Способы обработки углеводородсодержащих пластов

013253 Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится в целом к способам и системам для получения растворимых полезных ископаемых и других продуктов из различных подземных пластов, например углеводородсодержащих пластов. Уровень техники Углеводороды, получаемые из подземных пластов, часто используют в качестве энергетических ресурсов, сырья и потребительских продуктов. Беспокойство по поводу истощения доступных ресурсов углеводородов и беспокойство по поводу снижения взятого в целом качества получаемых углеводородов привели к разработке способов более эффективного извлечения, переработки и/или использования доступных углеводородных ресурсов. Для извлечения углеводородных материалов из подземных пластов могут быть использованы способы термической обработки in situ. Чтобы облегчить извлечение углеводородного материала из подземных пластов, может потребоваться изменение химических и/или физических свойств углеводородного материала в подземном пласте. Химические и физические изменения могут включать в себя реакции in situ, приводящие к получению извлекаемых флюидов, изменению состава, изменению растворимости, изменению плотности, фазовым изменениям и/или изменению вязкости углеводородного материала в пласте. Флюидом может быть (но не ограничиваясь этим) газ, жидкость,эмульсия, суспензия и/или поток тврдых частиц, имеющий текучесть, подобную текучести жидкого потока. Наряду с углеводородами многие углеводородсодержащие пласты содержат растворимые минералы. Растворимые минералы могут присутствовать в пласте в существенных количествах. Некоторые растворимые минералы могут иметь значительную экономическую ценность. Некоторые растворимые минералы при температурах, применяемых в процессах термической обработки in situ, могут подвергаться реакциям диссоциации. Реакции диссоциации могут быть нежелательными эндотермическими реакциями, которые требуют подвода в пласт дополнительного тепла и/или дают нежелательные продукты реакции, например диоксид углерода. Перед использованием способа термической обработки in situ может оказаться выгодным удалить из пласта растворимые минералы. Удаление растворимых минералов уменьшает массу в пласте, которую необходимо нагревать в процессе термической обработки in situ. Удаление растворимых минералов значительно уменьшает или устраняет нежелательные эндотермические реакции и побочные продукты таких реакций в пласте в процессе термической обработки in situ. US 6997518 (Vinegar et al.) описывает системы и способы добычи из пласта битуминозного сланца и добычи углеводородов из пласта битуминозного сланца методом растворения. Для добычи углеводородов из пласта используется способ конверсии in situ. Нахколит и/или другие растворимые минералы получают из пласта с использованием добычи методом растворения. Из бикарбоната натрия может быть получена кальцинированная сода. Получение кальцинированной соды из бикарбоната натрия требует тепла и протекает с образованием диоксида углерода. Обеспечение источника тепла и способность использования или длительного хранения получаемого диоксида углерода могут создать проблемы. Таким образом, существует потребность в улучшенных способах и системах для обработки пласта, в которых для обеспечения необходимого тепла и/или длительного хранения получаемого диоксида углерода при производстве кальцинированной соды используется пласт. Раскрытие изобретения Описанные варианты осуществления в целом относятся к системам и способам для обработки подземного пласта. Описанные в заявке варианты осуществления также в целом относятся к системам добычи методом растворения и способам обработки углеводородсодержащих пластов перед проведением процесса термической обработки in situ с целью добычи из пласта углеводородов. В одном варианте изобретения способ обработки содержащего нахколит пласта битуминозного сланца включает подачу первой текучей среды в часть пласта по меньшей мере через две нагнетательные скважины; добычу второй текучей среды из этой части по меньшей мере через одну нагнетательную скважину до тех пор, пока по меньшей мере две нагнетательные скважины не окажутся взаимно связанными друг с другом таким образом, что текучая среда может протекать между двумя нагнетательными скважинами, причм вторая текучая среда содержит, по меньшей мере, некоторое количество нахколита,растворнного в первой текучей среде, при этом оставляют участок невыщелаченной зоны пласта, образуя барьер для текучей среды в или из невыщелаченной зоны, подают тепло от одного или более нагревателей в пласт для нагрева пласта и добывают из пласта углеводородные флюиды. В некоторых вариантах в способе обработки пласта битуминозного сланца, содержащего нахколит,дополнительно подают тепло от одного или более нагревателей в пласт с целью нагрева пласта и вводят регулируемое количество окислителя в указанную часть пласта. В некоторых вариантах в способе обработки пласта битуминозного сланца, содержащего нахколит,подают первую текучую среду в часть пласта и выводят вторую текучую среду из этой части с целью инициирования селективного вертикального сдвига, по меньшей мере, некоторой части упомянутой части пласта и подают тепло от одного или более нагревателей в пласт с целью нагрева по меньшей мере части пласта, которая была подвергнута вертикальному сдвигу.-1 013253 В некоторых вариантах в способе обработки пласта битуминозного сланца, содержащего нахколит,подают первую текучую среду, содержащую водяной пар, в часть пласта, где первая текучая среда находится при температуре ниже температуры пиролиза углеводородов. В другом варианте изобретения способ обработки пласта битуминозного сланца, содержащего нахколит, включает подачу первой текучей среды в первую часть пласта, добычу второй текучей среды из первой части, причем вторая текучая среда содержит, по меньшей мере, некоторое количество бикарбоната натрия, растворенного в первой текучей среде, подачу тепла из одного или более источников тепла для нагрева второй части пласта, предназначенной для добычи углеводородов, и использование тепла из второй части пласта для нагрева второй текучей среды с целью получения кальцинированной соды. Краткое описание чертежей Преимущества настоящего изобретения станут понятными специалисту в данной области техники при помощи следующего детального описания и прилагаемых чертежей, на которых фиг. 1 - схематический вид варианта осуществления части системы термической обработки для обработки углеводородсодержащего пласта in situ; фиг. 2 - вариант осуществления скважины для добычи методом растворения; фиг. 3 - часть скважины для добычи методом растворения; фиг. 4 - часть скважины для добычи методом растворения; фиг. 5 - вертикальная проекция сетки размещения скважин для добычи методом растворения и/или способом термической обработки in situ; фиг. 6 - представление скважин для процесса термической обработки in situ, используемых для процесса добычи методом растворения и добычи из пласта углеводородов; фиг. 7 - вариант осуществления добычи из пласта методом растворения; фиг. 8 - вариант пласта со слоями нахколита в пласте перед проведением процесса добычи из пласта нахколита методом растворения; фиг. 9 - пласт фиг. 8 после добычи нахколита методом растворения; фиг. 10 - вариант осуществления двух нагнетательных скважин, связанных между собой зоной, которая была подвергнута процессу добычи методом растворения с целью удаления из зоны нахколита; фиг. 11 - вариант осуществления нагрева пласта, содержащего даусонит. Хотя изобретение предполагает различные модификации и альтернативные формы, в заявке показаны отдельные варианты его осуществления с помощью примера в виде чертежей, которые могут быть описаны в деталях. Чертежи не обязательно являются масштабированными. Следует, однако, иметь в виду, что чертежи и детальное описание к ним не предназначены для ограничения изобретения конкретными раскрытыми вариантами, но, напротив, предназначены для охвата всех модификаций, эквивалентов и альтернатив, в рамках идеи и объма настоящего изобретения, определяемых прилагаемой формулой изобретения. Детальное описание Приведнное ниже описание относится в целом к системам и способам обработки углеводородов и минералов в пластах. Такие пласты могут быть обработаны с целью получения углеводородных продуктов, водорода, минералов и других продуктов."Углеводороды" определяются в общем случае как молекулы, образованные преимущественно атомами углерода и водорода. Углеводороды могут также содержать другие элементы, например галогены,металлы, азот, кислород и/или серу, но не ограничиваются ими. Углеводороды могут быть, но не ограничиваясь ими, керогеном, асфальтом, пиробитумом, нефтями, природными минеральными восками и асфальтитами. Углеводороды могут находиться в или непосредственно примыкать к минеральным матрицам в земле. Матрицами могут быть, но не ограничиваясь ими, осадочная порода, пески, силицилиты,карбонаты, диатомиты и другие пористые среды. "Углеводородные флюиды" представляют собой флюиды, которые содержат углеводороды. Углеводородные флюиды могут включать в себя, захватывать или быть захваченными неуглеводородными флюидами, например водородом, азотом, оксидом углерода,диоксидом углерода, сероводородом, водой и аммиаком."