пласт или его часть, подвергаемая пиролизу, может иметь ширину, например, по меньшей мере 0,5 м, или по меньшей мере 1,5 м, или по меньшей мере, 2,4 м или даже по меньшей мере 3,0 м. Мощность может быть до 100 м, или до 1000 м, или даже до 2000 м или более. Содержащий углеводороды пласт или его часть, подвергаемая пиролизу, может иметь толщину слоя, например, по меньшей мере, 2 м,более типично в диапазоне от 4 до 100 м, более типично от 6 до 600 м. Покрывающий слой содержащего углеводороды пласта может иметь толщину, например, по меньшей мере, 10 м,более типично - в диапазоне от 20 до 800 м или до 1000 м или более. Содержащий углеводороды пласт можно нагревать в соответствии со способами, известными из уровня техники, до температуры, достаточной для пиролиза имеющихся в пласте углеводородов, с помощью использования одного или более источников нагревания в нагревательных скважинах. Нагревательные скважины могут быть расположены вблизи или, предпочтительно,внутри содержащего углеводороды пласта. Предпочтительно используют множество источников нагревания так, чтобы можно было нагревать большую часть содержащего углеводороды пласта, и предпочтительно так, чтобы происходило наложение (перекрытие) нагрева,вызываемого источниками нагревания. Наложение нагрева может уменьшать время, необходи 7 мое для достижения температуры пиролиза. Наложение нагрева может обеспечивать относительно большие расстояния между соседними источниками нагревания, что в свою очередь может обеспечивать относительно медленную скорость нагревания содержащего углеводороды пласта. Наложение нагрева обеспечивает также равномерное нагревание, так что можно управлять температурой для создания флюидов с требуемыми свойствами во всей (большей части) нагреваемых частей содержащего углеводороды пласта. Расстояние между источниками нагревания может быть обычно внутри диапазона от 5 до 20 м, предпочтительно от 8 до 12 м. Размещение расположенных на одинаковом расстоянии друг от друга источников нагревания по схеме треугольника является предпочтительным, поскольку оно обеспечивает более равномерное нагревание пласта по сравнению с другими схемами, например, шестиугольной. Дополнительно к этому, треугольная схема обеспечивает более быстрое нагревание по сравнению с другими схемами, такими как шестиугольная. Можно применять любой обычный источник нагревания. Предпочтительно применять источники нагревания, которые подходят для нагревания благодаря проводимости, например,любые типы электрического нагревателя или любые типы нагревателя, использующего процесс горения. Менее предпочтительными являются источники нагревания, которые используют радиочастотное нагревание. Поскольку проницаемость и/или пористость увеличиваются относительно быстро в нагреваемом пласте, то создаваемые пары могут проходить значительные расстояния через пласт с относительно небольшой разницей давления. Увеличение проницаемости обуславливается уменьшением массы нагреваемой части за счет испарения воды, извлечения углеводородов и/или созданием трещин. Для извлечения углеводородных флюидов могут быть предусмотрены добывающие скважины, предпочтительно вблизи верхней поверхности пласта. Флюид,создаваемый внутри содержащего углеводороды пласта, может проходить значительные расстояния через содержащий углеводороды пласт в виде пара. Такое значительное расстояние может составлять, например, от 50 до 1000 м. Пар может иметь относительно небольшое падение давления на значительном расстоянии за счет проницаемости нагреваемой части пласта. За счет этой проницаемости, добывающая скважина может быть предусмотрена в каждом втором блоке источников нагревания или же в каждом третьем, четвертом, пятом, шестом блоке источников нагревания, каждый из которых может содержать множество нагревательных скважин,например, две, три или шесть. Добывающие 8 скважины могут быть обсаженными скважинами, которые могут иметь добывающий фильтр или перфорированные обсадные трубы. Дополнительно к этому, добывающие скважины могут быть окружены песком или гравием для минимизации падения давления флюидов, входящих в обсадную трубу. Дополнительно к этому, могут быть выполнены качающие воду скважины или вакуумные скважины для удаления воды из содержащего углеводороды пласта. Например, водные скважины могут окружать весь или часть содержащего углеводороды пласта. Полученный углеводородный флюид является материалом, который содержит углерод и водород в их молекулярной форме. Он может включать также другие элементы, такие как галогены, элементарные металлы, азот, кислород и сера. Содержащий углеводороды пласт нагревают до температуры, при которой может происходить пиролиз. Диапазон температур пиролиза может включать температуры вплоть, например, до 900 С. Большинство углеводородных флюидов могут быть получены внутри диапазона пиролизных температур от 250 до 400 С,более предпочтительно в диапазоне от 260 до 375 С. Температура, достаточная для пиролиза тяжелых углеводородов в содержащем углеводороды пласте с относительно низкой проницаемостью, может находиться в диапазоне от 270 до 300 С. В других вариантах выполнения температура, достаточная для пиролиза тяжелых углеводородов, может находиться внутри диапазона от 300 до 375 С. Если содержащий углеводороды пласт нагревается во всем диапазоне температур пиролиза, то пласт может создавать лишь ограниченные количества водорода в области верхней границы диапазона температур пиролиза. После истощения доступного водорода может быть обеспечена лишь небольшая добыча углеводородов из пласта. Содержащий углеводороды пласт или часть его, выбранные для пиролиза, предпочтительно нагревают с небольшой скоростью нагревания. Обычно скорость нагревания составляет максимально 50 С/сутки. Обычно скорость нагревания меньше 10 С/сутки, более типично менее 3 С, в частности 0,7 С/сутки. Часто скорость нагревания составляет более 0,01 С/сутки,в частности более 0,1 С/сутки. Такие низкие скорости нагревания применяют в диапазоне температур пиролиза. В частности, нагреваемые части содержащего углеводороды пласта можно нагревать с такой скоростью в течение времени,на 50% больше времени, необходимого для перекрытия диапазона температур пиролиза,предпочтительно, более чем на 75% больше времени, необходимого для перекрытия температур пиролиза, или, предпочтительно, более чем на 75% больше времени, необходимого для перекрытия температур пиролиза. 9 Скорость, с которой нагревают содержащий углеводороды пласт, может влиять на количество и качество углеводородного флюида,добываемого из содержащего углеводороды пласта. Например, нагревание с высокой скоростью может приводить к получению большого количества флюида из содержащего углеводороды пласта. Однако продукты такого процесса могут иметь значительно более низкое качество,чем при нагревании с меньшими скоростями. Кроме того, управление скоростью нагрева при менее 3 С/сутки обычно обеспечивает лучшее управление температурой внутри содержащего углеводороды пласта. Данные идеи относительно скоростей нагревания применимы независимо от применения управления температурой/давлением, согласно данному изобретению. Нагревание содержащего углеводороды пласта до диапазона температур пиролиза может осуществляться перед созданием существенной проницаемости внутри содержащего углеводороды пласта. Начальный недостаток проницаемости может предотвращать транспортировку созданных флюидов из зоны пиролиза внутри пласта. Таким образом, по мере начального переноса тепла из источника нагревания в содержащий углеводороды пласт, давление флюида внутри содержащего углеводороды пласта может повышаться вблизи источника нагревания. Давление, создаваемое расширением углеводородных флюидов или других флюидов, создаваемых в пласте, может первоначально увеличиваться, поскольку в пласте еще не существует открытый путь к добывающей скважине или какие-либо другие стоки. Дополнительно к этому, давление флюида может превысить литостатическое давление, так что в содержащем углеводороды пласте могут образовываться трещины от источников нагревания к добывающим скважинам. Создание трещин внутри нагреваемой части затем уменьшает давление за счет добычи углеводородных флюидов через добывающие скважины. Для поддержания давления внутри содержащего углеводороды пласта во время добычи углеводородных флюидов, можно поддерживать обратное давление в добывающей скважине. Давлением можно управлять с помощью клапанов и/или посредством нагнетания газов в содержащий углеводороды пласт, например, водорода, диоксида углерода, моноксида углерода,азота или метана, или воды или пара. Нагнетание водорода является особенно предпочтительным. Клапаны могут быть выполнены с возможностью поддержания, изменения и/или управления давлением внутри содержащего углеводороды пласта. Например, источники нагревания, расположенные внутри содержащего углеводороды пласта, могут быть соединены с 10 клапаном. Клапан может быть выполнен с возможностью удаления жидкости из пласта через источник нагревания или нагнетания газа в содержащий углеводороды пласт. В качестве альтернативного решения, клапан давления может быть соединен с добывающими скважинами. Флюиды, выпускаемые клапанами, можно собирать и транспортировать в наземный блок для дальнейшей обработки. Согласно данному изобретению, давлением и температурой управляют во время пиролиза и во время добычи пиролизованного углеводородного флюида из пласта, для обеспечения управления определенными свойствами, относящимися к количеству, составу и качеству углеводородных флюидов. Значение параметров А и В в уравнении 1 можно определить экспериментально. Обычно, значения параметра А могут лежать в диапазоне от 5000 до 60000, а значения параметра В - в диапазоне от 10 до 90. Ниже приведено несколько примеров. Для добычи пиролизованного углеводородного флюида, имеющего низкое содержание углеводородов, имеющих углеродное число 25 и более, например, менее 25 мас.%, предпочтительно, чтобы давление равнялось, по меньшей мере, давлению, которое можно вычислить для выбранной температуры, или температура равна самое большее температуре, которую можно вычислить для заданного давления из уравнения 1, в котором А равно около 14000 и В равно около 25. Предпочтительно А равно 14206 и В равно 25,123, более предпочтительно А равно 15972 и В равно 28,442, в частности А равно 17912 и В равно 31,804, в частности А равно 19929 и В равно 35,349 и максимально, в частности, А равно 21956 и В равно 38,849. На практике может быть часто достаточным, чтобы давление самое большее равнялось давлению,которое можно вычислить для заданной температуры, или температура была, по меньшей мере, температурой, которую можно вычислить для выбранного давления, с помощью уравнения 1, в котором А равно 24146 и В равно 43,349. Для добычи углеводородного флюида,конденсируемые углеводороды которого имеют высокую плотность API, например, по меньшей мере 30, предпочтительно, чтобы давление было, по меньшей мере, давлением, которое можно вычислить для выбранной температуры, или температура была самое большее температурой,которую можно вычислить для выбранного давления, из уравнения 1, в котором А равно 30864 и В равно 50,676, более предпочтительно А равно 21719 и В равно 37,821, в частности А равно 16895 и В равно 31,170. На практике может быть часто достаточным, чтобы давление самое большее равнялось давлению, которое можно вычислить для заданной температуры, или температура была, по меньшей мере, температурой,которую можно вычислить для выбранного дав 11 ления, с помощью уравнения 1, в котором А равно 16947 и В равно 33,603. В данном случае"конденсируемые углеводороды" являются углеводородами, имеющими точку кипения, по меньшей мере, 25 С при давлении 1 бар. Для добычи углеводородного флюида,имеющего низкое отношение этилена к этану,например, максимально 0,1, предпочтительно,чтобы давление было по меньшей мере давлением, которое можно вычислить для выбранной температуры, или температура была самое большее температурой, которую можно вычислить для выбранного давления, из уравнения 1,в котором А равно 57379 и В равно 83,145, более предпочтительно А равно 16056 и В равно 27,652, в частности, А равно 11736 и В равно 21,986. На практике может быть часто достаточным, чтобы давление самое большее равнялось давлению, которое можно вычислить для заданной температуры, или температура была,по меньшей мере, температурой, которую можно вычислить для выбранного давления, с помощью уравнения 1, в котором А равно 5492,8 и В равно 14,234. Для добычи углеводородного флюида,конденсируемые углеводороды которого имеют высокое отношение элементарных водорода и углерода, например, по меньшей мере, 1,7,предпочтительно, чтобы давление было, по меньшей мере, давлением, которое можно вычислить для выбранной температуры, или температура была самое большее температурой,которую можно вычислить для выбранного давления, из уравнения 1, в котором А равно 38360 и В равно 60,531, более предпочтительно А равно 12635 и В равно 23,989, в частности, А равно 7953,1 и В равно 17,889. На практике может быть часто достаточным, чтобы давление самое большее равнялось давлению, которое можно вычислить для заданной температуры, или температура была, по меньшей мере, температурой,которую можно вычислить для выбранного давления, с помощью уравнения 1, в котором А равно 6613,1 и В равно 16,364. Общее возможное количество углеводородных флюидов, которое можно добыть из содержащего углеводороды материала, можно определить с помощью пробы Фишера. Проба Фишера является стандартным способом, который включает нагревание образца, содержащего углеводороды материала, до приблизительно 500 С, сбор продуктов, полученных из нагретого образца, и определение количества продуктов. Для добычи большого количества углеводородных флюидов из содержащего углеводороды пласта, например, по меньшей мере, 60% от величины, указанной пробой Фишера, предпочтительно, чтобы давление было самое большее давлением, которое можно вычислить из заданной температуры, или температура была,по меньшей мере, температурой, которую можно вычислить для выбранного давления, для 12 применения давления, которое является максимально давлением (или применения температуры, которая, по меньшей мере, является температурой), которую можно вычислить из уравнения 1, в котором А равно 11118 и В равно 23,156, более предпочтительно А равно 13726 и В равно 26,635, в частности, А равно 20543 и В равно 36,191. На практике часто может быть достаточным, чтобы давление максимально равнялось давлению, которое можно вычислить для заданной температуры, или температура была, по меньшей мере, температурой, которую можно вычислить для выбранного давления с помощью уравнения 1, в котором А равно 28554 и В равно 47,084. В определенных случаях выполнения может быть наиболее предпочтительным управлять давлением и температурой так, чтобы они принадлежали к значениям А и В, которые представляют условия относительно низких уровней предпочтения, указанных выше. Это может иметь место, например, когда желательна определенная комбинация количества, состава и качества продукта. Таким образом, приведенные выше значения включают также все возможные поддиапазоны, которые можно задавать посредством комбинирования указанных рядов А и В. В частности, может быть предпочтительным во время добычи углеводородного флюида удерживать релевантное свойство постоянным, что может быть обеспечено при работе с постоянным значением параметров А и В. Во время пиролиза и во время добычи углеводородного флюида из пласта давление можно выбирать внутри широких диапазонов. Обычно применяют давление, по меньшей мере, 1,5 бар, более типично, по меньшей мере, 1,6 бар, в частности,по меньшей мере, 1,8 бар. Часто, когда температура пиролиза равна по меньшей мере 300 С,можно применять давление по меньшей мере 1,6 бар, а ниже 300 С можно применять давление по меньшей мере 1,8 бар. Верхняя граница давления может определяться прочностью и весом покрывного слоя. Часто при практических условиях давление меньше 70 бар, более часто - менее 60 бар и даже менее 50 бар. Давлением можно управлять внутри диапазона от 2 до 18 бар или 20 бар, или, в качестве альтернативного решения, внутри диапазона от 20 до 36 бар. В предпочтительном варианте выполнения, как указывалось выше, поддерживают парциальное давление водорода. Типично парциальное давление равно по меньшей мере 0,2 бар,предпочтительно, по меньшей мере 0,45 бар и до 35 бар или даже до 50 бар, более типично в диапазоне от 0,6 до 200 бар, в частности в диапазоне от 1 до 10 бар, в особенности в диапазоне от 5 до 7 бар. Поддержание парциального давления водорода внутри пласта, в частности,повышает плотность API добываемых углево 13 дородных флюидов и уменьшает добычу углеводородных флюидов с длинной цепью. Данные идеи в отношении парциального давления водорода применимы независимо от применения управления температурой/давлением, согласно данному изобретению. По меньшей мере 20%, обычно, по меньшей мере, 25%, предпочтительно, по меньшей мере, 35% исходного полного содержания органического углерода содержащего углеводороды пласта или же его части, подвергаемой пиролизу, можно преобразовывать в углеводородные флюиды. На практике часто максимально 90% общего содержания органического