Способ и система для обработки подземного углеводородсодержащего пласта

СПОСОБ И СИСТЕМА ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПОДЗЕМНОГО УГЛЕВОДОРОДСОДЕРЖАЩЕГО ПЛАСТА Предложена система для обработки подземного углеводородсодержащего пласта. Система включает один или более туннелей. Туннели имеют средний диаметр по меньшей мере 1 м. По меньшей мере один туннель соединн с поверхностью. Два или более ствола скважин проходят по меньшей мере от одного из туннелей по меньшей мере в часть подземного углеводородсодержащего пласта. По меньшей мере два из стволов скважин содержат удлиненные источники тепла,выполненные с возможностью нагрева по крайней мере части подземного углеводородсодержащего пласта так, чтобы, по меньшей мере, некоторые углеводороды оказалась мобилизованными.(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ШЕЛЛ ИНТЕРНЭШНЛ РИСЕРЧ МААТСХАППИЙ Б.В. (NL) Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится в целом к способам и системам для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов, таких как углеводородсодержащие пласты. Уровень техники Углеводороды, получаемые из подземных пластов, часто используют в качестве энергетических ресурсов, в качестве разного рода сырья и в качестве потребительских продуктов. Озабоченность по поводу истощения существующих углеводородных ресурсов и снижения в целом качества добываемых углеводородов привела к разработке способов для более эффективных добычи, переработки и/или применения имеющихся углеводородных ресурсов. Для извлечения углеводородных материалов из подземных пластов могут использоваться процессы in situ. С целью обеспечения более лгкого удаления углеводородного материала из подземного пласта может потребоваться изменение химических и/или физических свойств углеводородного материала в подземном пласте. Химические и физические изменения могут включать в себя реакции in situ, результатом которых становятся образование извлекаемых флюидов,изменения состава, изменения растворимости, изменения плотности, фазовые изменения и/или изменения вязкости углеводородного материала в пласте. Флюидом может быть (но без ограничения ими) газ,жидкость, эмульсия, суспензия и/или поток тврдых частиц, который имеет характеристики текучести,подобные характеристикам текучести потока жидкости. В стволы скважин могут помещаться нагреватели для нагрева пласта во время процесса in situ. Примеры процессов in situ, в которых используются нагреватели для стволов скважин, иллюстрируются в патентах США 2634961 (Ljungstrom), 2732195 (Ljungstrom), 2780450 (Ljungstrom), 2789805 (Ljungstrom), 2923535 (Ljungstrom) и 4886118 (Van Meurs et al.). Для обработки углеводородсодержащего пласта с использованием способа термической обработкиin situ может быть использовано множество различных типов скважин и стволов скважин. В некоторых вариантах для обработки пласта используются вертикальные и/или в существенной степени вертикальные скважины. В некоторых вариантах для обработки пласта используются горизонтальные или в существенной степени горизонтальные скважины (такие как J- и/или L-образные скважины) и/или u-образные скважины. В некоторых вариантах для обработки пласта используются комбинации горизонтальных скважин, вертикальных скважин и/или какие-либо другие комбинации. В определнных вариантах скважины проходят через вскрышу пласта к углеводородсодержащему слою пласта. В некоторых ситуациях тепло в скважинах теряется на нагрев вскрыши. В некоторых ситуациях инфраструктуры на поверхности и во вскрыше, используемые для поддерживания нагревателей и/или добывающего оборудования в горизонтальных стволах и u-образных стволах скважины, имеют большие размеры и/или присутствуют в большом количестве. Были приложены большие усилия для разработки способов и систем для экономичной добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из углеводородсодержащих пластов. Однако в настоящее время вс ещ имеется много углеводородсодержащих пластов, из которых углеводороды, водород и/или другие продукты экономично добыты быть не могут. По этой причине существует потребность в улучшенных способах и системах, которые бы позволили использовать для обработки пласта меньшие по размеру нагреватели и/или меньшую по размеру аппаратуру. Существует потребность в улучшенных способах и системах, которые бы снизили энергетические расходы для обработки пласта, понизили выбросы в процессе обработки, облегчили установку нагревательной системы и/или снизили потери тепла на нагрев вскрыши по сравнению со способами добычи углеводородов, в которых используется наземная аппаратура. Раскрытие изобретения Описанные в патенте варианты осуществления изобретения относятся в целом к системам, способам и нагревателям для обработки подземного пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения предлагаются одна или более систем, способов и/или нагревателей. В некоторых вариантах осуществления эти системы, способы и/или нагреватели используются для обработки подземного пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения предлагается система для обработки подземного углеводородсодержащего пласта, включающая один или более туннелей, имеющих средний диаметр по меньшей мере 1 м, из которых по меньшей мере один туннель соединн с поверхностью; и два или более ствола скважин, проходящих от по меньшей мере одного из туннелей в по меньшей мере одну из частей подземного углеводородсодержащего пласта, из которых по меньшей мере два ствола скважин содержат удлиннные источники тепла, выполненные с возможностью нагревания по крайней мере части подземного углеводородсодержащего пласта с тем, чтобы, по крайней мере, некоторые углеводороды оказались подвижными. В некоторых вариантах осуществления изобретения предлагается способ обработки подземного углеводородсодержащего пласта, включающий подачу тепла от системы к подземному углеводородсодержащему пласту для мобилизации, по крайней мере, некоторых углеводородов в пласте, при этом тепло податся с помощью системы. В дополнительных вариантах осуществления изобретения признаки отдельных вариантов могут быть объединены с признаками других вариантов изобретения. Например, признаки одного из вариантов изобретения могут быть объединены с признаками любого из других вариантов изобретения. В дополнительных вариантах обработка подземного пласта проводится с использованием любого из описанных в патенте способов, систем или нагревателей. В других вариантах изобретения к раскрытым вариантам могут быть добавлены дополнительные признаки. Краткое описание чертежей Преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными специалистам благодаря приведнному ниже детальному описанию со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено: фиг. 1 - схематический вид одного из вариантов одной из частей системы термической обработки insitu для обработки углеводородсодержащего пласта; фиг. 2 - перспективный вид одного из вариантов одной из подземных обработочных систем; фиг. 3 - перспективный вид туннелей одного из вариантов осуществления одной из подземных обработочных систем; фиг. 4 - другой покомпонентный перспективный вид одной из частей подземной обработочной системы и туннелей; фиг. 5 - представление сбоку одного из вариантов осуществления для нагретого флюида, протекающего через источники тепла между туннелями; фиг. 6 - представление сверху одного из вариантов осуществления для нагретого флюида, протекающего через источники тепла между туннелями; фиг. 7 - перспективный вид одного из вариантов осуществления подземной обработочной системы,имеющей стволы нагревательных скважин, расположенные между двумя туннелями подземной обработочной системы; фиг. 8 - вид сверху одного из вариантов осуществления туннелей с камерами стволов скважин; фиг. 9 - схематический вид секций туннеля одного из вариантов осуществления подземной обработочной системы; фиг. 10 - схематический вид одного из вариантов осуществления подземной обработочной системы с наземной добычей; фиг. 11 - вид сбоку одного из вариантов осуществления подземной обработочной системы. Хотя изобретение не исключает различных модификаций и альтернативных форм, конкретные варианты его осуществления показаны с помощью примера на чертежах и могут быть описаны в деталях. Масштаб на чертежах может не соблюдаться. Однако следует иметь в виду, что не предполагается, чтобы чертежи и их детальное описание ограничивали изобретение конкретной раскрытой формой и, напротив, предполагается охват всех модификаций, эквивалентов и альтернатив в рамках сущности и объма настоящего изобретения, определнных в прилагаемой формуле изобретения. Осуществление изобретения Приведнное ниже описание относится в целом к системам и способам для обработки углеводородов в пластах. Такие пласты могут обрабатываться в целях получения углеводородных продуктов, водорода и других продуктов."