Пласт" включает в себя один или более углеводородсодержащих слов, один или более неуглеводородных слов, покрывающий слой и/или подстилающий слой. "Покрывающий слой" и/или "подстилающий слой" включают один или более различных типов непроницаемых материалов. Например, покрывающий слой и/или подстилающий слой могут включать в себя скальную породу, сланец, аргиллит или влажный/плотный карбонат. В некоторых вариантах осуществления способов термической обработки in situ покрывающий слой и/или подстилающий слой может включать в себя углеводородсодержащий слой или углеводородсодержащие слои, которые относительно непроницаемы и не подвергаются действию температуры в ходе термической обработки in situ, которая приводит к существенным изменениям характеристик углеводородсодержащего слоя, покрывающего слоя и/или подстилающего слоя. Например, ложе может содержать сланец или аргиллит, но в процессе термической обработки in situ не допускают нагрев подстилающего слоя до температуры пиролиза. В некоторых случаях покрывающий слой и/или подстилающий слой могут быть в некоторой степени проницаемыми."Кероген" представляет собой тврдый, нерастворимый углеводород, который подвергся превраще-2 013253 нию в результате естественного разложения и преимущественно содержит углерод, водород, азот, кислород и серу. Типичными примерами материалов, которые содержат кероген, являются углистый и битуминозый сланцы. "Битум" представляет собой непрозрачный тврдый или вязкий углеводородный материал, который хорошо растворяется в сероуглероде. "Нефть" является флюидом, содержащим смесь способных конденсироваться углеводородов. Под "пластовыми флюидами" подразумеваются текучие среды, которые присутствуют в пласте и могут включать в себя продукты пиролиза, синтез-газ, подвижные флюиды, флюиды, подвергнутые лгкому крекингу, и воду (водяной пар). Флюидами пласта могут быть как углеводородные, так и неуглеводородные флюиды. Под "подвижным флюидом" подразумевается флюид в углеводородсодержащем пласте, который приобрл текучесть в результате термической обработки пласта. Под "флюидами, подвергнутыми лгкому крекингу" подразумеваются флюиды, вязкость которых была снижена в результате термической обработки пласта. Под "добываемыми флюидами" подразумеваются флюиды, извлекаемые из пласта. Под "теплопроводящим флюидом" подразумевается флюид с более высокой теплопроводностью по сравнению с теплопроводностью воздуха при стандартных температуре и давлении (STP) (0 С и 101,325 кПа)."Источником тепла" является любая система для подачи тепла, по меньшей мере, в какую-либо часть пласта, в основном, путм контактного и/или излучательного теплопереноса. Например, источником тепла могут быть электронагреватели типа изолированного проводника, удлиннного элемента и/или проводника, расположенного в трубе. Нагревателем могут также быть системы, которые производят тепло за счт сжигания топлива вне пласта или в пласте. Системами могут быть наземные горелки, скважинные газовые горелки, беспламенные распределенные топочные агрегаты и распределенные топочные агрегаты, работающие на природном газе. В некоторых вариантах осуществления тепло, подаваемое или произведенное в одном или более источниках тепла, может быть получено от других источников энергии. Другие источники энергии могут непосредственно нагревать пласт, либо же их энергия может передаваться теплоносителю, который непосредственно или опосредованно нагревает пласт. Следует иметь в виду, что один или более источников тепла, которые подают тепло в пласт, могут использовать различные источники энергии. Так, например, для данного пласта некоторые источники тепла могут подавать тепло от электронагревателей сопротивления, некоторые источники тепла могут подавать тепло сгорания, а некоторые источники тепла могут подавать тепло от одного или более других источников энергии(например, химических реакций, солнечной энергии, энергии ветра, биомассы или других источников возобновляемой энергии). Химической реакцией может быть экзотермическая реакция (например, реакция окисления). Источником тепла также может быть нагреватель, который передат тепло в зону вблизи и/или окружающую место нагрева, такой как нагревательная скважина."Нагреватель" представляет собой любую систему или источник тепла для подачи тепла в скважину или вблизи ствола скважины. Нагревателями могут быть, но не ограничиваясь ими, электронагреватели,горелки, комбустеры, которые реагируют с материалом в пласте или материалом, полученным из пласта и/или их комбинации."Способ конверсии in situ" подразумевает способ нагрева углеводородсодержащего пласта от источников тепла с целью повышения температуры по меньшей мере части пласта выше температуры пиролиза так, чтобы в пласте образовывался пиролизный флюид. Термин "буровая скважина" относится к отверстию в пласте, проделанном бурением или введением в пласт трубопровода. Буровая скважина может иметь, по существу, круглое поперечное сечение или другую форму поперечного сечения. Термины "скважина" и "отверстие" при их применении к отверстию в пласте могут использоваться взаимозаменяемо с термином "буровая скважина"."U-образный ствол скважины" подразумевает ствол скважины, который проходит от первого отверстия в пласте по меньшей мере через часть пласта и выходит через второе отверстие в пласте. В данном контексте ствол скважины может быть только грубо v- или u-образной формы с допущением, что для ствола скважины, считающегося имеющим u-образную форму, "ноги" u не должны быть обязательно параллельными одна другой или перпендикулярными "основанию" u."Пиролиз" представляет собой разрыв химических связей в результате применения тепла. Например, пиролизом может быть превращение какого-либо соединения в одно или более других веществ только за счет применения тепла. Чтобы вызвать пиролиз, тепло может подаваться в какой-либо участок пласта. Под "пиролизными флюидами" или "продуктами пиролиза" подразумевается текучая среда, образующаяся в основном путм пиролиза углеводородов. Образующийся в результате реакций пиролиза флюид может смешиваться в пласте с другими флюидами. Смесь следует рассматривать как пиролизный флюид или продукт пиролиза. "Зоной пиролиза" является объм пласта (например, относительно проницаемый пласт, такой как пласт битуминозных песков), который реагирует принудительно или самопроизвольно с образованием пиролизного флюида."Суперпозиция тепла" подразумевает подачу тепла от двух или более источников тепла к выбранному участку пласта таким образом, чтобы источники тепла влияли на температуру пласта по меньшей-3 013253 мере в одном месте между источниками тепла."Конденсируемые углеводороды" являются углеводородами, которые конденсируются при 25 С и одной атмосфере абсолютного давления. Конденсируемыми углеводородами может быть смесь углеводородов с числом атомов углерода более 4. "Неконденсируемые углеводороды" являются углеводородами, которые не конденсируются при 25 С и одной атмосфере абсолютного давления. Неконденсируемыми углеводородами могут быть углеводороды с числом атомов углерода менее 5."Синтез-газ" является смесью водорода и оксида углерода. Дополнительные компоненты синтезгаза могут включать воду, диоксид углерода, азот, метан и другие газы. Синтез-газ может быть получен различными способами и из различного сырья. Синтез-газ может использоваться для синтеза широкого ряда соединений."Осадка породы" представляет собой нисходящее перемещение какой-либо части пласта относительно начального уровня поверхности."Толщина" слоя подразумевает толщину поперечного сечения слоя, причм поперечное сечение перпендикулярно лицевой поверхности слоя."Тяжлые углеводороды" являются вязкими жидкими углеводородами. Тяжлые углеводороды могут включать в себя очень вязкие жидкие углеводороды, такие как тяжелая нефть, смола и/или асфальт. Тяжлые углеводороды могут содержать как углерод и водород, так и меньшие концентрации серы, кислорода и азота. В тяжлых углеводородах могут также присутствовать в следовых количествах и другие элементы. Тяжлые углеводороды могут классифицироваться по плотности в градусах API. Обычно тяжлые углеводороды имеют плотность около 20. Тяжелая нефть, например, обычно имеет плотность около 10-20, в то время как смола обычно имеет плотность ниже около 10. Вязкость тяжлых углеводородов обычно выше, чем примерно 100 сП при 15 С. Тяжлые углеводороды могут содержать ароматические или другие сложные циклические углеводороды. Тяжлые углеводороды могут находиться в относительно проницаемом пласте. Относительно проницаемый пласт может содержать тяжлые углеводороды, захваченные, например, песком или карбонатом. "Относительно проницаемый" определяет (в отношении пласта или его части) среднюю проницаемость 10 мД или более (например, 10 или 100 мД). "Относительно низкая проницаемость" определяет (в отношении пласта или его части) среднюю проницаемость менее чем примерно 10 мД. Один дарси приблизительно равен 0,99 мкм 2. Непроницаемый слой обычно имеет проницаемость менее чем примерно 0,1 мД."