углерода содержащего углеводороды пласта или его части, подвергнутой пиролизу, можно преобразовывать в углеводородный флюиды, более часто максимально 80% или максимально 70% или максимально 60%. В определенных вариантах выполнения после пиролиза можно добывать синтетический газ из углеводородов, оставшихся в содержащем углеводороды пласте. Пиролиз может обеспечивать относительно высокую, по существу равномерную проницаемость содержащего углеводороды пласта или его пиролизованной части. Такая относительно высокая, равномерная проницаемость может приводить к относительно высокой эффективности извлечения синтетического газа по сравнению с добычей синтетического газа из содержащего углеводороды пласта, который не подвергался пиролизу. Эту идею можно применять независимо от применения управления температурой/давлением,согласно данному изобретению. Пиролиз, по меньшей мере, части содержащего углеводороды материала может обеспечивать в некоторых вариантах выполнения преобразование 20% первоначально доступного углерода. Образование синтетического газа может преобразовывать дополнительно, по меньшей мере, 10% и обычно до дополнительно 70% первоначально доступного углерода. Таким образом, внутрипластовая добыча синтетического газа из содержащего углеводороды пласта может обеспечивать преобразование большого количества первоначально доступного углерода внутри части. Синтетический газ можно добывать из пласта перед или после добычи углеводородного флюида из пласта. Синтетический газ, хотя обычно определяемый как смесь водорода (H2) и моноксида углерода (СО), может содержать дополнительные компоненты, такие как вода,двуокись углерода (СО 2), метан и другие газы. Генерирование синтетического газа можно начинать до и/или после уменьшения добычи углеводородного флюида до неприемлемого экономически уровня. Таким образом, тепло,предоставляемое для пиролиза, можно использовать для генерирования синтетического газа. Например, если часть пласта имеет температуру 14 375 С после пиролиза, то тогда обычно требуется меньше тепла для нагревания части до температуры, достаточной для поддержки генерирования синтетического газа. В некоторых случаях выполнения тепло может обеспечиваться от одного или более источников нагревания для нагрева пласта до температуры, достаточной для обеспечения генерирования синтетического газа (например, в диапазоне от 400 до 1200 С или выше). В верхнем конце диапазона температур генерированный синтетический газ может включать большей частью H2 и СО, например, в молярном отношении 1:1. На нижнем конце диапазона температур генерированный синтетический газ может иметь более высокое отношение Н 2 к СО. Нагревательные скважины, источники нагревания и добывающие скважины внутри пласта для пиролиза и добычи углеводородных флюидов из пласта можно использовать во время добычи синтетического газа в качестве нагнетательной скважины для ввода генерирующего синтетический газ флюида, в качестве добывающей скважины, или в качестве источника нагревания для нагрева пласта. Источники нагревания для получения синтетического газа могут включать любой из источников нагревания, указанных выше. В качестве альтернативного решения, нагревание может включать перенос тепла из флюида переноса тепла, например, потока продуктов сгорания из горелки,проходящих внутри множества стволов скважин внутри пласта. Генерирующий синтетический газ флюид,например, воду в виде жидкости, пар, двуокись углерода, воздух, кислород, углеводороды и их смеси, можно подавать в пласт. Например,смесь генерирующих синтетический газ флюидов может включать пар и кислород. Генерирующий синтетический газ флюид может включать водный флюид, полученный путем пиролиза содержащего углеводороды материала внутри другой части пласта. В качестве альтернативного решения, подача генерирующего синтетический газ флюида может включать поднятие уровня грунтовых вод пласта для обеспечения входа в него воды. Генерирующий синтетический газ флюид можно также подавать через нагнетательную скважину. Генерирующий синтетический газ флюид обычно вступает в реакцию с углеродом в пласте для образования Н 2,воды (в виде жидкости или пара), СО 2 и/или СО. Диоксид углерода можно отделять от синтетического газа и повторно нагнетать в пласт вместе с генерирующим синтетический газ флюидом. За счет сдвига преобладающих химических реакций равновесия, диоксид углерода,добавленный в генерирующий синтетический газ флюид, может по существу исключать дальнейшее получение диоксида углерода во время генерирования синтетического газа. Диоксид 15 углерода может также реагировать с углеродом в пласте для образования моноксида углерода. В генерирующий синтетический газ флюид можно добавлять углеводороды, такие как этан. При вводе в пласт углеводороды могут расщепляться для образования водорода и/или метана. Наличие метана в полученном синтетическом газе может увеличивать его нагревательную способность. Реакции генерирования синтетического газа обычно являются эндотермическими реакциями. Можно добавлять в пласт тепло во время получения синтетического газа для удерживания температуры пласта на желаемом уровне. Тепло можно добавлять из источников нагревания и/или за счет ввода генерирующего синтетический газ флюида, который имеет более высокую температуру, чем температура пласта. В качестве альтернативного решения, в генерирующий синтетический газ флюид можно добавлять окислитель, например, воздух, обогащенный кислородом воздух, кислород, перекись водорода, другие окисляющие флюиды или их смеси. Окислитель может вступать в реакцию с углеродом внутри пласта для создания тепла и приводить к образованию СО 2 и/или СО. В предпочтительном варианте выполнения в пласт подают кислород и воду, например, в молярном соотношении от 1:2 до 1:10, предпочтительно от 1:3 до 1:7, например, 1:4. Содержащий углеводороды пласт можно поддерживать на относительно высокой температуре во время получения синтетического газа. Синтетический газ можно генерировать в широком диапазоне давлений, например, между 1 бар и 100 бар, более типично между 2 и 80 бар, в частности между 5 и 60 бар. Высокое рабочее давление может приводить к увеличенному образованию H2. Высокие рабочие давления могут обеспечить генерирование электричества посредством пропускания полученного синтетического газа через турбину, при этом можно использовать меньшие коллекторные трубы для транспортировки полученного синтетического газа. Синтетический газ можно генерировать в широком диапазоне температур, таком как между 400 и 1200 С, более типично между 600 и 1000 С. При относительно низкой температуре генерирования синтетического газа можно получать синтетический газ с высоким отношением Н 2 к СО. Относительно высокая температура пласта может приводить к созданию синтетического газа, имеющего отношение Н 2 к СО, приближающееся к 1, и поток может содержать главным образом (и в некоторых случаях только) Н 2 и СО. При температуре пласта около 700 С, пласт может создавать синтетический газ, имеющий отношение Н 2 к СО, равное 2. Обычно можно создавать синтетический газ,который имеет молярное отношение Н 2 к СО в диапазоне от 1:4 до 8:1, более типично в диапа 004326 16 зоне от 1:2 до 4:1, в частности, в диапазоне от 1:1 до 2,5:1. Некоторые варианты выполнения могут включать подмешивание в первый синтетический газ второго синтетического газа для получения синтетического газа требуемого состава. Первый и второй синтетические газы могут быть получены из разных частей пласта. Содержащий углеводороды пласт или его часть, подвергнутые пиролизу и не обязательно генерированию синтетического газа, можно оставлять охлаждаться или можно охлаждать для образования холодного, израсходованного пласта. После добычи углеводородных флюидов и/или синтетического газа, флюид (например,диоксид углерода) можно изолировать в пласте. Для хранения значительного количества флюида в пласте, температура пласта часто должна быть менее 100 С, например 20 С. Можно вводить воду в пласт для создания пара и понижения температуры пласта. Пар можно удалять из пласта. Пар можно использовать для различных целей, например, для нагревания другой части пласта, для генерирования синтетического газа в смежной части пласта или в качестве парового заводнения в залежи нефти. После охлаждения пласта флюид можно сжимать и изолировать в пласте. Изолирование флюида внутри пласта может приводить к значительному уменьшению или исключению попадания флюида в окружающую среду, вследствие использования внутри пласта данного процесса. Израсходованный пласт особенно полезен для этой цели, поскольку он имеет структуру с высокой пористостью и большой проницаемостью для флюидов,в частности, газов. Флюид, подлежащий изолированию, можно нагнетать под давлением, например, в диапазоне от 5 до 50 бар, в охлажденный, израсходованный пласт и он абсорбируется содержащим углеводороды материалом в пласте. Последующее добавление воды в пласт препятствует десорбции диоксида углерода. Пример способа изолирования диоксида углерода показан в USA-5566756. Указанные выше синтетические газы можно преобразовывать в углеводороды, которые включают метанол, или в другие продукты, такие как аммиак. Например, можно выполнять процесс Фишера-Тропша синтеза углеводородов для преобразования синтетического газа в парафин. Синтетический газ можно также использовать в каталитических процессах метанизации для получения метана. В качестве альтернативного решения, синтетический газ можно использовать для получения метанола, бензина и дизельного топлива, аммиака и средних дистиллятов. Синтетический можно использовать также в качестве источника энергии. Например, его можно использовать в качестве сжигаемого топлива для нагревания содержащего углеводоро 17 ды пласта или для получения пара и пропускания его через турбины для генерирования электричества. Синтетический газ можно использовать для генерирования электричества посредством уменьшения давления синтетического газа в турбинах, или использования температуры синтетического газа для получения пара и применения его в турбинах. Синтетический газ можно использовать также в блоке генерирования энергии, таком как топливный элемент с расплавленным карбонатом, топливный элемент с твердым оксидом или другие типы топливных элементов. Молярное отношение Н 2 к СО для синтетического газа, используемого для реакции Фишера-Тропша, обычно составляет около 2,1. В результате процесса Фишера-Тропша обычно получают разветвленные или не разветвленные парафины, которые можно преобразовывать с помощью гидрокрекинга для получения углеводородных продуктов, которые включают дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей и лигроины. Примеры способа преобразования синтетического газа в углеводороды в процессе Фишера-Тропша приведены в US-A4096163, US-A-4594468, US-A-6085512 и US-А 6172124. Для получаемого синтетического газа, который можно использовать в качестве подаваемого газа для каталитического процесса метанизации, может быть желательным молярное отношение Н 2 к СО от 3:1 до 4:1. Примеры каталитического процесса метанизации приведены вUS-A-3992148, US-A-4130575 и US-A-4133825. Примеры получения метанола из синтетического газа приведены в US-A-4407973, US-A4927857 и US-A-4994093. Примеры процесса для получения моторного топлива приведены в US-A-4076761, US-A4138442 и US-A-4605680. Следующий пример иллюстрирует изобретение. Пример 1. Различные образцы нефтеносных сланцев залежи Грин Ривер в штате Колорадо, США были пиролизованы при различных температурах и давлениях для определения действия температуры и давления пиролиза на количество и качество добываемых углеводородных флюидов. Был выполнен котел высокого давления из нержавеющей стали для размещения образца нефтеносного сланца. Котел и трубопроводы,соединенные с котлом, были обмотаны электрической нагревательной лентой для обеспечения по существу равномерного нагревания в котле и в трубопроводах. Трубопроводы содержали клапан обратного давления для проведения испытаний при повышенных давлениях. После прохождения клапана продукты охлаждали при атмосферном давлении в обычном лабораторном стеклянном конденсаторе и анализировали. Данные испытаний использовали для определе 004326 18 ния соотношения давления и температуры для заданного качества и выхода продуктов деления с помощью уравнения 1 и параметров А и В, как указывалось выше. Результаты показывают, что при увеличении давления уменьшается содержание углеводородов, имеющих углеродное число 25 или более, повышается плотность API,уменьшается отношение этилен/этан, увеличивается отношение Н/С и уменьшается выход углеводородов по сравнению с пробой Фишера. Краткое описание чертежей Дальнейшие преимущества данного изобретения следуют для специалистов в данной области техники из приведенного ниже подробного описания предпочтительных вариантов выполнения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено: фиг. 1 - стадии нагревания содержащего углеводороды пласта; фиг. 2 - график свойств содержащего углеводороды пласта; фиг. 3 - вариант выполнения схемы источников нагревания; фиг. 3 а - 3 с - варианты выполнения источников нагревания; фиг. 4 - вариант выполнения нагревательных скважин, расположенных в содержащем углеводороды пласте; фиг. 5 - вариант схемы расположения нагревательных скважин в содержащем углеводороды пласте; фиг. 6 - вариант выполнения нагреваемой части содержащего углеводороды пласта; фиг. 7 - вариант наложения тепла в содержащем углеводороды пласте; фиг. 8 и фиг. 9 - вариант схемы размещения источников нагревания и добывающих скважин в содержащем углеводороды пласте; фиг. 10 - вариант выполнения источника нагревания с естественной распределенной камерой сгорания; фиг. 11 - часть покрывающего слоя пласта с источником нагревания; фиг. 12 и фиг. 13 - варианты выполнения источника нагревания с естественной распределенной камерой сгорания; фиг. 14 и фиг. 15 - варианты выполнения системы для нагревания пласта; фиг. 16 - 21 - несколько вариантов выполнения источников нагревания с изолированным проводником; фиг. 22 и фиг. 23 а - 23b - несколько вариантов выполнения центратора; фиг. 24 - вариант выполнения источника нагревания типа проводник в канале в пласте; фиг. 25 - вариант выполнения источника нагревания в пласте; фиг. 26 - вариант выполнения источника нагревания с поверхностной камерой сгорания; фиг. 27 - вариант выполнения канала для источника нагревания; 19 фиг. 28 - вариант выполнения источника нагревания с беспламенной камерой сгорания; фиг. 29 - вариант использования пиролизной воды для генерирования синтетического газа в пласте; фиг. 30 - вариант получения синтетического газа в пласте; фиг. 31 - вариант непрерывного получения синтетического газа в пласте; фиг. 32 - вариант серийного получения синтетического газа в пласте; фиг. 33 - вариант получения энергии с помощью синтетического газа, добытого из содержащего углеводороды пласта; фиг. 34 - вариант получения энергии с помощью флюида пиролиза, добытого из содержащего углеводороды пласта; фиг. 35 - вариант добычи синтетического газа из пласта; фиг. 36 - вариант сохранения диоксида углерода, добытого во время пиролиза, в содержащем углеводороды пласте; фиг. 37 - вариант получения энергии с помощью синтетического газа, добытого из содержащего углеводороды пласта; фиг. 38 - вариант выполнения процесса Фишера-Тропша с использованием синтетического газа, добытого из содержащего углеводороды пласта; фиг. 39 - вариант выполнения процесса получения средних дистиллятов фирмы Шелл с использованием синтетического газа, добытого из содержащего углеводороды пласта; фиг. 40 - вариант выполнения процесса каталитической метанизации с использованием синтетического газа, добытого из содержащего углеводороды пласта; фиг. 41 - вариант получения аммиака и мочевины с использованием синтетического газа,добытого из содержащего углеводороды пласта; фиг. 42 - вариант получения аммиака с использованием синтетического газа, добытого из содержащего углеводороды пласта; фиг. 43 - вариант подготовки питающего потока для процесса получения аммиака; фиг. 44 - 48 - несколько вариантов обработки относительно проницаемого пласта; фиг. 49 и 50 - варианты размещения источников нагревания в относительно проницаемом пласте; фиг. 51 - 57 - несколько вариантов выполнения источников нагревания в пласте с относительно низкой проницаемостью; фиг. 58 - 70 - несколько вариантов выполнения источников нагревания и схема размещения добывающих скважин; фиг. 71 - вариант выполнения наземных установок для обработки флюида пласта; фиг. 72 - вариант выполнения каталитической беспламенной распределенной камеры сгорания; 20 фиг. 73 - вариант выполнения наземных установок для обработки флюида пласта; фиг. 74 - вариант выполнения квадратной схемы размещения источников нагревания и добывающих скважин; фиг. 75 - вариант выполнения источника нагревания и схемы размещения добывающих скважин; фиг. 76 - вариант выполнения треугольной схемы размещения источников нагревания; фиг. 76 а - вариант выполнения квадратной схемы размещения источников нагревания; фиг. 77 - вариант выполнения шестиугольной схемы размещения источников нагревания; фиг. 77 а - вариант выполнения схемы 12 к 1 размещения источников нагревания; фиг. 78 - температурный профиль для