Углеродное число" означает количество атомов углерода в молекуле. Углеводородный флюид может включать в себя различные углеводороды с различными углеродными числами. Углеводородный флюид может быть описан распределением углеродных чисел. Углеродные числа и/или распределения углеродных чисел можно определять по распределению истинных точек кипения и/или с помощью газожидкостной хроматографии."Крекинг" относится к процессу, в котором происходит разложение и молекулярная рекомбинация органических соединений, в результате чего образуется большее количество молекул, чем их было вначале. В процессе крекинга протекает ряд реакций, сопровождающихся переносом атомов водорода между молекулами. Например, лигроин может быть подвергнут реакции термического крекинга с образованием этилена и H2."Давлением флюида" является давление, которое флюид создает в пласте. "Литостатическим давлением" (иногда называемым "литостатическим напряжением") является давление в пласте, равное весу на единицу площади вышележащей массы породы. "Гидростатическим давлением" является давление в пласте, создаваемое столбом воды. Выражение "пласт" включает в себя один или более углеводородсодержащих слоев, один или более неуглеводородных слоев, покрывающий слой и/или подстилающий слой. Выражение "углеводородные слои" относится к слоям в пласте, которые содержат углеводороды. Углеводородные слои могут содержать неуглеводородный материал и углеводородный материал. Выражения "вскрыша" и/или "подсти-2 019751 лающий слой" включают в себя один или более разных типов непроницаемых материалов. Например,вскрыша и/или подстилающий слой могут включать скальную породу, сланец, аргиллит или влажный/плотный карбонат. В некоторых вариантах процессов термической обработки in situ вскрыша и/или подстилающий слой включают углеводородсодержащий слой или углеводородсодержащие слои, которые относительно непроницаемы и не подвергаются действию температур во время проведения термической обработки in situ, результатом чего являются значительные изменения характеристик углеводородсодержащих слоев вскрыши и/или подстилающего слоя. Например, вскрыша может содержать сланец или аргиллит, но вскрышу нельзя нагревать до температуры пиролиза в процессе термической обработкиin situ. В некоторых случаях вскрыша и/или подстилающий слой могут быть до некоторой степени проницаемыми. Под "пластовыми флюидами" подразумеваются флюиды (текучие среды), которые присутствуют в пласте и могут включать в себя пиролизный флюид, синтез-газ, мобилизованные флюиды, флюиды и воду (водяной пар). Пластовые флюиды могут включать в себя как углеводородные флюиды, так и неуглеводородные флюиды. Выражение "мобилизованный флюид" относится к флюидам в углеводородсодержащем пласте, которые приобрели текучесть в результате термической обработки пласта. Под "добытыми флюидами" подразумеваются флюиды, извлечнные из пласта."Источником тепла" является любая система для подачи тепла, по крайней мере, в какую-либо часть пласта в основном путм теплопроводного и/или радиационного теплопереноса. Источником тепла могут быть, например, электронагреватели типа изолированного проводника, удлиннного элемента и/или проводника, расположенного в трубе. Нагревателем могут также быть системы, которые производят тепло за счт сжигания топлива вне пласта или в пласте. Этими системами могут быть наземные горелки, скважинные газовые горелки, беспламенные рассредоточенные камеры сгорания и естественные рассредоточенные камеры сгорания. В некоторых вариантах осуществления тепло, подаваемое в или произведнное в одном или более источниках тепла, может быть получено от других источников энергии. Другие источники энергии могут нагревать пласт непосредственно, либо же их энергия может передаваться теплоносителю, который непосредственно или опосредованно нагревает пласт. Следует иметь в виду, что в одном или более источниках тепла, которые доставляют тепло в пласт, могут использоваться различные источники энергии. Так, например, для данного пласта некоторые источники тепла могут подавать тепло от электронагревателей сопротивления, некоторые источники тепла могут подавать тепло сгорания, а некоторые источники тепла могут подавать тепло от одного или более других источников энергии (например, химических реакций, солнечной энергии, энергии ветра, биомассы или других источников возобновляемой энергии). Химической реакцией может быть экзотермическая реакция (например, реакция окисления). Источником тепла может также быть нагреватель, который передат тепло в зону вблизи и/или окружающую место нагрева, например нагревательная скважина."Нагреватель" представляет собой любую систему или источник тепла, генерирующие тепло в скважине или в области вблизи ствола скважины. Нагревателями могут быть, но не ограничиваясь ими,электронагреватели, горелки, камеры сгорания, которые реагируют с материалом в пласте или материалом, полученным из пласта, и/или их комбинации."Тяжлые углеводороды" представляют собой вязкие углеводородные флюиды. Тяжлые углеводороды могут включать в себя такие вязкие углеводородные флюиды, как тяжлая нефть, смола и/или асфальт. Тяжлые углеводороды могут включать в себя как углерод и водород, так и меньшие концентрации серы, кислорода и азота. Дополнительные элементы могут присутствовать в тяжлых углеводородах в следовых количествах. Тяжлые углеводороды могут быть классифицированы по API-плотности. Обычно тяжлые углеводороды имеют API-плотность менее примерно 20. Тяжлая нефть, например,обычно имеет API-плотность примерно 10-20, в то время как смола обычно имеет API-плотность менее примерно 10. Как правило, вязкость тяжлых углеводородов выше примерно 100 сП при 15 С. Тяжлые углеводороды могут включать в себя ароматические и другие сложные циклические углеводороды. Тяжлые углеводороды могут находиться в относительно проницаемых пластах. Относительно проницаемый слой может содержать тяжлые углеводороды, увлечнные, например, в песок или в карбонат. "Относительно проницаемый" по отношению к пластам или их частям определяется как средняя проницаемость, равная 10 миллидарси (мД) (например, 10 или 100 мД). "Относительно низкая проницаемость" по отношению к пластам или их частям определяется как средняя проницаемость менее 10 мД. Один дарси равен приблизительно 0,99 мкм 2. Непроницаемый слой обычно имеет проницаемость менее примерно 0,1 мД. Некоторые типы пластов, которые содержат тяжлые углеводороды, могут также содержать (но не ограничиваясь ими) природные минеральные воски или природные асфальтиты. "Природные минеральные воски" встречаются, как правило, в, по существу, трубчатых жилах, которые могут иметь несколько метров в ширину, несколько километров в длину и сотни метров в глубину. "Природные асфальтиты" включают в себя тврдые углеводороды ароматического состава и обычно встречаются в больших жилах. Извлечение из пластов in situ углеводородов, таких как минеральные воски и природные асфальтиты, может включать плавление с образованием жидких углеводородов и/или растворную добычу углеводородов из пластов. Выражение "углеводороды" определяются в общем случае как молекулы, образованные преимущественно атомами углерода и водорода. Углеводороды могут также включать в себя другие элементы,например (но не ограничиваясь ими) галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или серу. Углеводородами могут быть (но не ограничиваясь ими) кероген, битум, пиробитум, нефти, природные минеральные воски и асфальтиты. Углеводороды могут находиться внутри минеральных матриц в земле или непосредственно примыкать к ним. Матрицами могут быть (но не ограничиваясь ими) осадочная порода, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды. "Углеводородные флюиды" представляют собой флюиды, которые содержат углеводороды. Углеводородные флюиды могут включать, захватывать, или быть захваченными неуглеводородными флюидами, например водородом, азотом,оксидом углерода, диоксидом углерода, сероводородом, водой и аммиаком."Процесс конверсии in situ" представляет собой процесс нагрева углеводородсодержащего пласта от источников тепла с целью повышения температуры по крайней мере части пласта выше температуры пиролиза, в результате чего в пласте образуется пиролизный флюид."Процесс термической обработки in situ" представляет собой процесс нагрева углеводородсодержащего пласта от источников тепла с целью повышения температуры по крайней мере части пласта выше некоторой температуры, в результате чего возникает мобилизованный флюид и происходит висбрекинг и/или пиролиз углеводородсодержащего материала, приводящие к образованию в пласте мобилизованных флюидов, флюидов висбрекинга и/или флюидов пиролиза. Выражение "изолированный проводник" относится к любому удлиннному материалу, который способен проводить электричество и целиком или частично покрыт электроизоляционным материалом."