Способ обработки углеводородсодержащих подземных песчаных пластов, пропитанных дегтем, и смешивающий агент

Есть еще 22 страницы.

Смотреть все страницы или скачать PDF файл.

Формула / Реферат

1. Способ обработки углеводородсодержащего пласта in situ, содержащего битуминозный песок, включающий следующие стадии:

подвод тепла от одного или более источника тепла к выбранной секции пласта, при котором происходит пиролиз, по меньшей мере, некоторых углеводородов внутри выбранной секции с получением продуктов пиролиза;

получение смеси углеводородов из выбранной секции,

при этом осуществляют управление производительностью получения смеси и количеством тепла, поступающего по меньшей мере от одного или более источника тепла, которое передается по меньшей мере в часть пласта как путем регулирования времени, в течение которого, по меньшей мере, некоторые углеводороды подвергаются воздействию температур, при которых осуществляется пиролиз в пласте, так и путем регулирования давления в одной или более эксплуатационных скважин внутри пласта, чтобы производить углеводороды выбранного качества в смеси, отличающийся тем, что температуру внутри выбранной секции пиролиза поддерживают в диапазоне от около 225 до около 375шC.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что извлекают из выбранной секции полученные углеводороды в смеси, которые имеют минимальный удельный вес по API.

3. Способ по любому из пп.1-2, отличающийся тем, что извлекают из выбранной секции полученные углеводороды в смеси, которые имеют удельный вес по API, составляющий по меньшей мере 20ш.

4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что извлекают из выбранной секции полученные углеводороды в смеси, которые содержат максимальное количество, тяжелых углеводородов, выраженное в массовых процентах и имеющие удельный вес по API, составляющий от около или менее 20ш.

5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что извлекают из выбранной секции полученные углеводороды в смеси, которые имеют среднее число атомов углерода менее 12.

6. Способ по пп.1-5, отличающийся тем, что осуществляют добычу смеси из выбранной секции по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину.

7. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что осуществляют отбор образцов испытуемого потока добытой смеси с целью определения выбранного качества добытой смеси.

8. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что определяют время, в течение которого по меньшей мере часть углеводородов в добытой смеси подвергается воздействию температур пиролиза, с использованием обработки образцов пласта в лабораторных условиях.

9. Способ по любому из пп.1-8, отличающийся тем, что дополнительно определяют время, в течение которого по меньшей мере часть углеводородов в добытой смеси подвергается воздействию температур пиролиза, с использованием компьютерного моделирования процесса обработки пласта.

10. Способ по любому из пп.1-9, отличающийся тем, что дополнительно включает поддержание в выбранной секции давления ниже литостатического давления пласта.

11. Способ по любому из пп.1-10, отличающийся тем, что дополнительно поддерживают в выбранной секции такое давление, которое ниже гидростатического давления пласта.

12. Способ по любому из пп.1-11, отличающийся тем, что дополнительно поддерживают пластовое давление на значении ниже 35 абсолютных бар.

13. Способ по любому из пп.1-12, отличающийся тем, что включает добычу углеводородной смеси, когда парциальное давление водорода в пласте составляет по меньшей мере 0,5 абс. бар.

14. Способ по любому из пп.1-13, отличающийся тем, что дополнительно включает следующие стадии:

подвод тепла от первой группы из одного или более источников тепла в первую секцию пласта так, что тепло, подводимое в первую секцию, вызывает пиролиз по крайней мере части углеводородов;

подвод тепла от второй группы из одного или более источников тепла во вторую секцию пласта так, что тепло, которым снабжается вторая секция, придает подвижность по меньшей мере части углеводородов; индуцирование потока по меньшей мере части углеводородов из второй секции в первую секцию; и добычу смеси углеводородов из пласта, в котором добытая смесь содержит по меньшей мере часть углеводородов, подвергнутых пиролизу.

15. Способ по п.14, отличающийся тем, что дополнительно включает подвод тепла во вторую секцию таким образом, что тепло, подведенное во вторую секцию, обеспечивает пиролиз по меньшей мере части углеводородов.

16. Способ по любому из пп.14-15, отличающийся тем, что дополнительно включает следующие стадии:

подвод тепла от третьей группы из одного или более источников тепла в третью секцию пласта, таким образом, что тепло, подводимое в третью секцию, сообщает подвижность по меньшей мере части углеводородов, находящихся в этой секции; и

обеспечение перетекания части углеводородов из третьей секции в первую секцию через вторую секцию.

17. Способ по п.16, отличающийся тем, что третья секция находится в непосредственной близости ко второй секции и/или вторая секция находится в непосредственной близости к первой секции.

18. Способ по п.16 или 17, отличающийся тем, что дополнительно включает пиролиз по меньшей мере части углеводородов в третьей секции под воздействием тепла, подводимого в третью секцию.

19. Способ по любому из пп.14-18, отличающийся тем, что дополнительно включает добычу смеси углеводородов по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину, находящуюся в первой секции или вблизи нее.

20. Способ по любому из пп.14-19, отличающийся тем, что дополнительно включает индуцирование перетока по меньшей мере части подвижных углеводородов из второй в первую секцию.

21. Способ по любому из пп.1-13, отличающийся тем, что дополнительно включает

подвод тепла от одного или более источников тепла в выбранную секцию пласта таким образом, что под воздействием тепла, подведенного в выбранную секцию, происходит пиролиз по меньшей мере части углеводородов в более низкой области пласта; и

добычу смеси углеводородов из верхней части пласта, в котором смесь углеводородов содержит по меньшей мере часть пиролизованных углеводородов из нижней части пласта.

22. Способ по п.21, отличающийся тем, что верхняя часть содержит около половины песчаного пласта, содержащего деготь.

23. Способ по любому из пп.21-22, отличающийся тем, что нижняя часть содержит около половины нижней части песчаного пласта, содержащего деготь.

24. Способ по любому из пп.21-23, отличающийся тем, что дополнительно включает добычу смеси углеводородов в виде пара.

25. Способ по любому из пп.21-24, отличающийся тем, что смесь углеводородов имеет удельный вес по API более 15ш.

26. Способ по любому из пп.21-25, отличающийся тем, что дополнительно включает индукцию потока по меньшей мере части углеводородов из нижней части в верхнюю часть.

27. Способ по любому из пп.1-20, отличающийся тем, что дополнительно включает

селективное ограничение температуры вблизи выбранной части скважины с обогревом с целью замедления образования кокса в выбранной части или вблизи нее; и

добычу смеси по меньшей мере части углеводородов через выбранную часть скважины с обогревом.

28. Способ по п.27, отличающийся тем, что дополнительно включает закачку воды в выбранной части скважины с целью замедления коксообразования в выбранной части скважины с обогревом.

29. Способ по любому из пп.27 и 28, отличающийся тем, что обогреваемая скважина расположена практически горизонтально внутри выбранной секции.

30. Способ по любому из пп. 28 и 29, отличающийся тем, что селективное ограничение температуры включает подвод меньшего количества тепла в выбранную часть обогреваемой скважины, чем в другие части обогреваемой скважины в выбранной секции.

31. Способ по любому из пп.27-30, отличающийся тем, что селективное ограничение температуры включает поддержание температуры вблизи выбранной части на значении ниже температур пиролиза.

32. Способ по любому из пп.27-31, отличающийся тем, что дополнительно включает добычу смеси из выбранной секции через по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.

33. Способ по любому из пп.27-32, отличающийся тем, что дополнительно включрхт подвод по меньшей мере части тепла на участок покрывающих пород обогреваемой скважины с целью поддержания добытых углеводородов паровой фазе.

34. Способ по любому из пп.1-13, отличающийся тем, что дополнительно включает контроль качества добытой смеси путем изменения места добычи смеси.

35. Способ по п.34, отличающийся тем, что дополнительно включает добычу смеси углеводородов через по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, расположенную в выбранной секции или вблизи нее.

36. Способ по любому из пп.34 и 35, отличающийся тем, что изменение места добычи в эксплуатационной скважине заключается в изменении местоположения перфораций, используемых для добычи смеси в эксплуатационной скважине и/или изменении местоположения эксплуатационной скважины в пласте и/или изменении числа эксплуатационных скважин в пласте.

37. Способ по любому из пп.34-36, отличающийся тем, что изменение места добычи смеси включает изменение месторасположения практически горизонтальной эксплуатационной скважины внутри пласта.

38. Способ по любому из пп.34-37, отличающийся тем, что изменение места добычи включает изменение расстояния между эксплуатационной скважиной и одним или более тепловыми источниками.

39. Способ по любому из пп.1-13, отличающийся тем, что по меньшей мере часть полученной смеси углеводородов используют для получения смешивающего агента, который адаптируют для смешивания со второй смесью, с получением третьей смеси с выбранными свойствами.

40. Способ по п.39, отличающийся тем, что вторая смесь содержит вязкое сырое масло с удельным весом по API ниже 15ш, а смешивающий агент адаптируют для смешивания с вязкой жидкостью с получением третьей смеси, обладающей более низкой вязкостью, чем вязкая жидкость.

41. Способ по любому из пп.39, 40, отличающийся тем, что дополнительно включает добычу второй смеси из второй секции песчаного пласта, содержащего деготь, и смешивание второй смеси со смешивающим агентом с получением третьей смеси.

42. Способ по п.41, отличающийся тем, что выбранная секция и вторая секция находятся в различных песчаных пластах, содержащих деготь, расположенных горизонтально и/или вертикально.

43. Способ по п.34, отличающийся тем, что выбранная секция и вторая секция расположены вертикально внутри одного песчаного пласта, содержащего деготь.

44. Способ по любому из пп.39-43, отличающийся тем, что дополнительно включает холодную добычу второй смеси из второй секции песчаного пласта, содержащего деготь.

45. Способ по любому из пп.39-44, отличающийся тем, что дополнительно включает нагнетание смешивающего агента во вторую секцию песчаного пласта, содержащего деготь с получением третьей смеси в песчаном пласте, содержащем деготь.

46. Способ по любому из пп.39-45, отличающийся тем, что дополнительно включает нагнетание смешивающего агента в эксплуатационную скважину во второй секции песчаного пласта, содержащего деготь, с получением третьей смеси в эксплуатационной скважине.

47. Способ по любому из пп.39-46, отличающийся тем, что третья смесь пригодна для транспортировки по трубопроводу.

48. Способ по любому из пп.39-47, отличающийся тем, что вторая смесь обладает высокой вязкостью, которая препятствует экономически выгодному транспорту на расстояния более 100 км по трубопроводу, в то время как третья смесь обладает низким значением вязкости, что позволяет осуществлять экономически выгодную транспортировку по трубопроводу на расстояния более 100 км.

49. Способ по любому из пп.39-48, отличающийся тем, что выбранное свойство третьей смеси создается смешиванием смешивающего агента с жидкостью, в результате чего третья смесь приобретает выбранный удельный вес по API, выбранную вязкость, выбранную плотность, выбранное соотношение между количеством асфальтенов и насыщенных углеводородов, выбранное соотношение между количеством ароматических углеводородов и насыщенных углеводородов, и/или выбранный уровень содержания примесей.

50. Способ по любому из пп.39-49, отличающийся тем, что выбранное свойство третьей смеси включает удельный вес по API более 10ш.

51. Способ по любому из пп.39-50, отличающийся тем, что выбранное свойство третьей смеси включает вязкость при 4шC ниже 7500 cs.

52. Способ по любому из пп.39-51, отличающийся тем, что выбранное свойство третьей смеси включает плотность при 4шС менее 1 г/см3.

53. Способ по любому из пп.39-52, отличающийся тем, что выбранное свойство третьей смеси включает отношение количества асфальтенов к количеству насыщенных углеводородов менее 1.

54. Способ по любому из пп.39-53, отличающийся тем, что выбранное свойство третьей смеси включает отношение количества ароматических углеводородов к количеству насыщенных углеводородов менее 4.

55. Способ по любому из пп.39-54, отличающийся тем, что смешивающий агент включает по меньшей мере часть пиролизованных углеводородов.

56. Смешивающий агент, используемый в способе по пп.39-55, который представляет собой легкие углеводороды и включает по меньшей мере часть углеводородов, полученных в процессе пиролиза, при этом его удельный вес по API составляет по крайней мере около 15ш.

57. Смесь смешивающего агента по п.56 и жидкости, в которой асфальтены обладают достаточной устойчивостью в смеси при температуре окружающего воздуха.

58. Смесь смешивающего агента по п.56 и жидкости, в которой указанная смесь содержит 20 мас.% или менее смешивающего агента.

 

