Способ получения сырых продуктов с подземной термической переработкой in situ

013513 Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к способам и системам для получения углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных формаций, например углеводородсодержащих формаций. Известный уровень техники Углеводороды, полученные из подземных формаций, часто используются в качестве энергетических ресурсов, сырья и потребительских продуктов. Беспокойство по поводу истощения доступных ресурсов углеводородов и беспокойство по поводу снижения качества получаемых углеводородов привели к разработке способов более эффективного извлечения, переработки и/или использования доступных углеводородных ресурсов. Для удаления углеводородных материалов из подземных формаций могут быть использованы способы in situ. Для более легкого удаления углеводородного материала из подземных формаций может потребоваться изменение химических и физических свойств углеводородного материала в подземной формации. Химические и физические изменения могут включить in situ реакции,приводящие к текучим средам, которые можно удалить, изменению состава, растворимости, плотности,фазового состава и/или изменению вязкости углеводородного материала в формации. Текучие среды могут быть, но не ограничены этим, газом, жидкостью, эмульсией, суспензией и/или потоком тврдых частиц с текучестью, подобной текучести жидкости. Текучие среды формации, полученные из подземных формаций с использованием способа термической переработки in situ, могут быть проданы и/или переработаны в коммерческие продукты. Текучие среды формации, полученные способом термической переработки in situ, могут иметь свойства и/или составы, отличные от текучих сред формации, полученных обычными способами. Текучие среды формации, полученные из подземных формаций с использованием способа термической переработки in situ,могут не соответствовать промышленным стандартам транспортировки и/или коммерческого использования. Таким образом, существует потребность в улучшенных способах и системах для переработки текучих сред формации, полученных из различных углеводородсодержащих формаций. Раскрытие изобретения Описанные здесь воплощения, в основном, относятся к способам переработки текучих сред подземной формации. В некоторых воплощениях изобретение предлагает способ получения одного или более сырых продуктов, который включает добычу текучей среды формации способом переработки текучих сред подземной формации; разделение текучей среды формации для получения жидкого потока и газового потока; подачу по меньшей мере части жидкого потока в установку гидроочистки и гидроочистку по меньшей мере части жидкого потока в условиях, достаточных для удаления по меньшей мере части соединений композиций в жидком потоке для получения жидкого потока после гидроочистки. В дальнейших воплощениях признаки определнных воплощений могут быть объединены с признаками других воплощений. Например, признаки одного воплощения могут быть объединены с признаками любого другого воплощения. В дальнейших воплощениях переработку подземных формаций выполняют с применением любых способов, систем или нагревателей, раскрытых в описании. В дальнейших воплощениях дополнительные признаки могут быть добавлены к определнным воплощениям, раскрытым в описании. Преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными специалисту в данной области техники из последующего детального описания и со ссылкой на прилагаемые чертежи, в которых фиг. 1 представляет схематический вид части системы термической переработки in situ для переработки углеводородсодержащей формации; фиг. 2 - схематическое воплощение системы переработки смеси, полученной способом термической переработки in situ; фиг. 3 - схематическое воплощение системы переработки жидкого потока, полученного способом термической переработки in situ. В то время как на изобретение влияют различные модификации и альтернативные формы воплощения, его воплощения представлены посредством примера на основе чертежей и могут быть подробно раскрыты в описании. Чертежи не могут быть масштабированы. Следует понимать, однако, что чертежи и их детальное описание не предназначены для ограничения изобретения отдельной раскрытой формой,но напротив, направлены на охват всех модификаций, эквивалентов и альтернатив, входящих в объм притязаний настоящего изобретения, в соответствии с прилагаемой формулой изобретения. Осуществление изобретения Последующее описание, в общем, относится ксистемам и способам переработки углеводородов в формациях. Такие формации могут быть переработаны для получения углеводородных продуктов, водорода и других продуктов. Последующее описание, в общем, относится к системам и способам переработки текучей среды,полученной из углеводородсодержащей формации с использованием способа термической переработкиin situ. Углеводородсодержащие формации могут быть переработаны для получения углеводородных продуктов, водорода, метана и других продуктов."Углеводороды" обычно определяются как молекулы, образованные прежде всего атомами углеро-1 013513 да и водорода. Углеводороды также могут содержать другие элементы, например галогены, металлы,азот, кислород и/или серу, но не ограничиваются ими. Углеводороды могут быть, но не ограничиваются этим, керогеном, битумом, пиробитумом, нефтями, натуральными минеральными восками и асфальтитами. Углеводороды могут находиться в минеральной матрице земли или непосредственно примыкать к ней. Матрицы могут включать, но не ограничиваются этим, осадочные породы, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды. "Углеводородные текучие среды" являются текучими средами, которые содержат углеводороды. Углеводородные текучие среды могут включать, захватывать,или быть захваченными неуглеводородными текучими средами, например водородом, азотом, монооксидом углерода, диоксидом углерода, сульфидом водорода, водой и аммиаком."Формация" включает один или более углеводородсодержащих слоев, один или более неуглеводородных слоев, вскрышу и/или ложе. "Вскрыша" и/или "ложе" включают один или более различных типов непроницаемых материалов. Например, вскрыша и/или ложе могут включать скальную породу, сланец,аргиллит или влажный/напряжнный карбонат. В некоторых воплощениях способов термической переработки in situ вскрыша и/или ложе могут включать углеводородсодержащий слой или углеводородсодержащие слои, которые относительно непроницаемы и не подвергаются действию температуры в ходе термической переработки in situ, которая приводит к существенным изменениям характеристик углеводородсодержащего слоя вскрыши и/или ложа. Например, ложе может содержать сланец или аргиллит, но ложу не позволяют нагреться до температуры пиролиза в ходе термической переработки in situ. В некоторых случаях вскрыша и/или ложе могут быть незначительно проницаемыми."Текучие среды формации" относятся к текучим средам, присутствующим в формации, и могут включать продукты пиролиза, синтез газ, текучие среды с приданной подвижностью, текучие среды лгкого крекинга и воду (пар). Текучие среды формации могут включать углеводородные, так же как неуглеводородные текучие среды. Термин "текучая среда с приданной подвижностью" относится к текучей среде в углеводородсодержащей формации, которая становится текучей в результате термической переработки формации. Термин "текучие среды лгкого крекинга" относится к текучей среде с вязкостью,которая была снижена в результате термической переработки формации."Способ конверсии in situ" относится к способу нагрева углеводородсодержащей формации источниками тепла для повышения температуры по меньшей мере части формации выше температуры пиролиза так, чтобы образовывались текучие среды пиролиза в формации."Углеродное число" относится к числу атомов углерода в молекуле. Углеводородная текучая среда может включать различные углеводороды с различными углеродными числами. Углеводородная текучая среда может быть описана распределением углеродных чисел. Углеродные числа и/или распределения углеродных чисел могут быть определены истинным распределением точки кипения и/или газожидкостной хроматографией."Источником тепла" является любая система для передачи тепла по меньшей мере в часть формации, по существу, контактной и/или излучательной теплопередачей. Например, источник тепла может включать электрические нагреватели, например изолированный проводник, удлиннный элемент и/или проводник, расположенный в трубопроводе. Нагреватель также может включать системы, которые производят тепло сжиганием топлива вне или в формации. Системами могут быть поверхностные горелки,глубинные горелки, беспламенные распределнные топочные камеры и обычные распределнные топочные камеры. В некоторых воплощениях тепло, подаваемое одним или более источникам тепла или произведенное ими, может быть получено от других источников энергии. Другие источники энергии могут непосредственно нагреть формацию, или энергия может быть передана теплоносителю, который непосредственно или косвенно нагревает формацию. Следует понимать, что один или более источников тепла, которые передают тепло в формацию, могут использовать различные источники энергии. Таким образом, например, для данной формации некоторые источники тепла могут подавать тепло от электрических нагревателей сопротивления, некоторые источники тепла могут подавать тепло сгорания и некоторые источники тепла могут подавать тепло из одного или более других источников энергии (например,химических реакций, солнечной энергии, энергии ветра, биомассы или других источников возобновляемой энергии). Химическая реакция может включать экзотермическую реакцию (например, реакцию окисления). Источник тепла также может включать нагреватель, который передат тепло в зону, ближайшую и/или окружающую место нагрева, например нагревательную скважину."Нагреватель" представляет собой любую систему или источник тепла для подачи тепла в скважину или вблизи ствола скважины. Нагреватели могут быть, но не ограничиваются, электрическими нагревателями, горелками, топочными камерами, которые реагируют с материалом в формации, или полученными из формации, и/или их комбинацией."Способ термической переработки in situ" относится к способу нагрева углеводородсодержащей формации источниками тепла для повышения температуры по меньшей мере части формации выше температуры переведения в текучее состояние, снижения вязкости и/или пиролиза углеводородсодержащего материала так, чтобы в формации образовывались текучие среды с приданной подвижностью, пониженной вязкости и/или пиролиза в формации.-2 013513 Термин "буровая скважина" относится к отверстию в формации, проделанному бурением или введением трубопровода в формацию. Буровая скважина может иметь, по существу, круглое поперечное сечение или другую форму поперечного сечения. В соответствии с использованием в описании термины"скважина" и "отверстие" при применении к отверстию в формации могут использоваться взаимозаменяемо с термином "буровая скважина"."Пиролизом" является разрыв химических связей за счт применения тепла. Например, пиролиз может включать превращение соединения в одно или более других веществ только нагревом. Тепло может быть передано в секцию формации, чтобы вызвать пиролиз. В некоторых формациях части формации и/или другие материалы в формации могут промотировать пиролиз за счт каталитической активности."Текучая среда пиролиза" или "продукты пиролиза" относится к текучей среде, полученной, по существу, при пиролизе углеводородов. Жидкие продукты реакций пиролиза могут смешаться с другими текучими средами в формации. Смесь следует рассматривать как текучую среду или продукт пиролиза. В соответствии с использованием в описании "зона пиролиза" относится к объму формации (например,относительно проницаемая формация, например, формация битуминозных песков), которая реагирует с образованием текучей среды пиролиза."