Смола" представляет собой вязкий углеводород, вязкость которого обычно выше, чем примерно 10000 сП при 15 С. Удельный вес смолы, как правило, выше 1000. Плотность смолы в градусах API ниже 10. Углеводородсодержащий пласт может быть обработан различными способами, в результате чего получают много различных продуктов. Углеводородсодержащий пласт может обрабатываться постадийно. В некоторых вариантах осуществления углеводородсодержащий пласт вначале может быть обработан с использованием способа добычи методом растворения. С помощью способа добычи методом растворения можно удалять из пласта некоторые растворимые минералы. После процесса добычи методом растворения может быть осуществлн процесс термической обработки in situ, с помощью которого из пласта добывают углеводороды и/или водород. Углеводороды и/или водород могут добываться из пласта путм его нагревания с целью придания присутствующим углеводородам подвижности с помощью реакций пиролиза и/или реакций с участием синтез-газа. После процесса термической обработки in situ пласт может быть обработан с использованием способа добычи методом растворения. В некоторых вариантах осуществления с помощью добычи методом растворения может быть извлечено некоторое количество находящегося в пласте остаточного углерода. Способ добычи методом растворения, применнный вслед за процессом термической обработки in situ, может позволить получать образующиеся при нагревания пласта минеральные соединения. Фиг. 1 представляет схематический вид варианта осуществления части системы обработки углеводородсодержащего пласта. Система термической обработки in situ может включать в себя барьерные скважины 200. Барьерные скважины используют для образования барьера вокруг обрабатываемой области. Барьер замедляет течение флюида в и/или из области обработки. Барьерными скважинами могут быть, но не ограничиваясь ими, водопонижающие скважины, вакуумные скважины, перехватывающие скважины, нагнетательные скважины, тампонажные скважины, замораживающие скважины или их комбинации. В некоторых вариантах осуществления барьерные скважины 200 являются водопонижающими скважинами. Водопонижающие скважины могут удалять жидкую воду и/или препятствовать поступлению жидкой воды в часть пласта, которую предстоит нагреть, или в нагреваемый пласт. В варианте осуществления, изображенном на фиг. 1, барьерные скважины 200 показаны расположенными только вдоль одной стороны источников тепла 202, но барьерные скважины обычно окружают все источники тепла 202, используемые или планируемые быть использованными для нагрева области обработки пласта. Источники тепла 202 размещены по меньшей мере в части пласта. Источниками тепла 202 могут быть нагреватели типа изолированных проводников, нагреватели типа проводник в трубе, наземные горелки, беспламенные рассредоточенные комбустеры и/или природные рассредоточенные комбустеры.-4 013253 Источниками тепла 202 могут также быть другие типы нагревателей. Источники тепла 202 подают тепло по меньшей мере к части пласта для нагрева углеводородов в пласте. Энергия может подаваться в источники тепла 202 по подающей линии 204. Подающие линии 204 могут различаться по конструкции в зависимости от типа источника тепла или источников тепла, используемых для нагрева пласта. Подающие линии 204 для источников тепла могут подавать электричество для электрических нагревателей, подавать топливо для комбустеров, либо же они могут транспортировать принуждаемый циркулировать в пласте текучий теплоноситель. Эксплуатационные скважины 206 используют для добычи флюида из пласта. В некоторых вариантах осуществления эксплуатационная скважина 206 включает в себя один или более источников тепла. Источник тепла в эксплуатационной скважине может нагревать одну или более частей пласта внутри или около эксплуатационной скважины. Источник тепла в эксплуатационной скважине может препятствовать конденсации и возврату выводимого из пласта пластового флюида. Пластовым флюид, добываемый из эксплуатационных скважин 206, может транспортироваться по коллекторному трубопроводу 208 к перерабатывающим устройствам 210. Пластовые флюиды могут также добываться из источников тепла 202. Например, флюид может выводиться из источников тепла 202 с целью регулирования давления в пласте рядом с источниками тепла. Флюид, добываемый из источников тепла 202, может подаваться по системе труб или трубопроводу в коллекторный трубопровод 208, либо же добываемый флюид может подаваться по системе труб или трубопроводу непосредственно к перерабатывающим устройствам 210. Перерабатывающие устройства 210 могут включать в себя разделительные установки, реакционные установки, облагораживающие установки, топливные элементы, турбины, мкости-хранилища и/или другие системы и установки для переработки добытых пластовых флюидов. Перерабатывающие устройства могут производить транспортное топливо по меньшей мере из части добытых из пласта углеводородов. Некоторые углеводородсодержащие пласты, например пласты битуминозного сланца, могут включать в себя нахколит, трону, даусонит и/или другие минералы. В некоторых вариантах осуществления нахколит содержится в частично невыщелоченных или невыщелоченных частях пласта. Невыщелоченные части пласта являются частями пласта, из которых минералы не были удалены имеющейся в пласте грунтовой водой. Например, в бассейне Piceance в Колорадо, США, невыщелоченный сланец находится ниже глубины порядка 500 м ниже уровня поверхности. Глубокие пласты невыщелоченного сланца в центре бассейна Piceance, как правило, довольно богаты углеводородами. Например, из невыщелоченного пласта сланца могут быть получены от примерно 0,10 до примерно 0,15 л нефти на 1 кг (л/кг) сланца. Нахколит является минералом, который содержит бикарбонат натрия (NaHCO3). Нахколит можно обнаружить в пластах озрного ложа Грин-Ривер в Колорадо, США. В некоторых вариантах осуществления в пласте может находиться по меньшей мере около 5 вес.%, по меньшей мере около 10 вес.% или по меньшей мере около 20 вес.% нахколита. Даусонит является минералом, который содержит алюмокарбонат натрия (NaAl(CO3)(OH)2). Даусонит обычно присутствует в пласте в вес.% более чем около 2 вес.% или в некоторых вариантах осуществления более чем примерно 5 вес.%. Нахколит и/или даусонит могут разлагаться при температурах, применяемых в способе термической обработки in situ. Разложение является в значительной степени эндотермическим и может давать большие количества диоксида углерода. Нахколит и/или даусонит могут добываться методом растворения до, во время и/или после обработки пласта in situ с целью предотвращения реакций разложения и/или получения желаемых химических соединений. В некоторых вариантах осуществления перед проведением процесса термической обработки in situ с целью переработки углеводородов в пласте, чтобы растворить нахколит in situ с целью образования водного раствора бикарбоната натрия, используют горячую воду или водяной пар. Нахколит может образовывать в водном растворе ионы натрия (Na+) и бикарбонат-ионы (HCO3-). Раствор может добываться из пласта через эксплуатационные скважины, благодаря чему в процессе термической обработки in situ предотвращаются реакции разложения. В некоторых вариантах осуществления с целью переработки углеводородов в пласте даусонит в процессе термической обработки in situ термически разлагают до оксида алюминия. Оксид алюминия добывают методом растворения после завершения процесса термической обработки in situ. Добывающие и/или нагнетательные скважины, используемые для добычи методом растворения и/или для процесса термической обработки in situ, могут быть оснащены высокоинтеллектуальной скважинной техникой. Высокоинтеллектуальная скважинная техника позволяют вводить первую текучую среду в заданную зону в пласте. Высокоинтеллектуальная скважинная техника позволяют выводить вторую текучую среду из заданной зоны пласта. Пласты, которые включают в себя нахколит и/или даусонит, могут быть обработаны с использованием способа термической обработки in situ. Вокруг обрабатываемой части пласта может быть образован периферический барьер. Периферический барьер может замедлять миграцию воды на участок обработки. При добыче методом растворения и/или способом термической обработки in situ периферический барьер может замедлять миграцию растворнных минералов и текучих пластовых флюидов из области обработки. Во время начального нагревания часть нагреваемого пласта может нагреваться до температуры ниже температуры диссоциации нахколита. Первая температура может быть не выше чем примерно 90 С или в-5 013253 некоторых вариантах осуществления не выше чем примерно 80 С. Первой температурой может быть любая температура, которая увеличивает скорость сольватации нахколита в воде, но при этом ниже температуры, при которой нахколит диссоциирует (выше чем примерно 95 С при атмосферном давлении). Первая текучая среда может быть закачена в нагретую часть. Первой текучей средой может быть вода, рассол, водяной пар или другие текучие среды, которые образуют раствор с нахколитом и/или даусонитом. Температура первой текучей среды может быть повышенной, например равной примерно 90 С,примерно 95 С, или примерно 100 С. Повышенная температура может быть близкой к первой температуре части пласта. В некоторых вариантах осуществления первую текучую среду закачивают при повышенной температуре в часть пласта, которая не была нагрета источниками тепла. Повышенной