Текст

Смотреть все

009350 Область техники Настоящее изобретение, главным образом, относится к способам и системам для производства углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных песчаных пластов, пропитанных дегтем. Некоторые воплощения изобретения относятся к in situ конверсии углеводородов с образованием потоков углеводородов, водорода и/или других продуктов из подземных песчаных пластов, пропитанных дегтем. Предшествующий уровень техники Углеводороды, добываемые из подземных пластов, часто используют в качестве источников энергии, сырья и потребительских продуктов. Существующее в настоящее время беспокойство по поводу истощения имеющихся углеводородных запасов привело к разработке способов более эффективной добычи, переработки и/или использования имеющихся углеводородных источников. Для извлечения углеводородов из подземных пластов могут использоваться in situ процессы. Для извлечения углеводородного материала из подземных пластов может понадобиться изменение химических и/или физических свойств углеводородного материала, находящегося в подземных пластах. Изменение химических и физических свойств может происходить за счет протекающих in situ реакций, в результате которых образуются извлекаемые текучие среды, происходят изменения состава, растворимости, фазовые изменения,и/или изменения вязкости углеводородного материала внутри пласта. Без конкретных ограничений рассматриваемая текучая среда может представлять собой газ, жидкость, эмульсию, суспензию и/или поток твердых частиц с реологическими свойствами, аналогичными движущейся жидкости. Крупные месторождения тяжелых углеводородов (например, тяжелого масла и/или дегтя), содержащихся в пластах (например, в смолистых песках), обнаружены в Северной и Южной Америке, а также в Азии. Песчаные месторождения такого типа могут подвергаться разработке. С помощью процессов,проводимых на поверхности, может осуществляться отделение битума от песка и/или другого материала,извлекаемого совместно с углеводородами. Выделенный битум может конвертироваться в легкие углеводороды с использованием традиционных методов нефтепереработки. Добыча и обогащение смолистых песков, обычно, значительно дороже получения легких углеводородов из традиционных нефтяных месторождений. В патентах US5340467 и 5316467, выданных на имя Gregoli et al., описывается добавление воды и химической присадки к смолистому песку с образованием суспензии. Полученная суспензия может быть разделена на воду и углеводороды. В патенте US4409090, выданном на имя Hanson et al., описывается способ физического разделения смолистого песка с получением концентрата, обогащенного битумом, который может содержать некоторое количество оставшегося песка. Концентрат, обогащенный битумом, может быть подвергнут дополнительному отделению от песка путем проведения процесса в псевдоожиженном слое. В патенте US5985138, выданном на имя Humphreys, и в патенте US5968349, выданном на имя Duyvesteyn et al., описывается добыча смолистого песка и физическое отделение битума от смолистого песка. Дополнительная обработка битума в наземном оборудовании может обеспечить повышение качества масла, полученного из битума.In situ получение углеводородов из смолистого песка может осуществляться путем нагревания и/или инжекции газа в пласт. В патенте US5211230, выданном на имя Ostapovich et al., и в патентеUS5339897, выданном на имя Leaute, описывается горизонтальная эксплуатационная скважина, размещенная в нефтеносном резервуаре. Вертикальная труба может использоваться для впрыскивания в резервуар окисляющего газа с целью осуществления in situ сгорания. В патенте US2780450, выданном на имя Ljungstrom, описывается in situ нагревание битуминозных геологических пластов с целью конверсии или крекинга веществ, подобных жидкому дегтю, с образованием масел и газов. В патенте US4597441, выданном на имя Ware et al., описывается одновременное взаимодействие масла и водорода при подводе тепла в резервуар. Гидрирование может повысить степень извлечения масла из резервуара. В патентах US5046559 и 5060726, выданных на имя Glandt et al., описывается предварительный нагрев участка песчаного пласта, содержащего деготь, находящего между нагнетательной и продуктивной скважинами. Как отмечалось выше, предпринимались многочисленные попытки разработки способов и систем экономически выгодного получения углеводородов, водорода и/или других продуктов из песчаных пластов, содержащих деготь. Однако к настоящему времени все еще остается большое число песчаных пластов, содержащих деготь, из которых невозможна экономически оправданная добыча углеводородов,водорода и/или других продуктов. Таким образом, существует потребность в улучшенных способах и системах получения углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных песчаных пластов,содержащих деготь. Краткое изложение сущности изобретения В соответствии с предпочтительным воплощением способа настоящего изобретения продукция жидкой среды из пласта осуществляется таким образом, чтобы контролировать среднее время нахожде-1 009350 ния или протекания углеводородов через зону пиролиза либо среднее время воздействия температур пиролиза. Такой контроль процесса позволяет получать из пласта большое количество углеводородов желаемого качества. Согласно одному из воплощений тепло из первого набора тепловых источников подводится в первую секцию песчаного пласта, содержащего деготь, с целью осуществления пиролиза углеводородов в первой секции. Тепло может также подводиться из второго набора тепловых источников во вторую секцию пласта. Такой подвод тепла может уменьшить вязкость углеводородов во второй секции, в результате чего часть углеводородов в этой секции становится подвижной. В результате часть углеводородов из второй секции может перетекать в первую секцию. Из пласта может быть получена смесь углеводородов. Такая смесь может содержать по меньшей мере часть пиролизованных углеводородов. Согласно этому воплощению тепло из тепловых источников подводится в часть песчаного пласта,содержащего деготь. Тепло может подаваться от тепловых источников в выбранную секцию пласта с целью понижения вязкости углеводородов в выбранной секции. В выбранную секцию пласта может подаваться газ. Этот газ может вытеснять углеводороды из выбранной секции в направлении эксплуатационной скважины или скважин. В результате из выбранной секции с помощью эксплуатационной скважины или скважин может быть получена углеводородная смесь. В некоторых воплощениях реализуют селективное ограничение подвода энергии к тепловому источнику или ряду таких источников с целью контроля температуры и ингибирования коксообразования в самих тепловых источника или вблизи них. В таких воплощениях смесь углеводородов может производиться с участием некоторых источников тепла, работающих в режиме ингибирования коксообразования. Согласно другим воплощениям качество получаемой смеси может регулироваться путем изменения места получения такой смеси. Место добычи можно изменять, регулируя глубину пласта, на которой проводят добычу жидкости, относительно точек над и под шихтой. Место добычи также может изменяться в зависимости от расположения конкретной эксплуатационной скважины, используемой для добычи жидкости. В некоторых воплощениях выбор эксплуатационных скважин для извлечения жидкости может быть обоснован расстоянием эксплуатационных скважин от работающих тепловых источников. Согласно другому воплощению из выбранной секции песчаного пласта, содержащего деготь, может быть добыт смешивающий агент. Часть такого агента может быть смешана с тяжелыми углеводородами с образованием смеси с выбранными свойствами (например, плотностью, вязкостью и/или стабильностью). Согласно еще одному воплощению тепло может подводиться в выбранную секцию пласта для пиролиза некоторых углеводородов в нижней части пласта. Смесь углеводородов может добываться из верхней части пласта. Такая смесь углеводородов может включать, по меньшей мере, некоторые пиролизованные углеводороды из нижней части пласта. Описанные выше и другие воплощения способа настоящего изобретения и получаемые при этом продукты детализированы в прилагаемой формуле изобретения и на рисунках. Краткое описание чертежей Преимущества настоящего изобретения могут быть прояснены для специалиста с помощью следующего ниже подробного описания предпочтительных реализаций и со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых: Фиг. 1 изображает техническое решение, предназначенное для обработки песчаных пластов, содержащих деготь. Фиг. 2 изображает другое техническое решение, предназначенное для обработки песчаных пластов,содержащих деготь. Фиг. 3 изображает техническое решение обогреваемой скважины с выбранной мощностью нагрева. Фиг. 4 изображает поперечный разрез технического решения, предназначенного для обработки несущего деготь песчаного пласта, содержащего тяжелые углеводороды, с использованием множества нагревательных секций. Фиг. 5 изображает крупный участок расположения обогреваемых и эксплуатационных скважин, используемых для моделирования in situ способа обработки содержащего деготь песчаного пласта. На фиг. 6 изображен торцевой вид схемы технического решения, предназначенного для обработки содержащего деготь песчаного пласта, с использованием комбинации эксплуатационных и обогреваемых скважин, пробуренных в пласте. На фиг. 7 изображен боковой вид схемы технического решения согласно фиг. 6. Фиг. 8 изображает схему технического решения, в котором используется жидкость, нагнетаемая в пласт. Фиг. 9 изображает схему другого технического решения, в котором используется жидкость, нагнетаемая в пласт. На фиг. 10 представлен вид в плане технического решения, предназначенного для обработки содержащего деготь песчаного пласта. На фиг. 11 представлено поперечное сечение воплощения эксплуатационной скважины, размещенной в пласте.-2 009350 Фиг. 12 изображает вид в плане воплощения, относящегося к содержащему деготь песчаному пласту, используемому для получения первой смеси, которую смешивают со второй смесью. Фиг. 13 изображает результаты анализа SARA (функция зависимости соотношения насыщенные углеводороды/ароматика от соотношения асфальтены/смола) для пяти различных смесей. Фиг. 14 изображает температурную зависимость вязкости для трех смешанных смесей. Фиг. 15 изображает зависимость между содержанием углеродистых соединений, выраженным в массовых процентах, и числом углеродных атомов для углеводородов, полученных из содержащего деготь песчаного пласта. На фиг. 16 приведены удельные веса по API для жидкостей, полученные в эксперименте с использованием барабана с содержащим деготь песком. На фиг. 17 представлена зависимость скорости получения масла от времени для тяжелых и легких углеводородов в аналогичных условиях. На фиг. 18 представлена зависимость скорости получения масла от времени для тяжелых и легких углеводородов, при ингибировании продукции в течение первых 500 дней нагревания в аналогичных условиях. На фиг. 19 представлена кинетика изменения общего процентного содержания масла для трех различных расположений горизонтальных продуктивных скважин, при проведении эксперимента в аналогичных условиях. На фиг. 20 представлена зависимость скорости получения масла от времени для тяжелых и легких углеводородов для среднего и нижнего расположения эксплуатационной скважины, при проведении эксперимента в аналогичных условиях. Фиг. 21 изображает альтернативный участок с обогреваемой скважиной, используемый в условиях 3-D SRARS. Фиг. 22 иллюстрирует значения удельного веса полученного масла по API и производительности по маслу для тяжелых и легких углеводородов при среднем положении продуктивной скважины в аналогичных условиях. Фиг. 23 иллюстрирует значения удельного веса полученного масла по API и производительности по маслу для тяжелых и легких углеводородов при нижнем положении продуктивной скважины в аналогичных условиях. Фиг. 24 иллюстрирует альтернативный вариант расположения скважин, используемый для моделирования. Фиг. 25 иллюстрирует зависимость производительности получения масла от времени для тяжелых и легких углеводородов для продукции с использованием нижней продуктивной скважины. Фиг. 26 иллюстрирует зависимость производительности получения масла от времени для тяжелых и легких углеводородов для продукции с использованием средней продуктивной скважины. Фиг. 27 иллюстрирует зависимость производительности получения масла от времени для тяжелых и легких углеводородов для продукции с использованием верхней продуктивной скважины. Хотя настоящее изобретение допускает различные модификации и альтернативы, его специальные воплощения представлены в качестве примера на рисунках и могут быть подробно описаны. Чертежи выполнены не в масштабе. Следует иметь в виду, что рисунки и относящееся к ним подробное описание не ограничивают настоящее изобретение конкретной раскрытой формой, напротив, имеется в виду, что изобретение охватывает все модификации, эквивалентные решения и альтернативы, не нарушающие существо и область настоящего изобретения, определенные в прилагаемой формуле изобретения. Подробное описание изобретения Следующее ниже описание, главным образом, относится к системам и способам, предназначенным для обработки содержащих деготь песчаных пластов. Такие пласты можно подвергать обработке с получением углеводородных продуктов относительно высокого качества, водорода и других продуктов. Ниже раскрываются значения некоторых терминов, которые часто используются в описании и формуле изобретения. Термин углеводороды относится к органическому материалу, молекулярная структура которого включает углерод и водород. Углеводороды также могут без конкретных ограничений включать такие другие элементы, как галогены, металлы, азот, кислород и/или серу. Углеводороды, без конкретных ограничений, могут представлять собой битум, пиробитум и масла. Углеводороды могут находиться внутри или по соседству с минеральными матрицами внутри земли. Указанные матрицы, без конкретных ограничений, могут включать осадочные породы, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды. Термин углеводородные жидкости относится к жидким средам, включающим углеводороды. Углеводородные жидкости могут включать, захватывать или захватываться неуглеводородными текучими средами (примерами которых могут служить водород ("H2"), азот ("N2"), монооксид углерода, диоксид углерода, сероводород, вода и аммиак).-3 009350 Термин битум относится к некристаллическому твердому или вязкому углеводородному материалу, который обладает значительной растворимостью в сероводороде. Термин масло обычно относится к текучей среде, содержащей сложную смесь конденсируемых углеводородов. Термин пласт относится к одному или более углеводородсодержащему слою, одному или более слою, не содержащему углеводородов, верхней и/или нижней покрывающей породе. Термины покрывающая порода (overburden) и/или нижняя порода (underburden) относятся к одному или более различному типу непроницаемых материалов. Так, например, верхняя и/или нижняя породы могут включать основную породу, сланец, аргиллит или влажный/прочный карбонат (т.е. непроницаемый карбонат без углеводородов). В некоторых воплощениях способов in situ конверсии верхняя и/или нижняя породы могут включать относительно непроницаемый углеводородсодержащий слой или слои, которые не подвергаются температурному воздействию в ходе in situ конверсионной обработки,что приводит к значительным характеристическим изменениям углеводородсодержащих слоев верхней или нижней породы. Так, например, нижняя порода может содержать практически не разрушенный угольный пласт. Термины пластовые текучие среды и добываемые жидкости относятся к жидкостям, извлекаемым из содержащих деготь песчаных пластов, которые могут представлять собой пиролизную жидкость,синтез-газ, подвижный углеводород и воду (пар). Термин мобильная жидкость относится к жидким средам внутри пласта, способным приобретать текучесть в результате термообработки пласта. Пластовые жидкости могут включать углеводородные и неуглеводородные жидкости. Термин углеродное число (carbon number) относится к числу углеродных атомов в молекуле углеводорода. Углеводородная жидкость может включать различные углеводороды с различным числом углеродных атомов. Углеводородная жидкость может характеризоваться распределением углеродных атомов. Углеродное число и/или распределение углеродных атомов может определяться истинным распределением температур кипения и/или методом газожидкостной хроматографии. Термин тепловой источник относится к любой системе, подводящей тепло по меньшей мере к части пласта, главным образом, путем кондуктивной и/или излучательной теплопередачи. Так, например,тепловой источник может представлять собой такие электронагреватели, как изолированный проводник,удлиненный элемент, а также проводник электрического тока, расположенный в трубопроводе. Тепловой источник также может включать источники тепла, генерирующие тепло в результате сгорания топлива за пределами или внутри пласта, например поверхностные горелки, беспламенные распределительные камеры сгорания и естественные распределительные камеры сгорания. Кроме этого, предусматривается,что в некоторых воплощениях тепло, вырабатываемое или генерируемое в одном или более тепловых источников, может обеспечиваться другими источниками энергии. Другие источники энергии могут непосредственно нагревать пласт, либо энергия может сообщаться в переносящую среду, которая непосредственно или косвенно нагревает пласт. Следует иметь в виду, что в одном или более тепловых источниках, подводящих тепло в пласт, могут использоваться различные источники энергии. Так, например, в пределах одного пласта некоторые тепловые источники могут сообщать тепло от нагревательных элементов с электрическим сопротивлением, другие тепловые источники могут вырабатывать тепло за счет сгорания топлива, а некоторые тепловые источники могут снабжать теплом, полученным из одного или более других энергетических источников (например, за счет химических реакций, солнечной энергии, энергии ветра или других источников возобновляемой энергии). Химическая реакция может представлять собой экзотермическую реакцию (например, реакцию окисления). Тепловой источник также может включать нагреватель, подводящий тепло в ближайшую и/или окружающую зону к месту нагрева,например к скважине с обогревом. В качестве нагревателей, без конкретных ограничений, могут использоваться электронагреватели, горелки и распределительные камеры сгорания, работающие на природном газе. Термин нагреватель относится к любой системе, предназначенной для генерации тепла в скважине или вблизи ее ствола. В качестве таких нагревателей, без конкретных ограничений, могут использоваться электронагреватели, горелки, камеры сгорания, работающие на внешнем топливе или материале,добытом из пласта, и/или их комбинации. Термин блок тепловых источников относится к ряду тепловых источников, образующих стационарный элемент, который повторяется для создания сети тепловых источников внутри пласта. Термин ствол скважины относится к отверстию в пласте, полученном в результате бурения или установки трубы в пласт. Ствол скважины может иметь практически круглый профиль или другие формы поперечного сечения (например, в виде круга, овалов, квадратов, прямоугольников, треугольников,щелей или других регулярных или нерегулярных форм). Термины скважина и отверстие, относящиеся к отверстию в пласте, могут использоваться взаимозаменяемо с термином ствол скважины. Термин пиролиз относится к разрушению химических связей в результате воздействия тепла. Пиролиз включает трансформацию соединения в одно или более других веществ, осуществляемую толь-4 009350 ко под воздействием тепла. Тепло для реакции пиролиза может вырабатываться в реакции окисления. Это тепло может подводиться в секцию пласта с целью осуществления пиролиза. Используемые в тексте термины пиролизные жидкости, или продукты пиролиза, относится к жидкости, полученной в основном за счет пиролиза углеводородов. Жидкость, полученная в реакции пиролиза, может смешиваться с другой пластовой жидкостью. Такая смесь может рассматриваться как пиролизная жидкость или продукт пиролиза. Используемый в тексте термин зона пиролиза относится к объему песчаного пласта, содержащего деготь, участвующему в реакции или реагирующему с образованием пиролизной жидкости. Термин крекинг относится к процессу, включающему разложение и молекулярную рекомбинацию органических соединений с образованием большего числа молекул, чем их количество до реакции. В ходе крекинга протекают различные реакции, сопровождающиеся переносом атомов водорода между молекулами. Так, например, нефть может подвергаться реакции термического крекинга с образованием этилена и H2. Термин давление жидкости относится к давлению, создаваемому жидкостью внутри пласта. Термин литостатическое давление (иногда литостатическое напряжение) обозначает давление внутри пласта, равное массе вышележащей породы в расчете на единицу площади. Термин гидростатическое давление относится к давлению внутри пласта, создаваемому колонной воды. Термин конденсируемые углеводороды относится к углеводородам, которые конденсируются при 25C и абсолютном давлении в 1 атм. Конденсируемые углеводороды могут включать смесь углеводородов с числом углеродных атомов более 4. Неконденсируемые углеводороды представляют собой углеводороды, которые не конденсируются при 25C и абсолютном давлении, равном 1 атм. Неконденсируемые углеводороды могут включать углеводороды, содержащие менее 5 углеродных атомов. Термин олефины относится к молекулам, включающим ненасыщенные углеводороды, содержащие одну или более неароматических углерод-углеродных двойных связей. Термин толщина слоя относится к толщине поперечного сечения слоя, перпендикулярного к фасаду слоя. Термин выбранная подвижная секция относится к секции песчаного пласта, содержащего деготь,которая находится при средней температуре в интервале температур подвижности. Жидкие среды в выбранной мобильной секции способны передвигаться, при приложении к ним движущей силы. В некоторых воплощениях движущая сила может представлять собой разность давлений, возникающую в результате продукции жидкостей через продуктивную скважину или скважины. В некоторых