Пиролиз" представляет собой разрыв химических связей в результате теплового воздействия. Например, пиролиз может включать в себя превращение какого-либо соединения в одно или более других веществ только за счет тепла. Чтобы инициировать пиролиз, тепло может подаваться в какой-либо участок пласта. Выражение "пиролизные флюиды" или "продукты пиролиза" относится к флюиду, образующемуся главным образом в процессе пиролиза углеводородов. Образующийся в результате пиролизных реакций флюид может смешиваться с другими флюидами в пласте. Такую смесь следует рассматривать как пиролизный флюид или пиролизный продукт. Используемое в описании выражение "зона пиролиза" относится к объму пласта (например, относительно проницаемого пласта, такого как пласт битуминозных песков), в котором осуществлена реакция или проходит реакция с образованием пиролизного флюида."Оседание" представляет собой перемещение вниз части пласта относительно начального уровня поверхности."Суперпозиция тепла" означает подвод тепла от двух или более источников тепла к выбранному участку пласта таким образом, что источники тепла влияют на температуру пласта по меньшей мере в одном месте между источниками тепла."Синтез-газ" представляет собой смесь, включающую водород и оксид углерода. Дополнительными компонентами синтез-газа могут быть вода, диоксид углерода, азот, метан и другие газы. Синтез-газ может генерироваться в разных процессах и из разного сырья. Синтез-газ может быть использован для синтеза широкого ряда соединений."Смола" представляет собой вязкий углеводород, который обычно имеет вязкость выше примерно 10000 сП при 15 С. Удельный вес смолы обычно выше 1,000. Смола может иметь API-плотность ниже 10."Пласт битуминозных песков" представляет собой пласт, в котором углеводороды присутствуют преимущественно в виде тяжлых углеводородов и/или смолы, захваченных в минеральный зернистый каркас или другую хозяйскую литологию (например, песок или карбонат). Примеры пластов битуминозных песков включают такие пласты как пласты в Атабаске, Гросмонте и на Пис-ривер (все три в штате Альберта, Канада) и пласт Фаха в поясе Ориноко, Венесуэла. Выражение "нагреватель с ограничением температуры" обычно относится к нагревателю, в котором регулируется тепловая мощность (например, снижается тепловая мощность) выше заданной температуры без использования внешнего управления, такого как температурные контроллеры, регуляторы мощности,выпрямители и другие приборы. Нагреватели с ограничением температуры могут быть электронагревателями сопротивления переменного тока или модулированного (например, прерывистого) постоянного тока. Понятие "толщина" слоя относится к толщине поперечного сечения слоя, которое (поперечное сечение) перпендикулярно к лицевой поверхности слоя. Выражение "u-образный ствол скважины" относится к стволу скважины, который проходит от первого отверстия в пласте через по крайней мере часть пласта и выходит наружу через второе отверстие в пласте. В настоящем контексте ствол скважины может быть лишь грубо v- или u-образным в предположении, что для пласта, который рассматривается как "u-образный", "ножки" u не обязательно должны быть параллельными одна другой или перпендикулярными "основанию" u."Облагораживание" подразумевает повышение качества углеводородов. Например, облагораживание тяжлых углеводородов может привести к увеличению API-плотности тяжлых углеводородов. Понятие "висбрекинг" относится к распутыванию молекул во флюиде в процессе термической обработки и/или к разрыву больших молекул на меньшие молекулы при термической обработке, что приводит к снижению вязкости флюида. Понятие "вязкость" относится к кинематической вязкости при 40 С (если не оговорено другое). Вязкость определяется методом ASTM Method D445. Понятие "ствол скважины" относится к отверстию в пласте, выполненному бурением или внедрением в пласт трубопровода. Ствол скважины может иметь, по существу, круглое поперечное сечение или поперечное сечение какой-либо иной формы. В настоящем описании "скважина" или "отверстие", относящиеся к отверстию в пласте, могут использоваться взаимозаменяемым образом по отношению к выражению "ствол скважины". С целью получения множества разных продуктов пласт может быть обработан различными способами. Для обработки пласта в процессе его термической обработки in situ могут быть использованы разные стадии или операции. В некоторых вариантах осуществления один или более участков пласта разрабатывают с использованием раствора, удаляя из этих участков растворимые минералы. Извлечение минералов в виде раствора может проводиться до, во время и/или после проведения операции термической обработки in situ. В некоторых вариантах осуществления средняя температура одного или более участков, в которых осуществляют разработку с использованием раствора, может поддерживаться ниже примерно 120 С. В некоторых вариантах осуществления один или более участков пласта нагревают с целью удаления воды из этих участков и/или для удаления из этих участков метана и других летучих углеводородов. В некоторых вариантах осуществления во время удаления воды и летучих углеводородов средняя температура может быть повышена от температуры окружающей среды до температуры ниже примерно 220 С. В некоторых вариантах осуществления одну или более участков пласта нагревают до температур,которые обеспечивают движение и/или висбрекинг углеводородов в пласте. В некоторых вариантах осуществления среднюю температуру одного или более участков пласта повышают до температур мобилизации углеводородов в участках (например, до температуры в пределах от 100 до 250 С, от 120 до 240 С или от 150 до 230 С). В некоторых вариантах осуществления один или более участков пласта нагревают до температур,которые обеспечивают протекание в пласте пиролизных реакций. В некоторых вариантах осуществления средняя температура может быть повышена до температур пиролиза углеводородов в участках (например, до температуры в пределах от 230 до 900 С, от 240 до 400 С или от 250 до 350 С). Нагрев углеводородсодержащего пласта с помощью множества источников тепла может привести к установлению вокруг источников тепла тепловых градиентов, которые повышают температуру углеводородов в пласте до заданных значений при заданных скоростях нагрева. Скорость повышения температуры в диапазоне температур мобилизации и/или в диапазоне температур пиролиза для целевых продуктов может повлиять на качество и количество пластовых флюидов, добываемых из углеводородсодержащего пласта. Медленное повышение температуры пласта в диапазоне температур мобилизации и/или в диапазоне температур пиролиза может обеспечить добычу из пласта высококачественных, обладающих высокой API-плотностью углеводородов. Медленное повышение температуры пласта в диапазоне температур мобилизации и/или в диапазоне температур пиролиза может обеспечить извлечение в качестве углеводородного продукта большого количества находящихся в пласте углеводородов. В некоторых вариантах осуществления термической обработки in situ вместо медленного повышения температуры в каком-либо температурном диапазоне одну из частей пласта нагревают до какой-либо заданной температуры. В некоторых вариантах осуществления заданная температура равна 300, 325 или 350 С. В качестве заданной температуры могут быть выбраны и другие температуры. Суперпозиция тепла от источников тепла позволяет относительно быстро и эффективно устанавливать в пласте заданную температуру. Чтобы поддерживать температуру в пласте на близком к заданному уровне, можно регулировать поступление в пласт энергии от источников тепла. Продукты мобилизации и/или пиролиза могут добываться из пласта через добывающие скважины. В некоторых вариантах осуществления среднюю температуру одного или более участков поднимают до температур мобилизации и добывают углеводороды через добывающие скважины. После того как обусловленная мобилизацией добыча уменьшится ниже установленного значения, средняя температура одного или более участков может быть повышена до температур пиролиза. В некоторых вариантах осуществления температуру одного или более участков повышают до температур пиролиза без проведения при этом значительной добычи до тех пор, пока не будут достигнуты температуры пиролиза. Пластовые флюиды, включая продукты пиролиза, могут добываться через добывающие скважины. В некоторых вариантах осуществления средняя температура одного или более участков может быть повышена до температур, достаточных для того, чтобы