температурой может быть температура ниже температуры кипения первой текучей среды, например около 90 С для воды. Повышение температуры первой текучей среды повышает температуру части пласта. В некоторых вариантах осуществления во время закачки первой текучей среды и/или после ее закачки от одного или более источников тепла в пласт может быть подано дополнительное тепло. В других вариантах осуществления первая текучая среда является водяным паром или содержит водяной пар. Водяной пар может быть получен за счт образования пара в предварительно нагретой части пласта (например, пропусканием воды через u-образные стволы скважин, которые используют для нагрева пласта), путм теплообмена с флюидами, добываемыми из пласта, и/или генерированием водяного пара в стандартных парогенераторах. В некоторых вариантах осуществления первая текучая среда может быть текучей средой, закачиваемой непосредственно в горячую часть указанной выше части и выводимой из горячей части пласта. Первая текучая среда может быть затем использована в качестве первой текучей среды для добычи методом растворения. В некоторых вариантах осуществления тепло от горячей предварительно обработанной части пласта используется для нагрева воды, рассола и/или водяного пара, используемых для добычи методом растворения новой части пласта. Теплопереносящая текучая среда может вводиться в горячую, предварительно обработанную часть пласта. Теплопроводящей текучей средой может быть вода, водяной пар,диоксид углерода и/или другие текучие среды. Тепло может передаваться от горячего пласта к теплопереносящей текучей среде. Теплопереносящую текучую среду получают из пласта через эксплуатационные скважины. Теплопереносящую текучую среду направляют в теплообменник. Теплообменник может нагревать воду, рассол и/или водяной пар, используемые в качестве первой текучей среды при добыче методом растворения из новой части пласта. Теплопереносящая текучая среда может повторно вводиться в нагреваемую часть пласта с целью получения дополнительной горячей теплопереносящей текучей среды. В некоторых вариантах осуществления получаемую из пласта теплопереносящую текучую среду,перед е повторным введением в пласт в качестве элемента процесса корректировки нагретой части пласта, обрабатывают с целью удаления углеводородов или других материалов. Водяной пар, закачиваемый для добычи методом растворения, может иметь температуру ниже температуры пиролиза углеводородов в пласте. Закачанный пар может иметь температуру ниже 250 С, ниже 300 С или ниже 400 С. Закачанный пар может иметь температуру, равную по меньшей мере 150 С, по меньшей мере 135 С или по меньшей мере 125 С. Закачка водяного пара при температурах пиролиза может приводить к определнным проблемам, так как углеводороды подвергаются пиролизу, а углеводородная мелочь смешивается с водяным паром. Смесь мелкодисперсных частиц и пара может снижать проницаемость и/или закупоривать эксплуатационные скважины и пласт. По этой причине температуру вводимого водяного пара выбирают такой, чтобы воспрепятствовать закупориванию пласта и/или скважин в пласте. Температура первой текучей среды меняется в процессе добычи методом растворения. По мере проведения добычи методом растворения и вывода нахколита, добываемого в виде раствора, из места закачки температура первой текучей среды может повышаться до такой степени, что пар и/или вода, которые доходят до нахколита, добываемого в виде раствора, имеют повышенную температуру ниже температуры диссоциации нахколита. Температура пара и/или воды, которые доходят до нахколита, при этом ниже температуры, которая способствует закупориванию пласта и/или скважин в пласте (например,температуры пиролиза углеводородов в пласте). Вторая текучая среда может выводиться из пласта после закачки первой текучей среды в пласт. Вторая текучая среда может содержать материал, растворенный в первой текучей среде. Например, вторая текучая среда может содержать угольную кислоту или другие гидратированные карбонатные соединения, образующиеся при растворении нахколита в первой текучей среде. Вторая текучая среда может также содержать минералы и/или металлы. Минералы и/или металлы могут включать натрий, алюминий,фосфор и другие элементы. Добыча из пласта методом растворения перед процессом термической обработки in situ позволяет осуществлять начальное нагревание пласта путм теплопередачи от первой текучей среды, используемой при добыче методом растворения. Добыча методом растворения нахколита или других минералов, которые разлагаются или диссоциируют в результате эндотермических реакции, перед процессом термической обработки in situ, снимает необходимость в подаче энергии для нагрева пласта с целью поддержа-6 013253 ния этих эндотермических реакций. Добыча методом растворения позволяет добывать минералы, имеющие коммерческую ценность. Удаление нахколита или других минералов перед процессом термической обработки in situ удаляет из пласта массу. Благодаря этому в пласте содержится меньшая масса, которую необходимо нагревать до более высоких температур, и нагрев пласта до более высоких температур может осуществляться быстрее и/или более эффективно. Удаление из пласта массы может также повысить проницаемость пласта. Повышение проницаемости может уменьшить число эксплуатационных скважин,необходимых для процесса термической обработки in situ. В некоторых вариантах осуществления добыча методом растворения перед процессом термической обработки in situ уменьшает период времени между началом нагрева пласта и добычей углеводородов на два года или более. Фиг. 2 представляет вариант осуществления скважины 212 для добычи методом растворения. Скважина 212 для добычи методом растворения может включать изолированную часть 214, вводной канал 216, пакер 218 и возвратный канал 220. Изолированная часть 214 может непосредственно примыкать к вскрыше 222 пласта. В некоторых вариантах осуществления изолированная часть 214 является низкопроводящим цементом. Цементом может быть низкопроводящий вермикулитный цемент низкой плотности или вспученный цемент. Вводной канал 216 может направлять первую текучую среду в область 224 обработки. Перфорации или другие типы отверстий во вводном канале 216 позволяют первой текучей среде контактировать с материалом пласта в области обработки 224. Пакер 218, будучи затвором, может ограничивать вводной канал 216. Первая текучая среда поступает через вводной канал 216 в пласт. Первая текучая среда растворяет минералы и становится второй текучей средой. Вторая текучая среда может быть более плотной, чем первая текучая среда. Вход в возвратный канал 220 обычно расположен ниже перфораций или отверстий, которые позволяют первой текучей среде входить в пласт. Вторая текучая среда направляется к возвратному каналу 220. Вторую текучую среду выводят из пласта по возвратному каналу 220. Фиг. 3 представляет вариант осуществления скважины 212 для добычи методом растворения. Скважина 212 для добычи методом растворения может включать вводной канал 216 и возвратный канал 220 в обсадной трубе 226. Вводной канал 216 и/или возвратный канал 220 могут быть змеевиковыми трубами. Фиг. 4 представляет вариант осуществления скважины 212 для добычи методом растворения. Возвратный канал 220 может быть окружн изолирующими частями 214. Вводной канал 216 может быть помещн в возвратный канал 220. В некоторых вариантах осуществления вводной канал 216 может вводить первую текучую среду в обрабатываемую область ниже входа в возвратный канал 220. В некоторых вариантах осуществления для направления потоков первой и второй текучих сред могут использоваться колена таким образом, чтобы первая текучая среда закачивалась в пласт из вводного канала 216 выше точки входа второй текучей среды в возвратный канал 220. Фиг. 5 представляет вертикальный разрез одного из вариантов осуществления скважин, используемых для добычи методом растворения и/или для процесса термической обработки in situ. Скважины 212 для добычи методом растворения могут быть размещены в пласте в виде равностороннего треугольника. В некоторых вариантах осуществления интервалы между скважинами 212 для добычи методом растворения могут составлять около 36 м. Могут быть использованы и другие интервалы. Источники тепла 202 также могут быть размещены в виде равностороннего треугольника. Скважины 212 для добычи методом растворения заменяют некоторые источники тепла контура. В представленном варианте осуществления интервал между источниками тепла 202 составляет около 9 м. Отношение интервала между скважинами для добычи методом растворения к интервалу между источниками тепла равно 4. При необходимости могут быть использованы и другие отношения. После завершения добычи методом растворения скважины 212 для добычи методом растворения могут использоваться в качестве эксплуатационных скважин для способа термической обработки in situ. В некоторых пластах под выщелоченной частью пласта может быть расположена часть пласта с невыщелоченными минералами. Невыщелоченная часть может быть толстой и, по существу, непроницаемой. Область обработки можно создавать в невыщелоченной части. Невыщелоченная часть пласта по бокам, выше и/или ниже области обработки может использоваться в качестве барьеров, препятствующих