случаях движущая сила может представлять собой движущуюся жидкость, вводимую в пласт. Термин выбранная пиролизная секция относится к секции песчаного пласта, содержащего деготь,находящейся при средней температуре в интервале температур пиролиза. Термин тяжелые углеводороды относится к вязким углеводородным жидкостям. Тяжелые углеводороды могут включать высоковязкие углеводородные жидкости, например тяжелое масло, деготь и/или асфальт. Тяжелые углеводороды могут включать углерод и водород, а также небольшие концентрации серы, кислорода и азота. В тяжелых углеводородах также могут присутствовать следовые количества дополнительных элементов. Тяжелые углеводороды могут классифицироваться значениями удельного веса по API. Обычно тяжелые углеводороды имеют удельный вес по API ниже 20. Так, например, тяжелое масло обычно имеет удельный вес по API 10-20, тогда как деготь обычно имеет удельный вес по API ниже 10. Вязкость тяжелых углеводородов обычно составляет менее 100 сП при 15C. Тяжелые углеводороды также могут содержать ароматические углеводороды или другие углеводороды со сложными кольцами. Термин деготь относится к вязкому углеводороду, обычно имеющему вязкость выше 10000 сП при 15 С. Удельный вес дегтя обычно имеет значение выше 1000. Деготь может иметь удельный вес поAPI менее 10. Термин песчаный пласт, содержащий деготь, относится к пласту, в котором углеводороды преимущественно присутствуют в виде тяжелых углеводородов и/или дегтя захваченного песком, песчаником, карбонатами, изломанными карбонатами, веществами вулканического происхождения, подстилающей породой или другими литологическими образованиями. В некоторых случаях часть или вся углеводородная фракция песчаного пласта, содержащего деготь, преимущественно состоит из тяжелых углеводородов и/или дегтя без какого-либо каркаса-носителя и лишь всплывающего (или нет) минерального вещества. Термин модернизация (upgrade) относится к повышению качества углеводородов. Так, например,повышение качества тяжелых углеводородов может приводить к увеличению их удельного веса по API. Термин не пиковое время (off peak times) обычно относится к такому периоду работы, когда используется меньшее количество полезной энергии, в связи с чем уменьшается ее стоимость. На фиг. 1 изображено воплощение, предназначенное для обработки песчаного пласта, содержащего деготь с использованием горизонтально расположенных тепловых источников. Тепловые источники 30 могут быть расположены внутри углеводородсодержащего слоя 32 песчаного пласта, содержащего де-5 009350 готь. Углеводородсодержащий слой 32 может располагаться ниже слоя 34 (например, покрывающей породы). Слой 34, без каких-либо ограничений, может включать сланец, карбонат и/или другие типы осадочных пород. Слой 34 может иметь толщину порядка 10 м и более. Однако толщина слоя 34 может меняться, например, в зависимости от типа пласта. Тепловые источники могут располагаться практически горизонтально или, в некоторых воплощениях, с углом между горизонталью и вертикалью внутри углеводородсодержащего слоя 32. Тепловые источники могут обеспечивать теплом часть углеводородсодержащего слоя 32. Тепловые источники 30 могут включать низкотемпературный тепловой источник и/или высокотемпературный тепловой источник. Низкотемпературный тепловой источник может представлять собой источник тепла или нагреватель, снабжающий теплом выбранную мобилизационную зону углеводородсодержащего слоя 32. Выбранная мобилизационная секция может находиться по соседству с низкотемпературным тепловым источником. Подводимое тепло может нагревать всю выбранную мобилизационную секцию или ее часть до средней температуры в интервале температур подвижности тяжелых углеводородов, находящихся в слое 32. Интервал температур подвижности может составлять 50-210C. Выбранная температура подвижности может иметь значение около 100C. Однако температура подвижности (мобилизации) может изменяться в зависимости от вязкости тяжелых углеводородов, содержащихся внутри углеводородсодержащего слоя 32. Так, например, более высокая температура мобилизации может понадобиться для придания подвижности более вязкой жидкости, находящейся внутри углеводородсодержащего слоя 32. Высокотемпературный тепловой источник может представлять собой источник тепла или нагреватель, снабжающий теплом выбранную секцию пиролиза углеводородсодержащего слоя 32. Выбранная секция пиролиза может находиться по соседству с высокотемпературным тепловым источником. В результате подвода тепла вся секция пиролиза или ее часть может нагреваться до средней температуры в интервале температур пиролиза тяжелых углеводородов, содержащихся в углеводородсодержащем слое 32. Интервал температур пиролиза может составлять 225-400C. Выбранная температура пиролиза может иметь значение около 300C. Однако температура пиролиза может изменяться в зависимости от характеристик пласта, состава, давления и/или желаемого качества продукта, производимого из углеводородсодержащего слоя 32. Качество продукта может быть установлено по его свойствам (например, по удельному весу согласно API). Пиролиз может включать крекинг тяжелых углеводородов с образованием углеводородных фрагментов и/или более легких углеводородов. Пиролиз тяжелых углеводородов способствует повышению их качества. Подведенное тепло способно обеспечивать подвижность части тяжелых углеводородов внутри углеводородсодержащего слоя 32. Это тепло также может способствовать пиролизу части тяжелых углеводородов внутри углеводородсодержащего слоя 32. Длина тепловых источников 30, расположенных в углеводородсодержащем слое 32, может составлять 50-1500 м. Однако длина тепловых источников 30 внутри углеводородсодержащего слоя 32 может изменяться в зависимости от ширины содержащего деготь песчаного слоя, желаемой производительности, выхода энергии с тепловых источников 30 и/или максимально возможной длины ствола скважины и/или тепловых источников. Фиг. 2 изображает воплощение, предназначенное для обработки песчаного пласта, содержащего деготь, с использованием практически горизонтальных тепловых источников. Тепловые источники 30 могут горизонтально располагаться внутри углеводородсодержащего слоя 32. Углеводородсодержащий слой 32 может находиться ниже слоя 34. Эксплуатационная скважина 36 может располагаться вертикально, горизонтально или под углом к углеводородсодержащему слою 32. Место расположения эксплуатационной скважины 36 внутри углеводородсодержащего слоя 32 может изменяться в зависимости от большого числа факторов (например, природы желаемого продукта и/или желаемой производительности). В некоторых воплощениях эксплуатационная скважина 36 может располагаться вблизи дна углеводородсодержащего слоя 32. Добыча вблизи дна углеводородсодержащего слоя 32 может обеспечивать получение жидкости с относительно низким удельным весом по API. B других воплощениях эксплуатационная скважина 36 может располагаться вблизи верхней части углеводородсодержащего слоя 32. Эксплуатация скважины в верхней области углеводородсодержащего слоя 32 может способствовать получению жидкости с относительно высоким удельным весом по API. Тепловые источники 30 могут обеспечивать тепло для мобилизации части тяжелых углеводородов внутри углеводородсодержащего слоя 32. Мобилизованные жидкости приобретают способность к движению в направлении донной части углеводородсодержащего слоя 32, главным образом под воздействием силы тяжести. Движущиеся жидкости могут извлекаться через эксплуатационную скважину 36. Каждый их тепловых источников 30, расположенных вблизи донной области углеводородсодержащего слоя 32, может нагревать всю секцию или ее часть, которые находятся вблизи донной области содержащего деготь песчаного слоя, до температуры, достаточной для пиролиза тяжелых углеводородов, находящихся в указанной секции. Такая секция может быть определена как выбранная пиролизная секция. Температура внутри выбранной пиролизной секции может составлять 225-400C. Пиролиз тяжелых углеводородов внутри выбранной пиролизной секции может обеспечивать конверсию части тяжелых углеводородов в пиролизную жидкость.-6 009350 Пиролизная жидкость может отводиться через эксплуатационную скважину 36. Скважина 36 может располагаться внутри выбранной пиролизной секции. В некоторых воплощениях один или более тепловых источников 30 могут включаться и/или отключаться после придания мобильности большей части тяжелых углеводородов внутри углеводородсодержащего слоя 32. При таком варианте обеспечивается более эффективное нагревание пласта и/или более экономное расходование энергии, связанное с проведением in situ процесса. Кроме этого, пласт можно нагревать в непиковый период времени, используя более дешевое электричество, если в качестве нагревателей используют электронагреватели. Согласно некоторым воплощениям тепло может подводиться внутрь эксплуатационной скважины 36 с целью испарения пластовой жидкости. Тепло также может подводиться в эксплуатационную скважину 36 с целью пиролиза и/или повышения качества пластовой жидкости. В некоторых воплощениях через тепловые источники в углеводородсодержащий слой 32 может нагнетаться текучая жидкая среда. Вытесняющая жидкая среда может увеличивать скорость потока подвижных жидкостей в направлении эксплуатационной скважины 36. Повышение давления вытесняющей жидкой среды вблизи тепловых источников 30 способствует увеличению скорости течения подвижных жидкостей в направлении эксплуатационной скважины 36. Вытесняющая жидкая среда, без конкретных ограничений, может включать N2, СО 2, CH4, Н 2, пар, продукты сгорания, неконденсируемый компонент жидкости, добытой из пласта и/или их смеси. В некоторых случаях вытесняющая жидкость может подаваться через нагнетательную скважину, расположенную в углеводородсодержащем слое 32. Давление в углеводородсодержащем слое 32 может контролироваться с целью регулирования производительности пласта по жидкости. Давление в углеводородсодержащем слое 32 может контролироваться с помощью регулирующих клапанов, соединенных с эксплуатационной скважиной 36, тепловыми источниками 30 и/или редукционными скважинами, расположенными в углеводородсодержащем слое 32. В соответствии с другим воплощением добычу углеводородов из пласта замедляют до тех пор, пока в пласте не пиролизуется по меньшей мере часть углеводородов. Полученную смесь извлекают из пласта в такой момент времени, когда она приобретает нужное качество (например, удельный вес по API, концентрацию водорода, содержание ароматических углеводородов и т.п.). В некоторых воплощениях выбранное качество включает удельные веса по API по меньшей мере 20, 30 или 40. Замедление добычи до завершения пиролиза по меньше мере части углеводородов может увеличивать конверсию тяжелых углеводородов в легкие углеводороды. Замедление начального дебита может минимизировать добычу тяжелых углеводородов из пласта. При добыче значительных количеств тяжелых углеводородов может потребоваться дорогостоящее оборудование и/или может уменьшиться срок службы эксплуатационного оборудования. В соответствии с одним из воплощения изобретения время начала добычи может определяться путем отбора проб потока среды, добываемой из пласта. Тестовый образец может представлять собой некоторое количество жидкой среды, добытой через эксплуатационную скважину или разведочную скважину. Тестовый образец может представлять собой часть жидкой среды, извлеченной из пласта с целью контроля внутрипластового давления. Опытный образец может быть подвергнут анализу на предмет соответствия выбранным качественным показателям. Так, например, нужное качество может предусматривать выбранный минимальный удельный вес по API или выбранный максимальный массовый процент содержания тяжелых углеводородов. Если опытный образец обладает нужным качеством, можно начинать добычу смеси через эксплуатационную скважину и/или тепловые источники в пласте. В соответствии с одним из воплощений изобретения время начала добычи определяют после лабораторной экспериментальной обработки образцов, добытых из пласта. Такая лабораторная обработка может включать проведение экспериментов по пиролизу с целью определения времени, требующегося для достижения требуемого минимального удельного вес по API. В другом воплощении время начала добычи определяют путем моделирования обработки пласта. Для этого могут использоваться методы компьютерного анализа, имитирующие пластовые условия (например, давление, температуру, производительность и т.п.), с целью определения качества добытых пластовых жидкостей. При замедлении добычи углеводородов из пласта пластовое давление может повышаться с ростом температуры за счет термического расширения и/или фазовых изменений в тяжелых углеводородах и других жидких средах (например, в воде). Пластовое давление может поддерживаться ниже определенного значения с целью замедления нежелательной добычи, растрескивания нижней и верхней шихты и/или коксования углеводородов в пласте. Согласно некоторым воплощениям выбранное давление может достигать величины литостатического давления или естественного гидростатического давления пласта. В некоторых случаях значение выбранного давления может составлять около 35 абс. бар. В результате контроля производительности эксплуатационных скважин в пласте можно регулировать пластовое давление. Согласно некоторым воплощениям изобретения пластовое давление можно регулировать путем выделения пара внутри пласта через одну или более редукционных скважин. Предохранительные скважины могут представлять собой тепловые источники или отдельные скважины, вставленные в пласт. Пластовая жидкость, выводимая из пласта через предохранительные скважины, может подаваться в обо-7 009350 рудование, расположенное на поверхности. Добыча по меньшей мере части углеводородов из пласта может замедлять рост внутрипластового давления выше выбранных значений. В соответствии с некоторыми воплощениями изобретения некоторые пластовые жидкости могут возвращаться в пласт через ствол скважины для теплового источника. Так, например, некоторое количество пластовых жидкостей может возвращаться в пласт через ствол скважины теплового источника на ранних стадиях нагрева песчаного пласта, содержащего деготь. В этом случае некоторое количество пластовой жидкости может добываться через часть ствола скважины для источника тепла. Подвод тепла может регулироваться по длине ствола скважины, в результате чего не происходит перегрева жидкости,добываемой через ствол скважины. Жидкости могут добываться через участки стволов скважина для тепловых источников, находящиеся при более низкой температуре, чем другие участки ствола скважины. Добыча по меньшей мере части пластовой жидкости через стволы скважин для тепловых источников может уменьшить или устранить необходимость использования дополнительных эксплуатационных скважин. Кроме этого, давление в пласте может быть уменьшено в результате добычи жидкости через ствол скважины для тепловых источников (особенно в области, окружающей ствол скважины тепловых источников). Понижение пластового давления способствует повышению добычи жидкости и понижению добычи паров из пласта. В некоторых случаях добыча жидкости через стволы скважины для теплового источника может обеспечивать более раннюю добычу пластовых жидкостей. Температура подвижности и/или пиролиза на участке пласта, находящегося вблизи ствола скважины теплового источника, достигается раньше, чем на участках пласта вблизи эксплуатационных скважин. Таким образом, добыча жидкости может начинаться раньше на участках, расположенных вблизи ствола скважин тепловых источников. На фиг. 3 изображено воплощение изобретения, относящееся к обогреваемой скважине для селективного нагрева пласта. Тепловой источник 30 может располагаться в отверстии 38 в углеводородсодержащем слое 32. В некоторых воплощениях отверстие 38 может располагаться в углеводородсодержащем слое 32 практически горизонтально. На отверстии 38 может находиться обсадная, перфорированная труба 40. Перфорированный корпус 40 может служить средством, препятствующим разрушению углеводородного и/или другого материала в углеводородсодержащим слое, при его попадании в отверстие 38. Тепловой источник 30 может содержать горячий участок 42. Горячий участок 42 составляет часть теплового источника 30, работающую при более высокой тепловой нагрузке относительно других частей теплового источника. Согласно рассматриваемому воплощению горячий участок 42 может иметь тепловую отдачу в интервале от 650 до 1650 Вт/м. Горячий участок 42 может быть размещен вблизи пальца (toe) теплового источника 30 (т.е. ближе к концу теплового источника, на максимальном расстоянии от входа теплового источника в углеводородсодержащий слой 32). Согласно одному из воплощений тепловой источник может включать теплый участок 44. Теплый участок 44 представляет собой часть источника тепла 30, работающую при более низкой тепловой отдаче, чем горячий участок 42. Так, например, теплый участок 44 имеет тепловую отдачу в интервале от 150 до 650 Вт/м. Теплый участок может располагаться ближе к пятке теплового источника 30. Пяткой теплового источника 30 служит его часть, расположенная вблизи точки входа теплового источника в углеводородсодержащий слой 32. В некоторых воплощениях теплый участок 44 может служить переходным элементом (т.е. переходным проводником) между горячим участком 42 и участком 46, расположенным в покрывающей породе. Участок 46 может находиться в области покрывающей породы 48. Участок 46,расположенный в области покрывающей породы, может иметь более низкую отдачу тепла, чем теплый участок 44. Так, например, отдача тепла на таком участке может составлять от 30 до 90 Вт/м. В некоторых воплощениях отдача тепла на участке 46 отсутствует (0 Вт/м). Однако некоторое количество тепла может потребоваться для сохранения жидкости, проходящей через отверстие 38 в паровой фазе внутри области, покрывающее породы 48. В некоторых воплощениях горячий участок 42 теплового источника 30 способен нагревать углеводороды до температуры, достаточно высокой для образования кокса 50 в углеводородсодержащем слое 32. Коксообразование может происходить в области, окружающей отверстие 38. Теплый участок 44 может работать с более низкой отдачей тепла, вследствие чего вокруг теплого участка теплового источника 30 не наблюдается образования кокса. Распространение кокса может происходить радиально от отверстия 38 по мере того, как тепло из теплового источника 30 передается за пределы отверстия. Однако на определенном расстоянии кокс 50 не образуется, поскольку температуры в углеводородсодержащим слое 32 на этом расстоянии не достигают температур коксообразования. Расстояние, на котором не происходит коксообразования, может зависеть от тепловой отдачи (в ватах на метр от теплового источника 30),типа пласта, содержания углеводородов в пласте и/или других пластовых условий. Образование кокса может замедлять приток жидкости в отверстие 38. Однако пластовые жидкости могут добываться через отверстие 38 в области пятки теплового источника 30 (т.е. на теплом участке 44 теплового источника), где кокс не образуется или образуется в незначительной степени. Низкие температуры в области пятки теплового источника 30 могут снижать возможность интенсивного крекинга пластовых жидкостей, добытых через пятку. Добычу пластовых жидкостей через отверстие 38 можно начинать раньше, чем добычу жидкостей через эксплуатационные скважины в углеводородсодержащим слое 32. Более ранние времена отбора через отверстие 38 возможны в связи с тем, что температуры вблизи-8 009350 отверстия увеличиваются быстрее, чем температуры на более далеком расстоянии за счет теплопроводности от теплового источника через углеводородсодержащий слой 32. Более ранняя добыча пластовых жидкостей может использоваться для поддержания пониженного давления в углеводородсодержащем слое 32 в ходе начальной стадии нагрева пласта (т.е. до начала добычи с помощью эксплуатационных скважин). Понижение пластового давления может повышать продуктивность пласта по жидкости. Кроме этого, добыча пластовой жидкости через отверстие 38 может уменьшать число необходимых эксплуатационных скважин в углеводородсодержащем слое 32. В воплощении, предназначенном для обработки песчаных пластов, содержащих деготь, подвижные жидкости могут добываться из пласта при ограниченном пиролизе или без него, и/или при повышении качества добываемых жидкостей. Добытые жидкости могут быть подвергнуты дополнительной обработке в оборудовании, расположенном на поверхности вблизи пласта или вдали от него. Добытые жидкости могут быть обработаны таким образом, что они приобретают способность к транспортировке (например,по трубопроводам, морским транспортом и т.п.). Тепловые источники в таком воплощении могут располагаться на большем расстоянии друг от друга, чем это необходимо для добычи пиролизованных пластовых жидкостей. Так, например, расстояние между тепловыми источниками может составлять 15 м, около 30 м и даже 40 м в случае добычи непиролизованной жидкости из песчаных пластов, содержащих деготь. Средняя температура пласта может составлять 50-250C, или в некоторых случаях 150-200C, или 100150C. Меньшие расстояния между тепловыми источниками могут применяться для усиления роста температуры внутри пласта. Большие расстояния между скважинами могут понизить затраты, связанные с образованием стволов скважин, приобретением и инсталляцией теплового оборудования и теплообеспечением для нагрева пласта. В некоторых воплощениях соотношение между выделенным теплом и теплом, подводимым в пласт,может быть увеличено путем добычи из пласта большего процентного количества тяжелых углеводородов относительно легких углеводородов. Теплосодержание тяжелых углеводородов обычно превышает теплосодержание легких углеводородов. Добыча более тяжелых углеводородов может увеличивать соотношение между выделенным и подводимым теплом. Кроме этого, себестоимость добычи (например, подвод энергии) тяжелых углеводородов из песчаного пласта, содержащего деготь, может оказаться меньше себестоимости добычи легких углеводородов. В некоторых воплощениях соотношение между выделенной и подводимой энергией составляет по меньшей мере 5. В других воплощениях соотношение между выделенной и подводимой энергией составляет по меньшей мере 6 или по меньшей мере 7. Горячие зоны (или горячие секции) могут создаваться в пласте с целью обеспечения добычи углеводородов. Углеводородные жидкости, присутствующие в горячих зонах, могут добываться при температуре, придающей подвижность жидкостям, находящимся в горячей зоне. Извлечение жидкостей из горячей зоны может создавать градиент давления или расхода, способствующий перетеканию подвижных жидкостей из других зон (или секций) пласта в горячие зоны, в том случае, когда другие зоны нагревают до температур подвижности. Одна или более зон могут нагреваться до температуры пиролиза углеводородов, втекающих в горячие зоны. Температуры в других зонах пласта должны быть достаточно высокими, чтобы жидкости приобретали подвижность и втекали в горячие зоны. Поддерживание более низких температур в упомянутых других зонах может уменьшить энергетические затраты, связанные с нагревом песчаного пласта, содержащего деготь, в сравнение с нагревом всего пласта (включая горячие зоны и другие зоны) до температуры пиролиза. Кроме этого, добыча жидкостей из одной или более горячих зон, а не из пласта, уменьшает расходы, связанные с инсталляцией и эксплуатацией скважин. Фиг. 4 изображает вид поперечного разреза одного из воплощений, предназначенного для обработки тяжелых углеводородов в пласте с использованием множества секций с обогревом. Тепловые источники 30 могут быть размещены внутри первой секции 52. Тепловые источники 30 могут быть размещены по желаемой схеме (например, гексагональной, треугольной, квадратной и т.