Крекинг" относится к процессу, включающему разложение и рекомбинацию молекул органических соединений для получения большего числа молекул, чем присутствовало первоначально. При крекинге имеет место ряд реакций, сопровождаемых переносом атомов водорода между молекулами. Например, лигроин может претерпевать реакцию термического крекинга с образованием этилена и H2."Лгкий крекинг" относится к разделению молекул в текучей среде в ходе термической переработки и/или к разрушению больших молекул до меньших молекул в ходе термической переработки, что приводит к снижению вязкости текучей среды."Конденсируемые углеводороды" являются углеводородами, которые конденсируются при 25 С и одной атмосфере абсолютного давления. Конденсируемые углеводороды могут включать смесь углеводородов с углеродным числом более 4. "Неконденсируемые углеводороды" являются углеводородами,которые не конденсируются при 25 С и одной атмосфере абсолютного давления. Неконденсируемые углеводороды могут включать углеводороды с углеродным числом менее 5."Засорение" относится к затруднению и/или замедлению потока одного или более соединений в технологическом аппарате или трубопроводе."Олефины" являются молекулами, которые включают ненасыщенные углеводороды с одной или более неароматических двойных связей углерод-углерод."Бензиновые углеводороды" относятся к углеводородам с диапазоном точки кипения от 32 С (90F) до около 204 С (400F). Бензиновые углеводороды включают, но не ограничены, прямогонным бензином, лигроином, бензином каталитического крекинга в кипящем слое или термического крекинга, VB бензином и бензином коксования. Содержание бензиновых углеводородов определяют ASTM D2887."Лигроин" относится к углеводородным компонентам с распределением температур кипения в диапазоне 38-200 С при 0,101 МПа. Содержание лигроина определяют ASTM D5307."Керосин" относится к углеводородам с распределением температур кипения в диапазоне 204260 С при 0,101 МПа. Содержание керосина определяют ASTM D2887.(500-650F) при 0,101 МПа. Содержание дизельного топлива определяют ASTM D2887."VGO" или "вакуумный газойль" относится к углеводородам с распределением температур кипения в диапазоне 343-538 С при 0,101 МПа. Содержание VGO определяют ASTM D5307."Повышение качества" относится к повышению качества углеводородов. Например, повышение качества тяжлых углеводородов может приводить к увеличению плотности в градусах API тяжлых углеводородов."Периодическая таблица" относится к Периодической таблице в соответствии с определением Международного союза теоретической и прикладной химии (IUPAC), октябрь 2005."Металл X группы" или "металлы X группы" относится к одному или более металлам X группы Периодической таблицы и/или одному или более соединениям одного или более металлов X группы Периодической таблицы, в которой X соответствует номеру группы (например, 1-12) Периодической таблицы. Например, "металлы 6 группы" относится к металлам 6 группы Периодической таблицы и/или соединениям одного или более металлов 6 группы Периодической таблицы."Элемент X группы" или "элементы X группы" относится к одному или более элементам X группы Периодической таблицы и/или одному или более соединений одного или более элементов X группы Периодической таблицы, в которой X соответствует номеру группы (например, 13-18) Периодической таблицы. Например, "элементы 15 группы" относятся к элементам 15 группы Периодической таблицы и/или соединениям одного или более элементов 15 группы Периодической таблицы. В рамках настоящего изобретения вес металла из Периодической таблицы, вес соединения металла-3 013513 из Периодической таблицы, вес элемента из Периодической таблицы или вес соединения элемента из Периодической таблицы рассчитывают как вес металла или вес элемента. Например, если используется 0,1 г МоО 3 на 1 г катализатора, расчтный вес металлического молибдена в катализаторе составляет 0,067 г на 1 г катализатора."Газойль" относится к смеси лгкого газойля и тяжлого газойля. "Лгкий газойль" относится к углеводородам с распределением температур кипения в диапазоне 430F (221 С)-650F (343C), получаемым системой каталитического крекинга в кипящем слое. Содержание лгкого газойля определяютASTM D5307. "Тяжлый газойль" относится к углеводородам с распределением температур кипения в диапазоне 650F (343C) и 800F (427 С), получаемые системой каталитического крекинга в кипящем слое. Содержание тяжлого газойля определяют ASTM D5307."Октановое число" относится к расчтному числовому выражению антидетонационных свойств моторного топлива по сравнению со стандартным образцовым топливом. Расчтное октановое число определяют ASTM D6730."Ценосферы" относятся к полым частицам, образующимся в тепловых процессах при высоких температурах, когда расплавленные компоненты выдуваются подобно воздушным шарикам испарением органических компонентов."Физическая стабильность" относится к способности текучей среды формации не приводить к разделению фаз или флоккуляции при транспортировке текучей среды. Физическую стабильность определяют ASTM D7060."Химически стабильность" относится к способности транспортируемой текучей среды формации не образовывать полимеры и/или композиции из компонентов текучей среды, которые засоряют трубопроводы, клапаны и/или аппараты. Фиг. 1 представляет схематический вид части системы термической переработки in situ для переработки углеводородсодержащей формации. Система термической переработки in situ может включать барьерные скважины 200. Барьерные скважины используются для формирования барьера вокруг области переработки. Барьер ингибирует поток текучей среды в область переработки и/или из области переработки. Барьерные скважины включают, но не ограничены дренирующими скважинами, вакуумными скважинами, перехватывающими скважинами, нагнетательными скважинами, тампонажными скважинами, скважинами замораживания или их комбинациями. В некоторых воплощениях барьерные скважины 200 являются дренажными скважинами. Дренажные скважины могут удалить жидкую воду и/или препятствовать вхождению жидкой воды в часть формации, которая будет нагрета, или в нагретую формацию. В воплощении, изображенном на фиг. 1, барьерные скважины 200 показаны проходящими только вдоль одной стороны источников 202 тепла, но барьерные скважины обычно окружают все используемые источники 202 тепла или источники тепла, которые будут использованы для нагрева области переработки формации. Источники 202 тепла помещены по меньшей мере в часть формации. Источники 202 тепла могут включать нагреватели, например изолированные проводники, нагреватели проводник-в-трубопроводе,поверхностные горелки, беспламенные распределнные топочные камеры и/или обычные распределнные топочные камеры. Источники 202 тепла также могут включать другие типы нагревателей. Источники 202 тепла передают тепло по меньшей мере к части формации для нагрева углеводородов в формации. Энергия может подаваться в источники 202 тепла по питающим линиям 204. Питающие линии 204 могут различаться структурно в зависимости от типа источника тепла или источников тепла, используемых для нагрева формации. Питающие линии 204 для источников тепла могут подавать электричество для электрических нагревателей, топливо для топочных камер или передавать тепло жидкому теплоносителю,циркулирующему в формации. При нагреве формации ввод тепла в формацию может вызвать расширение формации и геомеханическое движение. Компьютерное моделирование может спрогнозировать результат нагрева формации. Компьютерное моделирование может использоваться для разработки схемы и последовательности времени включения источников тепла так, чтобы геомеханическое движение формации неблагоприятно не сказывалось на функциональных возможностях источников тепла добывающих скважин и другого оборудования в формации. Нагрев формации может вызвать увеличение проницаемости и/или пористости формации. Увеличение проницаемости и/или пористости может привести к снижению массы формации из-за испарения и удаления воды, удаления углеводородов и/или образования трещин. Текучая среда может более легко течь в горячей части формации из-за увеличенной проницаемости и/или пористости формации. Текучая среда в горячей части формации может проходить значительное расстояние в формации из-за увеличенной проницаемости и/или пористости. Значительное расстояние может быть более 1000 м в зависимости от различных факторов, например проницаемости формации, свойств текучей среды, температуры формации и градиента давления, обеспечивающего движение текучей среды. Способность текучей среды проходить значительное расстояние в формации позволяет добывающим скважинам 206 находиться относительно далеко друг от друга в формации. Добывающие скважины 206 используются для удаления текучей среды формации из формации. В-4 013513 некоторых воплощениях добывающая скважина 206 включает источник тепла. Источник тепла в добывающей скважине может нагреть одну или более частей формации в добывающей скважине или вблизи добывающей скважины. В некоторых воплощениях способа переработки in situ количество тепла, подаваемого в формацию добывающей скважиной на метр добывающей скважины, меньше, чем количество тепла, подаваемого в формацию источником тепла на метр источника тепла. Тепло, подаваемое в формацию добывающей скважиной, может увеличить проницаемость формации, примыкающей к добывающей скважине, испарением и удалением жидкой фазы текучей среды, примыкающей к добывающей скважине, и/или увеличением проницаемости формации, примыкающей к добывающей скважине, формированием макро- и/или микротрещин. Более чем один источник тепла может быть размещен в добывающей скважине. Источник тепла в более низкой части добывающей скважины может быть выключен, когда совмещение тепла из соседних источников тепла нагревает формацию достаточно для нейтрализации положительного эффекта, обеспечиваемого нагревом формации добывающей скважины. В некоторых воплощениях источник тепла в верхней части добывающей скважины может остаться включнным после того, как источник тепла в более низкой части добывающей скважины отключн. Источник тепла в верхней части скважины может ингибировать конденсацию и стекание текучей среды формации. В некоторых воплощениях источник тепла в добывающей скважине 206 позволяет удалить паровую фазу текучей среды формации из формации. Нагрев вблизи добывающей скважины или через нее может:(1) ингибировать конденсацию и/или стекание добываемой текучей среды при течении добываемой текучей среды по добывающей скважине вблизи вскрыши, (2) повышать выход тепла в формацию, (3) повышать норму добывающей скважины по сравнению с добывающей скважиной без источника тепла, (4) ингибировать конденсацию соединений с высоким углеродным числом (C6 и выше) в добывающей скважине и/или (5) повышать проницаемость формации в добывающей скважине или вблизи нее. Подземное давление в формации может соответствовать давлению текучей среды, произведнной в формации. С ростом температуры в горячей части формации давление в горячей части формации может увеличиться в результате увеличения генерации текучей среды и испарения воды. Контроль скорости удаления текучей среды из формации может позволить контролировать давление в формации. Давление в формации может быть определено во множестве различных мест, например рядом с добывающей скважиной или в добывающих скважинах, рядом с источником тепла или в источниках тепла или в наблюдательных скважинах. В некоторых углеводородсодержащих формациях добыча углеводородов из формации ингибирована, пока по меньшей мере некоторая часть углеводородов в формации