треугольной схемы размещения источников нагревания; фиг. 79 - температурный профиль для квадратной схемы размещения источников нагревания; фиг. 79 а - температурный профиль для шестиугольной схемы размещения источников нагревания; фиг. 80 - сравнительный график среднего распределения температур и температур в наиболее холодных местах для различных схем размещения источников нагревания; фиг. 81 - сравнительный график среднего распределения температур и температур в различных местах для треугольной и шестиугольной схем размещения источников нагревания; фиг. 81 а - сравнительный график среднего распределения температур и температур в различных местах для квадратной схемы размещения источников нагревания; фиг. 81b - сравнительный график температур в наиболее холодных местах для различных схем размещения источников нагревания; фиг. 82 - распространение зоны реакции в нагреваемом пласте в зависимости от времени; фиг. 83 и фиг. 84 - отношение переноса тепла за счет проводимости к переносу тепла за счет излучения в пласте; фиг. 85 - 88 - температуры проводника, канала и отверстия в пласте в зависимости от температуры поверхности пласта; фиг. 89 - система ретортной перегонки и сбора; фиг. 90 - давление в зависимости от температуры в содержащем нефтеносный сланец пласте во время пиролиза; фиг. 91 - качество нефти, добываемой из содержащего нефтеносный сланец пласта; фиг. 92 - отношение этена к этану, получаемое в содержащем нефтеносный сланец пласте, в зависимости от температуры и давления; фиг. 93 - выход флюидов, получаемый в содержащем нефтеносный сланец пласте, в зависимости от температуры и давления; 21 фиг. 94 - диаграмма выхода нефти, добываемой при обработке содержащего нефтеносный сланец пласта; фиг. 95 - выход нефти, добываемой при обработке содержащего нефтеносный сланец пласта; фиг. 96 - отношение водорода к углероду углеводородного конденсата, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта, в зависимости от температуры и давления; фиг. 97 - отношение олефина к парафину углеводородного конденсата, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта, в зависимости от температуры и давления; фиг. 98 - соотношения между свойствами углеводородного флюида, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта; фиг. 99 - количество нефти, добываемой из содержащего нефтеносный сланец пласта, в зависимости от парциального давления Н 2; фиг. 100 - отношение этена к этану флюида, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта, в зависимости от температуры и давления; фиг. 101 - атомные отношения водорода к углероду флюида, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта, в зависимости от температуры и давления; фиг. 102 - вариант выполнения устройства для эксперимента в барабане; фиг. 103 - диаграмма отношения этена к этану в зависимости от концентрации водорода; фиг. 104 - схема расположения источников нагревания и добывающих скважин для полевого эксперимента в содержащем нефтеносный сланец пласте; фиг. 105 - разрез полевого эксперимента; фиг. 106 - диаграмма температуры внутри содержащего нефтеносный сланец пласта во время полевого эксперимента; фиг. 107 - давление внутри содержащего нефтеносный сланец пласта во время полевого эксперимента; фиг. 108 - диаграмма плотности API флюида, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта во время полевого эксперимента, в зависимости от времени; фиг. 109 - средние углеродные числа флюида, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта во время полевого эксперимента, в зависимости от времени; фиг. 110 - плотность флюида, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта во время полевого эксперимента, в зависимости от времени; фиг. 111 - диаграмма содержания в мас.% углеводородов внутри флюида, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта во время полевого эксперимента; фиг. 112 - диаграмма среднего выхода нефти из содержащего нефтеносный сланец пласта во время полевого эксперимента; 22 фиг. 113 - экспериментальные данные лабораторных испытаний нефтеносного сланца; фиг. 114 - полная добыча углеводородов и доля жидкой фазы флюида, добываемого из содержащего нефтеносный сланец пласта, в зависимости от времени; фиг. 115 - содержание в мас.% парафинов в зависимости от коэффициента отражения витринита; фиг. 116 - содержание в мас.% циклоалканов в добываемой нефти в зависимости от коэффициента отражения витринита; фиг. 117 - содержание в мас.% парафинов и циклоалканов в добываемой нефти в зависимости от коэффициента отражения витринита; фиг. 118 - содержание в мас.% фенола в добываемой нефти в зависимости от коэффициента отражения витринита; фиг. 119 - содержание в мас.% ароматических соединений в добываемой нефти в зависимости от коэффициента отражения витринита; фиг. 120 - отношение парафинов и алифатических соединений к ароматическим соединениям в зависимости от коэффициента отражения витринита; фиг. 121 - выход парафинов в зависимости от коэффициента отражения витринита; фиг. 122 - выход циклоалканов в зависимости от коэффициента отражения витринита; фиг. 123 - выход циклоалканов и парафинов в зависимости от коэффициента отражения витринита; фиг. 124 - выход фенола в зависимости от коэффициента отражения витринита; фиг. 125 - плотность API в зависимости от коэффициента отражения витринита; фиг. 126 - выход нефти из содержащего уголь пласта в зависимости от коэффициента отражения витринита; фиг. 127 - выход СO2 из углей, имеющих различные коэффициенты отражения витринита; фиг. 128 - выход СО 2 в зависимости от атомарного отношения О/С для содержащего уголь пласта; фиг. 129 - схема эксперимента с угольным кубом; фиг. 130 - внутрипластовые профили температуры для электрических резистивных нагревателей и нагревателей с естественной распределенной камерой сгорания; фиг. 131 - составы с равновесной газовой фазой, получаемые в эксперименте с угольным кубом; фиг. 132 - суммарное количество добытого газа в зависимости от температуры, получаемое при нагревании угольного куба; фиг. 133 - суммарное количество добытых конденсируемых углеводородов и воды в зависимости от температуры, получаемых при нагревании угольного куба; 23 фиг. 134 - составы конденсируемых углеводородов, полученных при обработке различных сортов угля; фиг. 135 - теплопроводность угля в зависимости от температуры; фиг. 136 - разрез внутрипластового полевого экспериментального испытания; фиг. 137 - расположение источников нагревания и скважин в полевом экспериментальном испытании; фиг. 138 и фиг. 139 - температура в зависимости от времени в полевом экспериментальном испытании; фиг. 140 - объем нефти, добытой в полевом экспериментальном испытании, в зависимости от времени; фиг. 141 - распределение углеродного числа флюидов, добытых в полевом экспериментальном испытании; фиг. 142 - содержание в мас.% углеводорода, полученного в ходе двух лабораторных экспериментов с углем из первой полевой испытательной площадки, в зависимости от распределения углеродных чисел; фиг. 143 - фракции разделения угольной нефти, обработанной с помощью пробы Фишера, и обработанной посредством медленного нагревания в эксперименте с угольным кубом; фиг. 144 - отношение в процентах этена к этану, добытых из содержащего уголь пласта, в зависимости от скорости нагревания в полевом экспериментальном испытании; фиг. 145 - качество флюидов, добытых из содержащего уголь пласта, в зависимости от скорости нагревания в полевом экспериментальном испытании; фиг. 146 - содержание в мас.% различных флюидов, добытых из содержащего уголь пласта, в зависимости от скорости нагревания в полевом экспериментальном испытании; фиг. 147 - количество СO2, добытого в трех разных местах в полевом экспериментальном испытании, в зависимости от времени; фиг. 148 - летучие вещества, добытые из содержащего уголь пласта в полевом экспериментальном испытании, в зависимости от суммарного содержания энергии; фиг. 149 - объем газа, добытого из содержащего уголь пласта в полевом экспериментальном испытании, в зависимости от времени; фиг. 150 - объем нефти, добытой из содержащего уголь пласта в полевом экспериментальном испытании, в зависимости от введенной энергии; фиг. 151 - синтетический газ, добытый из содержащего уголь пласта в полевом экспериментальном испытании, в зависимости от общего притока воды; фиг. 152 - дополнительный синтетический газ, добытый из содержащего уголь пласта в полевом экспериментальном испытании, в результате нагнетания пара; 24 фиг. 153 - воздействие нагнетания метана в нагретый пласт; фиг. 154 - воздействие нагнетания этана в нагретый пласт; фиг. 155 - воздействие нагнетания пропана в нагретый пласт; фиг. 156 - воздействие нагнетания бутана в нагретый пласт; фиг. 157 - состав газа, добытого из пласта,в зависимости от времени; фиг. 158 - преобразование синтетического газа в зависимости от времени; фиг. 159 - вычисленные равновесные молярные фракции сухого газа для реакции угля с водой; фиг. 160 - вычисленные равновесные молярные фракции влажного газа для реакции угля с водой; фиг. 161 - пример пиролиза и стадий добычи синтетического газа из содержащего уголь пласта; фиг. 162 - пример низкой температуры при внутрипластовом образовании синтетического газа; фиг. 163 - пример высокой температуры при внутрипластовом образовании синтетического газа; фиг. 164 - пример внутрипластового образования синтетического газа в содержащем углеводороды пласте; фиг. 165 - график суммарного количества абсорбированного метана и диоксида углерода в зависимости от давления в содержащем уголь пласте; фиг. 166 - вариант выполнения внутрипластового образования синтетического газа, интегрированного с процессом Фишера-Тропша; фиг. 167 - сравнения между данными цифрового моделирования и данными полевого экспериментального испытания состава полученного синтетического газа в зависимости от времени; фиг. 168 - содержание в мас.% соединений углерода, полученных из содержащего тяжелые углеводороды пласта, в зависимости от углеродного числа; фиг. 169 - содержание в мас.% соединений углерода, полученных из содержащего тяжелые углеводороды пласта, в зависимости от скорости нагревания и давления; фиг. 170 - график добычи нефти из содержащего тяжелые углеводороды пласта в зависимости от времени; фиг. 171 - отношение содержания тепла флюидов, добытых из содержащего тяжелые углеводороды пласта, к введенному теплу в зависимости от времени; фиг. 172 - данные цифрового моделирования содержания в мас.% в зависимости от распределения углеродных чисел, полученных из содержащего тяжелые углеводороды пласта; 25 фиг. 173 - молярное содержание в процентах Н 2 в газах, полученных в ходе барабанных экспериментов с тяжелыми углеводородами; фиг. 174 - плотность API жидкостей, полученных в ходе барабанных экспериментов с тяжелыми углеводородами; фиг. 175 - график добычи углеводородных жидкостей в зависимости от времени для внутрипластового полевого эксперимента; фиг. 176 - график углеводородных жидкостей, газа и воды для внутрипластового полевого эксперимента; фиг. 177 - давление в устьях скважин в зависимости от времени из цифрового моделирования; фиг. 178 - скорость образования диоксида углерода и метана в зависимости от времени из цифрового моделирования; фиг. 179 - суммарное количество добытого метана и нетто-количество нагнетаемого диоксида углерода в зависимости от времени из цифрового моделирования; фиг. 180 - давление в устьях скважин в зависимости от времени из цифрового моделирования; фиг. 181 - скорость получения диоксида углерода от времени из цифрового моделирования; и фиг. 182 - суммарное нетто-количество нагнетаемого диоксида углерода в зависимости от времени из цифрового моделирования. Поскольку возможны различные модификации и альтернативные формы выполнения изобретения, то специфические варианты выполнения показаны на чертежах в качестве примеров и их подробное описание приводится ниже. Чертежи могут быть не масштабными. Однако следует понимать, что чертежи и подробное их описание не должны ограничивать изобретения частной раскрытой формой, а наоборот, изобретение должно включать все модификации, эквиваленты и альтернативы, входящие в идею и объем изобретения, как сформулировано в прилагаемой формуле изобретения. Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения Последующее описание относится обычно к системам и способам для обработки содержащего углеводороды пласта (например, пласта,содержащего уголь (включая лигнит, сапропелит и т.д.), нефтеносный сланец, углеродный сланец, шунгиты, кероген, нефть, кероген и нефть в матрице с низкой проницаемостью, тяжелые углеводороды, асфальтиты, природные минеральные воски, пласты, в которых кероген блокирует добычу других углеводородов, и т.д.). Такие пласты можно обрабатывать для добычи углеводородных продуктов относительно высокого качества, водорода и других продуктов. Используемое в данном случае понятие 26 пласта" может использоваться вместо "процесса внутрипластового преобразования углеводородов"."Углеводороды" обычно обозначают органический материал, который содержит углерод и водород в своих молекулярных структурах. Углеводороды могут включать также другие элементы, такие как, но не ограничиваясь этим,галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или сера. Углеводороды могут быть, но не ограничиваясь этим, керогеном, битумами, пиробитумами или нефтью. Углеводороды могут располагаться внутри или смежно с минеральными матрицами в земле. Матрицы могут включать, но не ограничиваясь этим, осадочные скальные породы, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды."Кероген" обычно определяется как твердый, нерастворимый углеводород, который был преобразован посредством естественного разложения (например, посредством диагенезиса) и который содержит главным образом углерод,водород, азот, кислород и серу. Уголь и нефтеносный сланец являются типичными примерами материалов, которые содержат кероген. "Битумы" обычно определяются как не кристаллический твердый или вязкий углеводородный материал, который по существу растворим в дисульфиде углерода. "Нефть" обычно определяется как флюид, содержащий сложную смесь не конденсируемых углеводородов. Понятия "флюиды пласта" и "добытые флюиды" обычно относятся к флюидам, извлеченным из содержащего углеводороды пласта и могут включать флюид пиролиза, синтетический газ, мобильный углеводород и воду (пар). Понятие "мобильный флюид" обычно относится к флюидам внутри пласта, которые способны течь в результате тепловой обработки пласта. Флюиды пласта могут включать углеводородные флюиды, а также не углеводородные флюиды. В данном случае "углеводородные флюиды" обычно относятся к соединениям,включающим первично водород и углерод. Углеводородные флюиды могут включать дополнительно к водороду и углероду другие элементы, такие как, но не ограничиваясь этим, азот,кислород и сера. Не углеводородные флюиды могут включать, но не ограничиваясь этим, водород (H2), азот (N2), моноксид углерода, диоксид углерода, сероводород, воду и аммиак."Углеродное число" обычно относится к числу атомов углерода внутри молекулы. В данном описании распределение углеродных чисел определяется с помощью распределения истинных точек кипения и газожидкостной хромотографии."Источник нагревания" обычно определяется как любая система, выполненная с возможностью подачи тепла в, по меньшей мере, часть пласта. Например, источник нагревания может включать электрические нагреватели, такие как 27 изолированный проводник, удлиненный элемент и проводник, расположенный внутри канала, как описано в приведенных ниже вариантах выполнения. Источник нагревания может включать также источники тепла, которые генерируют тепло за счет сжигания топлива снаружи или внутри пласта, такие как поверхностные горелки, беспламенные распределенные камеры сгорания и естественные распределенные камеры сгорания, как описано в приведенных ниже вариантах выполнения. Дополнительно к этому,возможно, что в некоторых вариантах выполнения тепло, подаваемое или создаваемое в одном или более источников нагревания, может подаваться с помощью других источников энергии. Другие источники энергии могут непосредственно нагревать пласт, или же энергия может воздействовать на среду переноса, которая непосредственно или опосредованно нагревает пласт. Следует понимать, что один или более источников нагревания, которые воздействуют теплом на пласт, могут использовать различные источники энергии. Таким образом, например,для данного пласта некоторые источники нагревания могут поставлять тепло из электрических резистивных нагревателей, некоторые источники нагревания могут поставлять тепло за счет сгорания, а некоторые источники нагревания могут поставлять тепло из одного или более других источников энергии (например, химических реакций, солнечной энергии, энергии ветра или других источников возобновляемой энергии). Химическая реакция может включать экзотермическую реакцию, такую как, но не ограничиваясь этим, реакцию окисления, которая может происходить, по меньшей мере, в части пласта. Источник нагревания может также включать нагреватель, который выполнен с возможностью подачи тепла в зону, близкую и/или окружающую место нагревания, такую как нагревательная скважина. Нагреватели могут быть, но не ограничиваясь этим, электрическими нагревателями, горелками и естественными распределенными камерами сгорания."