п.). В рассматриваемом воплощении, как показано на фиг. 4, тепловые источники 30 размещены по треугольной схеме. В первой секции 52 тепловые источники 30 могут находиться на расстоянии менее 25 м, или в некоторых воплощениях менее 20 м, или менее 15 м друг от друга. Объем первой секции 52 (как и второй секции 54 и третьей секции 56) определяется схемой расположения и расстоянием между тепловыми источниками 30 внутри секции и/или отдачей тепла тепловыми источниками. В первой секции 52 могут размещаться эксплуатационные скважины 36. Их число, ориентация и/или место расположения могут определяться, без каких-либо ограничений, соображениями, связанными с желаемой производительностью, качеством выбранного продукта, и/или соотношением между количеством тяжелых и легких углеводородов. Так, например, одна эксплуатационная скважина может размещаться в верхней части первой секции 52, как это показано на фиг. 4. В некоторых воплощениях в первой секции 52 может располагаться нагнетательная скважина. Нагнетательная скважина 58 (и/или тепловой источник или эксплуатационная скважина) может использоваться для подачи жидкости под давлением в первую секцию 52. Примерами жидкостей под давлением могут служить, без конкретных ограничений, диоксид углерода, N2, CH4, пар, продукты сгорания, неконденсируемая жидкость, добытая из пласта или их комбинации. В некоторых воплощениях место расположения нагнетательной скважины 58 выбирают таким образом, чтобы повысить степень регенерации жидкостей из первой секции 52 с помощью жидкости под давлением.-9 009350 В соответствии с другим воплощением тепловые источники 30 используют для подвода тепла в первую секцию 52. Первая секция 52 может нагреваться таким образом, что по меньшей мере часть тяжелых углеводородов внутри первой секции приобретает подвижность. Температура, при которой по меньшей мере часть углеводородов приобретает подвижность (т.е. температура мобилизации), может составлять 50-210C. В других воплощениях температура придания подвижности составляет 50-150C или 50-100C. Согласно одному из воплощений из первой зоны 52 добывают первую смесь. Такая первая смесь может добываться через эксплуатационную скважину, или скважины 36, и/или тепловые источники 30. Такая первая смесь может содержать мобилизованные жидкости из первой секции. Ставшие подвижными жидкости могут содержать по меньшей мере часть углеводородов из первой секции 52. В некоторых воплощениях добытые подвижные жидкости включают тяжелые углеводороды. Первая смесь может иметь удельный вес по API менее 20, менее 15 или менее 10. В некоторых воплощениях первая смесь включает по меньшей мере часть пиролизованных углеводородов. Некоторые углеводороды могут подвергаться пиролизу в областях первой секции 52, находящейся при более высоких температурах, чем оставшаяся часть первой секции. Так, например, области, находящие вблизи тепловых источников 30,могут находиться при несколько более высокой температуре (например, на 50-100 С), чем оставшаяся часть первой секции 52. Как показано на фиг. 4, вторая секция 54 может располагаться по соседству с первой секцией 52. Вторая секция 54 может содержать тепловые источники 30. Тепловые источники 30 во второй секции 54 могут быть расположены по схеме, аналогичной схеме расположения тепловых источников 30 в первой секции 52. В некоторых воплощениях тепловые источники 30 во второй секции 54 располагают по схемам, отличным от схем расположения тепловых источников 30 в первой секции 52 с целью обеспечения желаемого нагрева второй секции. В некоторых воплощениях расстояние между тепловыми источниками 30 во второй секции 54 больше расстояния между тепловыми источниками 30 в первой секции 52. Тепловые источники 30 могут подводить тепло во вторую секцию 54 с целью придания подвижности по меньшей мере части углеводородов во второй секции. Согласно еще одному воплощению температура во второй секции 52 может повышаться до температуры пиролиза после добычи первой смеси. Температура пиролиза в первой секции может составлять 225-375C. В некоторых случаях температура пиролиза в первой секции может составлять по меньшей мере 250C или по меньшей мере 275C. Мобилизованные жидкости (например, подвижные тяжелые углеводороды) из второй секции 54 могут перетекать в первую секцию 52. Некоторые из подвижных жидкостей из второй секции 54, перетекающие в первую секцию 52, могут подвергаться пиролизу в первой секции. Пиролиз мобилизованных жидкостей в первой секции 52 может способствовать повышению качества жидкостей (например, повышению удельного веса по API). В некоторых воплощениях вторую смесь добывают из первой секции 52. Вторая смесь может быть добыта через эксплуатационную скважину или скважины 36, и/или тепловые источники 30. Вторая смесь может включать по меньшей мере часть углеводородов, пиролизованных внутри первой секции 52. Подвижные жидкости из второй секции 54 и/или углеводороды, первоначально присутствующие в первой секции 52 , могут быть подвергнуты пиролизу в первой секции. Конверсия тяжелых углеводородов в легкие углеводороды посредством пиролиза может контролироваться путем регулировки подвода тепла в первую 52 и вторую 54 секции. В некоторых воплощениях тепло, подводимое в первую 52 и вторую 54 секции, регулируют путем соответствующей адаптации отдачи тепла тепловыми источниками 30 первой секции. В других воплощениях тепло, подводимое в первую 52 и вторую 54 секции, регулируют путем соответствующей адаптации отдачи тепла тепловыми источниками 30 второй секции. Теплоотдачу тепловых источников 30 первой 52 и второй 54 секций можно устанавливать таким образом, чтобы регулировать распределение тепла внутри углеводородсодержащего слоя 32 с учетом потока жидкости вдоль вертикальной и/или горизонтальной плоскости в пласте. Так, например, теплоотдачу можно регулировать таким образом, чтобы уравновешивать тепловые и массовые потоки в пласте, в результате чего масса пласта (например, жидкие среды и минеральная матрица в пласте) подвергается практически однородному нагреву. В результате добычи жидкости из эксплуатационных скважин в первой секции создается градиент давления, причем эксплуатационные скважины находятся при низком давлении. Под действием градиента давления подвижная жидкость может продвигаться из соседних секций в первую секцию. В некоторых воплощениях герметизирующая жидкость подается во вторую секцию 54 (например, через нагнетательную скважину 58) с целью более интенсивного вытеснения углеводородов из второй секции в направлении первой секции. Находящаяся под давлением (герметизирующая) жидкость способна повышать градиент давления в пласте и способствовать перетоку подвижных углеводородов в первую секцию 52. В некоторых воплощениях добыча жидкости из первой секции 52 обеспечивает поддержание давления во второй секции 54 на уровне ниже литостатического давления (например, ниже давления вызывающего растрескивание покрывающих пород). Как показано на фиг. 4, по соседству со второй секцией 54 может находиться третья секция 56. Тепло для третьей секции 56 может подводиться с помощью тепловых источников 30. Тепловые источники- 10009350 30 в третьей секции 56 могут располагаться по схеме, аналогичной схеме расположения тепловых источников 30 в первой секции 52 и/или тепловых источников во второй секции 54. Согласно некоторым воплощениям, тепловые источники 30 в третьей секции 56 располагают по схеме, отличной от схемы расположения тепловых источников 30 в первой секции 52 и/или тепловых источников во второй секции 52. В некоторых воплощениях расстояния между тепловыми источниками 30 в третьей секции 56 превышают расстояния между тепловыми источниками в первой секции 52. Тепловые источники 30 могут сообщать тепло в третью секцию 56 с целью придания подвижности по меньшей мере части углеводородов. В соответствии с рассматриваемым воплощением температура во второй секции 54 может повышаться до температуры пиролиза после добычи первой смеси. Подвижные жидкости из третьей секции 56 могут перетекать во вторую секцию 54. Часть подвижных жидкостей из третьей секции 56, втекающих во вторую секцию 54, может подвергаться пиролизу в этой секции. Из второй секции можно добывать смесь. Такая смесь, полученная из второй секции 54, может содержать по меньшей мере часть пиролизованных углеводородов. Удельный вес по API смеси, добытой из второй секции 54, может составлять по меньшей мере около 20, 30 или 40. Такая смесь может быть получена через эксплуатационные скважины 36 и/или тепловые источники 30, находящиеся во второй секции 54. Тепло, которым обеспечивается третья 56 и вторая 54 секции, может контролироваться таким образом, чтобы регулировать конверсию тяжелых углеводородов в легкие углеводородов и/или желательные характеристики смеси, добытой во второй секции. Согласно другому воплощению подвижным жидкостям из третьей секции 56 дают возможность проходить через вторую секцию 54 и втекать в первую секцию 52. В первой секции 52 по меньшей мере часть подвижных жидкостей из третьей секции 56 может подвергаться пиролизу. Кроме этого, часть подвижной жидкости из третьей секции 56 может добываться, как часть второй смеси в первой секции 52. Количество тяжелой углеводородной фракции в добытой жидкости уменьшается по мере выработки последовательных секций пласта через первую секцию. В некоторых воплощениях третья секция 56 снабжается жидкостью под давлением (подаваемой,например, через нагнетательную скважину 58) с целью усиленного вытеснения углеводородов в третьей секции. Герметизирующая жидкость может увеличивать переток подвижных углеводородов во вторую 54 и/или первую 52 секции. Так, например, между третьей 56 и первой 52 секциями может создаваться градиент давления, вследствие чего увеличивается поток жидкости из третьей секции в направлении первой секции. В рассматриваемом воплощении тепло одновременно или в течение короткого времени подводится в первую 52, вторую 54 и/или другие секции. Согласно такому варианту тепло может одновременно подводиться во вторую 54, третью 56 и любую следующую секцию, после того как первая секция 52 в значительной степени истощена в отношении углеводородов и других жидких сред (например, рассола). В соответствии с другими решениями секции могут подключаться в шахматном порядке. Промежуток времени между вводом в действие первой секции 52 и следующих секций (например, второй 54, третьей 56 секций и т.д.) может составлять, например, около 1 года, 1,5 лет или около 2 лет. Добыча углеводородов из первой 52 и/или второй 54 секций может осуществляться таким образом,что добывается по меньшей мере около 50 мас.% первоначальной массы углеводородов, содержащихся в пласте. Согласно другим воплощениям добывают по меньшей мере 60 мас.% или по меньшей мере 70 мас.% от первоначальной массы углеводородов в пласте. Крупномасштабное моделирование in situ процесса в песчаном пласте, содержащем деготь, осуществлялась с использованием 3D моделирования. Фиг. 5 изображает схему расположения тепловых источников 30 и эксплуатационных скважин 36 (A-E), размещенных в углеводородсодержащем пласте 32 и используемых для крупномасштабного моделирования. Тепловые источники 30 и эксплуатационные скважины 36 (A-E) располагали горизонтально внутри углеводородсодержащего слоя 32 длиной 1000 м. Углеводородсодержащий слой 32 имел горизонтальную ширину 145 м и вертикальную высоту 28 м. Использовалось пять эксплуатационных скважин 36 (A-E), расположенных среди тепловых источников 30,при расстояниях между ними, указанных на фиг. 5. Первая стадия нагревания включает ввод в действие тепловых источников 30 в первой секции 62. Добыча в ходе первой стадии нагревания осуществляемся через эксплуатационную скважину 36 Ав первой секции 62. Минимальное давление для добычи через эксплуатационную скважину 36 А составляло 6,8 абс. бар. Текучие среды добывались через эксплуатационную скважину 36 А по мере придания им подвижности и/или проведения пиролиза внутри углеводородсодержащего слоя 32. Первую стадию нагревания осуществляли в течение первых 360 дней моделирования. Вторая стадия нагревания включала ввод в действие тепловых источников 30 во второй 64, третьей 66, четвертой 68 и пятой 70 секциях. Тепловые источники 30 во второй 64, третьей 66, четвертой 68 и пятой 70 секциях включали на 360-й день. Добычу через эксплуатационные скважины 36 (B-E) осуществляли при минимальном давлении в 6,8 абс. бар. Тепловые источники 30 в первой секции 62 отключали на 1860-й день. Через 1860 дней также прекращали добычу через эксплуатационную скважину 36 А. Аналогичным образом через 2200 дней отключали тепловые источники 30 в других секциях 64, 66, 68 и 70. Моделирование заканчивали на 2580-й- 11009350 день, продолжая добычу через эксплуатационные скважины 36 (B-E). Тепловую мощность источников тепла 30 поддерживали на относительно постоянном значении в 1150 Вт/м. Добычу после первой стадии нагревания вели через любую из эксплуатационных скважин 36 (A-E). Поскольку жидкие среды добывали через эксплуатационную скважину 36 А в более ранний период, текучие среды пласта приобретали тенденцию к истечению в направлении эксплуатационной скважины 36 А,по мере того как жидкости становились подвижными и/или подвергались пиролизу в других секциях углеводородсодержащего слоя 32. Образовывались значительные потоки жидкости за счет парофазного транспорта жидкости внутри углеводородсодержащего слоя. В ходе моделирования максимальное среднее давление в пятой скважине 70 оставалось ниже 100 абс. бар в течение 800 дней. Затем по мере мобилизации жидкости в пятой секции 70 происходило падение давления (т.е. средняя температура увеличивалась примерно на 100C). Добыча нефти медленно увеличивалась, примерно, в течение первых 1500 дней и затем быстро возрастала до максимального значения около 880 м 3/день к 1785 дню. Через 1785 дней производительность падала, поскольку из углеводородсодержащего слоя 32 была добыта большая часть жидких сред. Высокая производительность, наблюдающаяся к 1785 дню, может быть связана с высокой скоростью переноса из газовой фазы пласта после пиролиза углеводородов. Добыча газа медленно повышалась, примерно, в течение первых 1500 дней и затем быстро росла до максимального значения 23500 м 3/день к 1800 дню. Максимальная производительность по газу наблюдалась, примерно, в то же время, что и максимальная производительность по нефти. Таким образом, максимальная производительность по нефти может быть главным образом связана с высокой производительностью по газу. На фиг. 6 представлена схема воплощения изобретения, предназначенная для обработки песчаного пласта, содержащего деготь, с использованием комбинации эксплуатационной скважины и скважины с обогревом. Тепловые источники 30 и 72 могут размещаться в углеводородсодержащем слое 32 практически горизонтально. Тепловые источники 30 могут размещаться в верхней части 74 углеводородсодержащего слоя 32. В некоторых воплощениях тепловые источники 30, 72 или выбранные тепловые источники могут использоваться в качестве жидкостных нагнетательных скважин. Тепловые источники 30 и/или 72 могут размещаться в углеводородсодержащем слое 32 по треугольной схеме. Схема расположения тепловых источников в углеводородсодержащем слое 32 может повторяться по мере необходимости в зависимости от различных факторов (например, таких как ширина пласта, желательная скорость нагрева и/или желательная производительность). В некоторых воплощениях тепловые источники 72 могут располагаться вблизи донной части углеводородсодержащего слоя 32. Тепловые источники 72 могут располагаться на расстоянии 1-6 м от дна слоя, 1-4 м от дна слоя или 1-2 м от дна слоя. В некоторых воплощениях подвод тепла от тепловых источников 30 и 72 может быть разным. Различия в подводе тепла могут снизить производственные расходы и/или способствовать добыче желаемого продукта. Так, например, тепловые источники 30 в верхней части углеводородсодержащего пласта 32 могут работать в неполную мощность или отключаться после придания подвижности части жидких сред внутри пласта. Выключение или снижение тепловой нагрузки нагревателя может замедлять чрезмерный крекинг парообразных углеводородов до извлечения паров из пласта. Выключение или снижение тепловой нагрузки нагревателя или нагревателей может снижать расход энергии на нагрев пласта. На фиг. 7 представлена схема воплощения, изображенного на фиг. 6 с различных точек зрения. Тепловые источники 30 и 72 могут располагаться в углеводородсодержащем пласте 32 практически горизонтально. Тепловые источники 30 и 72 входят в углеводородсодержащий слой 32 через один или более вертикальных или наклонных стволов скважины, пробуренной через покрывающие породы 48 пласта. Согласно некоторым воплощениям каждый тепловой источник может иметь собственный ствол. Согласно другим воплощениям один или более тепловых источников могут ответвляться от общего ствола скважины. Жидкие пластовые среды могут добываться через эксплуатационные скважины 36, как показано на фиг. 6 и 7. В некоторых воплощениях эксплуатационные скважины 36 расположены в верхней части 74 углеводородсодержащего слоя 32. Эксплуатационная скважина 36 может быть размещена в пласте вблизи покрывающей породы 48. Так, например, эксплуатационная скважина 36 может размещаться на расстоянии 1-20 м от покрывающей породы 48, 1-4 м от покрывающей породы или 1-3 м от покрывающей породы. Согласно некоторым воплощениям по меньшей мере часть пластовой жидкости добывается через тепловые источники 30, 72 или другие выбранные тепловые источники. Согласно другим воплощениям находящаяся под давлением текучая среда (например, газ) подается в песчаный пласт, содержащий деготь, для вытеснения углеводородов из пласта или придачи им подвижности. Подача находящейся под давлением жидкости может увеличивать силу сдвига, воздействующую на углеводородные жидкости в пласте, что в результате приводит к понижению вязкости жидких углеводородов. В некоторых воплощениях находящуюся под давлением жидкость подают в выбранную секцию до существенного нагрева пласта. Нагнетание жидкости под давлением увеличивает продукционную область пласта. Нагнетание жидкости под давлением может повышать соотношение энергии, вы- 12009350 деленной из пласта (т.е. содержание энергии в продуктах, добытых из пласта), к энергии, подводимой в пласт (т.е. энергозатраты на обработку пласта). Как показано на фиг. 6, нагнетательная скважина или скважины 58 могут размещаться в углеводородсодержащем слое 32 для ввода в пласт находящейся под давлением жидкости. В некоторых воплощениях нагнетательные скважины 58 могут располагаться между двумя тепловыми источниками 30, 72. Однако место расположения нагнетательной скважины может изменяться. Согласно некоторым воплощениям жидкость, находящуюся под давлением, нагнетают через тепловой источник или эксплуатационную скважину, находящуюся в пласте. Согласно другим воплощениям в углеводородсодержащем пласте 32 может располагаться более одной нагнетательной скважины 58. Находящие под давлением текучие среды могут включать такие газы, как диоксид углерода, N2, пар, СН 4 и/или их смеси. В некоторых воплощениях в качестве находящихся под давлением жидкостей могут использоваться жидкие среды, добытые из пласта (например, горючие газы, газы, отходящие из нагревателя, или добытые из пласта жидкие среды). Подача жидкостей под давлением может увеличивать давление в выбранной секции углеводородсодержащего слоя 32. Давление в выбранной секции может поддерживаться ниже определенного значения. Так, например, давление может поддерживаться при значении ниже 35, 30 или 25 абс. бар. Используемое давление может меняться в зависимости от ряда факторов (например, глубины пласта, желаемой производительности, начальной вязкости дегтя в пласте и т.