не будет пиролизована. Текучая среда формации может быть добыта из формации, когда текучая среда формации будет заданного качества. В некоторых воплощениях заданное качество включает плотность в градусах IPA по меньшей мере около 20, 30 или 40. Ингибирование добычи, пока по меньшей мере некоторая часть углеводородов не будет пиролизована, может увеличить превращение тяжлых углеводородов в лгкие углеводороды. Ингибирование начальной добычи может минимизировать добычу тяжлых углеводородов из формации. Добыча существенных количеств тяжлых углеводородов может потребовать дорогого оборудования и/или снизить срок службы добывающего оборудования. В некоторых углеводородсодержащих формациях углеводороды в формации могут быть нагреты до температуры пиролиза до достижения существенной проницаемости в нагретой части формации. Начальный недостаток проницаемости может ингибировать транспорт полученных текучих сред к добывающим скважинам 206. В ходе начального нагрева давление текучей среды в формации может увеличиться вблизи от источников 202 тепла. Увеличенное давление текучей среды может быть сброшено,отрегулировано, изменено и/или может контролироваться по одному или более источникам 202 тепла. Например, выбранные источники 202 тепла или отдельные скважины сброса давления могут включать клапаны сброса давления, которые дают возможность удалить некоторое количество текучей среды из формации. В некоторых воплощениях возможно осуществить повышение давления, вызванного расширением текучих сред пиролиза или других текучих сред, полученных в формации, хотя открытого стока к добывающим скважинам 206 или любого другого снижения давления в формации ещ не существует. Можно дать возможность давлению увеличиться до литостатического давления. Трещины в углеводородсодержащей формации могут формироваться, когда давление текучей среды приближается к литостатическому давлению. Например, трещины могут формироваться от источников 202 тепла к добывающим скважинам 206 в нагретой части формации. Образование трещин в горячей части может уменьшить в некоторой степени давление в части. Давление в формации следует поддерживать ниже заданного давления,чтобы исключить нежелательную добычу, растрескивание вскрыши или ложа и/или коксование углеводородов в формации. После достижения температуры пиролиза и создания возможности добычи из формации давление может меняться для изменения и/или управления составом добываемой текучей среды формации, управления процентом конденсируемой текучей среды по отношению к неконденсируемой текучей среде в формации и/или управления градусом плотности по IPA добываемой текучей среды формации. Напри-5 013513 мер, снижение давления может привести к большей добыче конденсируемого жидкого компонента. Конденсируемый жидкий компонент может содержать большой процент олефинов. В некоторых воплощениях способа термической переработки in situ давление в формации может поддерживаться достаточно высоким для активизации добычи текучей среды формации с градусом плотности по IPA более 20. Поддержание повышенного давления в формации может ингибировать осадку формации в ходе термической переработки in situ. Поддержание повышенного давления может облегчить добычу паровой фазы текучей среды из формации. Добыча паровой фазы может позволить снизить размер набора трубопроводов, используемого для транспортировки текучих сред, добытых из формации. Поддержание повышенного давления может снизить или устранить необходимость в компрессии текучих сред формации на поверхности для транспортировки текучих сред по набору трубопроводов к средствам переработки. Поддержание увеличенного давления в горячей части формации может неожиданно позволить добывать большое количество углеводородов повышенного качества и относительно низкого молекулярного веса. Давление может поддерживаться так, чтобы добытая текучая среда формации содержала минимальное количество соединений с углеродным числом выше выбранного. Выбранное углеродное число может быть не более 25, не более 20, не более 12 или не более 8. Некоторые соединения с высоким углеродным числом могут удерживаться в паровой фазе в формации и могут быть удалены из формации с паром. Поддержание повышенного давления в формации может ингибировать захват соединений с высоким углеродным числом и/или полициклических углеводородных соединений в паровой фазе. Соединения с высоким углеродным числом и/или многокольцевые углеводородные соединения могут оставаться в жидкой фазе в формации значительные периоды времени. Значительные периоды времени могут обеспечить время, достаточное для пиролиза соединений с формированием соединений с более низким углеродным числом. Полагают, что получение углеводородов с относительно низким молекулярным весом частично вызвано автогенным получением и реакцией водорода в части углеводородсодержащей формации. Например, поддержание повышенного давления может вызвать получение водорода в ходе пиролиза жидкой фазы внутри формации. Нагрев части до температуры в диапазоне температуры пиролиза может пиролизовать углеводороды в формации с получением жидкой фазы пиролизованных текучих сред. Полученная жидкая фаза компонентов пиролизованных текучих сред может содержать двойные связи и/или радикалы. Водород (Н 2) в жидкой фазе может снижать содержание двойных связей в полученных пиролизованных текучих средах, снижая таким образом вероятность полимеризации или образования длинноцепоченых соединений из полученных пиролизованных текучих сред. Кроме того, Н 2 также может нейтрализовать радикалы в полученных пиролизованных текучих средах. Поэтому Н 2 в жидкой фазе может ингибировать реакции полученных пиролизованных текучих сред друг с другом и/или с другими соединениями в формации. Текучая среда формации, добытая из добывающих скважин 206, может транспортироваться по набору трубопроводов 208 к средствам 210 переработки. Текучая среда формации также может быть добыта из источников 202 тепла. Например, текучая среда может быть добыта из источников 202 тепла, для контроля давления в формации, примыкающей к источникам тепла. Текучая среда, добытая по источникам 202 тепла, может транспортироваться по подъмным трубам или обвязке в набор трубопроводов 208,или добытая текучая среда может транспортироваться по подъмным трубам или обвязке непосредственно к средствам 210 переработки. Средства 210 переработки могут включать устройства разделения,реакционные установки, установки обогащения, топливные ячейки, турбины, мкости хранения и/или другие системы и установки для переработки полученных текучих сред формации. Средства переработки могут давать транспортное топливо по меньшей мере из части углеводородов, добытых из формации. В некоторых воплощениях текучую среду формации, полученную способом термической переработки in situ, направляют в сепаратор для разделения текучей среды формации на один или более жидких потоков и/или один или более газовых потоков способа термической переработки in situ. Жидкие и газовые потоки далее могут быть переработаны до желательных продуктов. Нагрев части подземной формации может вызвать изменение минеральной структуры формации и образование частиц. Частицы могут быть диспергированы и/или частично растворены в текучей среде формации. Частицы могут содержать металлы и/или соединения металлов 1-2 групп и 4-13 групп Периодической таблицы (например, алюминий, кремний, магний, кальций, калий, натрий, бериллий, литий,хром, магний, медь, цирконий, и т. д). В некоторых воплощениях частицы включают ценосферы. В некоторых воплощениях частицы покрыты, например, углеводородами текучей среды формации. В некоторых воплощениях частицы включают цеолиты. Концентрация частиц в текучей среде формации может составлять 1-3000, 50-2000 или 100-1000ppm. Размер частиц может составлять 0,5-200, 5-150, 10-100 или 20-50 мкм. В некоторых воплощениях текучая среда формации может включать распределение частиц. Распределение частиц может быть, но не ограничивается, тримодальным или бимодальным распределением. Например, тримодальное распределение частиц может включать 1-50 ppm частиц с размером 5-10 мкм,2-2000 ppm частиц с размером 50-80 мкм и 1-100 ppm с размером 100-200 мкм. Бимодальное распределе-6 013513 ние частиц может включать 1-60 ppm частиц с размером 50-60 мкм и 2-2000 ppm частиц с размером 100200 мкм. В некоторых воплощениях частицы могут контактировать с текучей средой формации и катализировать формирование соединений с углеродным числом не более 25, не более 20, не более 12 или не более 8. В некоторых воплощениях цеолитные частицы могут участвовать в окислении и/или восстановлении текучих сред формации для получения соединений, которые обычно не присутствуют в добываемых текучих средах с использованием обычных способов получения. Контакт текучей среды формации с водородом в присутствии цеолитных частиц может катализировать восстановление двойных связей соединений в текучей среде формации. В некоторых воплощениях все или часть частиц в получаемой текучей среде могут быть удалены из получаемой текучей среды. Частицы могут быть удалены с использованием центрифуги, промывкой,кислой промывкой, фильтрацией, электростатическим осаждением, пенной флотацией и/или способом разделения другого типа. Текучая среда формации, полученная способом термической переработки in situ, может быть направлена в сепаратор для разделения потока способа термической переработки in situ на жидкий и газовый потоки способа термической переработки in situ. Жидкий и газовый потоки могут быть далее переработаны для получения желательных продуктов. Когда жидкий поток перерабатывают с использованием известных условий получения коммерческих продуктов, технологическое оборудование может быть подвержено неблагоприятному воздействию. Например, технологическое оборудование может засориться. Примеры способов получения коммерческих продуктов включают, но не ограничены, алкилированием, дистилляцией, каталитическим риформингом гидрокрекинга, гидроочисткой, гидрированием, гидродесульфуризацией, каталитическим крекингом, замедленным коксованием, газификацией или их комбинацией. Способы получения коммерческих продуктов описаны в "Refining Processes 2000," HydrocarbonProcessing, Gulf Publishing Co., pp. 87-142, которая включена в описание ссылкой. Примеры коммерческих продуктов включают, но не ограничены этим, дизельное топливо, бензин, углеводородные газы,реактивное топливо, керосин, лигроин, вакуумный газойль (VGO) или их смеси. Технологическое оборудование может засоряться или загрязняться жидкими соединениями способа термической переработки in situ. Засоряющие соединения могут включать, но не ограничены этим, углеводороды и/или тврдые вещества, полученные способом термической переработки in situ. Соединения,которые вызывают засорение, могут быть сформированы в ходе нагрева жидкости способа термической переработки in situ. Соединения могут прилипать к частям оборудования и замедлять течение жидкого потока через устройства переработки. Тврдые вещества, которые вызывают засорение, могут включать, но не ограничены этим, металлоорганические соединения, неорганические соединения, минералы, минеральные соединения, ценосферы,кокс, полусажей и/или их смесями. Тврдые вещества могут иметь такой размер частиц, что обычная фильтрация не может удалить тврдые вещества из жидкого потока. Углеводороды, которые вызывают засорение, могут включать, но не ограничены этим, углеводороды, содержащие гетероатомы, ароматические углеводороды, циклические углеводороды, циклические диолефины и/или нециклические диолефины. В некоторых воплощениях тврдые вещества и/или углеводороды, присутствующие в жидкости способа термической переработки in situ, которые вызывают засорение, частично