Нагреватель" обычно определяется как любая система, выполненная с возможностью создания тепла в скважине или вблизи зоны ствола скважины. "Блок источников нагревания" относится к минимальному числу источников нагревания, которые образуют шаблон, который повторяется для создания схемы размещения источников нагревания внутри пласта. Например, нагреватель может создавать тепло посредством сжигания топлива снаружи или внутри пласта, как например, поверхностные горелки, беспламенные распределенные камеры сгорания и естественные распределенные камеры сгорания, как описано в приведенных ниже вариантах выполнения. Понятие "ствол скважины" обычно относится к отверстию в пласте, выполненному с помощью бурения. Ствол скважины может 28 иметь по существу круглое поперечное сечение или же поперечное сечение другой формы (например, круговое, овальное, квадратное, прямоугольное, треугольное, щелевое или другое правильное или неправильное поперечное сечение). В данном описании понятия "скважина" и "отверстие", применительно к отверстию в пласте,могут использоваться вместо понятия "ствол скважины". В данном описании понятие "естественная распределенная камера сгорания" обычно относится к нагревателю, в котором используется окислитель для окисления, по меньшей мере,части углерода в пласте для образования тепла,и в котором окисление происходит вблизи ствола скважины. Большинство продуктов сгорания,образованных в естественной распределенной камере сгорания, удаляют из ствола скважины. Понятие "отверстие", используемое в данном описании, обычно описывает отверстия,имеющие различные размеры и формы поперечного сечения, включая, но не ограничиваясь этим, круглые, овальные, квадратные, прямоугольные, щелевые или другие правильные и неправильные формы. Используемое в данном описании понятие"зона реакции" обычно относится к объему содержащего углеводороды пласта, который подвергается химической реакции, такой как реакция окисления. Используемое в данном описании понятие"изолированный проводник" относится обычно к любому удлиненному материалу, который может проводить электрический ток и который покрыт, весь или частично, электрически изолирующим материалом. Понятие "саморегулирование" относится обычно к управлению выходом нагревателя без внешнего управления любого типа."Пиролиз" обычно определяется как разрушение химических связей за счет воздействия тепла. Например, пиролиз может включать превращение соединения в одно или более веществ только с помощью тепла. В контексте данного описания, тепло для пиролиза может исходить из реакции окисления и затем такое тепло может переноситься в часть пласта для обеспечения пиролиза. Используемые в данном описании понятия"флюид пиролиза" или "продукты пиролиза" обычно относятся к флюиду, полученному по существу во время пиролиза углеводородов. Используемое в данном описании понятие "зона пиролиза" относится обычно к объему содержащего углеводороды пласта, которая подвергается реакции или реагирует для образования флюида пиролиза."Крекинг" обычно относится к процессу,включающему разложение и молекулярную рекомбинацию органических соединений, в которых число молекул становится больше. При крекинге происходит ряд реакций, сопровож 29 даемых переносом атомов водорода между молекулами. Крекинг основательно изменяет химическую структуру молекул. Например, нафту можно подвергать реакции теплового крекинга для образования этена и Н 2. Понятие "наложение тепла" обычно определяет подачу тепла из, по меньшей мере, двух источников нагревания в выбранную часть пласта, так что на температуру пласта в, по меньшей мере, одном месте между двумя скважинами влияют, по меньшей мере, два источника нагревания. Понятие "образование языков" обычно относится к пропускающим нагнетаемые флюиды частям пласта вследствие изменений характеристик транспортировки (например, проницаемости)."Теплопроводность" определяется обычно как свойство материала, которое описывает скорость распространения тепла в стационарном состоянии между двумя поверхностями материала при заданной разности температур между двумя поверхностями."Давление флюида" обычно определяется как давление, создаваемое флюидом внутри пласта. "Литостатическое давление" иногда относится к литостатическому напряжению и определяется обычно как давление внутри пласта,равное весу на единицу площади массы покрывающей породы. "Гидростатическое давление" обычно определяется как давление внутри пласта, оказываемое столбом воды."Конденсируемые углеводороды" означают углеводороды, которые конденсируются при 25 С и 1 атмосфере абсолютного давления. Конденсируемые углеводороды могут включать смесь углеводородов, имеющих углеродные числа более 4. "Не конденсируемые углеводороды" означают углеводороды, которые не конденсируются при 25 С и 1 атмосфере абсолютного давления. Не конденсируемые углеводороды могут включать углеводороды, имеющие углеродное число менее 5."Олефины" в целом определяются как ненасыщенные углеводороды, имеющие не ароматические двойные связи углерод-углерод."Мочевина" обычно определяется молекулярной формулой NH2-CO-NH2. Мочевину можно использовать в качестве удобрения."Синтетический газ" обычно определяется как смесь, включающая водород и моноксид углерода, используемая для синтезирования широкого спектра соединений. Дополнительные компоненты синтетического газа могут включать воду, диоксид углерода, азот, метан и другие газы. Синтетический газ можно генерировать с помощью различных процессов и исходных материалов."Реформинг" обычно определяется как разложение или крекинг углеводородных газов или низкооктановых фракций нефтепродуктов с помощью тепла и давления. Реформинг можно 30 выполнять без катализатора (термореформинг) или с катализатором (например, молибденом,платиной). Паровой реформинг природного газа создает Н 2 и моноксид углерода из метана и воды."Изолирование" обычно относится к хранению газа, который является побочным продуктом процесса, вместо выпуска его в атмосферу. Понятие "падение" обычно определяется как наклон вниз или отклонение от плоскости,параллельной поверхности земли, при предположении, что плоскость является плоской поверхностью (т.е. "горизонтальной" плоскостью)."Падение" обычно определяется как угол, который пласт или аналогичное образование образует с горизонтальной плоскостью. "Сильно падающий" содержащий углеводороды пласт обычно относится к пласту, который лежит под углом, по меньшей мере, 20 к горизонтальной плоскости. В данном описании "падение вниз" обычно означает вниз вдоль направления, параллельного падению пласта. В данном описании "падение вверх" обычно означает вверх вдоль направления, параллельного падению пласта. "Простирание" относится к простиранию углеводородного материала перпендикулярно направлению падения. Понятие "осаждение" обычно определяется как движение вниз части пласта относительно первоначального уровня поверхности."Толщина" слоя относится к толщине поперечного сечения слоя, при этом поперечное сечение перпендикулярно поверхности слоя."Отбор керна" обычно определяется как процесс, который включает обычно бурение отверстия в пасте и извлечение по существу твердой массы пласта из отверстия."Наземный блок" обычно определяется как блок внепластовой обработки."Средние дистилляты" обычно относятся к углеводородным смесям с диапазоном точки кипения, который может соответствовать по существу диапазону керосина или фракций газойля, полученным при обычной дистилляции в атмосфере материала сырой нефти. Диапазон точек кипения средних дистиллятов может включать температуры между около 200 С и около 360 С. Средние дистилляты могут называться газойлем."Фракция точки кипения" обычно определяется как фракция углеводородной жидкости,которую можно отделить от углеводородных жидкостей, когда углеводородные жидкости нагреты до диапазона точки кипения фракции. Понятие "выбранная сделанная подвижной часть" относится к части относительно проницаемого пласта, который имеет среднюю температуру внутри диапазона температур подвижности. Понятие "выбранная часть пиролизации" относится к части относительно проницаемого 31 пласта, которая имеет среднюю температуру внутри диапазона температур пиролиза."Обогащенный воздух" обычно относится к воздуху, имеющему большую молярную фракцию кислорода, чем атмосферный воздух. Обогащение воздуха обычно выполняют для повышения способности поддерживать сгорание."Тяжелые углеводороды" обычно определяются как вязкие углеводородные жидкости. Тяжелые углеводороды могут включать сильно вязкие углеводородные жидкости, такие как тяжелая нефть, битум и/или асфальт. Тяжелые углеводороды могут включать углерод и водород, а также в меньшей концентрации серу, кислород и азот. В тяжелых углеводородах могут присутствовать также дополнительные элементы в виде микропримесей. Тяжелые углеводороды можно классифицировать в соответствии с плотностью API. Тяжелые углеводороды обычно имеют плотность API ниже около 20. Тяжелая нефть, например, обычно имеет плотностьAPI около 10 - 20, в то время как битум обычно имеет плотность API ниже около 10. Вязкость тяжелых углеводородов обычно больше около 300 сП при 15 С. Битум обычно имеет вязкость более около 10000 сП при 15 С. Тяжелые углеводороды могут включать также ароматические соединения или другие углеводороды со сложными кольцами. Тяжелые углеводороды могут находится в относительно проницаемых пластах. Относительно проницаемый пласт может включать тяжелые углеводороды, заключенные, например, в песок или карбонат. "Относительно проницаемые" означает в отношении пласта или его части, среднюю проницаемость в 10 миллидарси или более (например, 10 или 100 миллидарси)."Относительно низкая проницаемость" означает, применительно к пласту или его части, среднюю проницаемость менее около 10 миллидарси. Один дарси равен около 0,99 квадратного микрона. Непроницаемый слой имеет обычно проницаемость менее около 0,1 миллидарси. Понятие "повышение качества" относится к увеличению плотности API тяжелых углеводородов. Понятие время "не пиковой нагрузки" обычно относится ко времени работы, когда полезную энергию используют меньше, и поэтому она не такая дорогая. Понятие "зона низкой вязкости" обычно относится к части пласта, где, по меньшей мере,часть жидкостей являются мобильными. Битум, содержащийся в пласте в песке,обычно называется "пластом битуминозного песка"."Тепловые трещины" обозначают трещины, образованные в пласте под действием расширения или сжатия пласта и/или флюидов внутри пласта, что в свою очередь вызывается увеличением/уменьшением температуры пласта 32 и/или флюидов внутри пласта, и/или увеличением/уменьшением давления флюидов внутри пласта за счет нагревания."Вертикальная гидравлическая трещина" обозначает трещину, проходящую, по меньшей мере, частично параллельно вертикальной плоскости в пласте, при этом трещина образована за счет нагнетания флюидов в пласт. Углеводороды в пластах можно обрабатывать различным образом для получения многих различных продуктов. В некоторых вариантах выполнения такие пласты можно обрабатывать поэтапно. На фиг. 1 показано несколько стадий нагревания содержащего углеводороды пласта. На фиг. 1 показан также пример выхода (в баррелях нефти на тонну по оси у) флюидов из содержащего углеводороды пласта в зависимости от температуры (в С по оси х). Во время стадии 1 нагревания на фиг. 1 происходит десорбция метана и испарение воды. Например, когда происходит первоначальное нагревание содержащего углеводороды пласта, углеводороды в пласте могут десорбировать абсорбированный метан. Десорбированный метан можно добывать из пласта. При дальнейшем нагревании содержащего углеводороды пласта может испаряться вода внутри содержащего углеводороды пласта. Испаренную воду можно дополнительно добывать из пласта. Нагревание пласта на стадии 1 во многих случаях предпочтительно выполняют как можно быстрее. После стадии 1 нагревания пласт можно нагревать далее, так что температура внутри пласта достигает (по меньшей мере) начальную температуру пиролиза (например, температуру нижнего конца диапазона температур, показанного как стадия 2). Диапазон температур пиролиза может изменяться в зависимости от типа углеводородов внутри пласта. Например, диапазон температур пиролиза может включать температуры между около 250 С и около 900 С. В альтернативном варианте выполнения диапазон температур пиролиза может включать температуры между около 270 С и около 400 С. Во время стадии 2 может происходить пиролиз углеводородов внутри пласта. Из пласта можно добывать флюиды пласта, включая флюиды пиролиза. Флюиды пиролиза могут включать, но не ограничиваясь этим,углеводороды, водород, диоксид углерода, моноксид углерода, сульфид водорода, аммиак,азот, воду и их смеси. По мере увеличения температуры пласта уменьшается количество конденсируемых углеводородов в добытых флюидах пласта, и пласт отдает в основном метан и водород. Если содержащий углеводороды пласт нагревать во всем диапазоне пиролиза, то пласт будет отдавать лишь небольшое количество водорода вблизи верхней границы диапазона пиролиза. После истощения всего доступного водорода обычно происходит отдача минимального количества флюида из пласта. 33 После пиролиза углеводородов в пласте может находиться еще большое количество углерода и некоторое количество водорода. Значительную часть остающегося в пласте углерода можно добывать из пласта в виде синтетического газа. Генерирование синтетического газа может происходить во время стадии 3 нагревания,как показано на фиг. 1. Стадия 3 может включать нагревание содержащего углеводороды пласта до температуры, достаточной для генерирования синтетического газа. Например, синтетический газ может образовываться внутри диапазона температур от около 400 С до около 1200 С. Температура пласта при вводе генерирующего синтетический газ флюида в пласт во многих случаях определяет состав синтетического газа, создаваемого внутри пласта. Если генерирующий синтетический газ флюид вводят в пласт при температуре, достаточной для обеспечения генерирования синтетического газа, то синтетический газ может генерироваться внутри пласта. Генерированный синтетический газ можно добывать из пласта. Во время генерирования синтетического газа можно добывать большой объем синтетического газа. В зависимости от количества добытого флюида, общее содержание энергии флюидов,добытых из содержащего углеводороды пласта,в некоторых случаях остается относительно постоянным во время пиролиза и генерирования синтетического газа. Например, во время пиролиза, при относительно низких температурах пласта, значительная часть добытого флюида может быть конденсируемыми углеводородами,которые имеют высокое содержание энергии. Однако при более высоких температурах пиролиза меньшее количество флюида пласта может включать конденсируемые углеводороды и может добываться больше не конденсируемых флюидов пласта. Таким образом, содержание энергии в единице объема добытого флюида может слегка уменьшаться во время генерирования преимущественно не конденсируемых флюидов пласта. Во время генерирования синтетического газа содержание энергии в единице объема добытого синтетического газа уменьшается значительно по сравнению с содержанием энергии флюида пиролиза. Однако объем добытого синтетического газа во многих случаях значительно увеличивается, за счет чего компенсируется уменьшение содержания энергии. Как поясняется ниже, диаграмма Ван Кревелена, показанная на фиг. 2, изображает график атомарного отношения водорода к углероду (ось у) в зависимости от атомарного отношения кислорода к углероду (ось х) для разных типов керогена. Эта диаграмма показывает последовательность созревания разных типов керогена в геологические периоды вследствие температуры, давления и биохимического разложения. Созревание можно ускорить посредством внут 004326 34 рипластового нагревания с управляемой скоростью и/или управляемым давлением. Диаграмма Ван Кревелена может быть полезной для выбора ресурса для осуществления различных вариантов выполнения, описание которых приведено ниже. Обработка содержащего кероген пласта в регионе 5 во многих случаях может обеспечивать получение, например,диоксида углерода, не конденсируемых углеводородов, водорода и воды наряду с небольшим количеством конденсируемых углеводородов. Обработка содержащего кероген пласта в регионе 7 во многих случаях может обеспечивать получение, например, углерода, конденсируемых и не конденсируемых углеводородов, диоксида углерода, водорода и воды. Обработка содержащего кероген пласта в регионе 9 во многих случаях может обеспечивать получение,например, метана и водорода. Содержащий кероген пласт в регионе 7, например, можно во многих случаях выбирать для обработки, поскольку это может обеспечить добычу большого количества ценных углеводородов и небольшого количества нежелательных продуктов, таких как диоксид углерода и вода, поскольку кероген региона 7 уже прошел дегидрацию и/или декарбоксилирование в геологических периодах. Дополнительно к этому, кероген региона 7 можно обрабатывать дополнительно для получения полезных продуктов (например, метана, водорода и/или синтетического газа), поскольку такой кероген преобразуется в кероген региона 9. Если для обработки выбран