п.). Согласно некоторым воплощениям давление поддерживают путем регулирования потока (например, скорости нагнетания) жидкости под давлением в выбранную секцию. В других воплощениях давление контролируют изменением места нагнетания герметизирующей жидкости. Согласно иным воплощениям давление поддерживают путем регулирования производительности эксплуатационных скважин 36. В некоторых воплощениях тепловые источники могут использоваться с целью создания прохода для потока текучих сред между нагнетательной и эксплуатационной скважинами. Тепло, подводимое от теплового источника, может уменьшать вязкость тяжелых углеводородов в тепловых источниках или вблизи от них. Углеводороды с пониженной вязкостью могут оставаться неподвижными до момента создания прохода для потока углеводородов. Проход для потока углеводородов может создаваться путем размещения нагнетательной скважины и эксплуатационной скважины в различных положениях по длине теплового источника и вблизи теплового источника. Находящаяся под давлением жидкость, подаваемая через нагнетательную скважину, может создавать поток углеводородов пониженной вязкости в направлении эксплуатационной скважины. На фиг. 8 изображена схема воплощения, согласно которому в пласте используется жидкость, находящаяся под давлением. Тепловые источники 30 могут располагаться практически вертикально в углеводородсодержащем слое 32. Нагнетательная 58 и эксплуатационная 36 скважины могут располагаться в углеводородсодержащем слое 32 практически горизонтально. Тепловые источники 30 могут подводить тепло в углеводородсодержащий слой 32 с целью уменьшения вязкости углеводородов в пласте. Вязкость углеводородов в месте расположения теплового источника 30 или вблизи него уменьшается раньше того момента, когда углеводороды начинают удаляться от теплового источника, что связано с радиальным распространением тепловых фронтов от тепловых источников. Жидкость под давлением может подаваться в углеводородсодержащий слой 32 через нагнетательную скважину 58. Такая жидкость может обеспечивать поток углеводородов с пониженной вязкостью в направлении эксплуатационной скважины 36. Этот поток может регулироваться скоростью нагнетания жидкости, находящейся под давлением и/или давлением в эксплуатационной скважине 36. Согласно некоторым воплощениям после создания потока углеводородов по длине теплового источника 30 между нагнетательной 58 и эксплуатационной 36 скважинами тепловые источники могут переводиться на неполную мощность и/или отключаться. В результате перевода на неполную мощность или отключения тепловых источников 30 могут уменьшаться энергозатраты на добычу текучих сред из углеводородсодержащего слоя 32. Добыча текучих сред из углеводородсодержащего слоя 32 может продолжаться с использованием нагнетания жидкости под давлением с целью придания текучим средам подвижности и их перемещения в направлении эксплуатационной скважины 36. В некоторых воплощениях жидкости под давлением могут нагреваться с целью повышения температуры на поверхности (например, в теплообменнике). Нагретая жидкость, находящаяся под давлением, может использоваться для подвода части тепла в углеводородсодержащий слой 32. Согласно рассматриваемому воплощению нагретая жидкость под давлением может использоваться для поддержания температуры в пласте после уменьшения подвода тепла, обеспечиваемого тепловыми источниками 30, и/или его отключения. Согласно некоторым воплощениям нагнетательная 58, эксплуатационная 36 скважины и тепловые источники 30 могут размещаться в углеводородсодержащем слое 32 под различными углами. На фиг. 9 изображена схема другого воплощения с использованием в углеводородсодержащем слое 32 жидкости,находящейся под давлением. Как показано на фиг. 9, нагнетательная 58 и эксплуатационная 36 скважины могут располагаться в углеводородсодержащем слое 32 практически вертикально. Тепловые источники 30 могут размещаться в углеводородсодержащем слое 32 практически горизонтально. Поток углеводородов с пониженной вязкостью, полученный в результате нагнетания жидкости под давлением, может продвигаться по длине тепловых источников 30 между нагнетательной 58 и эксплуатационной 36 скважина- 13009350 ми, как описано в воплощении, изображенном на фиг. 8. Подача жидкости под давлением в выбранную секцию может повышать степень извлечения углеводородов из пласта (т.е. повышать общее количество нагретых углеводородов в пласте). Повышение скорости течения углеводородов в пласте может увеличивать общую добычу углеводородов из пласта. В некоторых воплощениях из пласта может добываться более 50 мас.% начальной установленной массы углеводородов. В других воплощениях, из пласта может добываться более 60 или более 70 мас.% начальной установленной массы углеводородов. Пластовое давление может регулироваться путем контроля удаления жидкости из пласта и/или контроля скорости нагнетания жидкости в пласт. В этом воплощении давление может повышаться в части песчаного пласта, содержащего деготь, до желаемого значения в ходе мобилизации и/или пиролиза тяжелых углеводородов. Желаемое давление может быть функционально связано с глубиной залегания углеводородов относительно поверхности земли. В некоторых воплощениях желаемое давление может составлять 2-70 абс. бар. Добыча жидких углеводородов может осуществляться при поддержании давления в интервале 7-30 абс. бар. В ходе придания подвижности и/или пиролиза давление может изменяться. Давление можно изменять с целью контроля состава производимой жидкости, для контроля процентного содержания конденсируемой жидкой среды по сравнению с неконденсируемой жидкостью и/или для контроля удельного веса добываемой жидкости по API. B результате повышения давления может увеличиваться удельный вес по API получаемой жидкости. Повышение пластового давления может увеличивать парциальное давление водорода в добываемой из пласта жидкости. Увеличение парциального давления водорода в производимой жидкости может быть результатом повышенного парциального давления водорода в пласте. Так, например, повышение парциального давления водорода в производимой жидкости может происходить аутогенно или в результате нагнетания водорода. Повышенное парциальное давление водорода может дополнительно повышать качество тяжелых углеводородов. Тяжелые углеводороды могут восстанавливаться в более легкие и более высококачественные углеводороды. Более легкие углеводороды могут быть получены по реакции водорода с фрагментами тяжелых углеводородов в среде добываемой жидкости. Водород, растворенный в жидкости, также может восстанавливать олефины. Поэтому повышенное давление водорода в жидкости может уменьшать процентное содержание олефинов в добываемой жидкости. Понижение процентного содержания олефинов и/или тяжелых углеводородов в добытой жидкости может повышать качество (например, удельный вес по API) добываемой жидкости. В одном из воплощений часть песчаного пласта, содержащего деготь, может нагреваться для повышения парциального давления Н 2. Парциальное давление Н 2 можно измерять в эксплуатационной,контрольной, скважине с обогревом и/или в нагнетательной скважинах. В некоторых воплощениях повышенное парциальное давление Н 2 может включать парциальные давления Н 2 в интервале от 0,5 до 7 абс. бар. С другой стороны, интервал повышенных парциальных давлений Н 2 может составлять 5-7 абс. бар. Так например, большая часть углеводородных жидкостей может быть добыта при парциальном давлении Н 2 в интервале 5-7 абс. бар. Интервал значений парциальных давлений водорода при пиролизе может изменяться, например, в зависимости от температуры и давления нагретой области пласта. В одном из воплощений пластовое давление может регулироваться таким образом, чтобы повысить добычу углеводородов с желаемым распределением атомов углерода. Низкое пластовое давление может благоприятствовать продукции углеводородов с таким распределением углерода, что большая часть добытых жидкостей представляет собой конденсируемые углеводороды. В некоторых воплощениях тип(чаще величина) распределения атомов углерода соответствует интервалу 12-16. Низкое пластовое давление может уменьшать степень крекинга углеводородов в легкие углеводороды. Более высокое пластовое давление может сдвигать кривую распределения углеродных атомов влево (в направлении более низкого числа атомов углерода). Понижение давления в пласте может повышать продукцию конденсируемых углеводородов и уменьшать добычу неконденсируемых углеводородов. Использование пониженного пластового давления может замедлять образование диоксида углерода в пласте и/или повышать регенерацию углеводородов из пласта. Давление в песчаном пласте, содержащем деготь, может регулироваться и/или понижаться путем создания в пласте области, способствующей понижению давления. В одном из воплощений первую секцию пласта можно нагревать до нагрева других секций (т.е. соседних секций) пласта. По меньшей мере часть углеводородов в первой секции может подвергаться пиролизу в ходе нагрева первой секции. Пиролизованные углеводороды (например, легкие углеводороды) в первой секции могут быть получены до или в ходе запуска нагрева других секций (т.е. на ранних стадиях нагрева, до того как температуры в других секциях достигают значений, обеспечивающих подвижность). В некоторых воплощениях часть непиролизованных углеводородов (например, тяжелых углеводородов) может быть получена в первой секции. Такие непиролизованные углеводороды могут быть получены на ранних стадиях нагрева, когда температуры в первой секции ниже температур пиролиза. Добыча жидкости из первой секции может приводить к возникновению в пласте градиента давления при локализации наиболее низкого давления в эксплуатационных скважинах.- 14009350 При нагреве секции пласта, соседней с первой секцией, тепло, подводимое в пласт, может понижать вязкость углеводородов, что придает им подвижность. На такие углеводороды ссылаются, как на мобилизованные (подвижные) углеводороды. Мобилизованные жидкие углеводороды могут спускаться самотеком. Подвижные газообразные углеводороды могут перемещаться в направлении первой секции за счет градиента давления, вызванного добычей текучих сред из первой секции. Движение мобилизованных газообразных углеводородов в направлении первой секции может замедлять чрезмерное повышение давления в секциях, где осуществляют нагрев и/или пиролиз. Температура первой секции может поддерживаться на значениях выше температуры конденсации желаемых углеводородных жидкостей, которые подлежат добыче через эксплуатационные скважины в первой секции. Добыча текучих сред из других секций через эксплуатационные скважины может уменьшить число эксплуатационных скважин, необходимых для добычи текучих сред из пласта. Давление в других секциях (например, давление в области тепловых источников и вблизи нее) пласта может оставаться низким. Низкое пластовое давление может поддерживаться даже в случае относительно глубоких песчаных пластов, содержащих деготь. Так, например, пластовое давление ниже 15 абс. бар может поддерживаться в пласте, находящемся на 540 м ниже поверхности. Регулирование давления в секциях, подлежащих нагреванию, замедляет чрезмерное образование кокса в области расположения тепловых источников и вблизи них. Давление в нагреваемых секциях может контролироваться путем регуляции производительности жидкости из эксплуатационных скважин в соседних секциях и/или сбросом давления в области расположения нагревательных источников в секции,подлежащей нагреванию. На фиг. 10 изображен общий план воплощения, предназначенного для обработки песчаного пласта,содержащего деготь. Тепловые источники 30 могут использоваться для подвода тепла в секции 52, 54, 56 углеводородсодержащего слоя 32. Тепловые источники 30 могут располагаться по схеме, аналогичной схеме, представленной на фиг. 4. Эксплуатационная скважина 36 может располагаться в центре первой секции 52. Эксплуатационная скважина 36 может размещаться практически горизонтально внутри первой секции 52. Могут использоваться другие места расположения и/или ориентации эксплуатационной скважины 36 в зависимости, например, от желаемой производительности, желаемого качества или характеристик продукта и т.п. Согласно одному из воплощений тепло может подводиться в первую секцию 52 от тепловых источников 30. Тепло, подводимое в первую секцию 52, может сообщать подвижность по меньшей мере части углеводородов в первой секции. Углеводороды в первой секции 52 могут приобретать подвижность (за счет существенного уменьшения вязкости) при температурах выше примерно 50 С, в некоторых воплощениях выше 75 или выше 100C. В рассматриваемом воплощении продукция подвижных углеводородов может ингибироваться до достижения в первой секции 52 температуры пиролиза. Замедление добычи углеводородов при повышении температуры в первой секции 52 приводит к увеличению давления в первой секции. В некоторых воплощениях по меньшей мере часть мобилизованных углеводородов может добываться через эксплуатационную скважину 36 с целью замедления чрезмерного роста давления в пласте. Добытые подвижные углеводороды могут включать тяжелые углеводороды, находящиеся в жидкой фазе легкие углеводороды и/или непиролизованные углеводороды. Согласно некоторым воплощениям добывают лишь часть подвижных углеводородов, вследствие чего в первой секции 52 поддерживается выбранное давление. Выбранное давление может представлять собой, например, литостатическое давление, естественное гидростатическое давление пласта или давление, предназначенное для получения продукта с желательными свойствами. Согласно одному из воплощений тепло может подводиться в первую секцию от тепловых источников 30 с целью повышения температуры в первой секции до температуры пиролиза. Температуры пиролиза могут охватывать температуры выше 250C. В некоторых воплощениях температуры пиролиза могут быть выше 270, 300 или 325C. Пиролизованные углеводороды из первой секции могут быть получены через эксплуатационную скважину или скважины 36. В ходе добычи углеводородов через эксплуатационную скважину 36 или другие эксплуатационные скважины тепло может подводиться во вторую секцию 54 от тепловых источников 30 с целью придания подвижности углеводородам во второй секции. В результате дополнительного нагрева второй секции 54 может происходить пиролиз по меньшей мере части углеводородов во второй секции. Тепло также может подводиться в третью секцию 56 от тепловых источников 30 с целью мобилизации и/или пиролиза углеводородов в третьей секции. В некоторых воплощениях тепловые источники 30 в третьей секции 56 могут включаться после ввода в действие тепловых источников во второй секции 54. Согласно другим воплощениям тепловые источники 30 в третьей секции 56 вводят в действие одновременно с тепловыми источниками во второй секции 54. Продукция углеводородов из первой секции 52 с помощью эксплуатационной скважины 36 или других продукционных скважин может приводить к образованию области пониженного давления в месте расположения эксплуатационной скважины. Область пониженного давления может представлять собой зону низкого давления вокруг эксплуатационной скважины 36 или эксплуатационных скважин по сравнению с давлением в углеводородсодержащем слое 32. Текучие среды из второй секции 54 и третьей секции 56 могут перемещаться в направлении эксплуатационной скважины 36 или других эксплуатаци- 15009350 онных скважин в результате наличия зоны пониженного давления в области расположения эксплуатационной скважины. Текучие среды, перетекающие в направлении эксплуатационной скважины 36, могут включать по меньшей мере часть легких углеводородов, находящихся в жидкой фазе. Согласно некоторым воплощениям такие текучие среды могут включать некоторые углеводороды, находящиеся в жидкой фазе. Поток текучих сред в направлении эксплуатационной скважины 36 может поддерживать более низкое давление во второй 54 и третьей 56 секциях, чем в случае нахождения таких сред в указанных секциях и их нагревания до более высоких температур. Кроме этого, текучие среды, перемещающиеся в направлении эксплуатационной скважины 36, могут характеризоваться более короткими временами пребывания в нагретых секциях и в меньшей степени подвергаться пиролизу, чем текучие среды, остающиеся в нагретых секциях. По меньшей мере часть текучих сред из второй 54 и/или третьей 56 секций может быть добыта через эксплуатационную скважину 36. В некоторых воплощениях одна или более эксплуатационных скважин может размещаться во вторых 54 и/или третьих 56 секциях с целью добычи по меньшей мере части углеводородов из этих секций. После добычи значительной части углеводородов, первоначально присутствующих в каждой из таких секций (в первой 52, второй 54 и третьей 56 секциях), тепловые источники в каждой из секций могут переводиться в режим работы с неполной мощностью и/или отключаться с целью уменьшения количества тепла, подводимого в данную секцию. В результате перевода тепловых источников на неполную мощность или их отключения могут снижаться расходы на подвод энергии для нагрева углеводородсодержащего слоя 32. Кроме этого, снижение мощности или отключение тепловых источников 30 может замедлять последующий крекинг углеводородов, поскольку углеводороды перемещаются в направлении эксплуатационной скважины 36 и/или других эксплуатационных скважин в пласте. Согласно одному из воплощений тепловые источники 30 в первой секции 52 отключают до отключения тепловых источников 30 во второй секции 54 или тепловых источников 30 в третьей секции 56. Время ввода в действие и длительность работы каждого из тепловых источников 30 в каждой из секций 52, 54 и 56 могут определяться на основе экспериментальных данных или результатов моделирования. Перемещение текучих сред в направлении эксплуатационной скважины 36 может увеличивать добычу углеводородов из углеводородсодержащего слоя 32. Обычно понижение давления в углеводородсодержащем слое 32 способствует повышению общей добычи углеводородов из пласта и уменьшению продукции неконденсируемых углеводородов. В результате уменьшения продукции неконденсируемых углеводородов может уменьшаться удельный вес по API смеси, добытой из пласта. В некоторых воплощениях давление может выбираться таким образом, чтобы приводить в соответствие желательный API удельный вес добытой смеси с добычей углеводородов из пласта. Поток текучих сред в направлении эксплуатационной скважины 36 может увеличивать эффективность извлечения углеводородов из пласта. В результате увеличения эффективности извлечения может возрастать добыча углеводородов. В некоторых воплощениях давление в углеводородсодержащем слое 32 может выбираться таким образом, чтобы обеспечивать добычу из пласта смеси желаемого качества. Давление в углеводородсодержащем слое 32 может контролироваться, например, в результате регуляции скорости нагрева пласта,регулирования добычи через эксплуатационную скважину 36 или другие эксплуатационные скважины,регулирования времени включения тепловых источников, регулирования длительности использования тепловых источников и т.п. Для получения смеси желаемого качества могут подбираться и регулироваться давления в углеводородсодержащем слое 32, а также другие рабочие условия (например, температура, производительность, и т.п.). Согласно некоторым воплощениям давление и/или другие условия эксплуатации пласта могут выбираться на основе ценовых характеристик добытой смеси. Добыча текучих пластовых сред в верхней части пласта может обеспечивать производство углеводородов, преимущественно находящихся в жидкой фазе. Более легкие углеводороды могут добываться с помощью эксплуатационных скважин, размещенных в верхней части песчаного пласта, содержащего деготь. Качество углеводородов, добытых из верхней части пласта, может быть улучшено по сравнению с качеством углеводородов, добытых из нижней части пласта. Добыча через скважины в верхней части также может замедлять коксование добытых жидкостей в стволе эксплуатационной скважины. Добыча через скважины, находящиеся в нижней части пласта, может давать более тяжелые жидкие углеводороды, чем те, что образуются в верхней части пласта. Тяжелые жидкие углеводороды могут содержать значительное количество холодного битума или дегтя. Добыча холодного битума или дегтя может уменьшаться при добыче через скважины, расположенные в верхней части пласта. В некоторых воплощениях верхняя часть пласта может включать верхнюю половину пласта. Однако размер верхней части может изменяться в зависимости от некоторых факторов (например, толщины слоя, вертикальной проницаемости слоя, глубины слоя, желаемого качества добытой жидкости, и/или желаемой производительности). В некоторых воплощениях качество смеси, добытой из пласта, регулируется путем изменения места добычи смеси в пласте. Качество полученной смеси может оцениваться по различным факторам (удельному весу смеси по API, распределению числа углеродных атомов, массовому соотношению компонентов в смеси, и/или парциальному давлению водорода в смеси). Другие качественные характеристики смеси, без конкретных ограничений, могут включать соотношение между количеством тяжелых и легких углеводородов в смеси, и/или соотношение между количеством ароматических углеводородов и парафи- 16009350 нов в смеси. В соответствии с одним из воплощений, место добычи смеси изменяют в результате добычи жидкости из различных эксплуатационных скважин в различных временных точках процесса. Так, например, качество смеси можно изменять путем варьирования расстояния между эксплуатационной скважиной и тепловым источником. Добыча жидкости из эксплуатационных скважин, размещенных вблизи тепловых источников, может сопровождаться усилением крекинга в области расположения эксплуатационной скважины. Добытая жидкость может иметь высокий удельный вес по API и высокое содержание неконденсируемых углеводородов. Добыча жидкости из эксплуатационных скважин, удаленных от тепловых источников, обеспечивает получение жидкости с низким содержанием неконденсируемых углеводородов. В соответствии с некоторыми воплощениями, изменения места добычи включает смену части углеводородного слоя, из которого добывают жидкость. Так, например, смесь может добываться из верхней части углеводородного слоя, средней части углеводородного слоя и/или нижней части углеводородного слоя в различное время в ходе ведения добычи из пласта. Изменение части углеводородного слоя, из которого получают смесь, включает изменение глубины эксплуатационной скважины в углеводородном слое и/или изменение глубины добычи смеси внутри эксплуатационной скважины. Согласно некоторым воплощениям, качество добываемой жидкости повышается при ведении добычи из верхней части, а не из средней или нижней части. Добыча в верхней части способствует увеличению количества газовой фазы и/или добыче легких углеводородов из пласта. Проведение добычи в нижних частях может понизить качество добытой смеси, однако общая добыча массы из пласта и/или части пласта, выбранного для обработки (т.