растворимы или нерастворимы в жидкости способа термической переработки in situ. В некоторых воплощениях обычная фильтрация жидкого потока до или в ходе нагрева недостаточна и/или неэффективна для удаления всех или некоторых из соединений, которые засоряют технологическое оборудование. В некоторых воплощениях засоряющие соединения, по меньшей мере, частично удаляются из жидкого потока промывкой и/или обессоливанием жидкого потока. В некоторых воплощениях засорение технологического оборудования ингибируется фильтрованием по меньшей мере части жидкого потока через нанофильтрационную систему. В некоторых воплощениях засорение технологического оборудования ингибируется гидроочисткой по меньшей мере части жидкого потока. В некоторых воплощениях по меньшей мере часть жидкого потока нанофильтруется и затем подвергается гидроочистке для удаления соединений, которые могут засорить и/или загрязнить технологическое оборудование. Жидкий поток после гидроочистки и/или нанофильтрации может быть далее переработан для получения коммерческих продуктов. В некоторых воплощениях к жидкий поток вводятся добавки против отложений для ингибирования засорения технологического оборудования. Добавки против отложений описаны в US 5,648,305(Mansfield et al.); 5,282,957 (Wright et al); 5,173,213 (Miller et al); 4,840,720 (Reid); 4,810,397 (Dvoracek) и 4,551,226 (Fern), которые все включены в описание ссылкой. Примеры коммерчески доступных добавок включают, но не ограничены, Chimec RO 303, Chimec RO 304, Chimec RO 305, Chimec RO 306, ChimecProChem 3F28, Ge Betz ProChem 3F18 (поставляемый GE Water and Process Technologies, Trevose, PA,U.S.A.). Фиг. 2 представляет схематическое воплощение системы получения сырых продуктов и/или коммерческих продуктов из жидкого потока и/или газового потока способа термической переработки in situ. Текучая среда 212 формации направляется в установку 214 разделения текучей среды и разделяется на-7 013513 жидкий поток 216, газовый поток 218 и водный поток 220 способа термической переработки in situ. В некоторых воплощениях установка 214 разделения текучей среды включает зону охлаждения. При попадании добытой текучей среды формации в зону охлаждения охлаждающая жидкость, такая как вода, не питьевая вода и/или другие компоненты могут быть добавлены к текучей среде формации для закалки и/или охлаждения текучей среды формации до температуры, подходящей для переработки в последующем технологическом оборудовании. Охлаждение текучей среды формации может ингибировать образование соединений, которые вносят вклад в физическую и/или химическую неустойчивость текучей среды(например, ингибируют образование соединений, которые могут осаждаться из раствора, вносить вклад в коррозию и/или загрязнять последующее оборудование и/или трубопровод). Жидкость охлаждения может быть введена в текучую среду формации в виде аэрозоля и/или жидкого потока. В некоторых воплощениях текучая среда формации вводится в жидкость охлаждения. В некоторых воплощениях текучую среду формации охлаждают направлением текучей среды в теплообменник для удаления некоторой части тепла из текучей среды формации. Жидкость охлаждения может быть добавлена к охлаждаемой текучей среде формации, когда температура текучей среды формации близка или равна точке росы охлаждающей жидкости. Охлаждение текучей среды формации до точки росы охлаждающей жидкости может увеличить растворение солей, которые могут вызывать химическую и/или физическую неустойчивость охлажднной текучей среды (например, соли аммония). В некоторых воплощениях количество воды, используемой в охлаждении, минимально, так что соли неорганических соединений и/или другие компоненты не отделяются от смеси. В устройстве 214 разделения по меньшей мере часть охлаждающей жидкости может быть отделена от охлажднной смеси и возвращена в цикл с минимальной очисткой. Тепло, получаемое при охлаждении, может быть рекуперировано и использовано в других технических средствах. В некоторых воплощениях в ходе охлаждения может быть получен пар. Полученный пар может быть направлен в установку 222 разделения газов и/или другие технологические средства. Газ 218 способа термической переработки in situ поступает в установку 222 разделения газов для отделения газового углеводородного потока 224 из газа способа термической переработки in situ. В некоторых воплощениях установка разделения газов является адсорбционной очисткой и установкой фракционирования высокого давления. Газовый углеводородный поток 224 включает углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 3. Жидкий поток 216 способа термической переработки in situ поступает в установку 226 разделения жидкостей. В некоторых воплощениях установка 226 разделения жидкостей не является необходимой. В установке 226 разделения жидкостей разделение жидкого потока 216 способа термической переработкиin situ дат газовый углеводородный поток 228 и поток 230 засоленной жидкости способа. Газовый углеводородный поток 228 может содержать углеводороды с углеродным числом не более 5. Часть газового углеводородного потока 228 может быть объединена с газовым углеводородным потоком 224. Поток 230 засоленной жидкости способа может быть переработан опреснительной установкой 232 для получения жидкого потока 234. Опреснительная установка 232 удаляет минеральные соли и/или воду из потока 230 засоленной жидкости способа с использованием известных способов опреснения и удаления воды. В некоторых воплощениях опреснительная установка 232 находится до установки 226 разделения жидкости в схеме. Жидкий поток 234 включает, но не ограничен этим, углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 5 и/или углеводород, содержащий гетероатомы (например, углеводороды, содержащие азот,кислород, серу и фосфор). Жидкий поток 234 может включать по меньшей мере 0,001 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения 95200 С при 0,101 МПа; по меньшей мере 0,01 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения 200-300 С при 0,101 МПа; по меньшей мере 0,001 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения 300-400 С при 0,101 МПа и по меньшей мере 0,001 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения 400-650 С при 0,101 МПа. В некоторых воплощениях жидкий поток 234 содержит не более 10, не более 5, не более 1 или не более 0,1 мас.% воды. После выхода из устройства 232 опреснения жидкий поток 234 направляется в фильтрационную систему 236. В некоторых воплощениях фильтрационная система 236 связана с выходом устройства опреснения. Фильтрационная система 236 отделяет по меньшей мере часть засоряющих соединений из жидкого потока 234. В некоторых воплощениях фильтрационная система 236 установлена на салазках. Установка на салазках фильтрационной системы 236 может позволить перемещать фильтрационную систему от одной технологической установки к другой. В некоторых воплощениях фильтрационная система 236 включает один или более мембранных сепараторов, например одну или более мембран нанофильтрации или одну или более запасных мембран для осмоса. Мембрана может быть керамической и/или полимерной. Керамическая мембрана может быть керамической мембраной, отделяющей молекулярный вес не более 2000, не более 1000 или не более 500 Да. Керамические мембраны не должны разбухать, чтобы работать в оптимальных условиях для удаления желательных материалов из субстрата (например, засоряющие соединения из жидкого потока). Кроме-8 013513 того, керамические мембраны могут использоваться при повышенных температурах. Примеры керамических мембран включают, но не ограничены, мезопористый диоксид титана, гамма-оксид алюминия,диоксид циркония, оксид кремния и их комбинации. Полимерная мембрана включает верхний слой, выполненный из плотной мембраны и слоя основы(подложки), выполненной из пористой мембраны. Полимерная мембрана может быть установлена для обеспечения возможности протекания жидкого потока (фильтрат) сначала через плотный верхний слой мембраны и затем через основной слой так, чтобы различие давления у мембраны прижимало верхний слой к основному слою. Полимерная мембрана мажет быть органофильной или гидрофобной мембраной так, чтобы вода, присутствующая в жидком потоке, отделялась или, по существу, удерживалась в концентрате. Плотный слой мембраны может отделить по меньшей мере часть или, по существу, все засоряющие соединения из жидкого потока 234. В некоторых воплощениях плотная полимерная мембрана имеет такие свойства, что жидкий поток 234, проходя через мембрану, растворяется и диффундирует через е структуру. По меньшей мере часть засоряющих частиц не может раствориться и/или диффундировать через плотную мембрану, таким образом они удаляются. Засоряющие частицы не могут раствориться и/или диффундировать через плотную мембрану из-за сложной структуры засоряющих частиц и/или их высокого молекулярного веса. Плотный слой мембраны может включать сшитую структуру, как описано в WO 96/27430 (Schmidt et al), который включн в описание ссылкой. Толщина плотного слоя мембраны может составлять 1-15, 2-10 или 3-5 мкм. Плотная мембрана может быть выполнена из полисилоксана, полидиметилсилоксана, полиоктилметилсилоксана, полиимида, полиарамида, политриметилсилилпропина или их смесей. Пористые основные слои могут быть выполнены из материалов, которые придают механическую прочность мембране и могут быть любой пористой мембраной, используемой для ультрафильтрации, нанофильтрации или обратного осмоса. Примерами таких материалов являются полиакрилонитрил, полиамидимид в комбинации с окисидом титана, полиэфиримидом, поливинилидендифторидом, политетрафторэтиленом или их комбинации. В ходе отделения засоряющих соединений из жидкого потока 234, разница давления на мембране может составлять 5-60, 10-50 или 20-40 бар. Температура разделения может быть от точки застывания жидкого потока до 100 С, от около -20 до 100 С, от 10 до 90 С или от 20 до 85 С. В ходе непрерывной работы поток фильтрата может составлять не более 50, не более 70 или не более 90% начального потока. Массовая доля извлекаемого фильтрата исходного потока может составлять 50-97, 60-90 или 70-80 мас.