обеспечить добычу синтез-газа после мобилизации и/или пиролиза. В некоторых вариантах осуществления температура углеводородов может быть повышена в достаточной степени для того, чтобы обеспечить образование синтез-газа без проведения при этом значительной добычи до тех пор, пока не будут достигнуты температуры, достаточные для обеспе-5 019751 чения образования синтез-газа. Например, синтез-газ может образовываться в пределах температур от примерно 400 до примерно 1200 С, от примерно 500 до примерно 1100 С или от примерно 550 до примерно 1000 С. Образующий синтез-газ флюид (например, водяной пар и/или воду) можно вводить в участки пласта для генерирования там синтез-газа. Добыча синтез-газа может осуществляться из добывающих скважин. Разработка с помощью раствора, извлечение летучих углеводородов и воды, мобилизация углеводородов, пиролиз углеводородов, генерирование синтез-газа и/или другие операции могут проводиться во время операции термической обработки in situ. В некоторых вариантах осуществления некоторые операции могут проводиться после операции термической обработки in situ. В число таких операций могут входить (но не ограничиваясь ими) рекуперация тепла из обработанных участков, хранение флюидов(например, воды и/или углеводородов) в предварительно обработанных участках и/или связывание диоксида углерода в предварительно обработанных участках. На фиг. 1 приведн схематический вид одного из вариантов осуществления части системы термической обработки in situ для обработки углеводородсодержащего пласта. Система термической обработкиin situ может включать в себя барьерные скважины 200. Барьерные скважины используются для создания барьера вокруг обрабатываемого участка. Барьер препятствует потоку флюидов к обрабатываемому участку и/или из него. Барьерными скважинами могут быть (но не ограничиваются ими) обезвоживающие скважины, вакуумные скважины, захватывающие скважины, нагнетательные скважины, растворные скважины, замораживающие скважины или их комбинации. В некоторых вариантах осуществления барьерными скважинами 200 являются обезвоживающие скважины. Обезвоживающие скважины могут удалять жидкую воду и/или препятствовать поступлению жидкой воды в часть предназначенного для нагрева пласта или в нагреваемый пласт. В приведнном на фиг. 1 варианте осуществления барьерные скважины 200 показаны проходящими только вдоль одной стороны источников тепла 202, но барьерные скважины могут опоясывать все используемые источники тепла 202, либо использоваться для нагрева обрабатываемого участка пласта. Источники тепла 202 помещают по крайней мере в часть пласта. Источниками тепла 202 могут быть нагреватели, такие как изолированные проводники, нагреватели типа проводников в каналах, наземные горелки, беспламенные рассредоточенные камеры сгорания и/или естественные рассредоточенные камеры сгорания. Источниками тепла 202 могут быть и другие типы нагревателей. Для нагрева углеводородов в пласте источники тепла 202 подают тепло по крайней мере к части пласта. Энергия может подводиться к источникам тепла 202 по подводящим линиям 204. Подводящие линии 204 могут быть структурно разными в зависимости от типа используемого для нагревания пласта источника тепла или источников тепла. Подводящие линии 204 для источников тепла могут пропускать электричество для электронагревателей, могут транспортировать топливо для камер сгорания, либо же могут переносить циркулирующую в пласте теплообменивающую текучую среду. В некоторых вариантах осуществления электричество для операции термической обработки in situ может подаваться от атомной электростанции или от атомных электростанций. Использование энергии атомных электростанций позволяет снизить или устранить выбросы диоксида углерода при проведении термической обработки in situ. Нагревание пласта может привести к некоторому увеличению проницаемости и/или пористости пласта. Увеличение проницаемости и/или пористости может быть обусловлено уменьшением массы в пласте в результате испарения и удаления воды, удаления углеводородов и/или создания трещин. Благодаря увеличенной проницаемости и/или пористости пласта течение флюида в нагретой части пласта облегчается. Благодаря увеличенной проницаемости и/или пористости флюид в нагретой части пласта может перемещаться на значительное расстояние через пласт. Это значительное расстояние может превышать 1000 м в зависимости от различных факторов, таких как проницаемость пласта, свойства флюида,температура пласта и перепад давления, обеспечивающий перемещение флюида. Способность флюида проходить значительное расстояние в пласте позволяет располагать добывающие скважины 206 относительно далеко от пласта. Добывающие скважины 206 используются для удаления из пласта пластового флюида. В некоторых вариантах осуществления добывающая скважина 206 включает в себя какой-либо источник тепла. Источник тепла в добывающей скважине может нагревать одну или более частей пласта в добывающей скважине или вблизи не. В некоторых вариантах осуществления операции обработки in situ количество тепла, подаваемого в пласт от добывающей скважины с одного метра добывающей скважины меньше количества тепла, подаваемого в пласт источником тепла, который нагревает пласт, в расчте на один метр источника тепла. Воздействующее на пласт тепло из добывающей скважины может повысить проницаемость пласта вблизи добывающей скважины в результате удаления жидкофазного флюида вблизи добывающей скважины и/или повысить проницаемость пласта вблизи добывающей скважины в результате образования макро- и/или микротрещин. В некоторых вариантах осуществления источник тепла в добывающей скважине 206 позволяет удалять из пласта паровую фазу пластовых флюидов. Обеспечение нагрева в добывающей скважине или через не может: (1) препятствовать конденсации и/или возврату флегмы добываемого флюида, когда этот добываемый флюид движется в добывающей скважине вблизи вскрыши; (2) увеличивать поступле-6 019751 ние тепла в пласт; (3) повышать скорость добычи из добывающей скважины по сравнению с добывающей скважиной без источника тепла; (4) препятствовать конденсации соединений с большим числом атомов углерода (углеводороды С 6 и выше) в добывающей скважине и/или (5) повышать проницаемость пласта в добывающей скважине или вблизи не. Подземное давление в пласте может соответствовать создаваемому в пласте давлению флюида. При повышении температур в нагретой части пласта давление в нагретой части может возрастать в результате теплового расширения флюидов, повышенного образования флюидов и испарения воды. Регулирование скорости вывода флюидов из пласта может позволить контролировать давление в пласте. Давление в пласте может определяться в нескольких разных участках, вблизи или в самих добывающих скважинах,вблизи или в самих источниках тепла или в мониторинговых скважинах. В некоторых углеводородсодержащих пластах добычу углеводородов из пласта задерживают до тех пор, пока, по крайней мере, некоторая часть углеводородов в пласте не окажется мобилизованной и/или не подвергнется пиролизу. Пластовый флюид можно добывать из пласта тогда, когда пластовый флюид соответствует заданному качеству. В некоторых вариантах осуществления заданное качество включаетAPI-плотность по меньшей мере примерно 20, 30 или 40. Задержка добычи до тех пор, пока, по крайней мере, некоторая часть углеводородов не окажется мобилизованной и/или не подвергнется пиролизу, может повысить превращение тяжлых углеводородов в лгкие углеводороды. Задержка начала добычи может минимизировать добычу из пласта тяжлых углеводородов. Добыча значительных количеств тяжлых углеводородов может потребовать дорогостоящего оборудования и/или уменьшить срок службы добывающего оборудования. В некоторых вариантах осуществления допускается повышение давления, возникающего в результате расширения мобилизованных флюидов, пиролизных флюидов или других образовавшихся в пласте флюидов, хотя открытый путь к добывающим скважинам 26 или к какому-либо другому сбрасывающему давлению участку в пласте может ещ не существовать. Можно допустить повышение давления до уровня литостатического давления. Трещины в углеводородсодержащем пласте могут образоваться тогда,когда давление флюида приближается к литостатическому. Например, трещины могут образоваться от источников тепла 202 в нагреваемой части пласта в направлении к добывающим скважинам. Возникновение трещин в нагретой части может частично снижать давление в этой части. Чтобы препятствовать нежелательной добыче, растрескиванию вскрыши и/или коксованию углеводородов в пласте, давление в пласте можно поддерживать ниже заданного значения. После достижения температур мобилизации и/или пиролиза и начала добычи из пласта давление в пласте