потоку текучей среды из и в область обработки. Первая область обработки может быть подвергнута процессу добычи методом растворения с целью удаления минералов, увеличения проницаемости в области обработки и/или обогащения области обработки углеводородами. После добычи методом растворения в первой области обработки процесс термической обработки in situ может проводиться во второй области обработки. В некоторых вариантах осуществления вторая область обработки является той же, что и первая область обработки. В некоторых вариантах осуществления вторая обработка занимает меньший объм по сравнению с первой областью обработки, благодаря чему тепло, подаваемое от наиболее удаленных источников тепла к пласту, не поднимает температуру невыщелоченных частей пласта до температуры диссоциации минералов в невыщелоченных частях. В некоторых вариантах осуществления выщелоченная или частично выщелоченная часть пласта над невыщелоченной частью пласта может включать значительные количества углеводородных материалов. Процесс нагрева in situ может быть использован для получения углеводородных флюидов из не-7 013253 выщелоченных частей и выщелоченных или частично выщелоченных частей пластов. Фиг. 6 представляет пласт с невыщелоченной зоной 228, расположенной под выщелоченной зоной 230. Невыщелоченная зона 228 может иметь начальную проницаемость перед проведением добычи методом растворения менее 0,1 мД. В пласте могут быть размещены скважины 212 для добычи методом растворения. Скважины 212 для добычи методом растворения могут быть оснащены высокоинтеллектуальной скважинной техникой, позволяющей менять положения входа первой текучей среды в пласт и входа второго потока в скважины для добычи методом растворения. Скважины 212 для добычи методом растворения могут быть использованы для создания первой области обработки 224' в невыщелоченной зоне 228. Невыщелоченная зона может быть вначале, по существу, непроницаемой. Невыщелоченные части пласта могут образовывать верхний барьер и боковые барьеры вокруг первой области обработки 224'. После процесса добычи методом растворения в первой области обработки 224' часть скважин 212 для добычи методом растворения, смежных с первой областью обработки, могут быть преобразованы в эксплуатационные скважины и/или нагревательные скважины. Источники тепла 202 в первой области обработки 224' могут использоваться для нагрева первой области обработки до температур пиролиза. В некоторых вариантах осуществления перед процессом добычи методом растворения в первой области обработки 224' в пласт помещают один или более источников тепла 202. Источники тепла могут использоваться для начального нагрева пласта, чтобы поднять температуру пласта и/или проверить функционирование источников тепла. В некоторых вариантах осуществления один или более источников тепла устанавливаются в ходе проведения добычи методом растворения первой области обработки или по завершении процесса добычи методом растворения. После процесса добычи методом растворения источники тепла 202 могут быть использованы для повышения температуры по меньшей мере части первой области обработки 224' выше температур пиролиза углеводородов в пласте, приводящей к получению подвижных углеводородов в первой области обработки. В пласт могут быть введены барьерные скважины 200. Концы барьерных скважин 200 могут доходить и заканчиваться в невыщелоченной зоне 228. Невыщелоченная зона 228 может быть непроницаемой. В некоторых вариантах осуществления барьерные скважины 200 являются замораживающими скважинами. Барьерные скважины 200 могут использоваться для создания барьера для жидкого потока в или из невыщелоченной зоны 230. Барьерные скважины 200, вскрыша 222 и невыщелоченный материал над первой областью обработки 224' могут определять вторую область обработки 224". В некоторых вариантах осуществления первая текучая среда может вводиться во вторую область обработки 224" через скважины 212 для добычи методом растворения с целью повышения начальной температуры пласта во второй области обработки 224" и удаления любых остаточных растворимых минералов из второй области обработки. В некоторых вариантах осуществления верхний барьер над первой областью обработки 224' может быть подвергнут процессу добычи методом растворения с целью удаления минералов и объединения первой области обработки 224' и второй области обработки 224" в одну область обработки. После процесса добычи методом растворения источники тепла могут быть активизированы для нагрева области обработки до температуры пиролиза. Фиг. 7 представляет вариант осуществления процесса добычи в пласте методом растворения. Барьер 232 (например, замороженный барьер и/или цементационный барьер) может быть образован по периметру области обработки 224 пласта. Ограниченная барьером поверхность может иметь любую заданную форму, например круглую, квадратную, прямоугольную, многоугольную или неправильную форму. Барьером 232 может быть любой барьер, созданный для замедления потока текучей среды в или из области обработки 224. Например, барьер 232 может включать одну или более замораживающих скважин,которые замедляют поток воды через барьер. Барьер 232 может быть образован с использованием одной или более барьерных скважин 200. Создание барьера 232 можно контролировать с использованием мониторинговой скважины 234 и/или контрольно-измерительных устройств, помещнных в барьерные скважины 200. Вода в пределах области обработки 224 может быть откачана из области обработки через нагнетательные скважины 236 и/или эксплуатационные скважины 206. В некоторых вариантах осуществления нагнетательные скважины 236 используются как эксплуатационные скважины 206 и наоборот (скважины используются и как нагнетательные скважины, и как эксплуатационные скважины). Воду можно откачивать до тех пор, пока дебит воды не понизится или обнулится. Тепло может подаваться к области обработки 224 от источников тепла 202. Источники тепла могут работать при температурах, которые не приводят к пиролизу углеводородов в пласте, прилегающем к источникам тепла. В некоторых вариантах осуществления область обработки 224 нагревают до температуры около 90-120 С (например, до температуры примерно 90, 95, 100, 110 или 120 С). В некоторых вариантах осуществления тепло податся в область обработки 224 от вводимой в пласт первой текучей среды. Первая текучая среда может вводиться при температуре около 90-120 С (например, при температуре около 90, 95, 100, 110 или 120 С). В некоторых вариантах осуществления источники тепла 202 устанавливают в области обработки 224 после процесса добычи методом растворения в области обработки. В некоторых вариантах осуществления часть тепла податся от нагревателей, помещнных в нагнетательные скважины 236 и/или эксплуатационные скважины 206. Температура области обработки 224 может-8 013253 контролироваться с помощью средств измерения температуры, помещенных в мониторинговые скважины 234, и/или устройств для измерения температуры в нагнетательных скважинах 236, эксплуатационных скважинах 206 и/или тепловых источниках 202. Первая текучая среда вводится через одну или более нагнетательных скважин 236. В некоторых вариантах осуществления первой текучей средой является горячая вода. Первая текучая среда может смешиваться и/или объединяться с неуглеводородным материалом, растворимым в первой текучей среде,например нахколитом, в результате чего образуется вторая текучая среда. Вторая текучая среда может выводиться из области обработки через нагнетательные скважины 236, эксплуатационные скважины 206 и/или источники тепла 202. Нагнетательные скважины 236, эксплуатационные скважины 206 и/или источники тепла 202 могут нагреваться во время вывода второй текучей среды. Нагрев одной или более скважин во время вывода второй текучей среды может поддерживать температуру текучей среды в процессе вывода текучей среды из области обработки выше заданного значения. После добычи заданного количества растворимого неуглеводородного материала из области обработки 224 остающийся в области обработки раствор может быть удалн из области обработки через нагнетательные скважины 236, эксплуатационные скважины 206 и/или источники тепла 202. Заданное количество растворимого неуглеводородного материала может составлять менее половины растворимого неуглеводородного материала,большую часть растворимого неуглеводородного материала, практически весь растворимый неуглеводородный материал или весь растворимый неуглеводородный материал. Удаление растворимого неуглеводородного материала может придать области обработки 224 относительно высокую проницаемость. Углеводороды в области обработки 224 могут быть пиролизованы и/или добыты с использованием способа термической обработки in situ после удаления растворимых неуглеводородных материалов. Относительно высокая проницаемость области обработки облегчает движение углеводородных флюидов в пласте во время термической обработки in situ. Относительно высокая проницаемость области обработки увеличивает площадь сбора пиролизованных и мобилизованных флюидов в пласте. В процессе термической обработки in situ тепло к области обработки 224 может подаваться от источников тепла 202. Смесь углеводородов может добываться из пласта через эксплуатационные