%. Фильтрационная система 236 может включать один или более мембранных сепараторов. Мембранные сепараторы могут включать один или более мембранных модулей. Когда используются два или более мембранных сепараторов, они могут быть установлены в параллельной конфигурации для создания возможности протекания исходного потока (концентрат) из первого мембранного сепаратора во второй мембранный сепаратор. Примеры мембранных модулей включают, но не ограничены, спиральными модулями, пластинчатыми и рамочными модулями, полыми волокнами и трубчатыми модулями. Мембранные модули описаны в Encyclopedia of Chemical Engineering, 4th Ed., 1995, John WileySons Inc., Vol. 16,pages 158-164. Примеры спиральных модулей описаны, например, в WO/2006/040307 (Boestert et al.), US 5,102,551 (Pasternak); 5,093,002 (Pasternak); 5,275,726 (Feimer et al.); 5,458,774 (Mannapperuma); и 5,150,118 (Finkle et al.), которые все включены в описание ссылкой. В некоторых воплощениях спиральный модуль применяется, когда в системе 236 фильтрации используется плотная мембрана. Спиральный модуль может включать мембранную сборку двух мембранных листов, между которьми находится листовая прокладка фильтрата, и мембранная сборка герметизирована с трх сторон. Четвртая сторона связана с трубопроводом вывода фильтрата, так что область между мембранами находится в жидкостной связи с внутренней частью трубопровода. Сверху одной из мембран установлена листовая прокладка подачи материала, и сборку с листовой прокладкой подачи материала скручивают вокруг трубопровода вывода фильтрата с образованием, по существу, цилиндрического спирального мембранного модуля. Прокладка подачи материала может иметь толщину по меньшей мере 0,6, по меньшей мере 1 или по меньшей мере 3 мм для обеспечения возможности размещения достаточной поверхности мембраны в спиральном модуле. В некоторых воплощениях прокладка подачи материала является тканой прокладкой подачи материала. При работе поток смеси подачи можно подавать с одного конца цилиндрического модуля между мембранными сборками по листовой прокладке,находящейся между сторонами подачи мембран. Часть смеси подачи проходит через любой из мембранных листов на сторону фильтрата. Получаемый фильтрат протекает по листовой прокладке в трубопровод выхода фильтрата. В некоторых воплощениях мембранное разделение является непрерывным процессом. Жидкий поток 234 проходит через мембрану из-за различия давления для получения профильтрованного жидкого потока 238 (фильтрат) и/или возвратного жидкого потока 240 (концентрат). В некоторых воплощениях профильтрованный жидкий поток 238 может содержать пониженные концентрации соединений и/или частиц, которые вызывают засорение последующих технологических систем. Непрерывная рециркуля-9 013513 ция жидкого потока 240 через нанофильтрационную систему может увеличить выход профильтрованного жидкого потока 238 до 95% исходного объма жидкого потока 234. Возвратный жидкий поток 240 может непрерывно возвращаться в цикл по спиральному мембранному модулю в течение по меньшей мере 10 ч, в течение по меньшей мере одного дня или в течение по меньшей мере одной недели без очистки фильтрующей стороны мембраны. После завершения фильтрации отходящий поток 242 (концентрат) может содержать высокую концентрацию соединений и/или частиц, вызывающих засорение. Отходящий поток 242 выходит из фильтрационной системы 236 и податся в другие технологические установки, такие как, например, установка замедленного коксования и/или установка газификации. Профильтрованный жидкий поток 238 может поступать из фильтрационной системы 236 и подаваться в одну или более технологических установок. Технологические установки, раскрытые в описании,для получения сырых продуктов и/или коммерческих продуктов могут использоваться при следующих температурах, давлениях, подачах источников водорода, подачах жидких потоков или их комбинациях,или использоваться иначе, как в известном уровне техники. Температуры составляют около 200-900,около 300-800 или около 400-700 С. Давление составляет около 0,1-20, около 1-12, около 4-10 или около 6-8 МПа. Жидкие часовые объмные скорости жидкого потока составляют около 0,1-30, около 0,5-25,около 1-20, около 1,5-15 или около 2-10 ч-1. На фиг. 2 профильтрованный жидкий поток 238 и источник 244 водорода подаются в установку 248 гидроочистки. В некоторых воплощениях источник 244 водорода может быть добавлен к профильтрованному жидкому потоку 238 перед вводом в установку 248 гидроочистки. В некоторых воплощениях достаточно водорода уже присутствует в жидком потоке 234 и нет необходимости в источнике 244 водорода. В установке 248 гидроочистки контакт профильтрованного жидкого потока 238 с источником 244 водорода в присутствии одного или более катализаторов дат жидкий поток 250. Установка 248 гидроочистки может работать так, что весь или по меньшей мере часть жидкого потока 250 изменяется достаточно для удаления соединений и/или ингибируют образование соединений, которые могут засорять оборудование, размещнное в схеме после установки 248 гидроочистки. Катализатор, используемый в установке 248 гидроочистки, может быть коммерчески доступным катализатором. В некоторых воплощениях нет необходимости в гидроочистке жидкого потока 234. В некоторых воплощениях жидкий поток 234 контактирует с водородом в присутствии одного или более катализаторов для изменения одного или более желательных свойств сырья для соответствия требованиям нефтеперерабатывающего завода и/или транспортировки. Способы изменения одного или более желательных свойств сырья описаны в US 20050133414 (Bhan et al.); 20050133405 (Wellington et al.); и в заявке US 11/400,542, озаглавленной "Синтез, способы и катализаторы для производства сырого продукта", поданной 7 апреля 2006 г.; заявке US 11/425,979 (Bhan) озаглавленной "Синтез, способы и катализаторы для производства сырого продукта", поданной 6 июня 2006 г., и заявке US 11/425,992 (Wellington et al.), озаглавленной "Синтез, способы и катализаторы для производства сырого продукта", поданной 6 июня 2006 г., которые все включены в описание ссылкой. В некоторых воплощениях установка 248 гидроочистки является установкой селективной гидроочистки. В установке 248 гидроочистки жидкий поток 234 и/или профильтрованный жидкий поток 238 селективно гидрируется так, что диолефины восстанавливаются до моноолефинов. Например, жидкий поток 234 и/или профильтрованный жидкий поток 238 контактируют с водородом в присутствии DN-200(Criterion CatalystsTechnologies, Houston Texas, U.S.A.) при температуре в пределах 100-200 С и общем давлении 0,1-40 МПа для получения жидкого потока 250. Жидкий поток 250 включает пониженное содержание диолефинов и повышенное содержание моноолефинов относительно содержания диолефина и моноолефина в жидком потоке 234. Превращение диолефинов в моноолефины при этих условиях в некоторых воплощениях составляет по меньшей мере 50, по меньшей мере 60, по меньшей мере 80 или по меньшей мере 90%. Жидкий поток 250 удаляется из установки 248 гидроочистки и податся в одну или более технологических установок, находящихся после установки 248 гидроочистки. Технологические установки, находящиеся после установки 248 гидроочистки, могут включать установки дистилляции, каталитического риформинга, гидрокрекинга, гидроочистки, гидрирования, гидродесульфуризации,каталитического крекинга, замедленного коксования, газификации или их комбинацией. Жидкий поток 250 может удаляться из установки 248 гидроочистки и подаваться в установку 252 фракционирования. Установка 252 фракционирования дат один или более сырых продуктов. Фракционирование может включать, но не ограничено этим, дистилляцию при атмосферном давлении и/или вакуумную дистилляцию. Сырые продукты включают, но не ограничены этим, поток 254 углеводородов С 3-С 5, поток 256 лигроина, поток 258 керосина, поток 262 дизельного топлива и поток 264 кубового остатка. Поток 264 кубового остатка обычно содержит углеводороды с распределением диапазона температур кипения по меньшей мере 340 С при 0,101 МПа. В некоторых воплощениях поток 264 кубового остатка является вакуумным газойлем. В других воплощениях поток кубового остатка содержит углеводороды с распределением диапазона температур кипения по меньшей мере 537 С. Один или более сырых продуктов могут быть проданы и/или далее переработаны в бензин или другие коммерческие продукты. Для увеличения использования потоков, полученных из текучей среды формации, углеводороды,полученные при фракционировании жидкого потока и углеводородных газов, полученных при разделе- 10013513 нии технологических газов, могут быть объединены для формирования углеводородов с более высоким углеродным числом. Полученный углеводородный газовый поток может содержать концентрации олефинов, приемлемые для реакций алкилирования. В некоторых воплощениях жидкие потоки после гидроочистки и/или потоки, полученные из фракций (например, дистилляты и/или лигроин) смешивают с жидкостью способа термической переработкиin situ и/или текучей среды формации для получения смешанной текучей среды. Смешанная текучая среда может увеличить физическую стабильность и химическую стабильность по сравнению с текучей средой формации. Смешанная текучая среда может содержать меньше реакционноспособных компонентов(например, диолефины, другие олефины и/или соединения, содержащие кислород, серу и/или азот) по отношению к текучей среде формации, тем самым повышая химическую стабильность смешанной текучей среды. Смешанная текучая среда может снижать количество асфальтенов по отношению к текучей среде формации, тем самым повышая физическую стабильность смешанной текучей среды. Смешанная текучая среда может быть более пригодным для перекачки сырьм, чем текучая среда формации и/или жидкий поток, полученный способом термической переработки in situ. Смешанное сырь может быть более подходящим для транспортировки, для использования в установках химической переработки и/или для использования в установках очистки, чем текучая среда формации. В некоторых воплощениях текучая среда, полученная способами, раскрытыми в описании, из формации битуминозного сланца может быть смешана с текучей средой способа термической переработки insitu (IHTP) тяжлой нефти/битуминозного песка. Так как текучая среда битуминозного сланца, по существу, парафиновая и текучая среда IHTP тяжлой нефти/битуминозного песка является, по существу, ароматической, смешанные текучие среды могут демонстрировать повышенную стабильность. В некоторых воплощениях текучая среда способа термической переработки in situ может быть смешана с битумом для получения сырья, подходящего для использования в установках очистки. Смешивание текучей средыIHTP и/или битума с добытой текучей средой может увеличить химическую и/или физическую стабильность смешанного продукта, таким образом, смесь может транспортироваться и/или распределяться по технологическим установкам. Поток 254 углеводородов С 3-С 5, полученный в установке 252 фракционирования, и газовый углеводородный поток 224 подают в установку 266 алкилирования. В установке 266 алкилирования реакция олефинов в газовом углеводородном потоке 224 (например, пропилен, бутилены, амилены или их комбинации) с изопарафинами в С 3-С 5 углеводородном потоке 254 дат углеводородный поток 268. В некоторых воплощениях имеется приемлемое содержание олефина в газовом углеводородном потоке 224 и нет необходимости в дополнительном источнике олефинов. Углеводородный поток 268 включает углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 4. Углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 4 включают, но не ограничены, бутаны, пентаны, гексаны, гептаны и октаны. В некоторых воплощениях углеводороды, полученные в установке 266 алкилирования, имеют октановое число более 70,более 80 или более 90. В некоторых воплощениях углеводородный поток 268 является подходящим для использования в качестве бензина без дальнейшей переработки. В некоторых воплощениях из потока 264 кубового остатка гидрокрекингом может быть получен лигроин и/или другие продукты. Получаемый лигроин может, однако, нуждаться в превращении для изменения октанового числа, так чтобы продукт мог быть коммерчески реализован в качестве бензина. Альтернативно поток 264 кубового остатка может быть переработан в установке каталитического крекинга для получения лигроина и/или сырья для установки алкилирования. В некоторых воплощениях поток 258 лигроина, поток 258 керосина и поток 262 дизельного топлива имеют неравномерное распределение парафиновых углеводородов, олефиновых углеводородов и/или ароматических углеводородов. Потоки могут не содержать подходящего количества олефинов и/или ароматических соединений для использования в коммерческих продуктах. Это неравномерное распределение может быть изменено объединением по меньшей мере части потоков для формирования объединнного потока 266, который имеет распределение диапазона температур кипения от 38 до около 343 С. Каталитический крекинг объединнного потока 266 может дать олефины и/или другие потоки, подходящие для использования в установке алкилирования и/или других технологических установках. В некоторых воплощениях поток 256 лигроина подвергают гидрокрекингу для получения олефинов. На фиг. 2 объединнный поток 266 и поток 264 кубового остатка из установки 252 фракционирования податся в установку 