е. добыча в массовых процентах от исходного содержания углеводородов в углеводородном слое, или в выбранной части), может увеличиваться в результате добычи в нижних участках (например,среднем или нижнем участке). Проведение добычи в нижнем участке, согласно некоторым воплощениям,обеспечивает наивысшее общее извлечение массы. Согласно некоторым воплощениям верхняя часть включает около одной трети углеводородного слоя, ближайшего к покрывающей породе пласта. Однако верхняя часть может включать до 35, 40 или 45% углеводородного слоя вблизи от покрывающей породы. Нижняя часть может включать определенный процент углеводородного слоя, ближайший к нижней породе или основной породе пласта, что практически эквивалентно процентному количеству углеводородного слоя, входящего в верхнюю часть. Средняя часть может включать остаток углеводородного слоя, расположенный между верхней и нижней частями. Так, например, верхняя часть может включать около одной трети углеводородного слоя, ближайшего к покрывающей породе, тогда как нижняя часть включает около одной трети углеводородного слоя, ближайшего к нижней породе, а средняя часть включает оставшуюся треть углеводородного слоя между верхней и нижней частями. Фиг. 11 изображает воплощение верхней 78, средней 80 и нижней 82 частей в углеводородсодержащем слое 32 совместно с эксплуатационной скважиной 36. В некоторых воплощениях нижняя часть включает долю углеводородного слоя, отличную от верхней части. Так, например, верхняя часть может включать около 30% углеводородного слоя, находящегося вблизи покрывающей породы, тогда как нижняя часть включает около 40% углеводородного слоя,расположенного вблизи нижней покрывающей породы, а средняя часть включает оставшиеся 30% углеводородного слоя. Процентное содержание углеводородного слоя в верхней, нижней и средней частях углеводородного слоя может изменяться в зависимости, например, от размещения тепловых источников в пласте, расстояния между тепловыми источниками в пласте, структуры пласта (например, непроницаемые слои внутри углеводородного слоя) и т.п. В некоторых воплощениях углеводородный слой может содержать только верхнюю и нижнюю части. Доля углеводородного слоя, входящая в состав верхней,средней и/или нижней частей углеводородного слоя, может изменяться в зависимости от вариаций проницаемости внутри углеводородного слоя. Проницаемость может изменяться внутри пласта в вертикальном направлении. Так, например, проницаемость верхней части может быть меньше проницаемости нижней части. В некоторых пластах верхняя, средняя и нижняя части углеводородного слоя могут определяться свойствами указанных частей. Так, например, средняя часть может включать область, достаточно высоко расположенную в пласте, препятствующую оседанию тяжелых углеводородов в этой части после придания подвижности по меньшей мере части углеводородов. Донная часть может представлять собой участок, в котором происходит преимущественное оседание тяжелых углеводородов после придания им подвижности, связанное с гравитационным режимом пласта. Верхняя часть может представлять собой участок, на котором, главным образом, осуществляется парофазная добыча после мобилизации по меньшей мере части тяжелых углеводородов. Согласно одному из воплощений расположение места добычи смеси изменяют путем вариации глубины добычи внутри эксплуатационной скважины. Смесь может быть добыта из различных частей, или в различных местах, углеводородного слоя с целью контроля качества добытой смеси. Глубина добычи в эксплуатационной скважине может регулироваться с целью изменения части углеводородного слоя, из которого добывают смесь. Согласно некоторым воплощениям глубину добычи определяют до добычи смеси из пласта. Согласно другим воплощениям глубину добычи можно регулировать в ходе добычи смеси с целью регулирования качества добытой смеси. Согласно некоторым воплощениям глубина до- 17009350 бычи в эксплуатационной скважине включает изменение места добычи вдоль ствола эксплуатационной скважины. Так, например, местоположение добычи может находиться на любой глубине по длине ствола эксплуатационной скважины, размещенной в пласте. Изменение глубины места добычи внутри пласта может приводить к изменению качества смеси, добытой из пласта. В некоторых воплощениях изменение местоположения добычи в эксплуатационной скважине включает изменение слоя насадки внутри эксплуатационной скважины. Так, например, высоту слоя насадки можно изменять в эксплуатационной скважине с целью изменения участка скважины, обеспечивающего добычу текучих сред из пласта. Насадка в эксплуатационной скважине способствует замедлению добычи текучих сред в местах ее расположения. В других воплощениях изменения местоположения добычи в эксплуатационной скважине включает изменение местоположения перфораций в стволе эксплуатационной скважины, используемой для добычи смеси. Перфорации в стволе эксплуатационной скважины могут использоваться для обеспечения входа текучих сред в эксплуатационную скважину. Изменение положения таких перфораций может изменять место или места, в которых текучие среды входят в эксплуатационную скважину. Фиг. 11 изображает вид поперечного сечения воплощения эксплуатационной скважины 36, размещенной в углеводородсодержащем слое 32. Углеводородсодержащий слой 32 может включать верхнюю 78, среднюю 80 и нижнюю 82 части. Эксплуатационная скважина 36 может размещаться во всех трех частях 78, 80, 82 или только в одной или более частях углеводородсодержащего слоя 32. Как показано на фиг. 11, эксплуатационная скважина 36 может размещаться практически вертикально в углеводородсодержащем слое 32. Однако эксплуатационная скважина 36 может располагаться и под другими углами(например, горизонтально или под различными углами между вертикальным и горизонтальными расположением) внутри углеводородсодержащего слоя 32 в зависимости, например, от желаемой смеси продуктов, глубины покрывающих пород 48, желаемой производительности и т.д. Насадка 84 может располагаться внутри эксплуатационной скважины 36. Насадка 84 способствует замедлению продукции текучих сред в местах ее расположения внутри ствола скважины (т.е. в месте расположения насадки замедляется перемещение текучих сред в эксплуатационную скважину 36). Высота слоя насадки 84 в эксплуатационной скважине 36 может регулироваться с целью изменения глубины в эксплуатационной скважине, из которой добывают текучие среды. Так, например, увеличение высоты насадки снижает максимальную глубину в пласте, на которой текучие среды могут добываться через эксплуатационную скважину 36. Уменьшение высоты насадки увеличивает возможную глубину выработки. В некоторых воплощениях слои насадки 84 могут располагаться на разных высотах в стволе скважины с целью замедления продукции текучих сред на различных высотах. Через насадку 84 может проходить трубопровод 86 с целью добычи текучих сред, поступающих в эксплуатационную скважину 36 ниже расположения слоев насадки. Вдоль длины эксплуатационной скважины 36 могут располагаться одна или более перфораций 88. Перфорации 88 могут использоваться для обеспечения входа текучих сред в эксплуатационную скважину 36. В некоторых воплощениях перфорации 88 расположены вдоль всей длины эксплуатационной скважины, способствуя входу текучих сред в эксплуатационную скважину в любом месте вдоль ее длины. В других воплощениях расположение перфораций 88 может меняться с целью регуляции секций,расположенных вдоль длины эксплуатационной скважины 36, которые используются для добычи текучих сред из углеводородсодержащего слоя 32. В некоторых воплощениях одна или более перфораций 88 может находиться в закрытом состоянии с целью замедления продукции текучих сред через одну или более перфораций. Так, например, перемещающийся элемент может располагаться над перфорациями 88,которые подлежат закрытию для замедления добычи. Некоторые перфорации 88 вдоль эксплуатационной скважины 36 могут находиться в закрытом или открытом состоянии в течение определенного времени с целью обеспечения продукции текучих сред в различных местах вдоль эксплуатационной скважины в течение определенного времени. Согласно одному из воплощений первую смесь добывают из верхней части 78. Вторую смесь добывают из средней части 80. Третью смесь можно добывать из нижней части 82. Первая, вторая и третья смеси могут добываться в разное время в ходе обработки углеводородсодержащего слоя. Так, например,первую смесь можно добывать до добычи второй или третьей смеси, а вторую смесь можно добывать раньше добычи третьей смеси. В некоторых воплощениях первую смесь добывают таким образом, что она имеет удельный вес по API более 20. Вторую или третью смеси также можно добывать таким образом, что каждая из них будет иметь удельный вес по API более 20. Время добычи каждой смеси, имеющей удельный вес по API около 20, может быть различным для каждой смеси. Так, например, первую смесь можно добывать раньше, чем вторую или третью смеси. Первая смесь может добываться в более ранний период, поскольку ее добывают из первой части 78. Текучие среды в верхней части 79 достигают более высокого удельного веса по API раньше, чем текучие среды в средней 80 или нижней 82 частях,что связано с гравитационным режимом более тяжелых текучих сред (например, тяжелых углеводородов) в пласте и/или повышенной парофазной продукцией в более высоких частях пласта.- 18009350 Качество добытых углеводородных жидкостей из песчаного пласта, содержащего деготь, может быть описано распределением атомов углерода. В общем случае продукты с низким углеродным числом,например продукты с числом атомов углерода менее 25, могут считаться более ценными, чем продукты с числом атомов углерода выше 25. Согласно одному из воплощений обработка песчаного пласта, содержащего деготь, может включать подвод тепла по меньшей мере к части пласта с целью добычи углеводородных жидкостей из пласта, причем большая часть добытой жидкости может содержать менее примерно 25 углеродных атомов или, например, менее 20 углеродных атомов. Так, например, менее 20 мас.% добытой конденсируемой жидкости может иметь углеродное число выше 20.In situ процесс может использоваться для подвода тепла с целью придания подвижности углеводородам и/или их пиролиза в песчаном пласте, содержащем деготь, для добычи углеводородов из пласта,которые не могут быть добыты с использованием современных методов добычи, таких как добыча на поверхности, растворительная экстракция и т.п. Такие углеводороды могут существовать в относительно глубоких песчаных пластах, содержащих деготь. Так, например, такие углеводороды могут существовать в песчаных пластах, содержащих деготь, расположенных более чем на 500 м ниже поверхности земли, но менее чем на 700 м ниже поверхности земли. Углеводороды в таких относительно глубоких песчаных пластах, содержащих деготь, могут находиться при относительно низких температурах, вследствие чего не обладают подвижностью. Углеводороды, обнаруженные в более глубоких пластах (например, на глубине более 700 м ниже поверхности), несколько более подвижны за счет естественного нагрева пластов по мере понижения их залегания относительно поверхности. Добыча таких углеводородов из глубоких пластов облегчается за счет их подвижности. Однако обычно такие углеводороды представляют собой тяжелые углеводороды с удельным весом по API ниже 20. В некоторых воплощениях удельный вес поAPI может иметь значение ниже 15 или ниже 10. Тяжелые углеводороды, добытые из песчаных пластов, содержащих деготь, можно смешивать с легкими углеводородами, вследствие чего тяжелые углеводороды можно транспортировать в оборудование на поверхности (например, путем перекачки углеводородов по трубопроводам). Согласно некоторым воплощениям легкие углеводороды (например, сырое масло) доставляют через второй трубопровод (или путем автомобильных перевозок) с других участков (например, с поверхностного оборудования или других эксплуатационных участков) с целью их смешивания с тяжелыми углеводородами. Затраты на приобретение и/или транспортировку легких углеводородов к участку пласта могут значительно увеличивать стоимость процесса добычи углеводородов из пласта. В соответствии с одним из воплощений добыча легких углеводородов на участке разрабатываемого пласта, где добывают тяжелые углеводороды или вблизи него (например, на расстоянии менее 100 км от пласта), вместо применения второго трубопровода для подачи легких углеводородов, позволяет использовать второй трубопровод для других целей. Помимо первого трубопровода, уже используемого для перекачки добытых текучих сред, второй трубопровод может использоваться для перекачки добытых жидкостей из участка пласта к поверхностному оборудованию. Использование второго трубопровода для такой цели дополнительно повышает экономическую обоснованность добычи легких углеводородов (т.е. смешивающих агентов) на участке пласта или вблизи него. Другая возможность заключается в строительстве поверхностного оборудования или нефтеперерабатывающего завода в расположении разрабатываемого пласта. Однако такой вариант может оказаться дорогостоящим и в некоторых случаях невозможным. Согласно одному из воплощений легкие углеводороды (например, смешивающий агент) могут добываться из пласта, где добывают тяжелые углеводороды, или вблизи него (т.е. вблизи места добычи тяжелых углеводородов). Легкие углеводороды можно смешивать с тяжелыми углеводородами с образованием транспортируемой смеси. Транспортируемая смесь может подаваться в первый трубопровод, используемый для транспорта текучих сред к удаленному нефтеперерабатывающему заводу или к транспортному оборудованию, которые могут находиться более чем за 100 км от места добычи. Транспортируемую смесь можно вводить во второй трубопровод, который ранее использовали для транспорта смешивающего агента (например, сырого масла) к месту добычи. Добыча смешивающего агента на эксплуатируемом участке добычи создает возможность значительного повышения пропускной способности на отдаленный нефтеперерабатывающий завод или к транспортным средствам без монтажа дополнительных трубопроводов. Кроме этого, используемый смешивающий агент может регенерироваться и выпускаться на заводе в качестве товарного продукта, вместо обратной транспортировки к месту добычи тяжелых углеводородов. Транспортируемая смесь также может использоваться в качестве сырья для производственного процесса на удаленном нефтеперерабатывающем заводе. Доставка тяжелых углеводородов к действующему удаленному наземному оборудованию может оказаться лимитирующим фактором для воплощений, в которых используется система из двух трубопроводов, один из которых предназначен для транспортировки смешивающего агента к месту добычи тяжелых углеводородов. Использование смешивающего агента, добытого на участке добычи тяжелых углеводородов или вблизи него, может существенно повысить эффективность доставки тяжелых углеводородов к удаленному поверхностному оборудованию. В некоторых воплощениях смешивающий агент используют для очистки резервуаров, труб, стволов скважин и т.п. Смешивающий агент может использоваться в таких целях без осаждения компонентов, от которых очищают резервуары, трубы или стволы скважин.- 19009350 Согласно одному из воплощений тяжелые углеводороды добывают в виде первой смеси из первой секции песчаного пласта, содержащего деготь. Тяжелые углеводороды могут включать углеводороды с удельным весом по API около 20, 15 или 10. Тепло, подводимое в первую секцию, может приводить в подвижное состояние по меньшей мере часть углеводородов в первой секции. Первая смесь может включать по меньшей мере часть подвижных углеводородов из первой секции. Тяжелые углеводороды в первой смеси могут иметь относительно высокое содержание асфальтенов по сравнению с содержанием насыщенных углеводородов. Так, например, тяжелые углеводороды в первой смеси могут характеризоваться соотношением количества асфальтенов к количеству насыщенных углеводородов выше 1, выше 1,5 или выше 2. Тело, подводимое во вторую секцию пласта, может вызывать пиролиз по меньшей мере части углеводородов во второй секции. Вторая смесь может быть добыта из второй секции. Вторая смесь может содержать по меньшей мере часть подвергнутых пиролизу углеводородов из второй секции. Пиролизованные углеводороды из второй секции могут содержать легкие углеводороды, добытые во второй секции. Вторая смесь может содержать относительно высокие количества (по сравнению с тяжелыми углеводородами или углеводородами, обнаруженными в пласте) таких углеводородов, как сырое масло, метан, этан, или пропан (т.е. насыщенных углеводородов), и/или ароматических углеводородов. Согласно некоторым воплощениям, легкие углеводороды могут иметь соотношение количества асфальтенов к количеству насыщенных углеводородов менее 0,5, менее 0,05 или менее 0,005. Конденсируемая фракция легких углеводородов второй смеси может использоваться в качестве смешивающего агента. Наличие в смешивающем агенте соединений, помимо сырого масла, может обеспечить растворение смешивающим агентом большого количества асфальтенов и/или твердых углеводородов. Смешивающий агент может использоваться для очистки резервуаров, трубопроводов или других сосудов, в которых могут образовываться твердые (или полутвердые) углеводородные отложения. Легкие углеводороды второй смеси могут содержать меньшее количество азота, кислорода и/или серы, чем тяжелые углеводороды. Так, например, легкие углеводороды могут иметь общее содержание азота, кислорода и серы менее 5, менее 2 или менее 1 мас.%. Содержание азота, кислорода и серы в тяжелых углеводородах может составлять более 10, более или более 18%. Легкие углеводороды могут иметь значение удельного веса по API более 20, более 30 или более 40. Первую смесь можно смешивать со второй смесью с образованием третьей смеси. Третья смесь может формироваться в наземном оборудовании, размещенном вблизи оборудования для добычи тяжелых углеводородов. Третья смесь может иметь выбранное значение удельного веса по API. Выбранное значение удельного веса по API может составлять по меньшей мере около 10 или, согласно некоторым воплощениям, по меньшей мере около 20 или 30. Значение удельного веса по API может выбираться таким образом, чтобы обеспечить эффективную транспортировку третьей смеси (например, по трубопроводам). Соотношение количества первой смеси к количеству второй смеси в третьей смеси может определяться значениями удельного веса по API первой и второй смесей. Так, например, чем ниже значение удельного веса по API первой смеси, тем большее количество второй смеси необходимо для достижения требуемого значения удельного веса по API третьей смеси. Аналогичным образом, при повышении удельного веса второй смеси может увеличиваться соотношение между количеством первой и второй смесей. В некоторых воплощениях соотношение между количествами первой и второй смесей в третьей смеси составляет по меньшей мере 3:1. Для получения третьей смеси с желаемым значением удельного веса по API могут использоваться и другие соотношения. В некоторых воплощениях соотношение между количеством первой и второй смесей выбирают таким образом, чтобы обеспечивалась максимально возможная общая добыча из пласта. Согласно одному из воплощений соотношение между количеством первой и второй смесей выбирается таким, чтобы из пласта обеспечивалась добыча по меньшей мере 50 мас.% первоначальной массы углеводородов. В соответствии с другими воплощениями может добываться по меньшей мере 60 или по меньшей мере 70 мас.% от исходной массы углеводородов. В некоторых воплощениях первую и вторую смеси смешивают в специальном соотношении, которое может повысить общую массовую добычу из пласта по сравнению с продукциейиз пласта только второй смеси(т.е. in situ обработка пласта с целью получения легких углеводородов). Соотношением между количествами первой и второй смесей в третьей смеси может выбираться с учетом желаемых значений вязкости, желаемой температуры кипения, желаемого состава, желаемого соотношения компонентов (например, желаемого соотношения между количеством асфальтенов и насыщенных углеводородов или желаемым соотношением между количеством ароматических углеводородов и насыщенных углеводородов) и/или желаемой плотности третьей смеси. Вязкость и/или плотность могут выбираться таким образом, что третья смесь приобретает способность к транспортировке через трубопровод или может использоваться в наземном оборудовании. В некоторых воплощениях вязкость(при 4C) может выбираться таким образом, чтобы ее значение составляло менее 7500 сантистоксов (cs),менее примерно 2000, менее 100 или менее 10 cs. Сантистоксы представляют собой единицы измерения кинематической вязкости. Произведение кинематической вязкости на плотность дает значение абсолютной вязкости. Плотность (при 4C) может выбираться таким образом, чтобы ее значение составляло менее 1,0, менее 0,95 или менее 0,9 г/см 3. Соотношение между асфальтенами и насыщенными углеводоро- 20009350 дами может выбираться меньшим 1, меньшим 0,9 или меньшим 0,7. Соотношение между количеством ароматических углеводородов и насыщенных углеводородов может выбираться таким образом, что его значение составляло менее 4, менее 3,5 или менее 2,5. Согласно одному из воплощений соотношение между количеством первой и второй смесями в третьей смеси выбирают с учетом относительной устойчивости третьей смеси. Компонент или компоненты третьей смеси способны осаждаться из смеси. Так, например, осаждение асфальтенов является проблемой для некоторых смесей тяжелых и легких углеводородов. Осаждение асфальтенов может происходить в тех случаях, когда текучая среда попадает в область пониженного давления (например, при извлечении из пласта или резервуара, находящихся под давлением) и/или когда происходит изменение состава смеси. В тех случаях, когда третью смесь транспортируют по трубопроводу или используют на наземном оборудовании, она должна обладать минимальной относительной стабильностью. Минимальная относительная стабильность предусматривает такое отношение между количествами первой и второй смесей, которое исключает осаждение асфальтенов из третьей смеси при температуре окружающего воздуха и/или при повышенных температурах. Можно проводить специальные тесты для определения желаемых соотношений между количествами первой и второй смесей, которые обеспечивают получение относительно стабильной третьей смеси. Так, например, для определения количества асфальтенов в третьей смеси могут использоваться методы индуцированного осаждения, хроматография, титрование и/или лазерная техника. В некоторых воплощениях асфальтены осаждаются из смеси, но остаются в ней в суспендированном состоянии и такая смесь способна к транспортировке. Смешивающий агент, добываемый в in situ процессе, может обладать отличными гомогенизирующими свойствами в отношении тяжелых углеводородов (т.