содержащий кероген пласт в регионе 5 или 7, то обработка в соответствии с некоторыми вариантами выполнения, описанными ниже, может приводить к преобразованию такого керогена во время обработки (смотри стрелки на фиг. 2) в кероген региона, имеющего более высокий номер (например, кероген региона 5 преобразуется в кероген региона 7 и возможно затем в кероген региона 9,или кероген региона 7 может преобразовываться в кероген региона 9). Таким образом, некоторые варианты выполнения, описанные ниже, приводят к быстрому созреванию керогена, что обеспечивает добычу ценных продуктов. Если, например, обрабатывается кероген региона 5, то можно получать значительное количество диоксида углерода за счет декарбоксилирования углеводородов в пласте. Дополнительно к этому обработка керогена региона 5 может приводить также к получению некоторых углеводородов (например, прежде всего метана). Обработка керогена региона 7 может также обеспечивать получение значительного количества воды за счет дегидрации керогена в пласте. Добыча таких соединений из пласта оставляет остаточные углеводороды, относительно насыщенные углеродом. Содержание кислорода в углеводородах в некоторых случаях может понижаться быстрее, чем содержание водорода в углеводородах во время добычи таких соедине 35 ний. Поэтому, как показано на фиг. 2, добыча таких соединений может приводить к более сильному уменьшению атомарного отношения кислорода к углероду по сравнению с уменьшением атомарного отношения водорода к углероду (смотри стрелки в регионе 5 на фиг. 2, которые обозначают более горизонтальное, чем вертикальное движение). При обработке керогена региона 7 обычно,по меньшей мере, некоторые углеводороды в пласте подвергаются пиролизу с образованием конденсируемых и не конденсируемых углеводородов. Например, обработка керогена региона 7 может приводить к образованию нефти из углеводородов, а также некоторого количества диоксида углерода и воды (хотя обычно меньше диоксида углерода и воды, чем при обработке керогена региона 5). Поэтому атомарное отношение водорода к углероду керогена может во многих случаях быстро уменьшаться по мере обработки керогена региона 7. Однако атомарное отношение кислорода к углероду керогена региона 7 может во многих случаях уменьшаться намного медленнее, чем атомарное отношение водорода к углероду керогена региона 7. Кероген в регионе 9 можно обрабатывать для получения метана и водорода. Например,если такой кероген обрабатывался раньше (например, если он был раньше кероген региона 9),то после пиролиза более длинные цепочки углеводородов могут быть уже разрушенными и добытыми из пласта. Однако углерод и водород могут еще присутствовать в пласте. Если кероген региона 9 нагревать до температуры генерирования синтетического газа и генерирующий синтетический газ флюид (например, пар) добавлять к керогену региона 9, то,по меньшей мере, часть остающихся в пласте углеводородов можно добывать из пласта в виде синтетического газа. Для керогена региона 9 атомарное отношение водорода к углероду и атомарное отношение кислорода к углероду в углеводородах может значительно уменьшаться по мере повышения температуры. Таким образом, углеводороды в пласте можно преобразовывать в относительно чистый углерод в регионе 9. Нагревание керогена региона 9 до еще более высоких температур приводит к преобразованию такого керогена в графит 11. Содержащий углеводороды пласт может иметь ряд свойств, которые зависят, например,от состава, по меньшей мере, некоторых углеводородов внутри пласта. Такие свойства могут влиять на состав и количество продуктов, добываемых из содержащего углеводороды пласта. Поэтому свойства содержащего углеводороды пласта можно использовать для определения возможности и/или способа оптимальной обработки содержащего углеводороды пласта. Кероген состоит из органического вещества, который был преобразован в результате процесса созревания. Содержащий углеводороды 36 пласт, включающий кероген, включает, но не ограничиваясь этим, содержащие уголь пласты и содержащие нефтеносный сланец пласты. Примерами содержащих углеводороды пластов,которые могут не содержать кероген, являются пласты, содержащие тяжелые углеводороды(например, битуминозные пески). Процесс созревания может включать две стадии: биохимическую стадию и геохимическую стадию. Биохимическая стадия обычно включает разложение органического материала как аэробными, так и не аэробными организмами. Геохимическая стадия обычно включает преобразование органического материала за счет изменения температуры и значительного давления. Во время созревания могут образовываться нефть и газ по мере преобразования органического материала керогена. Диаграмма Ван Кревелена, показанная на фиг. 2, классифицирует различные природные залежи керогена. Например, кероген можно классифицировать в четыре отдельные группы: тип I, тип II, тип III и тип IV, которые иллюстрированы четырьмя ветвями диаграммы Ван Кревелена. Эти чертежи показывают последовательность созревания керогена, которое происходит обычно в геологический период под действием температуры и давления. Типы зависят от предшествующего керогену материала. Предшествующие материалы преобразуются со временем в мацералы, которые являются микроскопическими структурами, которые имеют различные структуры и свойства, основывающиеся на предшествующих материалах, производными которых они являются. Нефтеносный сланец может быть описан как кероген типа I или типа II и может содержать главным образом мацералы из группы липтинитов. Липтиниты являются производными от растений, особенно богатых липидом, и смолистых частей. Концентрация водорода внутри липтинита может быть высокой, такой как 9 мас.%. Дополнительно к этому, липтинит имеет относительно большое отношение водорода к углероду и относительно небольшое отношение кислорода к углероду. Кроме того, кероген типа I может быть классифицирован как альгинит, поскольку кероген типа I может содержать главным образом морские водоросли. Кероген типа I может быть результатом отложений в озерной среде. Кероген типа II может происходить из органического материала, отлагавшегося в морской среде. Кероген типа III обычно включает витринитные мацералы. Витриниты являются производными от стенок клеток и/или древесных тканей (например, стволов, ветвей, листьев и корней растений). Кероген типа III может присутствовать в большинстве влажных углей. Кероген типа III может быть образован из органического материала, осажденного в болотах. Кероген типа IV включает группы инертинитного мацерала. Эта группа состоит из растительного 37 материала, такого как листья, кора и стебли,которые прошли окисление во время ранних стадий торфообразования диагенезиса захоронений. Химически он подобен витриниту, однако, имеет высокое содержание углерода и низкое содержание водорода. Таким образом, он считается инертным. Прерывистые линии на фиг. 2 соответствуют коэффициенту отражения витринита. Коэффициент отражения витринита является мерой созревания. В ходе созревания керогена состав керогена обычно изменяется. Например,в ходе созревания керогена количество летучего вещества керогена уменьшается. Классификация категорий керогена указывает уровень созревания керогена. Например, по мере созревания керогена, повышается категория керогена. Поэтому при повышении категории уменьшается количество летучего вещества керогена. Дополнительно к этому, с повышением категории керогена обычно уменьшается содержание влаги. Однако при более высоких категориях, содержание влаги может становиться относительно постоянным. Например, керогены более высокой категории, которые претерпели значительное созревание, такие как полуантрацитные или антрацитные угли, имеют более высокое содержание углерода и более низкое содержание летучих веществ, чем керогены более низкой категории, такие как лигнит. Например,уровни категории содержащих уголь пластов включают следующие классы, которые перечислены в порядке увеличения категории и созревания для керогена типа III: древесина, торф,лигнит, суббитуминозный уголь, сильно летучий битуминозный уголь, средне летучий битуминозный уголь, низко летучий битуминозный уголь, полуантрацит и антрацит. Дополнительно к этому, по мере повышения категории, кероген имеет тенденцию к проявлению ароматической природы. Содержащий углеводороды пласт можно выбирать для внутрипластовой обработки на основе свойств, по меньшей мере, части пласта. Например, можно выбрать пласт на основе богатства, толщины и глубины залегания (т.е. толщины покрывающего слоя) пласта. Дополнительно к этому, можно выбирать пласт, который обещает добычу из пласта флюидов относительно высокого качества. В некоторых вариантах выполнения качество подлежащих добыче флюидов можно оценить перед обработкой, что обеспечивает значительную экономию средств,поскольку для обработки выбираются только наиболее оптимальные пласты. Свойства, которые можно использовать для оценки углеводородов в пласте, включают, но не ограничиваясь этим, количество жидких углеводородов, вероятное для добычи из углеводородов, вероятная плотность API добытых жидких углеводородов,количество газовых углеводородов, вероятное для добычи из углеводородов, и/или количество 38 диоксида углерода и воды, вероятное для добычи из углеводородов. Другим свойством, которое можно использовать для оценки качества флюидов, добываемых из определенных содержащих кероген пластов является коэффициент отражения витринита. Такие слои включают, но не ограничиваясь этим, содержащие уголь пласты и содержащие нефтеносный сланец пласты. Содержащие углеводороды пласты, которые включают кероген,можно обычно оценивать/выбирать для обработки на основе коэффициента отражения витринита керогена. Коэффициент отражения витринита часто соответствует атомарному отношению водорода к углероду керогена и атомарному отношению кислорода к углероду керогена, как показано штриховыми линиями на фиг. 2. Например, диаграмму Ван Кревелена можно использовать для выбора ресурсов для процесса внутрипластового преобразования. Коэффициент отражения витринита керогена в содержащем углеводороды пласте имеет тенденцию указывать, какие флюиды можно добывать из пласта после нагревания. Например, коэффициент отражения витринита от примерно 0,5 % до примерно 1,5 % обычно указывает на кероген, который после нагревания будет образовывать флюиды, описанные выше применительно к региону 7. Поэтому, если содержащий углеводороды пласт, имеющий такой кероген, нагревают, то значительное количество(например, большая часть) добытого за счет этого нагревания флюида будет часто включать нефть и другие такие жидкие углеводороды. Дополнительно к этому, коэффициент отражения витринита примерно от 1,5 до 3 % может указывать на кероген региона 9, описанный выше. Если содержащий углеводороды пласт,имеющий такой кероген, нагревают, то значительное количество (например, большая часть) добытого за счет этого нагревания флюида может включать метан и водород (и синтетический газ, если, например, температура достаточно высокая и нагнетается пар). В одном варианте выполнения, по меньшей мере, часть содержащего углеводороды пласта, выбранного для внутрипластовой обработки, имеет коэффициент отражения витринита в диапазоне от около 0,2% до около 3,0%. В качестве альтернативного решения, по меньшей мере, одна часть содержащего углеводороды пласта, выбранного для обработки, имеет коэффициент отражения витринита от около 0,5% до около 2,0%, при некоторых условиях коэффициент отражения витринита может находиться в диапазоне от около 0,6% до около 1,0%. Такие диапазоны коэффициента отражения витринита имеют тенденцию указывать, что из пласта можно добывать флюиды относительно высокого качества. В одном варианте выполнения содержащий углеводороды пласт можно выбирать для обработки на основе содержания водорода 39 внутри углеводородов в пласте. Например, способ обработки содержащего углеводороды пласта может включать выбор для обработки части содержащего углеводороды пласта, имеющей углеводороды с содержанием водорода более около 3, 3,5 или 4 мас.% при измерении на сухой, не содержащей золы основе. Дополнительно к этому, выбранная часть содержащего углеводороды пласта может включать углеводороды с атомарным отношением водорода к углероду,который находится в диапазоне от около 0,5 до около 2, и во многих случаях от около 0,70 до около 1,65. Содержание водорода содержащего углеводороды пласта может существенно влиять на состав углеводородных флюидов, добытых из пласта. Например, пиролиз, по меньшей мере,некоторых углеводородов внутри нагреваемой части может создавать углеводородные флюиды, которые могут включать двойную связь или радикал. Водород внутри пласта может восстанавливать двойную связь в ординарную связь. Таким образом, реакция генерированных углеводородных флюидов друг с другом и/или с дополнительными компонентами в пласте может быть в значительной степени заторможена. Например, восстановление двойной связи генерированных углеводородных флюидов в ординарную связь может уменьшить полимеризацию генерированных углеводородов. Такая полимеризация обычно уменьшает количество добытых флюидов. Дополнительно к этому, водород внутри пласта может также нейтрализировать радикалы в генерированных углеводородных флюидах. Таким образом, водород, присутствующий в пласте, может существенно тормозить реакцию углеводородных фрагментов посредством преобразования углеводородных фрагментов в углеводородные флюиды с относительно короткой цепью. Углеводородные флюиды могут переходить в паровую фазу и их можно добывать из пласта. Увеличение углеводородных флюидов в паровой фазе может значительно уменьшить получение менее желаемых продуктов внутри выбранной части пласта. Считается, что если в пласте присутствует слишком мало водорода, то это отрицательно сказывается на количестве и качестве добытых флюидов. Если первоначально присутствует слишком мало водорода, то в некоторых вариантах выполнения можно добавлять в пласт водород или другие восстанавливающие флюиды. При нагревании части содержащего углеводороды пласта кислород внутри части пласта может образовывать диоксид углерода. Это может быть желательным для уменьшения получения диоксида углерода и других оксидов. В одном варианте выполнения образование диоксида углерода может быть уменьшено посредством выбора и обработки части содержащего углеводороды пласта, имеющей коэффициент 40 отражения витринита более около 0,5%. Дополнительно к этому, количество создаваемого пластом диоксида углерода может изменяться в зависимости от, например, содержания кислорода в обрабатываемой части содержащего углеводороды пласта. Таким образом, некоторые варианты выполнения могут включать выбор и обработку части содержащего углеводороды пласта, имеющей кероген с содержанием атомарного кислорода менее около 20, 15 и/или 10 мас.%. Дополнительно к этому, некоторые варианты выполнения могут содержать выбор и обработку пласта, содержащего кероген с атомарным отношением кислорода к углероду менее около 0,15. В качестве альтернативного решения, по меньшей мере, некоторые углеводороды в части содержащего углеводороды пласта, выбранной для обработки, может иметь атомарное отношение кислорода к углероду от около 0,03 до около 0,12. Таким образом, можно уменьшить получение диоксида углерода и других оксидов в результате внутрипластовой обработки углеводородов. Нагревание содержащего углеводороды пласта может включать подвод большого количества энергии к источникам нагревания, расположенным внутри пласта. Содержащие углеводороды пласты могут содержать воду. Вода,присутствующая в содержащем углеводороды пласте, имеет тенденцию к дополнительному увеличению количества энергии, необходимой для нагревания содержащего углеводороды пласта. Таким образом, вода препятствует эффективному нагреванию пласта. Например, большое количество энергии может быть необходимо для испарения воды из содержащего углеводороды пласта. Таким образом, начальная скорость повышения температуры может быть уменьшена присутствием воды в пласте. Поэтому чрезмерные количества тепла и/или времени могут быть необходимы для нагревания пласта,имеющего высокое содержание влаги, до температуры, достаточной для обеспечения пиролиза, по меньшей мере, некоторых углеводородов в пласте. В одном варианте выполнения процесс внутрипластового преобразования углеводородов может включать выбор для обработки части содержащего углеводороды пласта,имеющей начальное содержание влаги менее около 15 мас.% (в некоторых вариантах выполнения можно использовать водопонижающие скважины для уменьшения содержания воды в пласте). В качестве альтернативного решения,процесс внутрипластового преобразования углеводородов может включать выбор для обработки части содержащего углеводороды пласта,имеющей начальное содержание влаги менее около 10 мас.