270 каталитического крекинга. В контролируемых условиях крекинга (например, контролируемых температурах и давлении) установка 270 каталитического крекинга дат дополнительный С 3-С 5 углеводородный поток 254', поток 272 углеводородов бензина и дополнительный поток 258' керосина. Дополнительный С 3-С 5 углеводородный поток 254', объединнный с С 3-С 5 углеводородным потоком 254 и/или объединнный с газовым углеводородным потоком 224, может быть подан в установку 266 алкилирования для получения бензина, подходящего для продажи. В некоторых воплощениях содержание олефина в газовом углеводородном потоке 224 является приемлемым и нет необходимости в дополнительном источнике олефинов. В некоторых воплощениях количество полученного потока кубового остатка (например, VGO)- 11013513 слишком низкое для загрузки установки гидрокрекинга или установки каталитического крекинга, и концентрация олефинов в полученных газовых потоках установки фракционирования и/или установки каталитического крекинга (например, установки 252 фракционирования и/или установки 270 каталитического крекинга на фиг. 2) может быть слишком низкой для загрузки установки алкилирования. Лигроин,полученный в установке фракционирования, может быть переработан для получения олефинов для дальнейшей переработки, например, в установке алкилирования. Повторно переработанный бензин, полученный обычным риформингом лигроина, может не соответствовать коммерческим техническим условиям, таким как, например, требования управления воздушными ресурсами Калифорнии, когда жидкий поток, полученный из текучей среды способом термической переработки in situ, используются в качестве потока сырья. Количество олефинов в лигроине может насыщаться в ходе обычной гидроочистки до процесса риформинга лигроина. Таким образом, риформинг всего лигроина после гидроочистки может привести к более высокому, чем желательное, содержанию ароматических соединений в бензиновой смеси для повторной переработки бензина. Неравномерность содержания олефина и ароматических соединений в лигроине после риформинга может быть изменена получением достаточного количества алкилата из установки алкилирования для получения повторно переработанного бензина. Олефины, например пропилен и бутилены, полученные фракционированием и/или крекингом лигроина, могут быть объединены с изобутаном для получения бензина. Кроме того, было установлено, что каталитический крекинг лигроина и/или других фракционированных потоков, полученных в установке фракционирования, требует дополнительного тепла из-за меньшего количества получаемого кокса по отношению к другому сырью, используемому в установках каталитического крекинга. Фиг. 3 представляет схему переработки жидких потоков, полученных способом термической переработки in situ, для получения олефинов и/или жидких потоков. Подобные способы получения средних дистиллятов и олефинов, описаны в WO 2006/020547 и US 20060191820 и 20060178546 (Mo et al.), которые все включены в описание ссылкой. Жидкий поток 274 податся в систему 278 каталитического крекинга. Жидкий поток 274 может включать, но не ограничен, жидкий поток 234, жидкий поток 250 гидроочистки, профильтрованный жидкий поток 238, поток 256 лигроина, поток 258 керосина, поток 262 дизельного топлива и поток 264 кубового остатка из системы, представленной на фиг. 2, любой углеводородный поток с распределением диапазона температур кипения 65-800 С или их смеси. В некоторых воплощениях пар 276 податся в систему 278 каталитического крекинга и может распылять и/или поднимать жидкий поток 274 для увеличения контакта жидкого потока с катализатором каталитического крекинга. Отношение пара для распыления жидкого потока 274 к сырью может составлять 0,01-2 мас./мас. или 0,1-1 мас./мас. В системе 278 каталитического крекинга жидкий поток 274 контактирует с катализатором каталитического крекинга для получения одного или более сырых продуктов. Катализатор каталитического крекинга включает выбранный катализатор каталитического крекинга, по меньшей мере часть потока 280 использованного регенерированного катализатора крекинга, по меньшей мере часть потока 282 регенерированного катализатора крекинга или их смеси. Использованный регенерированный катализатор 280 крекинга включает регенерированный катализатор крекинга, который был использован во второй системе 284 каталитического крекинга. Вторая система 284 каталитического крекинга может быть использована для крекинга углеводородов для получения олефинов и/или других сырых продуктов. Углеводороды, подаваемые во вторую систему 284 каталитического крекинга, могут включать углеводороды С 3-С 5,добытые из добывающих скважин, углеводороды бензина, гидровоск, углеводороды, полученные способом Фишера-Тропша, биологическое топливо или их комбинации. Использование смеси различных типов углеводородного сырья во второй системе каталитического крекинга может увеличить получение С 3 С 5 олефина для соответствия требованиям к алкилату. Таким образом, может быть увеличено объединение продуктов для способа нефтепереработки. Вторая система 284 каталитического крекинга может быть установкой плотной фазы, установкой с фиксированным псевдоожиженным слоем, трубчатой установкой или конфигурацией установок каталитического крекинга углеводородов известного уровня техники. Контакт катализатора каталитического крекинга с жидким потоком 274 в системе 278 каталитического крекинга дат сырой продукт и отработанный катализатор. Сырой продукт может содержать, но не ограничен, углеводороды с распределением диапазона температур кипения меньшим, чем распределение диапазона температур кипения жидкого потока 274, части жидкого потока 274 или их смеси. Сырой продукт и отработанный катализатор подают в систему 286 разделения. Система 286 разделения может включать, например, установку дистилляции, десорбер, фильтрационную систему, центрифугу или любое устройство известного уровня техники, способное отделять сырой продукт от отработанного катализатора. Поток 288 отделнного отработанного катализатора крекинга удаляют из системы 286 разделения и направляют в установку 290 регенерации. В установке 290 регенерации отработанный катализатор крекинга контактирует с источником 292 кислорода, таким как, например, кислород и/или воздух, в условиях сгорания углерода для получения потока 282 регенерированного катализатора крекинга и газообразных продуктов 294 сгорания. Газообразные продукты сгорания могут образовываться как побочный продукт удаления углерода и/или других загрязнений, сформированных на катализаторе в ходе процесса- 12013513 каталитического крекинга. Температура в установке 290 регенерации может составлять около 621-760 или 677-715 С. Давление в установке 290 регенерации может составлять от атмосферного до 0,345 МПа или 0,034-0,345 МПа. Время нахождения отделнного отработанного катализатора крекинга в установке 290 регенерации составляет около 1-6 или около 2-4 мин. Содержание кокса на регенерированном катализаторе крекинга меньше, чем содержание кокса на отделнном отработанном катализаторе крекинга. Такое содержание кокса менее 0,5 мас.%, с массовым процентным содержанием по отношению к массе регенерированного катализатора крекинга за исключением массы, содержащегося кокса. Содержание кокса в регенерированном катализаторе крекинга может составлять 0,01-0,5, 0,05-0,3 или 0,1-1,0 мас.%. В некоторых воплощениях поток 282 регенерированного катализатора крекинга может быть разделен на два потока, по меньшей мере с частью регенерированного потока 282' катализатора крекинга выходящей из установки 290 регенерации и входящей во вторую систему 284 каталитического крекинга. По меньшей мере другая часть регенерированного потока 282 катализатора крекинга выходит из регенератора 290 и входит в систему 278 каталитического крекинга. Относительное количество используемого регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга регулируется для обеспечения желательных условий крекинга в системе 278 каталитического крекинга. Регулировка отношения используемого регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга может помочь в регулировке условий крекинга в системе 278 каталитического крекинга. Весовое отношение использованного регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга может составлять 0,1:1-100:1, 0,5:1-20:1 или 1:1-10:1. Для системы, работающей в устойчивом режиме, весовое отношение использованного регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга приблизительно равно весовому отношению по меньшей мере части регенерированного катализатора крекинга, подаваемого во вторую систему 284 каталитического крекинга, к остающейся части регенерированного катализатора крекинга, который смешан с жидким потоком 274, введнным в систему 278 каталитического крекинга, и, таким образом, вышеуказанные диапазоны также применимы к указанному весовому отношению. Сырой продукт 296 удаляют из системы 286 разделения и подают в установку 298 разделения жидкостей. Установкой 298 разделения жидкостей может быть любая система, известная специалисту в данной области техники, для извлечения и разделения сырого продукта на потоки продуктов, таких как, например, газовый поток 228', поток 300 углеводородов бензина, поток 302 рециклового газойля и поток 304 кубового остатка. В некоторых воплощениях поток 304 кубового остатка возвращают в цикл в систему 278 каталитического крекинга. Установка 298 разделения жидкостей может включать компоненты и/или установки, такие как, например, абсорберы и десорберы, ректификационные колонны, компрессоры и сепараторы или любую комбинацию известных систем для обеспечения извлечения и разделения продуктов и сырых продуктов. В некоторых воплощениях по меньшей мере часть потока 302 лгкого рециклового газойля из установки 298 разделения жидкостей подают во вторую систему 278 каталитического крекинга. В некоторых воплощениях поток лгкого рециклового газойля не направляют во вторую систему каталитического крекинга. В некоторых воплощениях по меньшей мере часть потока 300 углеводородов бензина из установки 298 разделения жидкостей подают во вторую систему 284 каталитического крекинга. В некоторых воплощениях поток углеводородов бензина не направляют во вторую систему каталитического крекинга. В некоторых воплощениях поток 300 углеводородов бензина является подходящим для продажи и/или для использования в других процессах. Углеводородный поток 306 газойля (например, вакуумный газойль) и/или части потока 300 углеводородов бензина и потока 302 лгкого рециклового газойля подают в систему 284 каталитического крекинга. Пары подвергаются каталитическому крекингу в присутствии пара 276' для получения потока 308 сырого олефина. Поток 308 сырого олефина может включать углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2. В некоторых воплощениях поток 308 сырого олефина содержит по меньшей мере 30 мас.% С 2-С 5 олефинов, 40 мас.% С 2-С 5 олефинов, по меньшей мере 50 мас.% С 2-С 5 олефинов, по меньшей мере 70 мас.% С 2-С 5 олефинов или по меньшей мере 90 мас.