можно менять с целью изменения и/или регулирования состава добываемого пластового флюида,регулирования содержания конденсируемого флюида по отношению к неконденсируемому флюиду в пластовом флюиде и/или регулирования API-плотности добываемого пластового флюида. Например,снижение давления может повлечь за собой добычу большего количества конденсируемого компонента флюида. Конденсируемый компонент флюида может иметь повышенное содержание олефинов. В некоторых вариантах осуществления операции термической обработки in situ давление в пласте можно поддерживать достаточно высоким, чтобы стимулировать добычу пластового флюида с APIплотностью выше 20. Поддержание повышенного давления в пласте может препятствовать оседанию пласта во время термической обработки in situ. Поддержание повышенного давления может уменьшить или устранить необходимость компримирования пластовых флюидов на поверхности перед отправкой этих флюидов в сборных трубопроводах на обрабатывающие устройства. Неожиданным образом оказалось, что поддержание повышенного давления в нагретой части пласта может позволить добывать большие количества углеводородов повышенного качества с относительно низким молекулярным весом. Можно поддерживать такое давление, при котором добываемый пластовый флюид имел бы минимальное количество соединений с числом атомов углерода большим заданного. Заданное число атомов углерода может быть в пределах до 25, до 20, до 12 или до 8. Некоторое количество соединений с большим числом атомов углерода может быть захвачено паром в пласте и может быть вынесено с паром из пласта. Поддержание повышенного давления в пласте может препятствовать вынесению паром соединений с большим числом атомов углерода и/или многоядерных углеводородных соединений. Соединения с большим числом атомов углерода и/или многоядерные углеводородные соединения могут оставаться в жидкой фазе в пласте в течение значительных периодов времени. Эти значительные периоды времени могут обеспечить соединениям достаточно времени для того, чтобы они были подвергнуты пиролизу с образованием соединений с меньшим числом атомов углерода. Пластовый флюид, добываемый из добывающих скважин 206, может транспортироваться по сборному трубопроводу 208 к обрабатывающим устройствам 210. Пластовые флюиды могут также выводиться из источников тепла 202. Например, флюид может выводиться из источников тепла 202 с целью регулирования давления в пласте по соседству с источниками тепла. Флюид, выводимый из источников тепла 202, может транспортироваться через систему труб или трубопровод непосредственно к обрабатывающим устройствам 210. В число обрабатывающих устройств 210 могут входить разделительные установки, реакционные установки, облагораживающие установки, топливные элементы, турбины, мкостихранилища и/или другие системы и установки для переработки добываемых пластовых флюидов. Обра-7 019751 батывающие устройства могут производить моторное топливо по крайней мере из части добываемых из пласта углеводородов. В некоторых вариантах осуществления моторным топливом может быть ракетное топливо типа JP-8. В некоторых вариантах осуществления нагреватели, источники энергии нагревателей, добывающее оборудование, подающие линии и/или другую вспомогательную аппаратуру для нагревателей или добычи помещают в туннелях, чтобы иметь возможность использовать для обработки пласта меньшие по размеру нагреватели и/или меньшую по размеру аппаратуру. Помещение этой аппаратуры и/или конструкций в туннелях может при этом снизить энергетические расходы для обработки пласта, снизить выбросы в процессе обработки, облегчить нагрев оборудования системы и/или снизить потери тепла на нагрев вскрыши по сравнению со способами добычи углеводородов, в которых используется наземная аппаратура. Туннели могут, например, быть, по существу, горизонтальными туннелями и/или наклонными туннелями. В опубликованных патентных заявках США 2007/0044957 (Watson et al.), 2008/0017416 (Watson et al.) и 2008/0078552 (Donnelly et al.) описаны способы бурения от шахты для подземной добычи углеводородов и способы подземной добычи углеводородов. В некоторых вариантах осуществления туннели и/или шахты используют в сочетании со скважинами для обработки углеводородсодержащего пласта с помощью операции термической обработки in situ. На фиг. 2 датся перспективный вид подземной обработочной системы 222. Подземная обработочная система 222 может использоваться для обработки углеродного слоя 216 с помощью операции термической обработки in situ. В определнных вариантах осуществления подземная обработочная система 222 включает в себя шахты 224, подсобные шахты 226, туннели 228 А, туннели 228 В и стволы 212 скважин. Туннели 228 А, 228 В могут находиться во вскрыше 214, в подстилающем слое, в не содержащем углеводородов слое или в слое пласта с низким содержанием углеводородов. В некоторых вариантах осуществления туннели 228 А, 228 В расположены в скальном слое пласта. В некоторых вариантах осуществления туннели 228 А, 228 В расположены в непроницаемой части пласта. Например, туннели 228 А, 228 В могут находиться в части пласта, проницаемость которой составляет не более примерно 1 мД. Шахты 224 и/или подсобные шахты 226 могут быть образованы и укреплены (например, подпорками, чтобы предотвратить обвал) с использованием известных в технике способов. Например, шахты 224 и/или подсобные шахты 226 могут быть образованы с помощью технологий слепого бурения и бурения восстающей выработки при использовании для крепления шахт бурового раствора и облицовки. Для подъма и опускания оборудования в шахтах и/или для подачи энергообеспечения через шахты могут быть использованы традиционные способы. Туннели 228 А, 228 В могут быть образованы и укреплены (например, подпорками, чтобы предотвратить обвал) с использованием известных в технике способов. Например, туннели 228 А, 228 В могут быть образованы с использованием проходческих комбайнов, бурения и взрыва, буровой туннелепроходческой машины и/или горных туннелепроходческих технологий непрерывного действия. Укрепление туннелей может препятствовать обвалу туннелей и/или перемещению туннелей в ходе термической обработки пласта. В определнных вариантах осуществления состояния туннелей 228 А, туннелей 228 В, шахт 224 и/или подсобных шахт 226 прослеживаются на предмет изменений в структуре или целостности туннелей или стволов. Например, для непрерывного мониторинга изменений в структуре или целостности туннелей или шахт могут быть использованы традиционные маркшейдерские съмочные технологии. Кроме того, могут быть использованы системы для непрерывного мониторинга изменений в характеристиках пласта, которые могут повлиять на структуру и/или целостность туннелей или шахт. В определнных вариантах осуществления туннели 228 А, 228 В в пласте являются, по существу, горизонтальными или наклонными. В некоторых вариантах осуществления туннели 228 А проходят вдоль линии шахт 224 и подсобных шахт 226. Туннели 228 В могут служить соединением между туннелями 228 А. В некоторых вариантах осуществления туннели 228 В обеспечивают перекрстный доступ между туннелями 228 А. В некоторых вариантах осуществления туннели 228 В используются для перекрстной связи продукции между туннелями 228 А под поверхностью пласта. Туннели 228 А, 228 В могут иметь следующие формы поперечного сечения: прямоугольную, круглую, эллиптическую, подковообразную, неправильную и их комбинации. Туннели 228 А, 228 В могут иметь поперечные сечения достаточно большие для того, чтобы через туннели мог проходить персонал, а также аппаратура и/или транспортные средства. В некоторых вариантах осуществления туннели 228 А,228 В могут иметь поперечные сечения достаточно большие для того, чтобы персонал и/или транспортные средства могли свободно перемещаться мимо расположенной в туннелях аппаратуры. В некоторых вариантах осуществления туннели, описанные в вариантах осуществления патента, имеют средний диаметр, равный по меньшей мере 1 м, по меньшей мере 2 м, по меньшей мере 5 м или по меньшей мере 10 м. В некоторых вариантах осуществления шахты 224 и/или подсобные шахты 226 соединяются с туннелями 228 А во вскрыше 214. В некоторых вариантах осуществления шахты 224 и/или подсобные шахты 226 соединяются с туннелями 228 А в каком-либо другом слое пласта. Шахты 224 и/или подсобные шахты 226 могут быть выдолблены или образованы с использованием известных в технике способов бурения и/или выдалбливания шахтных стволов. В определнных вариантах осуществления шахты 224 и/или подсобные шахты 226 соединяют туннели 228 А во вскрыше 214 и/или углеводородном слое 216 с поверхностью 218. В некоторых вариантах осуществления шахты 224 и/или подсобные шахты 226 проходят в углеводородной слой 216. Например, шахты 