скважины 206 и/или источники тепла 202. В некоторых вариантах осуществления в процессе термической обработки in situ в качестве эксплуатационных скважин и/или нагревательных скважин используют нагнетательные скважины 236. В некоторых вариантах осуществления регулируемое количество окислителя (например, воздуха и/или кислорода) подают в область обработки 224 у или вблизи источников тепла 202, когда температура в пласте выше температуры, достаточной для поддержания окисления углеводородов. При такой температуре окислитель реагирует с углеводородами, давая тепло в дополнение к теплу, подаваемому электронагревателями источников тепла 202. Регулируемое количество окислителя может облегчать окисление углеводородов в пласте, давая дополнительное тепло для пиролиза углеводородов в пласте. Окислитель может легче распространяться по области обработки 224 благодаря увеличенной проницаемости области обработки после удаления неуглеводородных материалов. Для того чтобы управлять нагревом пласта, можно регулировать подачу окислителя. Количество подаваемого окислителя регулируется так,чтобы избежать неконтролируемый нагрев пласта. После проведения процесса термической обработки in situ область обработки 224 может быть охлаждена вводом воды с целью получения водяного пара от горячей части пласта. Ввод воды для производства пара может испарить некоторые оставшиеся в пласте углеводороды. Вода может вводиться через нагнетательные скважины 236. Вводимая вода может охладить пласт. Оставшиеся углеводороды и образовавшийся водяной пар можно выводить через эксплуатационные скважины 206 и/или источники тепла 202. Область обработки 224 можно охлаждать до температур, близких к температуре кипения воды. Выводимый из пласта водяной пар можно использовать для нагрева первой текучей среды, используемой в процессе добычи методом растворения в другой части пласта. Область обработки 224 может быть далее охлаждена до температуры, при которой вода в пласте будет конденсироваться. Вода и/или растворитель могут вводиться в область обработки и удаляться из нее. Удаление сконденсированной воды и/или растворителя из области обработки 224 может вывести и какой-либо другой растворимый материал, остающийся в области обработки. Вода и/или растворитель могут захватывать нерастворимый флюид, который присутствует в пласте. Флюид может откачиваться из области обработки 224 через эксплуатационные скважины 206 и/или источники тепла 202. Введение и удаление воды и/или растворителя могут повторяться до достижения заданного качества воды в области обработки 224. Качество воды может контролироваться в нагнетательных скважинах 236, источниках тепла 202 и/или эксплуатационных скважинах 206. Качество воды может быть, по существу, близким к качеству воды в области обработки 224 перед обработкой или превосходить его. В некоторых вариантах осуществления область обработки 224 может включать в себя выщелоченную зону, расположенную над невыщелоченной зоной. Выщелоченная зона, возможно, была выщелочена естественным путм и/или с использованием отдельного процесса выщелачивания. В некоторых вариантах осуществления невыщелоченная зона может находиться на глубине по меньшей мере около 500 м. Толщина невыщелоченной зоны может составлять от примерно 100 до примерно 500 м. Однако глубина и толщина невыщелоченной зоны могут меняться в зависимости, например, от местоположения области-9 013253 обработки 224 и/или типа пласта. В некоторых вариантах осуществления первая текучая среда вводится в невыщелоченную зону под выщелоченной зоной. Тепло может также подаваться и в невыщелоченную зону. В некоторых вариантах осуществления участок пласта может быть оставлен необработанным с использованием процесса добычи методом растворения и/или невыщелоченным. Невыщелоченный участок может быть ближайшим к выбранному участку пласта, который был выщелочен и/или подвергнут процессу добычи методом растворения с подачей первой текучей среды, как описано выше. Невыщелоченный участок может замедлять поступление воды в выбранный участок. В некоторых вариантах осуществления более чем один невыщелоченный участок может быть ближайшим к выбранному участку. Нахколит может присутствовать в пласте в виде слов или пластов. Перед проведением процесса добычи методом растворения проницаемость таких слов может быть низкой или отсутствовать. В некоторых вариантах добыча нахколита слоистого или из пласта методом растворения становится причиной вертикального смещения в пласте. Фиг. 8 представляет вариант пласта со слоями нахколита в пласте под вскрышей 222 и перед проведением процесса добычи нахколита из пласта методом растворения. В углеводородных слоях 242 А нахколит, по существу, отсутствует, в то время как в углеводородных слоях 242 В нахколит имеется. Фиг. 9 представляет пласт, изображнный на фиг. 8, после проведения процесса добычи методом растворения нахколита. Слои 242 В осели из-за удаления из этих слов нахколита. Оседание слов 242 В приводит к уплотнению этих слов и вертикальному сдвигу пласта. После уплотнения слов обогащенность углеводородами слов 242 В повышается. При этом после вызванного удалением нахколита уплотнения проницаемость слов 242 В может оставаться относительно высокой. Проницаемость после вертикального сдвига может быть более 5 Д, более 1 Д или более 0,5 Д. Проницаемость может обеспечить пути для потока флюидов к добывающим скважинам, когда пласт обрабатывается с использованием способа термической обработки in situ. Повышенная проницаемость может позволить увеличить интервал между эксплуатационными скважинами. Расстояния между эксплуатационными скважинами для системы способа термической обработки in situ после проведения процесса добычи методом растворения могут быть более 10 м, более 20 м или более 30 м. После удаления нахколита и последующего вертикального сдвига в пласте могут быть размещены нагревательные скважины. Создание стволов нагревательных скважин и/или установка нагревателей в пласте после вертикального сдвига защищает нагреватели от повреждения, вызываемого вертикальным сдвигом. В некоторых вариантах осуществления удаление нахколита из пласта связывает между собой две или более скважин в пласте. Удаление нахколита из зон в пласте может увеличить проницаемость в этих зонах. Некоторые зоны могут содержать нахколит в большем количестве, чем другие, и по мере удаления нахколита становятся более проницаемыми. В определнное время зоны с повышенной проницаемостью могут связать между собой две или более скважины (например, нагнетательные или эксплуатационные скважины) в пласте. Фиг. 10 представляет вариант осуществления с двумя нагнетательными скважинами, связанными зоной, которая была подвергнута процессу добычи методом растворения с целью удаления из этой зоны нахколита. Скважины 212 для добычи методом растворения используются для добычи методом растворения углеводородного слоя 242, который содержит нахколит. Во время начальной фазы процесса добычи методом растворения скважины 212 для добычи методом растворения используются для нагнетания воды и/или других текучих сред и для добычи из пласта флюидов с растворнным нахколитом. Каждую скважину 212 для добычи методом растворения используют для закачки воды и добычи флюида из области вблизи ствола скважины, поскольку проницаемость углеводородного слоя не достаточна для обеспечения возможности протекания флюида между нагнетательными скважинами. В некоторых вариантах осуществления зона 244 содержит больше нахколита, чем другие части углеводородного слоя 242. При увеличении количества удалнного нахколита из зоны 244 проницаемость зоны может повышаться. По мере удаления нахколита из зоны 244 проницаемость возрастает в направлении от ствола скважины наружу. В определнный момент при добыче методом растворения пласта проницаемость зоны 244 возрастает в такой степени, что позволяет скважинам 212 для добычи методом растворения оказаться связанными, вследствие чего флюид будет перетекать между скважинами. В это время одна из скважин 212' для добычи методом растворения может использоваться для нагнетания воды, в то время как другая скважина 212", предназначенная для добычи методом растворения, будет использована для добычи флюида из пласта в непрерывном режиме. Нагнетание в одну скважину и добыча из второй могут быть более экономичными и более эффективными в случае удаления нахколита, по сравнению с нагнетанием и добычей через одну и ту же скважину. В некоторых вариантах осуществления в дополнение к нагнетательным скважинам 236 в зоне 244 и/или углеводородном слое 242 могут быть пробурены дополнительные скважины. Дополнительные скважины могут использоваться для циркуляции дополнительной воды и/или добычи из пласта флюида. Скважины могут позже использоваться как нагревательные скважины и/или эксплуатационные скважины для процесса термической обработки in situ углеводородного слоя 242. В некоторых вариантах осуществления вторую текучую среду, выведенную из пласта в процессе- 10013253 добычи методом растворения, используют для получения бикарбоната натрия. Бикарбонат натрия может применяться в пищевой и фармацевтической промышленности, при дублении кож, в огнетушителях, для очистки сточных вод и при переработке отходящих газов (обессеривании газа и