%. В одном варианте выполнения содержащий углеводороды пласт можно выбирать для обработки на основе дополнительных факторов,таких как толщина содержащего углеводороды 41 слоя внутри пласта и оцениваемого содержания получаемой жидкости. Например, содержащий углеводороды пласт может включать несколько слоев. Такие слои могут включать содержащие углеводороды слои, а также слои, не содержащие углеводородов или имеющие существенно меньшее количество углеводородов. Каждый из содержащих углеводороды слоев может иметь толщину, которая может изменяться в зависимости, например, от условий, в которых формировался содержащий углеводороды слой. Поэтому обычно выбирают для обработки содержащий углеводороды пласт, который имеет, по меньшей мере, один содержащий углеводороды слой, имеющий толщину, достаточную для экономически выгодной добычи флюидов. Можно также выбирать пласт, если толщина нескольких слоев, которые расположены на небольшом расстоянии друг от друга, является достаточной для экономически выгодной добычи флюидов пласта. Можно выбирать также другие пласты на основе богатства углеводородных запасов внутри почвы, даже если толщина запасов является относительно небольшой. Дополнительно к этому, слой содержащего углеводороды пласта может быть выбран для обработки на основе толщины содержащего углеводороды слоя и/или общей толщины содержащих углеводороды слоев в пласте. Например, процесс внутрипластового преобразования углеводородов может включать выбор и обработку слоя содержащего углеводороды пласта, имеющего толщину более около 2, 3 и/или 5 м. Таким образом, потери тепла (как часть общего вводимого тепла) в слоях, образованных выше и ниже слоя углеводородов, могут быть меньше, чем потери тепла в тонких слоях углеводородов. Однако описанный процесс может также включать выбор и обработку слоев, которые могут включать слои, по существу не содержащие углеводородов, и тонкие слои углеводородов. Каждый из содержащих углеводороды слоев может иметь возможный выход флюидов пласта, который изменяется в зависимости, например, от условий, в которых формировался содержащий углеводороды слой, количества углеводородов в слое и/или состава углеводородов в слое. Возможный выход флюидов пласта можно измерить, например, с помощью пробы Фишера. Проба Фишера является стандартным способом, который включает нагревание образца содержащего углеводороды слоя до примерно 500 С в течение 1 ч, сбор продуктов, полученных из образца, и квантование количества полученных продуктов. Образец содержащего углеводороды слоя может быть получен из содержащего углеводороды пласта с помощью способа, такого как взятие керновой пробы или любого другого способа извлечения образца. На фиг. 3 показан схематично вариант выполнения части системы внутрипластового пре 004326 42 образования для обработки содержащего углеводороды пласта. Источники 100 нагревания могут быть размещены внутри, по меньшей мере, части содержащего углеводороды пласта. Источники 100 нагревания могут включать, например, электрические нагреватели, такие как изолированные проводники, нагреватели типа проводник в канале, поверхностные горелки,беспламенные распределенные камеры сгорания и/или естественные распределенные камеры сгорания. Источники 100 нагревания могут включать также другие типы нагревателей. Источники 100 нагревания выполнены с возможностью подачи тепла, по меньшей мере, в часть содержащего углеводороды пласта. Энергия может подаваться в источники 100 нагревания через питающие линии 102. Питающие линии могут иметь различную структуру в зависимости от типа источника нагревания или источников нагревания, используемых для нагревания пласта. Питающие линии могут передавать электричество для электрических нагревателей,могут транспортировать топливо для камер сгорания или же могут транспортировать теплообменную жидкость, которая циркулирует внутри пласта. Добывающие скважины 104 можно использовать для извлечения флюидов из пласта. Флюиды, добытые с помощью добывающих скважин 104, можно транспортировать через коллекторные трубопроводы 106 в обрабатывающие установки 108. Флюиды пласта можно добывать также из источников 100 нагревания. Например, флюид можно добывать из источника 100 нагревания для управления давлением внутри пласта вблизи источника нагревания. Флюид, добытый из источников 100 нагревания,можно транспортировать через систему труб или трубопроводов в коллекторный трубопровод 106, или же добытый флюид можно транспортировать через систему труб или трубопроводов непосредственно в обрабатывающие установки 108. Обрабатывающие установки 108 могут включать разделительные блоки, реакторные блоки, блоки повышения качества, топливные элементы, турбины, резервуары для хранения и другие системы и блоки для обработки добытых из пласта флюидов. Система внутрипластового преобразования для обработки углеводородов может включать водопонижающие скважины 110 (скважины,обозначенные позициями 110, могут быть в некоторых вариантах выполнения каротажными и/или изоляционными скважинами). Водопонижающие скважины 110 или вакуумные скважины могут быть выполнены с возможностью удаления и торможения вхождения жидкой воды в часть содержащего углеводороды пласта, подлежащего нагреванию, или в пласт, подвергаемый нагреванию. Несколько водных скважин могут окружать весь или часть пласта, подлежащего нагреванию. В показанном на фиг. 3 43 варианте выполнения водопонижающие скважины 110 показаны проходящими только вдоль одной стороны источников 100 нагревания, однако, обычно водопонижающие скважины окружают все используемые или подлежащие использованию источники 100 нагревания пласта. Водопонижающие скважины 110 могут быть расположены одним или более кольцами,окружающими выбранные части пласта. Новые водопонижающие скважины необходимо устанавливать по мере расширения зоны обработки с помощью процесса внутрипластового преобразования. Самый внешний ряд водопонижающих скважин может предотвращать проникновение больших количеств воды в часть пласта,подлежащую нагреванию или подвергаемую нагреванию. Вода, добываемая из самого внешнего ряда водопонижающих скважин, должна быть по существу чистой и требует немного или не требует вообще обработки перед выпусканием. Самый внутренний ряд водопонижающих скважин может тормозить проникновение воды,которая прошла самый внешний ряд, в часть пласта, которая подлежит нагреванию или подвергается нагреванию. Самый внутренний ряд водопонижающих скважин может также предотвращать миграцию наружу пара из нагреваемой части пласта в окружающие части пласта. Добытая из самого внутреннего ряда вода может включать некоторые углеводороды. Воду иногда необходимо обрабатывать перед выпусканием. В качестве альтернативного решения,воду с углеводородами можно хранить и использовать для получения синтетического газа из части пласта во время фазы добычи синтетического газа процесса внутрипластового преобразования. Водопонижающие скважины могут уменьшать потери тепла в окружающие части пласта, могут увеличить добычу пара из нагреваемой части и могут предотвращать загрязнение воды вблизи нагреваемой части пласта. В альтернативном варианте выполнения флюид (например, жидкость или газ) можно нагнетать в самый внутренний ряд скважин для обеспечения поддержания выбранного давления в или вокруг зоны пиролиза. Дополнительно к этому, этот флюид может выполнять роль изоляционного барьера между самыми внешними скважинами и флюидами пиролиза, за счет чего улучшается эффективность водопонижающих скважин. Углеводороды, подлежащие обработке,могут располагаться под большой площадью. Систему внутрипластового преобразования можно использовать для обработки небольших частей пласта, а другие части пласта могут обрабатываться в последующем. В одном варианте выполнения системы для обработки содержащего нефтеносный сланец пласта поле для обработки в течение 24 лет может быть разделено на 24 отдельных схемы, которые представляют отдельные года бурения. Каждая схема может 44 включать 120 "клеток" (повторяющийся матричный рисунок), в котором каждая клетка состоит из 6 рядов и 20 столбцов. Каждая клетка может включать 1 добывающую скважину и 12 или 18 нагревательных скважин. Нагревательные скважины могут быть расположены по равносторонней треугольной схеме с расстоянием между скважинами, например, 12 м. Добывающие скважины могут быть расположены в центре равносторонних треугольников нагревательных скважин, или же добывающие скважины могут быть расположены приблизительно в средней точке между двумя смежными нагревательными скважинами. В некоторых вариантах выполнения источники нагревания расположены внутри нагревательной скважины, выполненной внутри содержащего углеводороды пласта. Нагревательная скважина может включать отверстие, проходящее через покрывающий пласт слой и, по меньшей мере, в одну часть содержащего углеводороды пласта. В качестве альтернативного решения, как показано на фиг. 3 а, нагревательная скважина 224 может включать отверстие в пласте 222, которое может иметь форму, подобную по существу спирали. Спиральная конфигурация нагревательной скважины может в некоторых вариантах выполнения увеличивать перенос тепла из источника нагревания и/или обеспечивает расширение источника нагревания при нагреве без изгибания или других видов дефектов. В некоторых вариантах выполнения такая нагревательная скважина может также включать по существу прямой участок нагревательной скважины через покрывающий слой 220. Использование прямой нагревательной скважины через покрывающий слой может уменьшить потери тепла в покрывающем слое. В альтернативном варианте выполнения,как показано на фиг. 3b, источники нагревания могут быть размещены в нагревательной скважине 224, которая может включать отверстие в пласте 222, имеющее форму, по существу подобную форме "U" (плечи U могут быть шире или уже в зависимости от используемого варианта выполнения). Первая часть 226 и третья часть 228 нагревательной скважины 224 могут быть расположены по существу перпендикулярно верхней поверхности пласта 222. Дополнительно к этому, первая и третья части нагревательной скважины могут проходить по существу вертикально через покрывающий слой 220. Вторая часть 230 нагревательной скважины 224 может быть по существу параллельной верхней поверхности пласта. Дополнительно к этому, в некоторых случаях из нагревательной скважины могут выходить несколько источников нагревания (например, 2, 3, 4, 5, 10 источников нагревания или более). Например, как показано на фиг. 3 с, источники 232, 234 и 236 могут проходить через покрывающий слой 220 в пласт 222 из нагрева 45 тельной скважины 224. Такие случаи могут возникать, когда из соображений использования земной поверхности (например, с эстетической точки зрения, соображений использования земной поверхности и/или неблагоприятных почвенных условий вблизи поверхности) делают желательным концентрацию наземных установок в меньшем количестве мест. Например, в зонах, где почва замерзает и/или является болотистой, может быть более эффективным с точки зрения стоимости иметь наземные установки концентрированно в одном месте. В некоторых вариантах выполнения первая часть нагревательной скважины может проходить от поверхности земли через покрывающий слой и в содержащий углеводороды пласт. Вторая часть нагревательной скважины может включать одну или несколько нагревательных скважин в содержащем углеводороды пласте. Одна или несколько нагревательных скважин могут быть расположены внутри содержащего углеводороды пласта под разными углами. В некоторых вариантах выполнения, по меньшей мере, одна нагревательная скважина может быть расположена по существу параллельно границе содержащего углеводороды пласта. В альтернативных вариантах выполнения, по меньшей мере, одна нагревательная скважина может быть по существу перпендикулярной содержащему углеводороды пласту. Дополнительно к этому,одна из нескольких нагревательных скважин может быть расположена под углом, средним между перпендикулярным и параллельным слою в пласте. На фиг. 4 показан вариант содержащего углеводороды пласта 200, который может быть расположен почти горизонтально относительно верхней поверхности земли 204. Однако угол содержащего углеводороды пласта 200 может изменяться. Например, содержащий углеводороды пласт 200 может круто падать. Экономически выгодная добыча из круто падающего содержащего углеводороды пласта может быть невозможна с использованием доступных в настоящее время подземных методов. Однако относительно круто падающий содержащий углеводороды пласт можно подвергать указанному процессу внутрипластовой обработки. Например, один комплект добывающих газ скважин может быть расположен вблизи вершины круто падающего содержащего углеводороды пласта. Такой пласт можно нагревать посредством нагревания части пласта вблизи вершины содержащего углеводороды пласта и последующего нагревания более низких частей содержащего углеводороды пласта. Газы можно добывать из содержащего углеводороды пласта посредством транспортировки газов через пиролизованные перед этим углеводороды с минимальными потерями давления. 46 В одном варианте выполнения процесс внутрипластовой обработки углеводородов может включать подвод тепла к, по меньшей мере,части содержащего углеводороды пласта, который падает частями. Например, часть пласта может включать падение, которое может включать минимальную глубину части. Добывающая скважина может быть расположена в части содержащего углеводороды пласта, близкой к минимальной глубине. Дополнительная добывающая скважина может не требоваться в этой части. Например, при распространении тепла через содержащий углеводороды пласт и пиролиза некоторых углеводородов в части, флюиды пиролиза, образованные в части, проходят через пиролизованные части содержащего углеводороды пласта к добывающей скважине. Как указывалось выше, повышенная проницаемость за счет внутрипластовой обработки содержащего углеводороды пласта может увеличивать распространение паров через обработанную часть пласта. Поэтому может быть уменьшено число добывающих скважин, необходимых для добычи смеси из пласта. Уменьшение числа добывающих скважин, необходимых для добычи,может повысить экономическую выгодность процесса внутрипластовой обработки. В круто падающих пластах можно использовать направленное бурение для образования отверстия для нагревательной скважины в пласте. Направленное бурение может включать бурение отверстия, в котором путь/курс бурения можно планировать перед бурением. Такое отверстие обычно бурят с использованием роторного оборудования. При направленном бурении путем/курсом отверстия можно управлять с помощью отклоняющих клиньев и т.д. Бурение нагревательной скважины 202 может включать также бурение отверстия в пласте буром, снабженным управляемым двигателем и измерителем ускорения, который может быть выполнен с возможностью следования вдоль содержащего углеводороды пласта 200. Например, управляемый двигатель может быть выполнен с возможностью выдерживания по существу постоянного расстояния между нагревательной скважиной 202 и границей содержащего углеводороды пласта 200 на протяжении всего бурения отверстия. Бурение нагревательной скважины 202 с помощью управляемого двигателя и измерителя ускорений может быть относительно экономичным. В качестве альтернативного решения,можно использовать геоуправляемое бурение для выполнения нагревательной скважины 202 в содержащий углеводороды пласт 200. Геоуправляемое бурение может включать определение или оценку расстояния от края содержащего углеводороды пласта 200 до нагревательной скважины 202 с помощью датчика. Датчик может включать, но не ограничиваясь этим,датчики, которые могут быть выполнены с воз 47 можностью определения расстояния от края содержащего углеводороды пласта 200 до нагревательной скважины 202. Кроме того, такой датчик может быть выполнен с возможностью определения и контролирования изменений характеристик содержащего углеводороды пласта 200. Такие датчики могут включать, но не ограничиваясь этим, датчики, которые могут быть выполнены с возможностью измерения характеристик углеводородного пласта с использованием резистивных, гамма-лучевых, акустических импульсных и/или других устройств. Геоуправляемое бурение может также включать выполнение отверстия для нагревательной скважины с помощью бурильного устройства, которое может включать управляемый двигатель. Двигателем можно управлять для выдерживания заданного расстояния от края содержащего углеводороды пласта. В дополнительном варианте выполнения бурение нагревательной скважины или другой скважины в пласте может включать также звуковое бурение. На фиг. 5 показан вариант выполнения со множеством нагревательных скважин 210, выполненных в содержащем углеводороды пласте 212. Содержащий углеводороды пласт 212 может быть круто падающим пластом. В пласте могут быть выполнены одна или более нагревательных скважин 210 так, что две или более нагревательных скважин по существу параллельны друг другу, и/или так, что, по меньшей мере,одна нагревательная скважина, по существу,параллельна содержащему углеводороды пласту 212. Например, одна или более нагревательных скважин 210 могут быть выполнены в содержащем углеводороды пласте 212 с помощью магнитного способа управления. Пример магнитного способа управления показан в патенте США 5 676 212, выданном Kuckes, содержание которого включается в данное описание. Магнитное управление может включать бурение нагревательной скважины 210 параллельно смежной нагревательной скважине. Смежная скважина может быть пробурена перед этим. Дополнительно к этому, магнитное управление может включать бурение путем восприятия и/или определения магнитного поля, создаваемого в смежной нагревательной скважине. Например,магнитное