224 могут включать в себя эксплуатационные колонны и/или другое добывающее оборудование для вывода флюидов из углеводородного слоя 216 на поверхность 218. В определнных вариантах осуществления шахты 224 и/или подсобные шахты 226 являются, по существу, вертикальным или слегка отклоннными от вертикали. В определнных вариантах осуществления шахты 224 и/или подсобные шахты 226 имеют поперечные сечения, которые достаточно велики для того, чтобы персонал, аппаратура и/или транспортные средства могли перемещаться через шахты. В некоторых вариантах осуществления шахты 224 и/или подсобные шахты 226 имеют круглые поперечные сечения. Шахты 224 и/или подсобные шахты 226 могут иметь средний диаметр, равный по меньшей мере 0,5 м, по меньшей мере 1 м, по меньшей мере 2 м, по меньшей мере 5 м или по меньшей мере 10 м. В определнных вариантах осуществления расстояние между двумя шахтами 224 составляет от 500 до 5000 м, от 1000 до 4000 м или от 2000 до 3000 м. В определнных вариантах осуществления расстояние между двумя подсобными шахтами 226 составляет от 100 до 1000 м, от 250 до 750 м или от 400 до 600 м. В определнных вариантах осуществления шахты 224 имеют большее поперечное сечение, чем подсобные шахты 226. Шахты 224 обеспечивают доступ к туннелям 228 А для хорошей вентиляции, материалов, аппаратуры, транспортных средств и персонала. Подсобные шахты 226 могут обеспечивать сервисный коридор для доступа к туннелям 228 А для оборудования или конструкций, таких как (но не ограничиваясь ими) опоры для энергоснабжения, эксплуатационные колонны и вентиляционные выходы. В некоторых вариантах осуществления шахты 224 и/или подсобные шахты 226 включают в себя мониторинговые и/или уплотнительные системы для мониторинга и определения уровней газа в шахтах и для герметизации шахт в случае необходимости. На фиг. 3 показан покомпонентный перспективный вид части подземной обработочной системы 222 и туннелей 228 А. В определнных вариантах осуществления туннелями 228 А могут быть нагревательные туннели 230 и/или подсобные туннели 232. В некоторых вариантах осуществления туннелями 228 А могут быть дополнительные туннели, такие как туннели для доступа и/или туннели для технического обслуживания. На фиг. 4 показан покомпонентный перспективный вид части подземной обработочной системы 222 и туннелей 228 А. Туннелями 228 А, как это следует из фиг. 4, могут быть нагревательные туннели 230, подсобные туннели 232 и/или туннели 234 для доступа. В определнных вариантах осуществления, как это следует из фиг. 3, стволами 212 скважин могут быть (но не ограничиваясь ими) нагревательные скважины, скважины для источников тепла, добывающие скважины, нагнетательные скважины (например, паронагнетательные скважины) и/или мониторинговые скважины. Нагревателями и/или источниками тепла, которые могут находиться в стволах 212 скважин, могут быть (но не ограничиваясь ими) электронагреватели, оксидационные нагреватели (газовые горелки), нагреватели, обеспечивающие циркуляцию теплопереносящей текучей среды, замкнутые циркуляционные системы с расплавленной солью, системы на распылнном угле и/или источники джоулева тепла (нагревание пласта с использованием электрического тока, протекающего между источниками тепла, имеющими электропроводящий материал, в двух стволах скважин в пласте). Стволы скважин,используемые для источников джоулева тепла, могут выходить из одного и того же туннеля (например,существенно параллельные стволы скважин, проходящие между двумя туннелями и между которыми(стволами скважин) протекает электрический ток) или из разных туннелей (например, стволы скважин,выходящие из двух разных туннелей, которые расположены на некотором расстоянии один от другого,чтобы обеспечить протекание между стволами скважин электрического тока). Нагревание пласта с помощью источников, имеющих электропроводящий материал, может повысить проницаемость пласта и/или понизить вязкость углеводородов в пласте. Источники тепла с электропроводящим материалом могут обеспечить протекание тока через пласт от одного источника тепла до другого источника тепла. Нагрев с использованием протекания тока, или джоулев нагрев, через пласт может нагревать части углеводородного слоя за более короткое время по сравнению с нагреванием углеводородного слоя с использованием контактного нагрева между нагревателями, разделнными некоторым расстоянием в пласте. В определнных вариантах осуществления подземные пласты (например, битуминозные пески или пласты с тяжлыми углеводородами) содержат диэлектрические среды. Диэлектрические среды могут характеризоваться электропроводностью, относительной диэлектрической проницаемостью и тангенсами угла потерь при температурах ниже 100 С. Потери электропроводности, относительная диэлектрическая проницаемость и коэффициент диссипации могут возникать при нагреве пласта до температур выше 100 С из-за потерь влаги, содержащейся во внутрипоровых пространствах в скальной матрице пласта. Чтобы предотвратить потери влаги, пласты можно нагревать до температур и давлений, которые сводят к минимуму испарение воды. В некоторых вариантах осуществления, чтобы облегчить сохранение электрических свойств пласта, в пласт могут вводиться проводящие растворы. Чтобы достичь проницаемости и/или примистости в случае нагревания пласта при низких температурах, может потребоваться нагревание углеводородного слоя в течение долгих периодов времени. В некоторых вариантах осуществления пласты нагреваются с использованием джоулева нагрева до температур и давлений, которые испаряют воду и/или проводящие растворы. Однако используемый для протекания тока материал может оказаться поврежднным из-за теплового напряжения и/или проводящие растворы могут ограничить теплоперенос в слое. Кроме того, в случае использования протекания тока или джоулева нагрева могут возникать магнитные поля. Из-за наличия магнитных полей для обсадных труб во вскрыше могут оказаться желательными неферромагнитные материалы. Хотя описано множество способов нагрева пластов с использованием джоулева нагрева, необходимы эффективные и экономичные способы нагрева и добычи углеводородов с использованием источников тепла с электропроводящим материалом. В некоторых вариантах осуществления в углеводородный слой помещают источники тепла, которые включают в себя электропроводящие материалы. Электрорезистивные части углеводородного слоя могут нагреваться электрическим током, который течт от источников тепла через слой. Помещение электропроводящих источников тепла в углеводородный слой на глубинах, достаточных для сведения к минимуму потерь проводящих растворов, может позволить нагревать углеводородные слои при относительно высоких температурах в течение некоторого периода времени с минимальными потерями воды и/или проводящих растворов. Ведение в углеводородный слой 216 источников тепла через нагревательные туннели 230 позволяет нагревать углеводородный слой без значительных потерь тепла во вскрышу 214. Возможность подачи тепла в основном в углеводородный слой 216 с низкими теплопотерями во вскрышу может повысить нагревательную эффективность. Использование туннелей для создания нагревательных секций только в углеводородном слое при отсутствии необходимости в нагревательных секциях ствола скважины во вскрыше может снизить расходы на нагреватели по меньшей мере на 30%, по меньшей мере 50%, по меньшей мере 60% или по меньшей мере 70% по сравнению с расходами на нагреватели при использовании нагревателей, которые имеют секции, проходящие через вскрышу. В некоторых вариантах осуществления проводка нагревателей через туннели позволяет получать более высокие плотности источников тепла в углеводородном слое 216. Более высокая плотность источников тепла может ускорить добычу углеводородов из пласта. Более тесное размещение нагревателей может быть экономически выгодным благодаря значительно более низким затратам на дополнительный нагреватель. Например, нагреватели, помещаемые в углеводородный слой пласта битуминозных песков с помощью пробуривания вскрыши, обычно находятся на расстоянии примерно 12 м один от другого. Установка нагревателей из туннелей может позволить размещать нагреватели в углеводородном слое на расстоянии примерно 8 м один от другого. Более тесное размещение может ускорить начало добычи до примерно 2 лет по сравнению с 5 годами для начала добычи в случае нагревателей на расстоянии 12 м один от другого и ускорить завершение добычи до примерно 5 лет от примерно 8 лет. Такое ускорение начала добычи может снизить потребности в нагреве на 5% или более. В определнных вариантах осуществления в нагревательных туннелях 230 устанавливаются подземные соединительные устройства для нагревателей или источников тепла. Соединительными