е. в присутствии смешивающего агента существует низкая вероятность осаждения тяжелых углеводородов из смеси). В некоторых воплощениях содержание смол во второй смеси (т.е. в смеси легких углеводородов) может определять устойчивость третьей смеси. Так, например, во второй смеси могут присутствовать такие смолы, как мальтены, или смолы, содержащие такие гетероатомы, как N, S или О. Такие смолы могут повышать устойчивость третьей смеси, полученной в результате смешивания первой и второй смесей. В некоторых случаях смолы могут суспендировать асфальтены в смеси и ингибировать их осаждение. Согласно некоторым воплощениям свойства третьей смеси определяются рыночными условиями. Примерами рыночных условий, без каких-либо специальных ограничений, могут служить следующие потребности: потребность в бензине с конкретным октановым числом,потребность в нагревающих маслах в холодную погоду,потребность в дизельном топливе со специальным значением цетанового числа,потребность в реактивном топливе со специальным значением температуры дымления,потребность в газообразных продуктах для химического синтеза,потребность в транспортировке топлив со специальным содержанием серы или оксигенатов или потребность в материале для конкретного химического процесса. Согласно одному из воплощений смешивающий агент может быть добыт из второй секции песчаного пласта, содержащего деготь. Смешивающий агент представляет собой материал, который смешивается с другим материалом с образованием смеси, обладающей желаемыми свойствами (например, вязкостью, плотностью, удельным весом по API и т.п.). Смешивающий агент может содержать по меньшей мере некоторые пиролизованные углеводороды. Смешивающий агент может обладать описанными выше свойствами второй смеси из легких углеводородов. Так, например, смешивающий агент может иметь удельный вес по API более 20, более 30 или более 40. Смешивающий агент может смешиваться с тяжелыми углеводородами с образованием смеси с желательным значением удельным весом по API. Так, например, смешивающий агент можно смешивать с тяжелыми углеводородами с удельным весом по API около 15, с образованием смеси с удельным весом по API по меньшей мере 20. Согласно некоторым воплощениям смешивающий агент можно смешивать с тяжелыми углеводородами с целью получения смеси, способной к транспортировке (например, способной перемещаться по трубопроводу). В некоторых воплощениях тяжелые углеводороды добывают из другой секции песчаного пласта, содержащего деготь. В других воплощениях тяжелые углеводороды можно добывать из другого пласта, содержащего деготь, или любого другого пласта, содержащего тяжелые углеводороды. Согласно некоторым воплощениям первая и вторая секции пласта могут находиться на различной глубине одного и того же пласта. Так, например, тяжелые углеводороды могут добываться из секции,расположенной на глубине от 500 до 1500 м, из секции, расположенной на глубине от 500 до 1200 м, или из секции, расположенной на глубине от 500 до 800 м. На таких глубинах тяжелые углеводороды могут обладать некоторой подвижностью (и способностью к добыче) из-за относительно высокой естественной температуре в резервуаре. Легкие углеводороды могут добываться из секции, находящей на глубине в интервале 10-500, 10-400 или 10-250 м. На таких небольших глубинах добыча тяжелых углеводородов существенно затруднена из-за низких естественных температур на небольшой глубине. Кроме этого, на небольшой глубине удельный вес по API тяжелых углеводородов может иметь низкое значение, что свя- 21009350 зано с усиленной промывкой водой и/или деградацией под действием бактерий. Согласно другим воплощениям тяжелые и легкие углеводороды добывают из первой и второй секций, находящихся на одинаковой глубине относительно поверхности. Согласно другому воплощению легкие и тяжелые углеводороды добывают из различных пластов. Однако такие различные пласты могут находиться вблизи друг от друга. Согласно одному из воплощений тяжелые углеводороды добывают в холодном состоянии из пласта(например, пласт в Faja (Венесуэла на глубине от 760 до 1070 м. Добытые углеводороды могут иметь удельный вес по API менее 9. Холодная добыча тяжелых углеводородов обычно классифицируется, как добыча теплых (т.е. подвижных) тяжелых углеводородов без подвода тепла (или подвода относительно небольшого количества тепла) в пласт или эксплуатационную скважину. Согласно другим воплощениям тяжелые углеводороды могут добываться в результате нагнетания пара или совместного нагнетания пара и холодной добычи. Тяжелые углеводороды можно смешивать со смешивающим агентом с целью транспортировки добытых тяжелых углеводородов по трубопроводу. Согласно одному из воплощений в качестве смешивающего агента используют сырую нефть. Нефть может добываться наземным оборудованием, которое расположено на отдалении от пласта. Согласно другим воплощениям тяжелые углеводороды можно смешивать со смешивающим агентом, добытым из неглубокой секции пласта с использованием процесса in situ конверсии. Такая секция может располагаться на глубине менее 400 м (например, менее 150 м). Неглубокая секция пласта может содержать тяжелые углеводороды с удельным весом по API менее 7. Смешивающий агент может содержать легкие углеводороды, полученные пиролизом по меньшей мере части тяжелых углеводородов из неглубокой секции пласта. Смешивающий агент может иметь удельный вес по API выше 35 (например,выше 40). Согласно некоторым воплощениям смешивающий агент может добываться в первой части песчаного пласта, содержащего деготь, и затем нагнетаться (например, через эксплуатационную скважину) во вторую часть песчаного пласта, содержащего деготь (или, согласно другим воплощениям, во вторую часть других песчаных пластов, содержащих деготь). Тяжелые углеводороды могут добываться из второй части (например, методом холодной добычи). Смешивание со смешивающим агентом может осуществляться в эксплуатационной скважине и/или во второй части пласта. Смешивающий агент может добываться через эксплуатационную скважину в первой части и перекачиваться в эксплуатационную скважину во второй части. В некоторых воплощениях неуглеводородные текучие среды (например, вода или диоксид углерода), межфазные углеводороды и/или другие нежелательные текучие среды могут отделяться от смешивающего агента до смешивания с тяжелыми углеводородами. В результате нагнетания смешивающего агента в часть песчаного пласта, содержащего деготь, может обеспечиваться перемешивание смешивающего агента и тяжелых углеводородов в указанной части пласта. Смешивающий агент может использоваться для обеспечения продукции тяжелых углеводородов из пласта. Смешивающий агент может понижать вязкость тяжелых углеводородов в пласте. В результате уменьшения вязкости тяжелых пластовых углеводородов может снижаться вероятность забивания трубопровода и других проблем, связанных с холодной добычей тяжелых углеводородов. В некоторых воплощениях смешивающий агент может находиться при повышенной температуре и использоваться для подвода по меньшей мере части тепла в пласт для повышения подвижности (т.е. уменьшения вязкости) тяжелых углеводородов. Повышенная температура смешивающего агента может иметь значение, близкое к температуре, при которой добывается смешивающий агент за вычетом некоторых тепловых потерь в ходе его добычи и транспортировки. В некоторых воплощениях смешивающий агент может прокачиваться через изолированный трубопровод с целью снижения тепловых потерь в ходе транспортировки. Смешивающий агент можно смешивать с тяжелыми углеводородами холодной добычи при выбранном соотношении с целью получения третьей смеси с нужным значением удельного веса по API. Так, например, смешивающий агент может быть смешан с тяжелыми углеводородами холодной добычи в соотношении 1:1 или 1:4, с образованием третьей смеси с удельным весом по API около 20. Согласно некоторым воплощениям третья смесь может иметь общий удельный вес по API более 25 или достаточно высокий удельный вес по API, который позволяет транспортировать третью смесь по трубам или трубопроводу. В некоторых воплощениях третья смесь углеводородов может иметь удельный вес по API в интервале 20-45. Согласно другим воплощениям смешивающий агент можно смешивать с тяжелыми углеводородами, добытыми в холодном состоянии с целью получения третьей смеси с требуемым значением вязкости, требуемой стабильностью и/или требуемой плотности. Третья смесь может транспортироваться по трубе или трубопроводу, между пластом и наземным оборудованием или нефтеперерабатывающим заводом. Третья смесь может транспортироваться по трубопроводу в другое место для последующей транспортировки (например, смесь по трубопроводу можно транспортировать к оборудованию, расположенному вблизи реки или на берегу, откуда смесь может транспортироваться с использованием танкеров к перерабатывающей установке и нефтеперерабатывающему заводу). Добыча смешивающего агента на месте нахождения пласта (т.е. добыча смешивающего агента из пласта) может снизить общие расходы на добычу углеводородов из пласта. Кроме этого, добыча третьей углеводородной смеси в месте расположения пласта может устранить необходимость отдель- 22009350 ной поставки легких углеводородов и/или монтажа наземного оборудования в месте добычи. Согласно другому воплощению третья смесь углеводородов, добытая из песчаного пласта, содержащего деготь, может содержать около 20 мас.% легких углеводородов или более (например, около 50 или около 80 мас.% легких углеводородов) и около 80 мас.% тяжелых углеводородов или менее (например, около 50 или около 20 мас.% тяжелых углеводородов). Содержание легких и тяжелых углеводородов в массовых процентах может изменяться, например, в зависимости от массового распределения (или значения удельного веса по API) легких и тяжелых углеводородов, относительной стабильности третьей смеси или желаемого значения удельного веса смеси по API. B некоторых воплощениях содержание легких углеводородов в массовых процентах может выбираться таким, чтобы смешивать наименьшее количество легких углеводородов с тяжелыми углеводородами с получением смеси желаемой плотности или вязкости. На фиг. 12 изображен общий вид воплощения песчаного пласта, содержащего деготь, используемого для добычи первой смеси, которую смешивают со второй смесью. Песчаный пласт 90, содержащий деготь, может включать первую 92 и вторую 94 секции. Первая секция 92 может находиться на глубине более, например, 800 м ниже поверхности пласта. Тяжелые углеводороды в первой секции 92 могут добываться через эксплуатационную скважину 96, расположенную в первой секции. Тяжелые углеводороды в первой секции 92 могут добываться без обогрева из-за глубины расположения первой секции. Первая секция 92 может располагаться глубже области первой секции, в которой тяжелые углеводороды становятся подвижными в результате естественного нагрева. В некоторых воплощениях по меньшей мере часть тепла может подводиться в первую секцию для обеспечения подвижности текучих сред в первой секции. Вторая секция 94 может обогреваться с использованием тепловых источников 30, расположенных во второй секции. На фиг. 12 тепловые источники 30 изображены, как, преимущественно, горизонтальные тепловые источники. В результате подвода тепла тепловыми источниками 30 по меньшей мере часть углеводородов во второй секции 94 может подвергаться пиролизу. Пиролизованные текучие среды могут добываться из второй секции 94 через эксплуатационную скважину 36. На фиг. 12 показана вертикальная эксплуатационная скважина 36. В соответствии с одним из воплощений тяжелые углеводороды из первой секции 92 добывают в виде первой смеси через эксплуатационную скважину 96. Легкие углеводороды (т.е. пиролизованные углеводороды) могут добываться в виде второй смеси через эксплуатационную скважину 36. Первую и вторую смеси можно смешивать с получением третьей смеси в наземном оборудовании 100. Первую и вторую смеси можно смешивать в определенном соотношении с целью получения желаемой третьей смеси. Третью смесь можно транспортировать по трубопроводу 98 в продукционное оборудование или к транспортным средствам. Продукционное оборудование или транспортные средства могут быть достаточно удалены от наземного оборудования 100. В некоторых воплощениях третью смесь можно перевозить на автомобилях или морских судах к продукционному оборудованию или транспортным средствам. Согласно другим воплощениям наземное оборудование 100 может представлять собой простую смесительную станцию, предназначенную для смешивания смесей, добытых из эксплуатационных скважин 96 и 36. Согласно некоторым воплощениям смешивающий агент, добытый из второй секции 94, может нагнетаться через эксплуатационную скважину 96 в первую секцию 92. Смесь легких и тяжелых углеводородов может добываться через эксплуатационную скважину 96 после смешивания смешивающего агента и тяжелых углеводородов в первой секции 92. В некоторых воплощениях смешивающий агент может образовываться в результате отделения нежелательных компонентов (например, воды) от смеси, добытой из второй секции 94. Смешивающий агент может производиться в наземном оборудовании. Смешивающий агент может нагнетаться из наземного оборудования через эксплуатационную скважину 96 в первую секцию 92. На фиг. 13 и 14 представлены результаты эксперимента. В этом эксперименте смешивающий агент 102, полученный в результате пиролиза, смешивают с Athabasca дегтем (тяжелые углеводороды 110) с получением трех смесей с различным содержанием компонентов. Первая смесь 104 содержит 80% смешивающего агента 102 и 20% тяжелых углеводородов 110. Вторая смесь 106 содержит 50% смешивающего агента 102 и 50% тяжелых углеводородов 110. Третья смесь 108 включает 20% смешивающего агента 102 и 80% тяжелых углеводородов 110. Определяли состав, физические свойства и устойчивость по асфальтенам для смешивающего агента и каждой из смесей. В табл. 1 представлены результаты определения состава смесей. С помощью анализа SARA определяли состав в расчете на остаток после отгонки масла. Анализ SARA включает комбинацию индуцированного осаждения (для определения асфальтенов) и колоночной хроматографии. Также определяли общий состав масла. Содержание асфальтенов в расчете на все масло линейно меняется с изменением содержания смешивающего агента 102 в смеси. На фиг. 13 представлены результаты анализа SARA (зависимость соотношения насыщенные/ароматика от соотношения асфальтены/смолы) для каждой из смесей 102, 104,106, 108 и 110. Линия на фиг. 13 представляет собой проведение черты между устойчивыми и неустойчивыми смесями в соответствии с данными анализа SARA. B результате отгонки легких фракций в соответствии с анализом SARA удаляется большая часть материала, обеспечивающая вклад смешивающего агента 102 (по сравнению с анализом всего масла), в результате чего получают нелинейное распределение, показанное на фиг. 13. Точки, соответствующие первой 104, второй 106 и третьей 108 смесям, находятся ближе к точке, соответствующей тяжелым углеводородам 110, чем к точке, соответствующей смешивающему агенту 102. Кроме этого, точки, соответствующие второй 106 и третьей 108 смесям, находятся достаточно близко друг от друга. Все смеси (102, 104, 106, 108 и 110) находятся в области пограничной стабильности. Смешивающий агент 102 содержит очень небольшое количество асфальтенов (0,01 мас.% в расчете на все масло). Тяжелые углеводороды 110 содержатся в количестве около 13,2 мас.% (в расчете на все масло), а количество асфальтенов в смесях (104, 106 и 108) изменяется в интервале 2,2-10,3 мас.% в расчете на общее количество масла. Другими индикаторами основных свойств масла являются соотношение между количеством насыщенных и ароматических углеводородов, а также соотношение между количеством асфальтенов и смол. Первая смесь 104 с наибольшим содержанием смешивающего агента 102 характеризуется наименьшим значением соотношения асфальтены/смолы. Вторая 106 и третья 108 смеси имеют практически аналогичные соотношения асфальтены/смолы, что указывает на тот факт, что основной вклад в содержание смол в смеси вносят тяжелые углеводороды 110. Для каждой из смесей наблюдаются практически идентичные соотношения: насыщенные углеводороды/ароматические углеводороды. Плотность и вязкость смесей измеряли при трех температурах 4,4 (40F), 21 (70F) и 32C (90F). Плотность и удельный вес по API исследуемых смесей также определяли при 15 С (60F) и использовали для расчете удельных весов по API для других температур. Кроме этого, для каждой из трех смесей (104,106 и 108) определяли величину температуры флокуляции (FPA). Значение FPA определяли титрованием н-гептаном. Температуру флокуляции определяли с помощью лазера, работающего в ближней инфракрасной области. Источник света блокируется в результате осаждения асфальтенов из раствора. Ряд известных проблемных и беспроблемных смесей калибровали с помощью FPA теста. Обычно значенияAPI для трех смешанных смесей при четырех температурах. Таблица 2FPA - значение, полученное на анализаторе температуры флокуляции (Flocculation Point Analyzer). Удельн. вес - значение удельного веса относительно воды.API - удельный вес по API относительно воды.- 24009350 В соответствии с FPA тестами было установлено, что смеси с пониженным содержанием тяжелых углеводородов менее стабильны. Более низкая стабильность, по-видимому, связана с количеством алифатических компонентов, уже содержащихся в смеси, которые снижают растворимость асфальтенов. Первая смесь 104 оказалась наименее стабильной при значении FPA 1,5, указывающем на нестабильность в отношении осаждения асфальтенов. Вторая смесь 106 демонстрировала иные свойства. Вторая смесь 106 имеет значение FPA 2,2, что указывает на нестабильность в отношении осаждения асфальтенов. Согласно данным FPA анализа асфальтены осаждаются, повторно растворяются и затем снова осаждаются при непрерывном добавлении н-гептана. Согласно данным FPA анализа для третьей смеси 108, как и в случае второй смеси 106, асфальтены осаждаются, повторно растворяются и затем снова осаждаются при непрерывном добавлении н-гептана. Однако первое осаждение в третьей смеси 108 менее выражено, чем в случае второй смеси 106. Величина FPA 2,8, установленная для третьей смеси 108, указывает на граничную стабильность третьей смеси. Медленная гомогенизация, связанная с высокой вязкостью образцов смеси, по-видимому, ответственна за осаждение, повторное растворение и повторное осаждение при непрерывном добавлении н-гептана. Каждая из смесей (104, 106 и 108) демонстрировала относительно аналогичные изменения плотности с увеличением температуры. Соответственно, с уменьшением плотности повышались значения API. Однако для каждой смеси изменения вязкости носили индивидуальный характер. Первая смесь 104 наименее подвержена температурным изменениям вязкости, значение вязкости при 21 и 32C составляло около 70 и при 4,4C около 57% от этой величины. Вторая смесь 106 имела вязкость, значения которой понижались до значений (относительно вязкости при 4,4C) порядка 48% при 21C и около 30% при 32C. Третья смесь 108 оказалась наиболее подверженной влиянию температуры и имела значения вязкости около 21 и 9% при 21 и 32C соответственно. Как показано на фиг. 14, изменение вязкости от температуры аппроксимируется линейной зависимостью в логарифмических координатах. Лабораторные эксперименты проводили на трех образцах дегтя, содержащегося в природной песчаной матрице. Три образца дегтя отбирали из дегтевого пласта Athabasca, западная Канада. В каждом случае материал керна из скважины перемешивали и затем измельчали. Одну аликвоту кернового материала помещали в реторту, копию аликвоты сохраняли для сравнительного анализа. Образцы материала содержали образец дегтя в матрице из песчаника. Скорость нагрева в экспериментах составляла 1, 5 и 10/C день. В опытах использовали давления 1, 7,9 и 28,6 бар. Опыт 78 проводили без противодавления (при давлении около 1 абс. бар), при скорости нагрева 5C/день. Опыт 81 проводили без противодавления (при давлении около 1 абс. бар) и при скорости нагрева около 10 С/день. Опыт 96 проводили при давлении 28,6 абс. бар и скорости нагрева 10 С/день. Обычно для заполнения имеющихся реторт требовался образец с начальной массой 0,5-1,5 кг. В табл. 3 представлены данные элементного анализа исходного дегтя и добытых жидкостей в опытах 81, 86 и 96. Все представленные данные относятся к скорости нагрева 10 С/день. В представленных опытах меняли только давление. Таблица 3 Как показано в табл. 3, в результате пиролиза песчаного дегтя понижается содержание азота, серы и кислорода в добытой жидкости. Увеличение давления в экспериментах по пиролизу приводит к снижению содержания серы, азота и кислорода в добытой жидкости. В табл. 4 приведены результаты анализа NOISE (Nitric Oxide Ionization Spectrometry Evaluation; спектрометрическая оценка ионизации оксида азота) для опытов 81, 86, и 96 и исходного дегтя. Оставшаяся часть (47,2%) исходного дегтя содержится в высокомолекулярном остатке. Как следует из табл. 4, пиролиз песчаного дегтя приводил к образованию жидкого продукта, содержащего значительно большее количество парафинов, циклоалканов и моноароматических углеводородов, чем исходный песчаный деготь. Повышение давления до 7,9 абс. бар практически подавляет образование тетраароматических углеводородов. Последующее увеличение давления до 28,6 абс. бар практически полностью подавляет образование триароматических углеводородов. Повышение давления также понижает продукцию диароматических углеводородов. Повышение давления до 28,6 абс. бар, кроме всего прочего, существенно увеличивает продукцию моноароматических углеводородов. Этот факт может быть связан с повышенным парциальным давлением водорода при высоких общих давлениях. Повышенное парциальное давление водорода способствует уменьшению количества полиароматических соединений и повышению количества моноароматики, парафинов и/или циклоалканов. На фиг. 15 представлен график зависимости содержания, в массовых процентах, соединений углерода от числа атомов углерода для исходного дегтя 112 и опыта 114, проведенного под давлением 1 абс. бар, опыта 116, проведенного под давлением 7,9 абс. бар, и опыта 118, проведенного под давлением 28,6 абс. бар, при скорости нагрева 10 С/день. Из кривых распределения углерода для исходного дегтя 112 и опыта 114, проведенного подавлением 1 абс. бар, можно видеть, что пиролиз сдвигает кривую среднего распределения углеродных атомов в сторону относительно низких углеродных чисел. Так, например, среднее число атомов углерода в кривой распределения углерода 112 соответствует числу 19, а среднее число атомов углерода в кривой распределения углерода 114 соответствует числу 17. Увеличение давления до 7,9 абс. бар в опыте 116 дополнительно сдвигает кривую распределения атомов углерода в область еще более малых углеродных чисел. Повышение давления до 7,9 абс. бар в опыте 116 сдвигает среднее число атомов углерода в кривой распределения атомов углерода к числу 13. Повышение давления до 28,6 абс. бар в опыте 118 уменьшает среднее число атомов углерода до 11. Повидимому, увеличение давления уменьшает среднее распределение углеродных атомов в результате повышения парциального давления водорода в жидком продукте. В результате повышения парциального давления водорода в жидком продукте протекают реакции гидрирования, деароматизации и/или пиролиза больших молекул с образованием более мелких молекул. В результате увеличения давления также повышается качество добытой текучей среды. Так, например, удельный вес по API текучей среды увеличивается от 6 для исходного дегтя, до 31 в опыте при давлении 1 абс. бар, до 39 в опыте при давлении 7,9 абс. бар и до 45 в опыте при давлении в 28,6 абс. бар. Барабан заполняли песчаным дегтем из Athabasca и нагревали. Паровую фазу, образовавшуюся в барабане, охлаждали, разделяли на жидкость и газы и анализировали. Проводили два отдельных эксперимента, в каждом из которых использовали песчаный деготь из одной партии, но в одном эксперименте поддерживали давление 1 абс. бар (эксперимент при низком давлении), а в другом эксперименте давление в барабане составляло 6,9 абс. бар (эксперимент при высоком давлении). Давление в барабане аутогенно увеличивалось при повышении температуры. На фиг. 16 представлены зависимость удельного веса по API для жидкостей, образовавшихся в барабане, от температуры в барабане. Участок 120 отражает результаты эксперимента при высоком давлении, а участок 122 - при низком давлении. Как следует из фиг. 16, при повышении барабанного давления образуются более качественные жидкости. Предполагается, что высококачественные жидкости образуются при повышенном барабанном давлении в связи с тем, что повышенное давление благоприятствует протеканию реакций гидрирования. Хотя в эксперименте при высоком давлении газ содержит низкие концентрации водорода, в барабане поддерживается достаточно высокое давление. В этой связи в опыте при высоком общем давлении обеспечивается более высокое парциальное давление водорода в барабане.