снижении содержания хлористого водорода). Вторая текучая среда может выводиться из пласта под давлением и при повышенной температуре. Для осаждения бикарбоната натрия вторую текучую среду можно охлаждать в кристаллизаторе. В некоторых вариантах осуществления вторую текучую среду, выведенную из пласта в процессе добычи методом растворения, используют для получения карбоната натрия, который называют также кальцинированной содой. Карбонат натрия может использоваться в производстве стекла, моющих средств, в водоочистке, в производстве полимеров, при дублении, в производстве бумаги, при нейтрализации стоков, очистке металлов, экстракции сахара и/или в производстве цемента. Выводимая из пласта вторая текучая среда может нагреваться в обрабатывающем устройстве с целью образования карбоната натрия (кальцинированной соды) и/или раствора карбоната натрия. Нагревание бикарбоната натрия дат карбонат натрия согласно уравнению В некоторых вариантах осуществления тепло для нагрева бикарбоната натрия подают с использованием тепла из пласта. Например, для нагрева второй текучей среды до температуры разложения бикарбоната натрия может быть использован теплообменник, в котором используется водяной пар, образующийся из вводимой в горячий пласт воды. В некоторых вариантах осуществления вторую текучую среду заставляют циркулировать через пласт с целью использования тепла пласта для дальнейшей реакции. Водяной пар и/или горячая вода могут также добавляться для облегчения циркуляции. Вторую текучую среду можно заставлять циркулировать через горячую часть пласта, которая была подвергнута процессу термической обработки in situ с целью добычи из пласта углеводородов, по меньшей мере часть диоксида углерода, полученного при разложении карбоната натрия, может адсорбироваться на углероде, который остатся в пласте после процесса термической обработки in situ. В некоторых вариантах осуществления вторая текучая среда циркулирует по трубопроводам, используемым перед этим для нагрева пласта. В некоторых вариантах осуществления при добыче нахколита методом растворения применяют более высокие температуры в пласте (например, более чем примерно 120 С, более чем примерно 130 С,более чем примерно 150 С или ниже чем примерно 250 С). Первую текучую среду вводят в пласт под давлением, достаточным для ингибирования диссоциации бикарбоната натрия с образованием диоксида углерода. Давление в пласте может поддерживаться достаточно высоким для ингибирования такого рода диссоциации нахколита, но ниже давлений, которые бы привели к разрыву пласта. Кроме того, если в пласт вводят горячую воду, давление в пласте может поддерживаться достаточно высоким, чтобы затруднить образование водяного пара. В некоторых вариантах осуществления часть нахколита может начать разлагаться in situ. В таких случаях нахколит выводят из пласта в виде кальцинированной соды. Если в процессе добычи нахколита методом растворения получают кальцинированную соду, е можно направлять для переработки в специальное устройство. Кальцинированную сода можно направлять в специальное устройство для переработки по трубопроводу. Как описано выше, в некоторых вариантах осуществления вслед за удалением из пласта нахколита пласт обрабатывают с использованием способа термической обработки in situ для добычи из пласта флюидов. Если в пласте присутствует даусонит, при нагревании пласта до температуры пиролиза даусонит пределах горячей части пласта разлагается. Даусонит обычно разлагается при температуре выше 270 С согласно реакции Карбонат натрия можно выводить из пласта способом добычи из пласта методом растворения с использованием воды или другой текучей среды, в которой растворим карбонат натрия. В некоторых вариантах осуществления оксид алюминия, образующийся при разложении даусонита, добывают методом растворения с использованием хелатирующего агента. Хелатирующий агент может вводиться через нагнетательные скважины, эксплуатационные скважины и/или нагревательные скважины, используемые для добычи методом растворения нахколита и/или способа термической обработки in situ (например,через нагнетательные скважины 236, добывающие скважины 206 и/или источники тепла 202, представленные на фиг. 7). Хелатирующим агентом может быть водная кислота. В некоторых вариантах осуществления хелатирующим агентом является EDTA (этилендиаминтетрауксусная кислота). Другие примеры возможных хелатирующих агентов включают (но не ограничены ими) этилендиамин, порфирины, димеркапрол, нитрилтриуксусную кислоту, диэтилентриаминпентауксусную кислоту, фосфорные кислоты,уксусную кислоту, ацетоксибензойные кислоты, никотиновую кислоту, пировиноградную кислоту, лимонную кислоту, винную кислоту, малоновую кислоту, имидазол, аскорбиновую кислоту, фенолы, гидроксикетоны, себационовую кислоту и борную кислоту. Смесь хелатирующего агента и оксида алюминия может быть добыта через эксплуатационную скважину или другие скважины, используемые для добычи методом растворения и/или процесса термической обработки in situ (например, нагнетающие скважины 236, эксплуатационные скважины 206 и/или источники тепла 202, которые представлены на фиг.- 11013253 7). Оксид алюминия может быть отделн от хелатирующего агента на переработочной установке. Рекуперированный хелатирующий агент может быть возвращн в пласт для продолжения добычи оксида алюминия методом растворения. В некоторых вариантах осуществления оксид алюминия в пласте может добываться методом растворения с использованием основной текучей среды вслед за процессом термической обработки in situ. Основные текучие среды включают, но не ограничены ими, гидроксид натрия, аммиак, гидроксид магния, карбонат магния, карбонат натрия, карбонат калия, пиридин и амины. В одном из вариантов осуществления раствор карбоната натрия, например 0,5 н. Na2CO3, применяют для добычи методом растворения оксида алюминия. Раствор карбоната натрия может быть получен при добыче нахколита из пласта методом растворения. Получение основной текучей среды с использованием процесса добычи нахколита методом растворения может значительно снизить затраты, связанные с получением основной текучей среды. Основная текучая среда может закачиваться в пласт через нагревательную скважину и/или нагнетательную скважину. Основная текучая среда может соединяться с оксидом алюминия с образованием раствора оксида алюминия, который выводится из пласта. Раствор оксида алюминия может быть выведен через нагревательную скважину, нагнетательную скважину или эксплуатационную скважину. Оксид алюминия может быть извлечн из раствора оксида алюминия в устройстве переработки. В одном из вариантов осуществления с целью осаждения оксида алюминия из основной текучей среды через раствор оксида алюминия барботируют диоксид углерода. Диоксид углерода может быть получен путм диссоциации нахколита, в процессе термической обработки in situ или разложением даусонита в процессе термической обработки in situ. В некоторых вариантах осуществления пласт может включать в себя части, которые значительно обогащены либо только нахколитом, либо только даусонитом. Например, пласт в свом депоцентре может содержать существенные количества нахколита (например, по меньшей мере около 20 вес.% по меньшей мере около 30 вес.% или по меньшей мере около 40 вес.%). Этот депоцентр может содержать в среднем только около 5 вес.% или менее даусонита. Однако в нижних слоях пласта весовой процент даусонита может составлять около 10 вес.% или даже до примерно 25 вес.%. В таких пластах может быть выгодно добывать нахколит методом растворения только в богатых нахколитом областях, например депоцентре, и добывать даусонит методом растворения только в областях, богатых даусонитом, например в нижних слоях. Такая избирательная добыча методом растворения может значительно снизить затраты на текучие среды, нагрев и/или оборудование, связанные с проведением процесса добычи методом растворения. В некоторых пластах состав даусонита меняется в пласте от слоя к слою. Например, некоторые слои пласта могут содержать даусонит, а некоторые могут его не содержать. В некоторых вариантах осуществления больше тепла податся к слоям с большим количеством даусонита, чем к слоям с меньшим количеством даусонита. Регулирование ввода тепла с целью подвода большего объма тепла к определнным слоям даусонита обеспечивает более равномерный нагрев пласта, поскольку реакция, приводящая к разложению даусонита, поглощает часть тепла, предназначенного для пиролиза углеводородов. Фиг. 11 представляет вариант осуществления нагрева пласта, содержащего даусонит. Углеводородный слой 242 может быть пробурен с отбором керна для оценки состава даусонита углеводородного слоя. Минеральный состав может быть оценн с использованием, например, FTIR (инфракрасной спектроскопии с Фурье-преобразованием) или дифрактометрией. Оценивание состава керна породы может также дать оценку состава нахколита в керне породы. После оценивания состава даусонита нагреватель 248 можно поместить в ствол скважины 250. Нагреватель 248 включает секции для подачи большего количества тепла к углеводородным слоям с большим количеством даусонита в слоях (углеводородные слои 242D). В углеводородные слои с меньшим количеством даусонита (углеводородные слои 242 С) подают