устройствами, которые устанавливаются в нагревательных туннелях 230, могут быть (но не ограничиваясь ими) изолированные электрические соединители, физические опорные соединители и приборнодиагностические соединители. Например, может быть установлен электросоединитель между элементами электронагревателя и собирательными шинами, расположенными в нагревательных туннелях 230. Собирательные шины могут использоваться для обеспечения электрического соединения к концам нагревательных элементов. В определнных вариантах осуществления установленные в нагревательных туннелях 230 соединительные устройства выполнены с определнным уровнем безопасности. Например,соединители выполняют таким образом, чтобы свести к минимуму или до нуля опасность взрыва (или других потенциальных рисков) в нагревательных туннелях из-за газов из источников тепла или стволов источников тепла, которые (газы) могут попадать в нагревательные туннели 230. В некоторых вариантах осуществления, чтобы снизить опасность взрыва в нагревательных туннелях, нагревательные туннели 230 вентилируются в сторону поверхности или к какому-либо другому участку. Вентиляция нагревательных туннелей 230 может производиться, например, через вспомогательные шахты 226. В определнных вариантах осуществления между нагревательными туннелями 230 и вспомогательными туннелями 232 установлены соединительные средства для нагревателей. Например, электрические соединители для электронагревателей, отходящих от нагревательных туннелей 230, могут проходить через нагревательные туннели во вспомогательные туннели 232. Эти соединители могут быть существенным образом герметизированы так, чтобы утечка между туннелями как через, так и вокруг соединителей была мала или отсутствовала. В определнных вариантах осуществления вспомогательные туннели 232 содержат в себе силовое оборудование или другое оборудование, необходимое для эксплуатации источников тепла, и/или добывающее оборудование. В определнных вариантах осуществления во вспомогательных туннелях 232 находятся трансформаторы 236 и регуляторы 238 напряжения. Подземное расположение трансформаторов 236 и регуляторов 238 напряжения позволяет передавать высокие напряжения непосредственно во вскрышу пласта, чтобы повысить эффективность подачи энергии к нагревателям в пласте. Трансформаторы 236 могут, например, быть газоизолированными, водоохлаждаемыми трансформаторами, такими как изолированные от газообразного SF6 силовые трансформаторы, поставляемые фирмой Toshiba Corporation (Токио, Япония). Такие трансформаторы могут быть высокоэффективными трансформаторами. Эти трансформаторы могут использоваться для подачи электроэнергии на множество нагревателей в пласте. Повышенная эффективность этих трансформаторов снижает требования на их охлаждение водой. Снижение требований на водяное охлаждение трансформаторов позволяет помещать эти трансформаторы в небольших камерах без необходимости во внешнем охлаждении для предупреждения перегрева трансформаторов. Водяное охлаждение вместо воздушного охлаждения позволяет переносить на поверхность для охлаждения воздухом больше тепла на объм охлаждающей текучей среды. Использование газоизолированных трансформаторов может исключить использование воспламеняющихся масел, которые могут быть опасными в подземном пространстве. В некоторых вариантах осуществления регуляторы 238 напряжения являются регуляторами напряжения распределительного типа для регулирования напряжения, распределяемого на источники тепла в туннелях. В некоторых вариантах осуществления трансформаторы 236 используются с переключателем выходных обмоток для регулирования напряжения, распределяемого на источники тепла в туннелях. В некоторых вариантах осуществления трансформаторы переменного напряжения с переключателем выходных обмоток, находящиеся во вспомогательных туннелях 232. используются для распределения электроэнергии на источники тепла в туннелях и регулирования их напряжения. Трансформаторы 236, регуляторы 238 напряжения, переключатели выходных обмоток и/или трансформаторы переменного напряжения с переключателем выходных обмоток могут регулировать напряжение, распределяемое на любые группы или блоки источников тепла в туннелях или на отдельные источники тепла. Регулирование напряжения, распределяемого на группы источников тепла, образует групповой контроль для группы источников тепла. Регулирование напряжения, распределяемого на отдельные источники тепла, образует индивидуальный контроль источников тепла. В некоторых вариантах осуществления трансформаторы 236 и/или регуляторы 238 напряжения расположены в боковых камерах подсобных туннелей 232. Помещение трансформаторов 236 и/или регуляторов 238 напряжения в боковые камеры отводит трансформаторы и/или регуляторы напряжения с пути передвижения персонала, аппаратуры и/или транспортных средств, перемещающихся через подсобные туннели 232. Энергию на регуляторы 238 напряжения и трансформаторы 236 в подсобных туннелях 232 могут подавать подающие линии (например, подающие линии 204, изображнные на фиг. 10) в подсобной шахте 226. В некоторых вариантах осуществления, таких, которые показаны на фиг. 3, регуляторы 238 напряжения помещаются в силовых камерах 240. Силовые камеры 240 могут быть соединнными с подсобными туннелями 232 или быть боковыми камерами подсобных туннелей. Энергия может подводиться в силовые камеры 240 через подсобные шахты 226. Использование силовых камер 240 может обеспечить более лгкое, более быстрое и/или более эффективное техническое обслуживание, ремонт и/или замену соединителей, выполненных для источников тепла под земной поверхностью. В определнных вариантах осуществления секции нагревательных туннелей 230 и подсобных туннелей 232 соединены между собой соединительными туннелями 248. Соединительные туннели 248 могут обеспечить доступ между нагревательными туннелями 230 и подсобными туннелями 232. Соединительные туннели 248 могут включать в себя воздушные затворы или какие-либо другие конструкции для обеспечения герметичности, которые могут открываться и закрываться между нагревательными туннелями 230 и подсобными туннелями 232. В некоторых вариантах осуществления нагревательные туннели 230 содержат в себе трубопроводы 208 или какие-либо другие каналы. В некоторых вариантах осуществления трубопроводы 208 используются для добычи флюидов (например, пластовых флюидов, таких как углеводородные флюиды) через добывающие скважины, соединнные с нагревательными туннелями 230. В некоторых вариантах осуществления трубопроводы 208 используются для подачи текучих сред, используемых в добывающих скважинах или нагревательных скважинах (например, теплопереносящих сред для циркуляционных флюидных нагревателей или газа для газовых горелок). Насосы и аппаратура 252, относящееся к трубопроводам 208, могут находиться в трубопроводных отсеках 254 или каких-либо других боковых камерах туннелей. В некоторых вариантах осуществления трубопроводные отсеки 254 изолированы (отсоединены) от нагревательных туннелей 232. Флюиды могут подаваться в и/или выводиться из трубопроводных отсеков 254 с использованием стояков и/или насосов, находящихся в подсобных шахтах 226. В некоторых вариантах осуществления источники тепла используются в стволах 212 скважин вблизи нагревательных туннелей 230 для регулирования вязкости добываемых из пласта пластовых флюидов. Источники тепла могут быть различной длины и/или подавать разные объмы тепла в разные участки пласта. В некоторых вариантах осуществления источники тепла расположены в стволах 212 скважин,используемых для добычи из пласта пластовых флюидов (например, в добывающих скважинах). Как следует из фиг. 2, стволы 212 скважин могут проходить между туннелями 228 А в углеводород- 11019751 ном слое 216. Туннели 228 А могут включать в себя один или более нагревательных туннелей 230, подсобных туннелей 232 и/или туннелей доступа 234. В некоторых вариантах осуществления туннели доступа 234 используются как вентиляционные туннели. Следует иметь в виду, что в зависимости от проекта или желания может быть использовано любое количество туннелей и/или любой порядок туннелей. В некоторых вариантах осуществления нагретый флюид может течь через стволы 212 скважин или источники тепла, проходящие между туннелями 228 А. Например, нагретый флюид может течь между первым нагревательным туннелем и вторым нагревательным туннелем. Второй туннель может включать в себя добывающую систему, которая способна выводить нагретые флюиды из пласта к поверхности пласта. В некоторых вариантах осуществления второй туннель включает в себя оборудование, которое собирает нагретые флюиды по меньшей мере из двух стволов скважин. В некоторых вариантах осуществления нагретые флюиды заставляют двигаться к поверхности