- 26009350 Трехмерную (3D) имитационную модель (STARS, Computer Modeling Group (CMG), Calgary, Canada) использовали для моделирования in situ процесса конверсии в песчаном пласте, содержащем деготь. Скорость подвода тепла рассчитывали с использованием отдельного числового кода (CFX, AEA Technology, Oxfordshire, UK). Начальную скорость подвода тепла рассчитывали при мощности 500 Вт/фут(1640 Вт/м). 3D-моделирование основывается на модели процесса расширения-уплотнения для песчаного пласта, содержащего деготь. Использовали значение толщины целевой зоны, равное 5 м. Входные данные для моделирования базировались на следующих средних параметрах песчаного пласта, содержащего деготь (в Северной Alberta, Canada): Глубина целевой зоны 280 м Толщина 50 м Пористость 0,27 Насыщение маслом 0,84 Насыщение водой 0,16 Проницаемость 1000 миллидарси Отношение вертикальной проницаемости к горизонтальной проницаемости 0,1 Покрывающая порода Сланцы Основная порода Мокрый карбонат Текучие 6-компонентные среды использовали в STARS моделировании, основываясь на текучих средах, обнаруженных в песчаниках Athabasca. Текучие 6-компонентные среды представляли собой тяжелую жидкость, легкую жидкость, газ, воду, предшественник угля, растительный уголь. Расстояние между скважинами с обогревом принимали равным 9,1 м при их треугольном расположении. Согласно одному из вариантов моделирования использовалось 11 горизонтальных нагревателей, каждый длиной 91,4 м, с установкой начального подвода тепла на рассчитанном значении в 1640 Вт/м. Вертикальная эксплуатационная скважина располагалась в центре пласта. Фиг. 17 иллюстрирует зависимость производительности по маслу (м 3/день) от времени (дни) для тяжелых углеводородов 124 и легких углеводородов 126. Производительность по тяжелым углеводородам 124 достигала максимального значения 3 м 3/день за 150 дней эксплуатации. Производительность по легким углеводородам достигала максимального значения 9,6 м 3/день за 950 дней эксплуатации. Кроме этого, следует отметить, что добыча тяжелых углеводородов 124 прекращалась почти полностью до начала добычи легких углеводородов 126. Более ранняя добыча тяжелых углеводородов может быть отнесена за счет продукции холодных (относительно не нагретых и не пиролизованных) тяжелых углеводородов. В некоторых воплощениях начальная добыча тяжелых углеводородов может быть нежелательной. На фиг. 18 проиллюстрирована зависимость производительности по маслу (м 3/день) от времени (дни) для тяжелых 128 и легких 130 углеводородов при замедлении добычи в течение первых 500 дней нагрева. Как следует из данных, представленных на фиг. 18, добыча тяжелых углеводородов 128 значительно ниже добычи тяжелых углеводородов согласно фиг. 17. Продукция легких углеводородов 130 на фиг. 18 выше их продукции 126 на фиг. 17, причем максимальное значение добычи, равное 11,5 м 3/день, достигается к 950 дню работы. Процентное соотношение количества легких углеводородов к количеству тяжелых углеводородов увеличивается при замедлении добычи в течение первых 500 дней нагрева. Фиг. 19 иллюстрирует зависимость общей добычи масла от времени (дни) для трех различных участков горизонтальной продуктивной скважины: верхнего 132, среднего 134 и нижнего 136. Наивысшее значение общей добычи масла осуществляется с использованием забойного участка продуктивной скважины 136. Общая добыча масла лишь незначительно отличается при использовании среднего 134 и верхнего 132 участков продуктивной скважины. Фиг. 20 иллюстрирует зависимость производительности(м 3/день) от времени (дни) по тяжелым и легким углеводородам для среднего и забойного участков продуктивной скважины. Как видно из фиг. 20, производительность по тяжелым углеводородам в забойном участке продуктивной скважины 138 выше производительности по тяжелым углеводородам на среднем участке продуктивной скважины 140. Наблюдается лишь незначительное отличие производительности добычи легких углеводородов на забойном участке продуктивной скважины 142 и среднем участке 144. Более высокая общая добыча масла на забойном участке продуктивной скважины (показанная на фиг. 19) может быть связана с повышенной добычей тяжелых углеводородов. Было проведено моделирование с использованием 3D-имитационной модели (STARS) с целью моделирования процесса in situ конверсии для песчаных пластов, содержащих деготь. Отдельный цифровой код, с использованием моделирования конечных разностей, применяли для расчета данных по подводу тепла в пласт и скважину. В 3D-имитационной модели данные по подводу тепла использовали в качестве граничных условий.- 27009350 Использовали следующие параметры моделирования, основанные на свойствах пласта бассейнаPeace River в Alberta, Canada: Толщина пласта 28 м, причем пласт содержит три слоя(устьевой, нижний устьевой и речной) Толщина устьевого слоя 10 м (верхняя часть пласта) Пористость 0,28 Проницаемость 150 миллидарси Вертикальная проницаемость/горизонтальная проницаемость 0,07 Насыщенность маслом 0,79 Толщина нижнего устьевого слоя (средняя часть пласта) 9 м Пористость 0,28 Проницаемость 825 миллидарси Вертикальная проницаемость/горизонтальная проницаемость 0,6 Насыщенность маслом 0,81 Толщина речного слоя (нижняя часть пласта) 9 м Пористость 0,30 Проницаемость 1500 миллидарси Вертикальная проницаемость/горизонтальная проницаемость 0,7 Насыщенность маслом 0,81 Фиг. 21 изображает схему из шести скважин 146 в пласте 148 с использованием 3D STARS моделирования. Как показано на фиг. 21, расстояния между обогреваемыми скважинами по горизонтали составляло 15 м при длине обогреваемых скважин 91,4 м. Расположение продуктивной скважины менялось от среднего расположения 150 до забойного расположения 152 для данных, представленных на фиг. 22 и 23. Фиг. 22 иллюстрирует удельный вес добытого масла по API и производительности по маслу(м 3/день) для тяжелых и легких углеводородов при среднем размещении продуктивного участка и давлении в области забоя около 7,9 абс. бар. Как видно из фиг. 22, добыча легких углеводородов 154 осуществляется раньше добычи тяжелых углеводородов 156. Удельный вес по API объединенной продукции 158 увеличивается до максимального значения порядка 40, при этом максимизируется производительность добычи легких углеводородов (около 900 дней) и практически прекращается добыча тяжелых углеводородов 156. Фиг. 23 иллюстрирует удельный вес по API добытого масла и производительность добычи масла(м 3/день) для тяжелых и легких углеводородов в забойном участке продуктивной скважины и при общем давлении в забойном участке 7,9 абс. бар. Как показано на фиг. 23, добыча легких углеводородов 160 осуществляется позже добычи тяжелых углеводородов 162 в соответствии с данными фиг. 22 для среднего участка продуктивной скважины. Удельный вес объединенной продукции 164 увеличивается до максимального значения в 35 к 1200 дню и примерно к этому времени завершается добыча тяжелых углеводородов. Более низкое значение удельного веса по API согласно данным фиг. 23 по сравнению со значением удельного веса по API, полученного с использованием среднего участка добычи в продуктивной скважине (показанного на фиг. 22), по-видимому, связано с повышенной добычей тяжелых (холодных) углеводородов на ранних стадиях добычи. Фиг. 24 иллюстрирует другую схему расположения скважины с обогревом и продуктивной скважины с использованием приемов 3D STARS моделирования. Обогреваемые скважины 166 (а-1) располагались горизонтально в пласте 148 по чередующей треугольной схеме, показанной на фиг. 24. Горизонтальные расстояния между обогреваемыми скважинами 166 (а-1) составляли 6 м. Обогреваемые скважины имели горизонтальную длину 91,4 м при расположении по чередующейся треугольной схеме. Горизонтальную продуктивную скважину располагали вблизи верхней области пласта (верхняя эксплуатационная скважина 168), в средней части пласта (средняя эксплуатационная скважина 170) или вблизи донной части пласта (забойная эксплуатационная скважина 172). Обогреваемые скважины располагали на расстоянии 3 м от непроницаемой части пласта (например, покрывающих и нижних пород). Фиг. 25 иллюстрирует зависимость производительности по маслу (м 3/день) от времени (дни) для тяжелых 174 и легких 176 углеводородов для добычи с использованием забойной эксплуатационной скважины и забойного давления около 7,9 абс. бар. Как показано на фиг. 25, на ранних стадиях добычи(до 250-го дня) наблюдается значительная продукция тяжелых углеводородов 174. Примерно через 200 дней добыча масла смещается в сторону добычи легких углеводородов 176. Линия 178 иллюстрирует изменение среднего пластового давления во времени. Среднее пластовое давление возрастает на ранних стадиях добычи тяжелых углеводородов. К моменту начала добычи легких углеводородов происходит падение среднего давления. Фиг. 26 иллюстрирует зависимость производительности по маслу (м 3/день) от времени (дни) для- 28009350 тяжелых 180 и легких 182 углеводородов при добыче с использованием средней эксплуатационной скважины и при забойном давлении 7,9 абс. бар. Как показано на фиг. 26, добыча части тяжелых углеводородов осуществляется до начала добычи легких углеводородов. Однако добывается меньшее количество тяжелых углеводородов, чем в случае имитации с использованием забойной эксплуатационной скважины(показанной на фиг. 25). Максимальная производительность по тяжелым углеводородам согласно варианту, проиллюстрированному на фиг. 26, составляет около 9 м 3/день, тогда как максимальная производительность добычи тяжелых углеводородов согласно фиг. 25 составляет около 23 м 3/день. Линия 184 иллюстрирует изменение среднего пластового давления во времени. Наблюдается небольшой рост среднего пластового давления на ранних стадиях добычи тяжелых углеводородов и небольшое падение давления в начале добычи легких углеводородов. Фиг. 27 иллюстрирует зависимость производительности по маслу (м 3/день) от времени (дни) для случая добычи тяжелых 186 и легких 188 углеводородов при использовании для продукции верхней эксплуатационной скважины и при забойном давлении около 7,9 абс. бар. Как следует из фиг. 27, добыча легких углеводородов при использовании верхней эксплуатационной скважины несколько выше, чем добыча легких углеводородов из средней эксплуатационной скважины (как показано на фиг. 26). Через верхнюю эксплуатационную скважину добывается меньшее количество тяжелых углеводородов, чем через забойную эксплуатационную скважину (как показано на фиг. 25). Продукция тяжелых углеводородов снижается при расположении эксплуатационной скважины ближе к верхней области пласта. Уменьшенная добыча тяжелых углеводородов может быть связана с гравитационным режимом тяжелых углеводородов при придании им подвижности, а также повышением добычи текучих сред в верхней фазе пласта. График 190 иллюстрирует изменение среднего давления во времени. К моменту начала добычи легких углеводородов происходит значительное повышение среднего пластового давления. Из прочтения настоящего описания специалистом в данной области могут быть выявлены дополнительные модификации и альтернативные технические решения различных аспектов изобретения. Соответственно, настоящее описание носит лишь иллюстративный характер и предназначено для ознакомления специалиста в данной области с общим способом осуществления изобретения. Отметим, что раскрытые и описанные формы настоящего изобретения следует рассматривать как предпочтительные воплощения. Проиллюстрированные и описанные элементы и материалы могут быть заменены на другие, части и способы могут меняться местами, а некоторые отличительные признаки изобретения могут использоваться независимым образом, но, как должно быть понятно специалисту, все это возможно после извлечения полезной информации из описания изобретения. Возможны изменения описанных элементов без нарушения сущности и области изобретения, описанной в следующей формуле изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ обработки углеводородсодержащего пласта in situ, содержащего битуминозный песок,включающий следующие стадии: подвод тепла от одного или более источника тепла к выбранной секции пласта, при котором происходит пиролиз, по меньшей мере, некоторых углеводородов внутри выбранной секции с получением продуктов пиролиза; получение смеси углеводородов из выбранной секции,при этом осуществляют управление производительностью получения смеси и количеством тепла,поступающего по меньшей мере от одного или более источника тепла, которое передается по меньшей мере в часть пласта как путем регулирования времени, в течение которого, по меньшей мере, некоторые углеводороды подвергаются воздействию температур, при которых осуществляется пиролиз в пласте, так и путем регулирования давления в одной или более эксплуатационных скважин внутри пласта, чтобы производить углеводороды выбранного качества в смеси, отличающийся тем, что температуру внутри выбранной секции пиролиза поддерживают в диапазоне от около 225 до около 375C. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что извлекают из выбранной секции полученные углеводороды в смеси, которые имеют минимальный удельный вес по API. 3. Способ по любому из пп.1-2, отличающийся тем, что извлекают из выбранной секции полученные углеводороды в смеси, которые имеют удельный вес по API, составляющий по меньшей мере 20. 4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что извлекают из выбранной секции полученные углеводороды в смеси, которые содержат максимальное количество, тяжелых углеводородов, выраженное в массовых процентах и имеющие удельный вес по API, составляющий от около или менее 20. 5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что извлекают из выбранной секции полученные углеводороды в смеси, которые имеют среднее число атомов углерода менее 12. 6. Способ по пп.1-5, отличающийся тем, что осуществляют добычу смеси из выбранной секции по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину. 7. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что осуществляют отбор образцов испытуемого потока добытой смеси с целью определения выбранного качества добытой смеси. 8. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что определяют время, в течение которого по- 29009350 меньшей мере часть углеводородов в добытой смеси подвергается воздействию температур пиролиза, с использованием обработки образцов пласта в лабораторных условиях. 9. Способ по любому из пп.1-8, отличающийся тем, что дополнительно определяют время, в течение которого по меньшей мере часть углеводородов в добытой смеси подвергается воздействию температур пиролиза, с использованием компьютерного моделирования процесса обработки пласта. 10. Способ по любому из пп.1-9, отличающийся тем, что дополнительно включает поддержание в выбранной секции давления ниже литостатического давления пласта. 11. Способ по любому из пп.1-10, отличающийся тем, что дополнительно поддерживают в выбранной секции такое давление, которое ниже гидростатического давления пласта. 12. Способ по любому из пп.1-11, отличающийся тем, что дополнительно поддерживают пластовое давление на значении ниже 35 абсолютных бар. 13. Способ по любому из пп.1-12, отличающийся тем, что включает добычу углеводородной смеси,когда парциальное давление водорода в пласте составляет по меньшей мере 0,5 абс. бар. 14. Способ по любому из пп.1-13, отличающийся тем, что дополнительно включает следующие стадии: подвод тепла от первой группы из одного или более источников тепла в первую секцию пласта так,что тепло, подводимое в первую секцию, вызывает пиролиз по крайней мере части углеводородов; подвод тепла от второй группы из одного или более источников тепла во вторую секцию пласта так,что тепло, которым снабжается вторая секция, придает подвижность по меньшей мере части углеводородов; индуцирование потока по меньшей мере части углеводородов из второй секции в первую секцию; и добычу смеси углеводородов из пласта, в котором добытая смесь содержит по меньшей мере часть углеводородов, подвергнутых пиролизу. 15. Способ по п.14, отличающийся тем, что дополнительно включает подвод тепла во вторую секцию таким образом, что тепло, подведенное во вторую секцию, обеспечивает пиролиз по меньшей мере части углеводородов. 16. Способ по любому из пп.14-15, отличающийся тем, что дополнительно включает следующие стадии: подвод тепла от третьей группы из одного или более источников тепла в третью секцию пласта, таким образом, что тепло, подводимое в третью секцию, сообщает подвижность по меньшей мере части углеводородов, находящихся в этой секции; и обеспечение перетекания части углеводородов из третьей секции в первую секцию через вторую секцию. 17. Способ по п.16, отличающийся тем, что третья секция находится в непосредственной близости ко второй секции и/или вторая секция находится в непосредственной близости к первой секции. 18. Способ по п.16 или 17, отличающийся тем, что дополнительно включает пиролиз по меньшей мере части углеводородов в третьей секции под воздействием тепла, подводимого в третью секцию. 19. Способ по любому из пп.14-18, отличающийся тем, что дополнительно включает добычу смеси углеводородов по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину, находящуюся в первой секции или вблизи нее. 20. Способ по любому из пп.14-19, отличающийся тем, что дополнительно включает индуцирование перетока по меньшей мере части подвижных углеводородов из второй в первую секцию. 21. Способ по любому из пп.1-13, отличающийся тем, что дополнительно включает подвод тепла от одного или более источников тепла в выбранную секцию пласта таким образом,что под воздействием тепла, подведенного в выбранную секцию, происходит пиролиз по меньшей мере части углеводородов в более низкой области пласта; и добычу смеси углеводородов из верхней части пласта, в котором смесь углеводородов содержит по меньшей мере часть пиролизованных углеводородов из нижней части пласта. 22. Способ по п.21, отличающийся тем, что верхняя часть содержит около половины песчаного пласта, содержащего деготь. 23. Способ по любому из пп.21-22, отличающийся тем, что нижняя часть содержит около половины нижней части песчаного пласта, содержащего деготь. 24. Способ по любому из пп.21-23, отличающийся тем, что дополнительно включает добычу смеси углеводородов в виде пара. 25. Способ по любому из пп.21-24, отличающийся тем, что смесь углеводородов имеет удельный вес по API более 15. 26. Способ по любому из пп.21-25, отличающийся тем, что дополнительно включает индукцию потока по меньшей мере части углеводородов из нижней части в верхнюю часть. 27. Способ по любому из пп.1-20, отличающийся тем, что дополнительно включает селективное ограничение температуры вблизи выбранной части скважины с обогревом с целью замедления образования кокса в выбранной части или вблизинее; и добычу смеси по меньшей мере части углеводородов через выбранную часть скважины с обогревом.

МПК / Метки

МПК: E21B 43/24, E21B 49/00, E21B 43/30, E21B 36/04

Метки: пропитанных, песчаных, углеводородсодержащих, смешивающий, подземных, пластов, дегтем, способ, агент, обработки

Код ссылки

<a href="http://easpatents.com/30-9350-sposob-obrabotki-uglevodorodsoderzhashhih-podzemnyh-peschanyh-plastov-propitannyh-degtem-i-smeshivayushhijj-agent.html" rel="bookmark" title="База патентов Евразийского Союза">Способ обработки углеводородсодержащих подземных песчаных пластов, пропитанных дегтем, и смешивающий агент</a>

Похожие патенты