% С 2-С 5 олефинов. Рецикл потока 300 углеводородов бензина во вторую систему 284 каталитического крекинга может обеспечить дополнительное превращение по всей системе переработки углеводородного потока 306 газойля в С 2-С 5 олефины. В некоторых воплощениях вторая система 284 каталитического крекинга включает промежуточную реакционную зону и зону десорбции, которые находятся в жидкостной связи друг с другом, с зоной десорбции, расположенной ниже промежуточной реакционной зоны. Чтобы предусмотреть высокую скорость паров в пределах зоны десорбции по сравнению с их скоростью в пределах промежуточной реакционной зоны площадь поперечного сечения зоны десорбции делают меньше площади поперечного сечения промежуточной реакционной зоны. Отношение площади поперечного сечения зоны десорбции к площади поперечного сечения промежуточной реакционной зоны может составлять 0,1:1-0,9:1; 0,2:10,8:1 или 0,3:1-0,7:1. В некоторых воплощениях геометрия второй системы каталитического крекинга такова, что она обычно имеет цилиндрическую форму, отношение длины к диаметру зоны десорбции такое, чтобы обеспечить желательную высокую скорость паров в зоне десорбции и обеспечить достаточное время контак- 13013513 та в зоне десорбции для желательной десорбции с использованного регенерированного катализатора,который должен быть удалн из второй системы каталитического крекинга. Таким образом, размеры длина к диаметру зоны десорбции могут составлять 1:1-25:1; 2:1-15:1 или 3:1-10:1. В некоторых воплощениях вторая система 284 каталитического крекинга работает или управляется независимо от работы или управления системой 278 каталитического крекинга. Эти независимые работа или управление второй системой 284 каталитического крекинга могут улучшить общее превращение углеводородов бензина в желательные продукты, например этилен, пропилен и бутилены. С независимой работой второй системы 284 каталитического крекинга жсткость каталитического крекинга установки 278 может быть снижена для оптимизации выхода С 2-С 5 олефинов. Температура во второй системе 284 каталитического крекинга может составлять около 482-871 С (900-1600F), 510-871 С (950-1600F) или 538-732 С (1000-1350F). Рабочее давление во второй системе 284 каталитического крекинга может быть от атмосферного до около 0,345 МПа (50 фунт/дюйм 2) или около 0,034-0,345 МПа (5-50 фунт/дюйм 2). Добавление пара 276' во вторую систему 284 каталитического крекинга может помочь в рабочем контроле второй установки каталитического крекинга. В некоторых воплощениях пар не является необходимым. В некоторых воплощениях использование пара для заданного превращения углеводорода бензина в системе и при крекинге углеводородов бензина может обеспечить повышенную селективность по отношению к выходу С 2-С 5 олефина с повышением выхода пропилена и бутиленов по отношению к другим каталитическим процессам крекинга. Весовое отношение пара к углеводородам бензина, введенным во вторую систему 284 каталитического крекинга, может быть в диапазоне от максимального до около 15:1; 0,1:1-10:1; 0,2,1-9:1 или 0,5:1-8:1. Поток 308 сырого олефина подают в систему 310 разделения олефина. Системой 310 разделения олефина может быть любая система, известная специалисту в данной области техники, для извлечения и разделения потока 308 сырого олефина на потоки С 2-С 5 олефиновых продуктов, например поток 312 этиленового продукта, поток 314 пропиленового продукта и поток 316 бутиленовых продуктов. Система 310 разделения олефина может включить такие системы как абсорберы и десорберы, ректификационные колонны, компрессоры и сепараторы или любую комбинацию известных систем или оборудования, предназначенных для извлечения и разделения С 2-С 5 олефиновых продуктов из жидкого потока 308. В некоторых воплощениях олефиновые потоки 312, 314, 316 подают в установку 266 алкилирования для получения углеводородного потока 268. В некоторых воплощениях углеводородный поток 268 имеет октановое число по меньшей мере 70, по меньшей мере 80 или по меньшей мере 90. В некоторых воплощениях все или части одного или более потоков 312, 314, 316 транспортируются к другим технологически установкам, например установкам полимеризации для использования в качестве сырья. В некоторых воплощениях сырой продукт из системы каталитического крекинга и поток сырого олефина из системы каталитического крекинга могут быть объединены. Объединнный поток может подаваться в отдельную установку разделения (например, комбинация системы 298 разделения жидкостей и системы 310 разделения олефина). На фиг. 3 поток 280 использованного катализатора крекинга удаляют из системы 284 каталитического крекинга и подают в систему 278 каталитического крекинга. Катализатор в потоке 280 использованного катализатора крекинга может содержать немного более высокую концентрацию углерода, чем концентрация углерода, который находится в регенерированном катализаторе 282 крекинга. Высокая концентрация углерода в катализаторе может частично дезактивировать катализаторы каталитического крекинга, который обеспечивает повышенный выход олефинов в системе 278 каталитического крекинга. Содержание кокса в использованном регенерированном катализаторе может быть по меньшей мере 0,1 мас.% или по меньшей мере 0,5 мас.%. Содержание кокса в использованном регенерированном катализаторе может составлять около 0,1-1 мас.% или 0,1-0,6 мас.%. Катализатор каталитического крекинга, используемый в системе 278 каталитического крекинга и во второй системе 284 каталитического крекинга, может быть любым катализатором крекинга, поддающимся псевдоожижению, известного уровня техники. Поддающийся псевдоожижению катализатор крекинг может включать молекулярные сита с каталитической активностью, диспергированные в пористой, неорганической жаропрочной оксидной матрице или связующем. "Молекулярные сита" относится к любому материалу, способному к разделению атомов или молекул на основе их соответствующих размеров. Молекулярные сита, подходящие для использования в качестве компонента катализатора крекинга, включают сшитые глины, расслонные глины и кристаллические алюмосиликаты. В некоторых воплощениях катализатор крекинга содержит кристаллический алюмосиликат. Примеры таких алюмосиликатов включают Y цеолиты, ультраустойчивые Y цеолиты, X цеолиты, бета-цеолит, цеолит L, оффретит, морденит,фожазит и омега цеолит. В некоторых воплощениях кристаллическими алюмосиликатами для использования в катализаторе крекинга являются X и/или Y цеолиты. US 3,130,007 (Breck) описывает цеолиты Yтипа. Стабильность и/или кислотность цеолита, используемого в качестве компонента катализатора крекинга, могут быть увеличены обменом цеолита с ионами водорода, аммония, катионами поливалентных металлов, например редких земель, магния или кальция, или комбинацией ионов водорода, аммония и катионов поливалентных металлов, таким образом понижая содержание натрия до около 0,8 мас.%,- 14013513 предпочтительно менее около 0,5 мас.% и наиболее предпочтительно менее около 0,3 мас.% в пересчте на Na2O. Способы воплощения ионного обмена являются способами известного уровня техники. Цеолит или другой компонент молекулярных сит катализатора крекинга объединены с пористой,неорганической жаростойкой оксидной матрицей или связующим для формирования конечного катализатора до использования. Жаростойким оксидным компонентом в конечном катализаторе может быть оксид кремния-оксид алюминия, оксид кремния, оксид алюминия, природные или синтетические глины,сшитые или расслонные глины, смеси одного или более этих компонентов и т.п. В некоторых воплощениях неорганическая жаростойкая оксидная матрица включает смесь оксид алюминия-оксид кремния и глины, например каолина, гекторита, сепиолита и аттапульгита. Конечный катализатор может содержать около 5-40 мас.% цеолита или других молекулярных сит и более около 20 мас.% неорганического жаростойкого оксида. В некоторых воплощениях конечный катализатор может содержать около 10-35 мас.% цеолита или других молекулярных сит, около 10-30 мас.% процентов неорганического жаростойкого оксида и около 30-70 мас.% глины. Кристаллический алюмосиликат или другие компоненты молекулярных сит катализатора крекинга могут быть объединены с пористым, неорганическим жаростойким оксидным компонентом или его предшественниками любым подходящим способом известного уровня техники, включая смешивание,диспергирование, компаундирование или гомогенизацию. Примеры предшественников, которые могут быть использованы, включают, но не ограничены, оксид алюминия, золь оксида алюминия, золь оксида кремния, диоксид циркония, гидрогель оксида алюминия, полиоксикатионы алюминия и циркония и пептизированный оксид алюминия. В некоторых воплощениях цеолит объединяют с гелем или золем алюмосиликата или другим неорганическим, жаростойким оксидным компонентом и полученную смесь аэрозольно высушивают для получения конечных частиц катализатора, обычно имеющим диаметр около 40-80 мкм. В некоторых воплощениях цеолит или другие молекулярные сита могут быть диспергированы или смешаны иным образом с жаростойким оксидным компонентом или их предшественниками, экструдированы и затем размолоты до желательного диапазона размера частиц. Конечный катализатор может иметь среднюю насыпную плотность около 0,30-0,90 г/см 3 и объм пор около 0,10-0,90 см 3/г. В некоторых воплощениях добавка ZSM-5 может быть введена в промежуточный реактор крекинга второй системы 284 каталитического крекинга. Когда ZSM-5 добавка используется наряду с выбранным катализатором крекинга в промежуточном реакторе крекинга, увеличивается выход более низких олефинов, таких как пропилен и бутилены. Количество ZSM-5 составляет не более 30, не более 20 или не более 18 мас.% регенерированного катализатора, вводимого во вторую систему 284 каталитического крекинга. Количество добавки ZSM-5, вводимое во вторую систему 284 каталитического крекинга, может составлять 1-30, 3-20 или 5-18 мас.% регенерированного катализатора крекинга, вводимого во вторую систему 284 каталитического крекинга. Добавка ZSM-5 является добавкой молекулярных сит, выбранной из семейства кристаллических алюмосиликатов или цеолитов со средним размер пор. Молекулярные сита, которые могут использоваться в качестве ZSM-5 добавки, включают, но не ограничены, цеолиты со средним размером поры как описано в "Atlas of Zeolite Structure Types," Eds. W. H. Meier and D. H. Olson, Butterworth-Heineman, ThirdEdition, 1992. Цеолиты со средним размером пор обычно имеют размер пор около 0,5-0,7 нм и включают,например, MFI, MFS, MEL, MTW, EUO, MTT, HEU, FER и TON структурные типы цеолитов (IUPAC Комиссия по номенклатуре цеолитов). Не ограничивающие примеры таких цеолитов со средним размером пор включают ZSM-5, ZSM-12, ZSM-22, ZSM-23, ZSM-34, ZSM-35, ZSM-38, ZSM-48, ZSM-50, силикалит и силикалит 2. ZSM-5 описаны в US 3,702,886 (Argauer et al.) и US 3,770,614 (Graven), которые оба включены в описание ссылкой.US 3,948,758 (Bonacci et al.); ZSM-23 в US 4,076,842 (Plank et al.); и ZSM-35 в US 4,016,245 (Plank et al.),которые включены в описание ссылкой. Другие подходящие молекулярные сита включают силикоалюминофосфаты (SAPO), такие как SAPO-4 и SAPO-11, которые описаны в US 4,440,871 (Lok et al.); хромосиликаты; силикаты галлия, силикаты железа; фосфаты алюминия (ALPO), такие как ALPO-11, описанный в US 4,310,440 (Wilson et al.); алюмосиликаты титана (TASO), такие как TASO-45, описанные в US 4,686,029 (Pellet et al.); силикаты бора, описанные в US 4,254,297 (Frenken et al.); алюминофосфаты титана (ТАРО), такие как ТАРО-11, описанные в US 4,500,651 (Lok et al.); и алюмосиликаты железа, которые включены в описание ссылкой.US 4,368,114 (Chester et al.), который включн в описание ссылкой, подробно описывает класс цеолитов, которые могут быть подходящими ZSM-5 добавками. ZSM-5 добавка может быть связана вместе с каталитически неактивным неорганическим оксидным компонентом матрицы в соответствии с обычными способами. В некоторых воплощениях остаток, получаемый в установках, описанных на фиг. 2 и 3, может использоваться в качестве источника энергии. Остаток может быть превращен в газ для получения газов,которые сжигаются (например, сжиганием в турбине) и/или вводятся в подземную формацию (например,нагнетание полученного диоксида углерода в подземную формацию). В некоторых воплощениях остаток деасфальтируют для получения асфальта. Асфальт может быть превращен в газ.