поле может создаваться в соседней нагревательной скважине посредством пропускания электрического тока через изолированный проводящий электрический ток проводник, расположенный в смежной нагревательной скважине. В качестве альтернативного решения,одна или более нагревательных скважин 210 могут быть выполнены с помощью другого описанного способа. Расстояние между нагревательными скважинами 210 можно определять в соответствии с любым указанным вариантом выполнения. В некоторых вариантах выполнения нагреваемая часть 310 может проходить по существу 48 радиально от источника 300 нагревания, как показано на фиг. 6. Например, ширина нагреваемой части 300 в направлении, проходящем радиально от источника 300 нагревания, может быть от около 0 м до около 10 м. Однако ширина нагреваемой части 310 может изменяться в зависимости, например, от тепла, обеспечиваемого источником 300 нагревания, и от характеристик пласта. Тепло, обеспечиваемое источником 300 нагревания, обычно переносится через нагреваемую часть для создания температурного градиента внутри нагреваемой части. Например, температура вблизи нагревательной скважины обычно выше, чем температура вблизи внешней боковой границы нагреваемой части. Однако температурный градиент внутри нагреваемой части может изменяться в зависимости,например, от теплопроводности пласта. При проходе тепла через нагреваемую часть 310 содержащего углеводороды пласта температура, по меньшей мере, части нагреваемой части может находиться внутри диапазона температур пиролиза. Таким образом, при переносе тепла от источника нагревания во многих случаях может распространяться фронт пиролиза наружу от источника нагревания. Например,может быть обеспечен перенос тепла от источника нагревания в выбранный участок нагреваемой части, так что тепло от источника нагревания приводит к пиролизу, по меньшей мере,некоторых углеводородов внутри выбранного участка. Например, пиролиз может происходить внутри выбранного участка 315 нагреваемой части и из углеводородов в выбранном участке могут образовываться флюиды пиролиза. Внутренняя боковая граница выбранного участка 315 может быть радиально удалена от источника нагревания. Например, внутренняя боковая граница выбранного участка 315 может быть радиально удалена от источника нагревания от около 0 м до около 1 м. Дополнительно к этому, выбранный участок 315 может иметь ширину, радиально исходящую от внутренней боковой границы выбранного участка. Например, ширина выбранного участка может быть, по меньшей мере, примерно 2,4 м, или даже примерно 3,0 м. Однако ширина выбранного участка может быть также больше примерно 1,5 м и меньше примерно 10,0 м. После завершения пиролиза углеводородов в части выбранного участка вблизи источника нагревания может образовываться участок 317 израсходованных углеводородов. В некоторых вариантах выполнения внутри блока источников нагревания может существовать множество нагреваемых участков. Блоком источников нагревания называется минимальное количество источников нагревания,которые образуют шаблон, который можно повторять для образования схемы источников нагревания внутри пласта. Источники нагревания можно располагать внутри пласта так, что обес 49 печивается наложение тепла, создаваемого источниками нагревания. Например, как показано на фиг. 7, перенос тепла от двух или более источников 330 нагревания приводит к наложению тепла 332, которое действует внутри зоны,заданной блоком источников нагревания. Наложение тепла может быть также эффективным внутри региона, заданного двумя, тремя, четырьмя, пятью, шестью или более источниками нагревания. Например, зона, в которой эффективно наложение тепла 332, включает зону, в которую поступает значительное тепло из двух или более источников нагревания блока источников нагревания. Зона, в которой эффективно наложение тепла, может изменяться в зависимости, например, от расстояния между источниками нагревания. Наложение тепла может повышать температуру, по меньшей мере, части пласта до температуры, достаточной для пиролиза углеводородов внутри этой части. Таким образом, наложение тепла 332 имеет тенденцию к увеличению количества углеводородов в пласте, которые можно пиролизовать. Таким образом, внутри блока источников нагревания может существовать множество зон, имеющих температуру внутри диапазона температур пиролиза. Выбранный участок 334 может включать зоны с температурой внутри диапазона температур пиролиза за счет переноса тепла только от одного источника нагревания, а также зоны с температурой пиролиза за счет наложения тепла. Дополнительно к этому, схема источников нагревания часто включает множество блоков источников нагревания. Обычно имеется множество нагреваемых участков, а также выбранных частей внутри схемы источников нагревания. Множество нагреваемых участков и выбранных частей могут иметь указанную конфигурацию. Наложение тепла внутри схемы источников нагревания может уменьшать время,необходимое для достижения температуры пиролиза внутри большей части нагреваемых участков. Наложение тепла может обеспечивать относительно большие расстояния между смежными источниками нагревания, что может в свою очередь обеспечивать относительно медленную скорость нагревания содержащего углеводороды пласта. В некоторых вариантах выполнения наложение тепла обеспечивает также по существу однородное генерирование флюидов из нагреваемой части содержащего углеводороды пласта. В некоторых вариантах выполнения большинство флюидов пиролиза могут создаваться,когда выбранный участок находится внутри диапазона от около 0 м до около 25 м от источника нагревания. Как показано на фиг. 3, дополнительно к источникам 100 нагревания внутри части содержащего углеводороды пласта обычно расположена одна или более добывающих скважин 50 102. Добывающая скважина 102 может быть выполнена так, что можно добывать через нее смесь, включающую флюиды пласта. Добывающая скважина 102 может также включать источник нагревания. Таким образом, можно поддерживать выбранную температуру флюидов пласта во время добычи, что обеспечивает добычу большой части или всех флюидов пласта в виде паров. Поэтому можно уменьшить или по существу исключить высокую температуру выкачивания жидкости из добывающей скважины, что в свою очередь приводит к уменьшению стоимости добычи. Нагревание около или непосредственно через добывающую скважину обеспечивает (1) предотвращение конденсации и/или обратного потока добываемого флюида, когда добытый флюид перемещается в добывающей скважине вблизи покрывающего слоя, (2) увеличивает ввод тепла в пласт и/или (3) увеличивает проницаемость пласта у или вблизи добывающей скважины. Поскольку проницаемость и/или пористость увеличиваются в нагреваемом пласте, добываемые пары могут проходить значительные расстояния через пласт с относительно небольшой разницей давлений. Поэтому в некоторых вариантах выполнения добывающие скважины могут находится вблизи верхней поверхности пласта. Увеличение проницаемости может быть результатом уменьшения массы нагреваемой части вследствие испарения воды, извлечения углеводородов и/или образования трещин. Таким образом, флюиды могут проходить более легко через нагреваемую часть. Например, флюиды, создаваемые внутри содержащего углеводороды пласта, могут проходить значительное расстояние через содержащий углеводороды пласт в виде пара. Такое значительное расстояние может включать, например, от около 50 м до около 1000 м. Пар может иметь относительно небольшое падение давления на значительном расстоянии за счет проницаемости нагретой части пласта. Дополнительно к этому, за счет такой проницаемости,добывающая скважина может быть необходима в каждом втором блоке источников нагревания или в каждом третьем, четвертом, пятом, шестом блоке источников нагревания. Кроме того,как показано на фиг. 4, добывающие скважины 206 могут проходить через содержащий углеводороды пласт вблизи вершины нагреваемой части 208. Варианты выполнения добывающей скважины 102 могут включать клапаны, выполненные с возможностью изменения, поддержания и/или управления давлением, по меньшей мере,части пласта. Добывающие скважины могут быть обсаженными скважинами, которые могут иметь добывающие экраны или перфорированные обсадные колонны вблизи зоны добычи. Дополнительно к этому, добывающие скважины могут быть окружены песком, гравием или дру 51 гим уплотнительным материалом вблизи зоны добычи. Кроме того, добывающие скважины 102 могут быть соединены с участком 108 обработки, как показано на фиг. 3. Участок 108 обработки может включать любые указанные наземные установки. Дополнительно к этому, могут быть выполнены откачивающие воду скважины или вакуумные скважины для удаления жидкой воды из части содержащего углеводороды пласта,подлежащего нагреванию. Воду, удаляемую из пласта, можно использовать на поверхности и/или можно следить за ее качеством. Например, весь пласт или часть пласта, подлежащего нагреванию, может быть окружена несколькими водопонижающими скважинами. Несколько водопонижающих скважин могут быть расположены в одно или два кольца, окружающих часть пласта. Самый внешний ряд водопонижающих скважин может препятствовать прохождению большого количества воды в часть,подлежащую нагреванию. Самый внутренний ряд водопонижающих скважин может препятствовать прохождению воды, которая обошла самый внешний ряд, в часть, подлежащую нагреванию. Самый внутренний ряд водопонижающих скважин может также препятствовать миграции пара наружу из нагретой части пласта в окружающие части пласта. Таким образом, водопонижающие скважины могут увеличивать добычу паров из нагреваемой части и могут исключать загрязнение грунтовых вод вблизи нагреваемой части пласта. В некоторых вариантах выполнения разница давлений между последовательными рядами водопонижающих скважин можно минимизировать (например, поддерживать вблизи нуля) для создания границы отсутствия потока или малого потока между рядами. В некоторых вариантах выполнения скважины, первоначально используемые для одной цели, можно затем использовать для одной или более целей, уменьшая тем самым стоимость проекта и/или уменьшая время, необходимое для выполнения определенных задач. Например,добывающие скважины можно использовать в качестве водопонижающих скважин (например,перед началом нагревания и/или после первого начала нагревания). Дополнительно к этому,при некоторых обстоятельствах водопонижающие скважины можно затем использовать в качестве добывающих скважин (и в некоторых случаях в качестве нагревательных скважин). Таким образом, водопонижающие скважины могут быть расположены и/или выполнены так,что скважины можно затем использовать в качестве добывающих скважин и/или нагревательных скважин. Нагревательные скважины могут быть расположены и/или выполнены так, что эти скважины можно затем использовать в качестве добывающих скважин и/или водопонижающих скважин. Добывающие скважины могут быть расположены и/или выполнены так, 004326 52 что эти скважины можно затем использовать в качестве водопонижающих скважин и/или нагревательных скважин. Аналогичным образом,нагнетательные скважины могут быть скважинами, которые первоначально используются для других целей (например, нагревания, добычи,извлечения воды, контроля и т.д.), а затем нагнетательные скважины можно использовать для других целей. Аналогичным образом, контрольные скважины могут быть скважинами,которые первоначально использовались для других целей (например, нагревания, добычи,извлечения воды, нагнетания и т.д.), а затем контрольные скважины можно использовать для других целей. На фиг. 8 показана схема расположения источников 400 нагревания и добывающих скважин 402, которые могут быть выполнены с возможностью обработки содержащего углеводороды пласта. Источники 400 нагревания могут быть расположены в блоке источников нагревания, таком как треугольная схема 401. Источники 400 нагревания могут быть расположены в различных схемах, таких как квадратная,шестиугольная или в виде других многоугольников. Схема расположения может включать правильный многоугольник для обеспечения равномерного нагревания по меньшей мере части пласта, в котором размещены источники нагревания. Схема размещения может быть также линейной схемой. Линейная схема обычно включает первую линейную решетку нагревательных скважин, вторую линейную решетку нагревательных скважин и добывающую скважину или линейную решетку добывающих скважин между первой и второй линейными решетками нагревательных скважин. Расстояние между узлом многоугольника до центра тяжести многоугольника является минимальным для трехстороннего многоугольника и увеличивается с увеличением сторон многоугольника. Расстояние между узлом и центром тяжести для равностороннего треугольника равно (длина/2)/(квадратный корень из 3/2) или 0,5774 длины. Для квадрата расстояние от узла до центра тяжести равно (длина/2)/(квадратный корень из 2/2) или 0,7071 длины. Для шестиугольника расстояние от узла до центра тяжести равно (длина/2)/(1/2) или длине. Разница расстояний между источником нагревания и средней точкой до второго источника нагревания (длина/2) и расстояние от источника нагревания до центра для равносторонней схемы (0,5774 длины) значительно меньше для схемы равностороннего треугольника, чем для схемы многоугольника более высокого порядка. Малая разница означает более быстрое возникновение наложения тепла и нагревание пласта между источниками нагревания до значительно более высокой равномерной температуры при использовании схемы равностороннего тре 53 угольника вместо схемы многоугольника более высокого порядка. Треугольные схемы размещения проявляют тенденцию к более равномерному нагреванию части пласта по сравнению с другими схемами, такими как квадратная или шестиугольная. Треугольные схемы проявляют тенденцию к более быстрому нагреванию до заданной температуры по сравнению с другими схемами,такими как квадратная или шестиугольная. Треугольные схемы могут также приводить к меньшему объему части, которая перегревается. Несколько блоков источников нагревания, таких как схема 401 источников нагревания, могут быть расположены по существу смежно друг с другом с образованием соответствующей схемы блоков на площади пласта. Например, треугольные схемы 401 могут быть расположены по существу смежно друг с другом по соответствующей схеме блоков посредством изменения на противоположную ориентации смежных треугольников 401. Можно использовать также другие схемы расположения источников 400 нагревания, так что небольшие схемы размещаются смежно друг с другом для образования больших схем. Добывающие скважины могут быть расположены в пласте по соответствующей схеме расположения блоков. В некоторых вариантах выполнения добывающая скважина 402 может быть расположена вблизи центра каждого третьего треугольника 401, входящего в схему. Однако добывающая скважина 102 может быть расположена в каждом треугольнике 401 или же внутри лишь нескольких треугольников. Добывающая скважина может быть расположена внутри каждых 13, 20 или 30 треугольников из скважин нагревания. Например, отношение источников нагревания в повторяющейся схеме блоков к добывающим скважинам в повторяющейся схеме блоков может быть более приблизительно 5 (например, более 6, 7, 8 или 9). Дополнительно к этому, расположение добывающей скважины 402 может изменяться в зависимости от тепла, создаваемого одним или более источниками 400 нагревания, и характеристик пласта (таких как проницаемость). Кроме того, три или более добывающих скважины могут быть расположены внутри площади, заданной повторяющейся схемой расположения блоков. Например, как показано на фиг. 8, добывающие скважины 410 могут быть расположены внутри площади, заданной повторяющейся схемой блоков 412. Добывающая скважина 410 может быть расположена в пласте в блоке добывающих скважин. Например, блок добывающих скважин может быть треугольной схемой. Однако добывающие скважины 410 могут быть расположены по другой схеме в повторяющейся схеме блоков 412. Дополнительно к этому, внутри повторяющейся схемы блоков могут быть располо 004326 54 жены одна или более нагнетательных скважин. Нагнетательные скважины могут быть выполнены указанным образом. Например, как показано на фиг. 8, нагнетательные скважины 414 могут быть расположены внутри площади, заданной повторяющейся схемой блоков 416. Нагнетательные скважины 414 могут быть также расположены в пласте в блоке нагнетательных скважин. Например, блок нагнетательных скважин может иметь треугольную схему. Однако нагнетательные скважины 414 могут быть расположены по любой другой указанной схеме. В некоторых вариантах выполнения одна или более добывающих скважин и одна или более нагнетательных скважин могут быть расположены в повторяющейся схеме блоков. Например, как показано на фиг. 8, добывающие скважины 418 и нагнетательные скважины 420 могут быть расположены внутри площади, заданной повторяющейся схемой 422. Добывающие скважины 418 могут быть расположены в пласте в блоках добывающих скважин, которые могут быть расположены в первой треугольной схеме. Дополнительно к этому, нагнетательные скважины 420 могут быть расположены внутри пласта в блоке добывающих скважин, который может быть расположен по второй треугольной схеме. Первая треугольная схема может существенно отличаться от