меньший объм тепла с помощью нагревателя 248. Теплоотдача нагревателя 248 может быть скорректирована, например, путм регулирования сопротивления нагревателя по длине нагревателя. В одном из вариантов осуществления нагреватель 248 представляет собой описанный в заявке нагреватель с ограниченной температурой, который имеет более высокое ограничение по температуре (например, выше точки Кюри) в секциях, наиболее близких к слоям 242D, по сравнению с ограничением температуры(точка Кюри) в секциях наиболее близких к слоям 242 С. Сопротивление нагревателя 248 можно также регулировать путм замены проводящих материалов по длине нагревателя с целью подачи большей мощности (ватт на метр) вблизи слов, обогащенных даусонитом. Добыча даусонита и нахколита методом растворения может оказаться относительно простым способом, с помощью которого добывают из пласта оксид алюминия и кальцинированную соду. В некоторых вариантах осуществления углеводороды, добытые из пласта с использованием способа термической обработки in situ, могут служить топливом для электростанции, вырабатывающей постоянный электрический ток в месте проведения процесса in situ конверсии или около этого места. Генерируемый постоянный ток может использоваться в этом месте для производства металлического алюминия из оксида алюминия с использованием процесса Холла. Металлический алюминий может производиться из расплава оксида алюминия в устройстве переработки в этом месте. Производство настоящего тока в этом- 12013253 месте может сэкономить затраты, связанные с использованием установок гидроочистки, трубопроводов или других средств переработки, связанных с транспортировкой и/или переработкой углеводородов, добытых из пласта с помощью способа термической обработки in situ. С целью увеличения пористости вблизи скважин в некоторых вариантах осуществления через выбранные скважины в пласт может закачиваться кислота. Например, кислоту можно закачивать в том случае, когда пласт содержит известняк или доломит. Кислотой, используемой для обработки выбранных скважин, может быть кислота, получаемая в процессе термической обработки in situ участка пласта (например, соляная кислота), или кислота, получаемая из побочных продуктов процесса термической обработки in situ (например, серная кислота, полученная из сероводорода или серы). Из настоящего описания специалистам в данной области техники могут стать очевидными дальнейшие модификации и альтернативные варианты осуществления различных аспектов изобретения. Соответственно, настоящее описание следует рассматривать лишь как иллюстративное, которое служит для разъяснения специалистам в данной области техники общего характера выполнения изобретения. Следует иметь в виду, что формы изобретения, представленные и раскрытые в описании, должны рассматриваться в настоящее время в качестве предпочтительных осуществлений. Приведнные и раскрытые в описании элементы и материалы могут быть заменены другими, детали и способы могут быть обращены,а некоторые признаки изобретения могут использоваться независимо один от другого. Это должно быть понятно специалистам в данной области техники, из описания настоящего изобретения. В описанных в заявке элементах могут быть произведены изменения, не выходящие за рамки идеи и объма изобретения, описанные в прилагаемой формуле изобретения. Кроме того, следует иметь в виду, что признаки,описанные в заявке независимо, в некоторых вариантах осуществления могут быть объединены. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ обработки содержащего нахколит пласта битуминозного сланца, содержащий этапы, на которых подают первую текучую среду к части пласта по меньшей мере через две нагнетательные скважины; добывают вторую текучую среду из указанной части по меньшей мере через одну нагнетательную скважину до тех пор, пока по меньшей мере две нагнетательные скважины не окажутся связанными друг с другом таким образом, что текучая среда может протекать между двумя указанными нагнетательными скважинами, причем вторая текучая среда содержит, по меньшей мере, некоторое количество нахколита,растворенного в первой текучей среде,формируют из невыщелоченной зоны пласта барьер для миграции пластовых флюидов из области обработки,подают тепло от одного или более нагревателей в пласт для нагрева пласта и добывают из пласта углеводородные флюиды. 2. Способ по п.1, в котором дополнительно подают тепло от одного или более нагревателей в пласт для нагрева пласта и подают регулируемое количество окислителя в указанную часть пласта. 3. Способ по п.1, в котором дополнительно инициируют селективный вертикальный сдвиг, по меньшей мере, некоторой части указанной части пласта, при этом вторая текучая среда содержит, по меньшей мере, некоторое количество нахколита, растворенного в первой текучей среде; и подают тепло от одного или более нагревателей в пласт для нагрева по меньшей мере части пласта,которая вертикально сдвинута. 4. Способ по п.1, в котором дополнительно подают первую текучую среду, содержащую водяной пар, в часть пласта, при этом температура первой текучей среды ниже температуры пиролиза углеводородов в указанной части пласта; и подают тепло от одного или более нагревателей в пласт для нагрева пласта. 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором оставляют участок, по существу, непроницаемого материала сбоку указанной части пласта для предотвращения потока флюида в указанную часть или из нее. 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором оставляют участок, по существу, непроницаемого материала над указанной частью пласта для предотвращения потока флюида в указанную часть или из нее. 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором по меньшей мере одну скважину, используемую для введения первой текучей среды в указанную часть пласта и/или вывода второй текучей среды из указанной части, используют также для вывода углеводородсодержащего флюида из указанной части. 8. Способ по любому из пп.1-6, в котором введение первой текучей среды включает в себя введение первой текучей среды через первую нагнетательную скважину и вторую нагнетательную скважину, при этом введение первой текучей среды повышает проницаемость указанной части пласта, прилегающей к первой нагнетательной скважине и второй нагнетательной скважине, причем область повышенной проницаемости вблизи первой нагнетательной скважины охватывает и область повышенной проницаемости- 13013253 вблизи второй нагнетательной скважины, благодаря чему создается возможность введения первой текучей среды через первую нагнетательную скважину и вывода второй текучей среды через вторую нагнетательную скважину. 9. Способ по любому из пп.1-8, в котором первая текучая среда содержит горячую воду. 10. Способ по любому из пп.1-9, в котором тепло, используемое для нагрева первой текучей среды,рекуперируют из предварительно обработанной части пласта. 11. Способ по любому из пп.1-10, в котором добыча второй текучей среды из указанной части пласта приводит к селективному вертикальному сдвигу этой части пласта таким образом, что повышается обогащенность углеводородами указанной части, которая вертикально сдвинута. 12. Способ по любому из пп.1-11, в котором дополнительно вводят, по меньшей мере, некоторое количество второй текучей среды во вторую часть пласта и добывают третью текучую среду, содержащую кальцинированную соду, из указанной второй части пласта. 13. Способ по п.12, в котором поглощается по меньшей мере часть диоксида углерода, образующегося при превращении бикарбоната натрия в кальцинированную соду, во второй части. 14. Способ по любому из пп.1-13, в котором дополнительно пропускают, по меньшей мере, некоторое количество второй текучей среды в ствол скважины и из ствола скважины в пласте с целью переноса тепла к второй текучей среде, при этом перенеснное тепло превращает по меньшей мере часть бикарбоната натрия во второй текучей среде в кальцинированную соду. 15. Способ по любому из пп.1-14, в котором дополнительно нагревают часть пласта источниками тепла до температуры выше температуры пиролиза углеводородов в указанной части и добывают углеводороды из указанной части. 16. Способ по любому из пп.1-15, в котором за счет поданного тепла разлагают, по меньшей мере,некоторое количество даусонита в указанной части пласта; подают хелатирующий агент в указанную часть для растворения, по меньшей мере, некоторого количества продуктов разложения даусонита и добывают растворенные продукты разложения даусонита. 17. Способ по любому из пп.1-16, в котором температуру первой текучей среды выбирают такой,чтобы замедлить забивку эксплуатационных скважин в пласте в процессе добычи углеводородных флюидов. 18. Способ обработки содержащего нахколит пласта битуминозного сланца, содержащий этапы, на которых подают первую текучую среду в первую часть пласта,добывают вторую текучую среду из первой части, причем вторая текучая среда содержит, по меньшей мере, некоторое количество бикарбоната натрия, растворенного в первой текучей среде,подают тепло из одного или более источников тепла для нагрева второй части пласта, предназначенной для добычи углеводородов, и используют тепло из второй части пласта для нагрева второй текучей среды с целью получения кальцинированной соды.