- 15013513 Примеры Не ограничивающие примеры фильтрации жидкого потока термической переработки in situ и получение олефинов из жидкого потока термической переработки in situ представлены ниже. Пример 1. Нанофильтрация жидкого потока способа термической переработки in situ. Жидкий образец (500 мл, 398,68 г) получают способом термической переработки in situ. Жидкий образец содержит 0,0069 г серы и 0,0118 г азота на 1 г жидкого образца. Конечная точка кипения жидкого образца равна 481 С, и плотность жидкого образца составляет 0,8474. Мембранная установка разделения, используемая для фильтрации образца, представляет собой лабораторную установку с плоской листовой мембраной Р 28 типа, поставленной CM Celfa Membrantechnik A.G. (Switzerland). Отдельная толщиной 2 мкм полидиметилсилоксановая мембрана (GKSS Forschungszentrum GmbH, Geesthact, Germany) используется в качестве фильтрующей среды. Фильтрационная система работает при 50 С и разница давления на мембране составляет 10 бар. Давление со стороны фильтрата близко к атмосферному. Фильтрат собирают и возвращают в фильтрационную систему для моделирования непрерывного процесса. Фильтрат находится в атмосфере азота для предотвращения контакта с окружающим воздухом. Концентрат также собирают для анализа. Средний поток 2 кг/м 2/бар/ч заметно не снижается от начального потока в течение фильтрации. Профильтрованная жидкость (298,15 г, выход 74,7%) содержит 0,007 г серы и 0,0124 г азота на 1 г профильтрованной жидкости; и плотность профильтрованной жидкости равна 0,8459, и конечная точка кипения составляет 486 С. Концентрат (56,46 г, выход 14,16 %) содержит 0,0076 г серы и 0,0158 г азота на 1 г концентрата; плотность концентрата 0,8714 и конечная точка кипения 543 С. Пример 2. Испытание на засорение профильтрованного и нефильтрованного жидкого потока способа термической переработки in situ. Нефильтрованные и профильтрованные жидкие образцы примера 1 проверяют на склонность к засорению. Склонность к засорению определяют с использованием Alcor теплового тестера засорения.Alcor тепловой тестер засорения является миниатюрным трубчатым теплообменником, выполненным из стали 1018, который протираются наждачной бумагой Norton R222 перед использованием. В течение испытания контролируется температура образца на выходе (Tout) при сохранении температуры теплообменника (Tc) постоянной. Если засорение происходит и материал отлагается на поверхности трубы, термическое сопротивление образца увеличивается и, следовательно, температура на выходе снижается. Уменьшение температуры на выходе после заданного периода времени является мерой интенсивности засорения. Снижение температуры за 2 ч работы используется как индикатор интенсивности засорения. ДТ =Tout(0) - Tout(2 ч). Tout(0) определяется как максимальная (устойчивая) температура на выходе, полученная в начале испытания, Tout(2 ч) регистрируют через 2 ч после первого отмеченного уменьшения температуры на выходе или когда температура на выходе стабильна в течение по меньшей мере 2 ч. В течение каждого испытания жидкий образец непрерывно циркулирует через теплообменник со скоростью около 3 мл/мин. Время нахождения в теплообменнике около 10 с. Эксплуатационные режимы следующие: давление 40 бар, Тобразца около 50 С, Тс 350 С и время испытания равно 4,41 ч. ДТ для нефильтрованного жидкого образца равно 15 С. ДТ для профильтрованного образца равно нулю. Этот пример демонстрирует, что нанофильтрация жидкого потока, полученного способом термической переработки in situ, удаляет по меньшей мере часть засоряющих соединений. Пример 3. Получение олефинов из жидкого потока способа термической переработки in situ. Используют экспериментальную пилотную систему для проведения экспериментов. Экспериментальная система включает систему подачи сырья, систему загрузки и перемещения катализатора, быстрый трубчатый реактор с псевдоожиженным слоем, десорбер, систему разделения и сбора продукта и регенератор. Трубчатый реактор является адиабатической вертикальной колонной с внутренним диаметром 11-19 мм и длиной около 3,2 м. Выход трубчатого реактора находится в жидкостной связи с десорбером, который работает при той же температуре, что выходящий поток трубчатого реактора и обеспечивает, по существу, 100%-ную эффективность десорбции. Регенератор является многоступенчатым регенератором непрерывного действия, используемым для регенерации отработанного катализатора. Отработанный катализатор податся в регенератор с контролируемой скоростью и регенерированный катализатор собирается в примнике. Баланс материалов получают в течение каждого из экспериментальных циклов через 30-минутные интервалы. Сложные газовые образцы анализируют при помощи совместно работающего газового хроматографа и жидкие образцы продукта собирают и анализируют через сутки. Выход кокса определяют, измеряя поток катализатора и измеряя разницу содержания кокса в катализаторе по определению кокса на образцах отработанного и регенерированного катализатора, взятых в каждом цикле, когда установка работает в устойчивом режиме. Жидкий поток, полученный способом термической переработки in situ, реакционируют для получения потока вакуумного газойля (VGO) с распределением диапазона температуры кипения 310-640 С. Поток VGO контактирует с псевдоожиженным слоем в установке каталитического крекинга E-Cat, содержащей 10% добавки ZSM-5 в каталитической системе, описанной выше. Температура трубчатого реактора поддерживается равной 593 С (1100F). Получаемый продукт содержит на 1 г продукта, 0,1402 г С 3 олефинов, 0,137 г С 4 олефинов, 0,0897 г C5 олефинов, 0,0152 г изо-С 5 олефинов, 0,0505 г изобутилена,- 16013513 0,0159 г этана, 0,0249 г изобутана, 0,0089 г n-бутана, 0,0043 г пентана, 0,0209 г изо-пентана, 0,2728 г смеси С 6 углеводородов и углеводородов с точкой кипения не более 232 С (450F), 0,0881 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения 232-343 С (450-650F), 0,0769 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения 343-399 С (650-750F) и 0,0386 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения по меньшей мере 399 С (750F) и 0,0323 г кокса. Этот пример демонстрирует способ получения сырого продукта фракционированием жидкого потока, полученного разделением жидкого потока текучей среды из формации, для получения сырого продукта с точкой кипения выше 343 С и каталитическим крекингом сырого продукта с точкой кипения выше 343 С для получения одного или более дополнительных сырых продуктов, в которых по меньшей мере одним из дополнительных сырых продуктов является второй газовый поток. Пример 4. Получение олефинов из жидкого потока способа термической переработки in situ. Лигроин после термического крекинга используют для моделирования жидкого потока, полученного способом термической переработки in situ, с распределением диапазона температур кипения 30-182 С. Лигроин содержит на 1 г лигроина 0,186 г нафтенов, 0,238 г изопарафинов, 0,328 г n-парафинов, 0,029 г циклоолефинов, 0,046 г изоолефинов, 0,064 г n-олефинов и 0,109 г ароматических соединений. Поток лигроина контактирует с FCC E-Cat с 10% добавки ZSM-5 в системе каталитического крекинга, описанной выше, для получения сырого продукта. Температура трубчатого реактора поддерживается равной 593 С (1100F). Сырой продукт содержит на 1 г сырого продукта 0,1308 г этилена, 0,0139 г этана, 0,0966 г С 4-олефинов, 0,0343 г С 4 изоолефинов, 0,0175 г бутана, 0,0299 г изобутана, 0,0525 г C5 олефинов,0,0309 г C5 изоолефинов, 0,0442 г пентана, 0,0384 г изопентана, 0,4943 г смеси С 6 углеводородов и углеводородов с точкой кипения не более 232 С (450F), 0,0201 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения 232-343 С (450-650F), 0,0029 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения 343-399 С (650-750F), 0,00128 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения по меньшей мере 399 С (750F) и 0,00128 г кокса. Общее количество С 3-С 5 олефинов составляет 0,2799 г на 1 г лигроина. Этот пример демонстрирует способ получения сырого продукта фракционированием жидкого потока, полученного разделением жидкого потока текучей среды из формации, для получения сырого продукта с точкой кипения выше 343 С и каталитическим крекингом сырого продукта с точкой кипения выше 343 С, для получения одного или более дополнительных сырых продуктов, в которых по меньшей мере одним из дополнительных сырых продуктов является второй газовый поток. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ получения одного или более сырых продуктов, в котором добывают текучую среду формации способом подземной термической переработки in situ с нагревом углеводородсодержащей формации одним или более источниками тепла, осуществляющими передачу тепла по меньшей мере к части формации контактным образом и/или излучением; разделяют текучую среду формации с получением жидкого потока и газового потока; подают по меньшей мере часть жидкого потока на нанофильтрацию и затем на гидроочистку, осуществляемую в условиях, достаточных для удаления по меньшей мере части засоряющих соединений,которые представляют собой диолефины, и для превращения по меньшей мере части диолефинов в моноолефины с получением жидкого потока, подвергнутого гидроочистке. 2. Способ по п.1, в котором одно или более засоряющих соединений включают тврдые вещества,полученные способом термической переработки in situ. 3. Способ по пп.1, 2, в котором одно или более засоряющих соединений включают смесь тврдых веществ и углеводородов, полученных способом термической переработки in situ. 4. Способ по пп.1-3, в котором одно или более засоряющих соединений включают олефины и тврдые вещества, полученные способом термической переработки in situ. 5. Способ по пп.1-4, в котором гидроочистка включает контактирование жидкого потока с одним или более катализатором в присутствии водорода для получения продукта, пригодного для транспортировки и/или применения для нефтепереработки. 6. Способ по пп.1-5, в котором по меньшей мере часть жидкого потока, подвергнутого гидроочистке, перерабатывают в одной или более установок переработки, находящихся ниже по потоку в технологической схеме, для формирования одного или более сырых продуктов. 7. Способ по п.6, в котором по меньшей мере одна из установок переработки включает установку фракционирования. 8. Способ по пп.6, 7, в котором по меньшей мере один из сырых продуктов является жидкой смесью при 25 С и 0,101 МПа. 9. Способ по пп.6-8, в котором по меньшей мере один из сырых продуктов является газообразной смесью при 25 С и 0,101 МПа. 10. Способ по пп.6-9, в котором по меньшей мере один из сырых продуктов является газообразной смесью при 25 С и 0,101 МПа и в котором газообразная смесь включает углеводороды с углеродным- 17013513 числом по меньшей мере 3. 11. Способ по пп.6-10, в котором по меньшей мере один из сырых продуктов включает дизельное топливо. 12. Способ по пп.6-11, в котором по меньшей мере один из сырых продуктов включает лигроин. 13. Способ по пп.6-12, в котором по меньшей мере один из сырых продуктов является вакуумным газойлем. 14. Способ по пп.6-13, в котором по меньшей мере часть одного сырого продукта смешивают с текучей средой формации, полученной способом термической переработки in situ. 15. Способ по пп.1-14, в котором текучая среда формации включает текучие среды с приданной подвижностью, текучие среды лгкого крекинга, пиролизованные текучие среды или их смеси. 16. Способ по пп.1-15, в котором формация включает битуминозный сланец и в котором по меньшей мере один из сырых продуктов смешивают с текучей средой тяжлой нефти/битуминозного песка,полученной способом термической переработки in situ. 17. Способ производства транспортного топлива, в котором используют сырой продукт, полученный способом по любому из пп.1-16.