второй треугольной схемы. Например, площади, заданные первой и второй треугольными схемами, могут быть существенно различными. Дополнительно к этому, одна или более контрольных скважин могут быть расположены внутри повторяющейся схемы блоков. Контрольные скважины могут быть выполнены указанным образом. Например, скважины могут быть выполнены с одним или более устройствами, которые измеряют температуру, давление и/или свойства флюида. В некоторых вариантах выполнения в стволах контрольных скважин могут быть расположены каротажные приборы для измерения свойств внутри пласта. Каротажные приборы можно при необходимости перемещать в другую контрольную скважину. Стволы контрольных скважин могут быть обсаженными или не обсаженными стволами. Как показано на фиг. 8. контрольные скважины 424 могут быть расположены внутри площади, заданной повторяющейся схемой блоков 426. Контрольные скважины 424 могут быть расположены в пласте в блоке контрольных скважин, которые могут быть расположены по треугольной схеме. Однако контрольные скважины 424 могут быть расположены по любой другой указанной схеме внутри повторяющейся схемы блоков 426. Следует отметить, что геометрическая схема расположения источников 400 нагревания и добывающих скважин 402 описана здесь в качестве примера. Схема расположения источников нагревания и добывающих скважин мо 55 жет во многих случаях изменяться в зависимости от, например, типа углеводородов, содержащихся в пласте, подлежащем обработке. Например, для относительно тонких слоев нагревательные скважины могут быть расположены вдоль одного или более слоев вдоль простирания или падения. Для относительно толстых слоев источники нагревания могут быть выполнены под углом к одному или более слоям (например, ортогонально или диагонально). Треугольная схема расположения источников нагревания может быть выполнена для обработки содержащего углеводороды пласта,имеющего толщину около 10 м и более. Для более тонкого содержащего углеводороды пласта, например, около 10 м толщиной или менее,можно располагать источники нагревания по линии и/или по ломанной линии для обработки содержащего углеводороды пласта. Для некоторых тонких пластов нагревательные скважины могут быть расположены ближе к краю пласта (например, по ломанной линии вместо по линии в центре слоя) для увеличения количества углеводородов, добываемых на единицу входной энергии. Часть входной энергии нагревания может нагревать не содержащий углеводороды пласт, однако, ломаная линия может обеспечивать наложение тепла в большей части пласта углеводородов до температуры пиролиза. Если тонкий пласт нагревают посредством расположения источников нагревания в пласте вдоль центра толщины, то значительная часть содержащего углеводороды пласта может не нагреваться до температуры пиролиза. В некоторых вариантах выполнения расположение нагревательных скважин ближе к краю пласта может увеличивать объем пласта, в котором происходит пиролиз, на единицу входной энергии. Дополнительно к этому, расположение добывающих скважин 402 внутри схемы источников 400 нагревания может определяться, например, желаемой скоростью нагревания содержащего углеводороды пласта, скоростью нагревания источников нагревания, типом используемых источников нагревания, типом содержащего углеводороды пласта (и его толщиной), составом содержащего углеводороды пласта, желаемым составом добычи из пласта и/или желаемой скоростью добычи. Точное расположение нагревательных скважин, добывающих скважин и т.д. зависит от переменных, специфичных для пласта (например, толщины слоя,состава слоя и т.д.), экономических показателей проекта и т.д. В некоторых вариантах выполнения нагревательные скважины могут быть по существу горизонтальными, в то время как добывающие скважины могут быть вертикальными, или наоборот. Любая из указанных скважин может быть расположена вдоль падения или простирания 56 или ориентирована под углом между падением и простиранием пласта. Расстояние между источниками нагревания может также изменяться в зависимости от факторов, которые могут включать, но не ограничиваясь этим, тип содержащего углеводороды пласта, выбранную скорость нагревания и/или выбранную среднюю температуру, которую необходимо получить внутри нагреваемой части. Например, расстояние между источниками нагревания может находится внутри диапазона от около 5 м до около 25 м. В качестве альтернативного решения, расстояние между источниками нагревания может быть внутри диапазона от около 8 м до около 15 м. Расстояние между источниками нагревания может влиять на состав флюидов, добываемых из содержащего углеводороды пласта. В одном варианте выполнения можно использовать способ с использованием компьютера для определения оптимального расстояния между источниками нагревания внутри содержащего углеводороды пласта. Например, обычно можно измерять, по меньшей мере, одно свойство части содержащего углеводороды пласта. Измеряемое свойство может включать, но не ограничиваясь этим, коэффициент отражения витринита, содержание водорода, атомарное отношение водорода к углероду, содержание кислорода,атомарное отношение кислорода к углероду,содержание воды, толщину содержащего углеводороды пласта и/или величину стратификации содержащего углеводороды пласта на отдельные слои горных пород и углеводородов. В некоторых вариантах выполнения производимый с помощью компьютера способ может включать ввод, по меньшей мере, одного измеряемого свойства в компьютерную систему. В компьютерную систему можно задавать также один или более комплектов расстояний между источниками нагревания. Например, расстояние между источниками нагревания может быть меньше около 30 м. В качестве альтернативного решения, расстояние между источниками нагревания может быть меньше около 15 м. Способ может включать также определение свойств флюидов, добываемых из части пласта, в виде функции от времени для каждого ряда расстояний между источниками нагревания. Добываемые флюиды включают, но не ограничиваясь этим, флюиды пласта, такие как флюиды пиролиза и синтетический газ. Определяемые свойства могут включать, но не ограничиваясь этим, плотность API, распределение углеродных чисел, содержание олефина, содержание водорода, содержание моноксида углерода и/или содержание диоксида углерода. Определенный ряд свойств добываемого флюида можно сравнивать с рядом выбранных свойств добываемого флюида. Таким образом, можно определить ряды свойств, которые соответствуют ряду выбранных свойств. Кроме того, рас 57 стояния между источниками нагревания можно согласовать с расстояниями между источниками нагревания, связанными с желаемыми свойствами. Ячейка 404 блока может часто включать несколько источников 400 нагревания, расположенных внутри слоя вокруг каждой добывающей скважины 402. Площадь ячейки 404 блока может определяться средними линиями 406, которые могут быть эквидистантами и перпендикулярными линии, соединяющей две добывающие скважины 402. Вершины 400 ячейки блока могут находится на пересечении двух средних линий 406 между добывающими скважинами 402. Источники 400 нагревания могут быть расположены любым образом внутри площади ячейки 404 блока. Например, источники 400 нагревания могут быть расположены внутри пласта так, что расстояние между каждым источником нагревания изменяется на менее чем приблизительно 10, 20 или 30%. Дополнительно к этому, источники 400 нагревания могут быть расположены так, что существует примерно равное пространство между каждым из источников нагревания. Однако можно использовать другие расположения источников 400 нагревания внутри ячейки 404 блока в зависимости, например, от скорости нагревания каждого из источников нагревания. Отношение источников 400 нагревания к добывающим скважинам 402 может быть определено путем подсчета числа источников 400 нагревания и добывающих скважин 402 внутри ячейки 404 блока или по всему полю. На фиг. 9 показан вариант выполнения ячейки 404 блока. Ячейка 404 блока включает источники 400 нагревания и добывающие скважины 402. Ячейка 404 блока может иметь шесть полных источников 400 а нагревания и шесть частичных источников 400b нагревания. Полные источники 400 а нагревания могут быть расположены ближе к добывающей скважине 402,чем частичные источники 400b нагревания. Дополнительно к этому, полное количество каждого из полных источников 400 нагревания может быть расположено внутри ячейки 404 блока. Частичные источники 400b нагревания могут быть расположены частично внутри ячейки 404 блока. Только часть источников 400b нагревания, расположенных внутри ячейки 404 блока,может быть выполнена для поставки тепла в часть содержащего углеводороды пласта, расположенной внутри ячейки 404 блока. Остающаяся часть источника 400b нагревания, расположенная снаружи ячейки 404 блока, может быть выполнена для подачи тепла в остальную часть содержащего углеводороды пласта вне ячейки 404 блока. Поэтому, для определения количества источников нагревания внутри ячейки 404 блока можно считать частичные источники 400b нагревания как половину полного источника 400 а нагревания. В других вариантах 58 выполнения ячейки блока части, отличные от 1/2 (например, 1/3) могут более точно описывать часть частичного источника нагревания. Общее количество источников 400 нагревания в ячейке 404 блока может включать шесть полных источников 400 а нагревания, каждый из которых считается как один источник нагревания, и шесть частичных источников 400b нагревания, каждый из которых считается как половина источника нагревания. Поэтому отношение источников 400 нагревания к добывающим скважинам 402 в ячейке 404 блока можно определять как 9:1. Однако отношение источников нагревания к добывающим скважинам может изменяться в зависимости, например, от желаемой скорости нагревания содержащего углеводороды пласта, скорости нагревания источников нагревания, типа источника нагревания, типа содержащего углеводороды пласта, состава содержащего углеводороды пласта, желаемого состава добываемого флюида и/или желаемой скорости добычи. Обеспечение большего количества скважин с источниками нагревания на единице площади обеспечивает более быстрое нагревание выбранной части и тем самым ускоряет начало добычи, однако, большее количество источников нагревания обычно требует больших затрат на установку. Таким образом,подходящее отношение источников нагревания к добывающим скважинам может включать также отношения более около 5:1 и отношения более 7:1. В некоторых вариантах выполнения подходящее отношение источников нагревания к добывающим скважинам может быть около 10:1, 20:1, 50:1 или более. Если используются большие отношения, то стоимость проекта имеет тенденцию к снижению, поскольку необходимо меньше скважин и оборудования."Выбранный участок" может быть обычно объемом пласта, который находится внутри периметра, заданного расположением наиболее внешних источников нагревания (при предположении, что пласт рассматривается сверху). Например, если четыре источника нагревания расположены в одной квадратной схеме с площадью около 100 м 2 (при этом каждый источник нагревания расположен в углу квадрата), и если пласт имеет среднюю толщину примерно 5 м по этой площади, то выбранный участок имеет объем около 500 м 3 (т.е. площадь, умноженная на среднюю толщину по площади). Во многих коммерческих применениях считается, что множество (например, сотни или тысячи) источников нагревания могут быть расположены смежно друг с другом для нагревания выбранного участка, и поэтому в таких случаях только самые внешние (т.е. "крайние") источники нагревания определяют периметр выбранного участка. Источник нагревания может включать, но не ограничиваясь этим, электрический нагреватель или нагреватель с камерой сгорания. Элек 59 трический нагреватель может включать изолированный проводник, удлиненный элемент,расположенный в отверстии, и/или проводник,расположенный в канале. Такой электрический нагреватель может быть выполнен в соответствии с любым указанным вариантом выполнения. В одном варианте выполнения содержащий углеводороды пласт можно нагревать с помощью системы естественных распределенных камер сгорания, расположенной в пласте. Может обеспечиваться перенос создаваемого тепла в выбранный участок для его нагревания. Температура, достаточная для поддержания окисления, может быть, например, по меньшей мере около 200 или 250 С. Однако температура, достаточная для окисления, может изменяться в зависимости, например, от состава углеводородов в содержащем углеводороды пласте, содержания воды в пласте и/или типа и количества окислителя. Можно удалять некоторое количество воды из пласта перед нагреванием. Например, воду можно выкачивать из пласта с помощью водопонижающих скважин. Нагреваемая часть пласта может быть вблизи или расположена непосредственно смежно с отверстием в содержащем углеводороды пласте. Отверстие в содержащем углеводороды пласте может быть нагревательной скважиной, выполненной в пласте. Нагревательная скважина может быть выполнена как в любом из указанных вариантов выполнения. Нагреваемая часть содержащего углеводороды пласта может проходить радиально от отверстия на ширину от около 0,3 м до около 1,2 м. Однако ширина может быть также менее около 0,9 м. Ширина нагреваемой части может изменяться. В некоторых вариантах выполнения изменение зависит от,например, ширины, необходимой для создания достаточного тепла во время окисления углерода для поддержания реакции окисления без подачи тепла из дополнительного источника нагревания. После достижения в части пласта температуры, достаточной для поддержания окисления,в отверстие может подаваться окисляющий флюид для окисления, по меньшей мере, части углеводородов в зоне реакции, или в зоне источника нагревания внутри пласта. Окисление углеводородов приводит к созданию тепла в зоне реакции. Созданное тепло в большинстве вариантов выполнения переносится из зоны реакции в зону пиролиза в пласте. В некоторых вариантах выполнения тепло переносится со скоростью между около 650 Вт на метр при измерении на глубине зоны реакции и/или 1650 Вт на метр при измерении на глубине зоны реакции. После окисления, по меньшей мере, некоторых углеводородов в пласте, можно уменьшить энергию, подаваемую в нагреватель для первоначального нагревания, или ее можно отключить. Таким образом, можно значительно сократить стоимость подаваемой энергии, за 60 счет чего обеспечивается значительно более эффективная система для нагревания пласта. В одном варианте выполнения проводник может быть расположен в отверстии для обеспечения окисления флюида в отверстии. Канал может иметь проходы для потока или другие механизмы управления потоком (т.е. щели, расходомеры Вентури, клапаны и т.д.) для обеспечения входа окислительного флюида в отверстие. Понятие "проходы" включает отверстия,имеющие широкий спектр форм поперечного сечения, включая, но не ограничиваясь этим,круговые, овальные, квадратные, прямоугольные, треугольные, прорези или другие правильные или неправильные формы. Проходы для потока в некоторых вариантах выполнения могут быть критическими отверстиями для потока. Проходы для потока могут быть выполнены с возможностью обеспечения по существу постоянного потока флюида в отверстие, независимо от давления в отверстии. В некоторых вариантах выполнения число проходов для потока, которые могут быть образованы в канале или соединены с ним, может быть ограничено диаметром проходов и желаемым расстоянием между проходами на длине канала. Например, при уменьшении диаметра проходов число проходов для потока может увеличиваться и наоборот. Дополнительно к этому, при увеличении желаемого расстояния,число проходов для потока может уменьшаться и наоборот. Диаметр проходов может задаваться, например, давлением в канале и/или желаемой скоростью потока через проходы. Например, для скорости потока около 1,7 стандартных кубических метров в минуту и абсолютном давлении около 7 бар, диаметр прохода может быть около 1,3 мм при расстоянии между проходами около 2 м. Более мелкие диаметры проходов могут приводить к более простому закупориванию,чем более крупные диаметры, например, вследствие загрязнения флюида в отверстии или твердых отложений вблизи проходов. В некоторых вариантах выполнения число и диаметр проходов можно выбирать так, чтобы обеспечивать равномерный или почти равномерный профиль нагревания вдоль глубины пласта внутри отверстия. Например, глубина нагреваемого слоя, который должен иметь приблизительно равномерный профиль нагревания, может быть больше около 300 м или даже более около 600 м. Однако эта глубина может изменяться в зависимости, например, от типа пласта, подлежащего нагреванию и/или желаемой скорости добычи. В некоторых вариантах выполнения проходы для потока могут быть расположены по спиральной схеме вокруг канала внутри отверстия. Проходы для потока могут быть расположены на расстоянии от около 0,3 м до около 3 м друг от друга в спиральной схеме. В некоторых

МПК / Метки

МПК: E21B 43/24

Метки: система, способ, пласта, обработки, углеводороды, содержащего

Код ссылки

<a href="http://easpatents.com/30-4326-sposob-i-sistema-dlya-obrabotki-soderzhashhego-uglevodorody-plasta.html" rel="bookmark" title="База патентов Евразийского Союза">Способ и система для обработки содержащего углеводороды пласта</a>

Похожие патенты