с использованием подъмной системы. Подъмная система может находиться в подсобной шахте 226 или в стволе отдельной добывающей скважины. Подъмные системы ствола добывающей скважины могут использоваться для эффективного транспортирования пластового флюида от дна добывающих скважин к поверхности. Подъмные системы ствола добывающей скважины могут создавать и поддерживать максимальное необходимое опорожнение скважины (при минимальном рабочем давлении в коллекторе) и производительность скважины. Подъмные системы ствола добывающей скважины могут эффективно работать в широком диапазоне имеющих высокую температуру многофазных флюидов (газ, пар, водяной пар, вода, углеводородные жидкости) и производительности, которые предполагаются в типичном проекте в течение эксплуатационного периода. Подъмными системами ствола добывающей скважины могут быть подъмные системы с двойными вставными штанговыми насосами, камерные подъмные системы и другие типы подъмных систем. На фиг. 5 датся представление сбоку одного из вариантов осуществления текущего нагретого флюида в источниках тепла 202 между туннелями 228 А. На фиг. 6 датся представление сверху варианта осуществления, изображнного на фиг. 5. Циркуляция нагретой текучей среды (например, расплавленной соли) через источники тепла 202 может создаваться с помощью циркуляционной системы. Шахты 226 и туннели 228 А могут использоваться для подачи нагретого флюида к источникам тепла и возврата нагретого флюида от источников тепла. В шахтах 226 и туннелях 228 А может быть использована трубная обвязка большого диаметра. Трубная обвязка большого диаметра может минимизировать падения давления при транспортировании нагретого флюида через вскрышу пласта. Для предотвращения потерь тепла во вскрыше трубная обвязка в шахтах 226 и туннелях 228 А может иметь изоляцию. На фиг. 7 приведн другой перспективный вид одного из вариантов осуществления подземной обработочной системы 222 со стволами 212 скважин, проходящих между туннелями 228 А. В стволах 212 скважин могут находиться источники тепла или нагреватели. В некоторых вариантах осуществления стволы 212 скважин отходят от буровых камер 256. Буровые камеры 256 могут быть присоединены к боковым сторонам туннелей 228 А и представлять собой боковые камеры этих туннелей. На фиг. 8 приведн вид сверху одного из вариантов осуществления туннеля 228 А с буровыми камерами 256. В определнных вариантах осуществления силовые камеры 240 соединены с подсобным туннелем 232. В силовых камерах 240 могут находиться трансформаторы 236 и/или другая силовая аппаратура. В определнных вариантах осуществления туннель 228 А включает в себя туннель 230 и подсобный туннель 232. Нагревательный туннель 230 может быть соединн с подсобным туннелем 232 с помощью соединительного туннеля 248. Буровые камеры 256 соединены с нагревательным туннелем 230. В определнных вариантах осуществления буровые камеры 256 включают в себя нагревательные буровые камеры 256 А и дополнительные буровые камеры 256 В. От нагревательных буровых камер 256 А могут отходить источники тепла 202 (например, нагреватели). Источники тепла 202 могут помещаться в стволах скважин, отходящих от нагревательных буровых камер 256 А. В определнных вариантах осуществления нагревательные буровые камеры 256 А имеют боковые стенки под углом к нагревательному туннелю 230, облегчая тем самым установку источников тепла в камеры. У нагревателей может оказаться ограниченная способность к изгибу, а наклонные стенки могут позволить устанавливать нагреватели в камеры без чрезмерного изгиба нагревателей. В определнных вариантах осуществления барьер 258 отсоединяет нагревательные буровые камеры 256 А от нагревательного туннеля 230. Барьер 258 может быть огне- и/или взрывостойким барьером (например, бетонной стеной). В некоторых вариантах осуществления барьер 258 имеет в себе отверстие доступа (например, служебную дверь) для прохода в камеры. В некоторых вариантах осуществления после установки источников тепла 202 нагревательные буровые камеры 256 А отсоединяют от нагревательного туннеля 230. Вентиляцию в нагревательных буровых камерах 256 А может обеспечить подсобная шахта 226. В некоторых вариантах осуществления подсобную шахту 226 используют для подачи в нагревательные буровые камеры 256 А противовоспламеняющих или противовзрывных текучих сред. В определнных вариантах осуществления от дополнительных буровых камер 256 В отходят дополнительные стволы 212 А скважин. Дополнительными стволами 212 А скважин могут быть стволы сква- 12019751 жин, используемые, например, как заполняющие нефтепромысловый участок стволы скважин (ремонтные стволы скважин) или аварийные стволы скважин для устранения утечек и/или мониторинговые стволы скважин. Барьер 258 может отсоединять дополнительные буровые камеры 256 В от нагревательного туннеля 230. В некоторых вариантах осуществления нагревательные буровые камеры 256 А и/или дополнительные буровые камеры 256 В цементируются (камеры заполняют цементом). Заполнение камер цементом существенным образом защищает камеры от притоков и оттоков флюидов. Как следует из фиг. 2 и 7, стволы 212 скважин могут быть выполнены между туннелями 228 А. Стволы 212 скважин могут быть выполнены, по существу, вертикальными, по существу, горизонтальными или наклонными в углеводородном слое 216 с помощью бурения в углеводородный слой от туннелей 228 А. Стволы 212 скважин могут быть выполнены с помощью известных в технике способов бурения. Например, стволы 212 скважин могут быть выполнены с помощью пневматического бурения с использованием гибкой трубы, поставляемой Penguin Automated Systems (Naughton, Онтарио, Канада). Бурение стволов 212 скважин от туннелей 228 А может повысить эффективность бурения и сократить время бурения, позволяя иметь более длинные стволы скважин благодаря отсутствию необходимости бурить стволы через вскрышу 214. Туннели 228 А могут позволить помещать крупную аппаратуру из наземной технологической зоны с поверхности под землю. Бурение из туннелей 228 А и последующее помещение аппаратуры и/или соединительных устройств в туннели может уменьшить наземную технологическую зону по сравнению с традиционными способами бурения с поверхности, в которых используется расположенные на поверхности аппаратура и соединительные устройства. Использование шахт и туннелей в сочетании с процессом термической обработки in situ для обработки углеводородсодержащего пласта может быть полезным благодаря выведению из конструкции ствола скважины, конструкции нагревателей и/или расходов на бурение участка вскрыши. В некоторых вариантах осуществления по крайней мере часть шахт и туннелей расположены ниже водоносных горизонтов в углеводородсодержащем пласте или выше его. Размещение стволов и туннелей ниже водоносных горизонтов может снизить опасность загрязнения водоносных горизонтов и/или может упростить ликвидацию стволов и туннелей после обработки пласта. В определнных вариантах осуществления подземная обработочная система 222 (изображнная на фиг. 2, 3, 7, 10 и 11) включает в себя одно или более уплотнений для изоляции туннелей и стволов от пластового давления и пластовых флюидов. Например, подземная обработочная система может включать в себя один или более непроницаемых барьеров для изолирования рабочего пространства персонала от пласта. В некоторых вариантах осуществления, чтобы предотвратить поступление флюидов в туннели и шахты из стволов скважин, стволы скважин изолируют от туннелей и шахт непроницаемыми барьерами. В некоторых вариантах осуществления непроницаемые барьеры содержат цемент и другие уплотнительные материалы. В некоторых вариантах осуществления уплотнения имеют клапаны или клапанные системы, воздушные замки или другие известные в технике уплотнительные системы. Система подземной обработки может включать в себя по меньшей мере одну точку входа/выхода на поверхность для доступа персонала, транспортных средств и/или аппаратуры. На фиг. 9 приведн вид сверху одного из вариантов осуществления пробуривания туннеля 228 А. Нагревательный туннель 230 может включать в себя секцию 242 источника тепла, соединительную секцию 244 и/или секцию 246 бурения, расположенные по ходу образования туннеля слева направо. От секции 242 источника тепла образуются стволы 212 скважин, а в стволы скважин вводятся источники тепла. В некоторых вариантах осуществления секция 242 источника тепла считается опасным замкнутым пространством. Секция 242 источника тепла может быть изолирована от других секций в нагревательном туннеле 230 и/или в подсобном туннеле 232 с помощью не проницаемого для углеводородных газов и/или сероводорода материала. Например, для изолирования секции 242 источника тепла от нагревательного туннеля 230 и/или подсобного туннеля 232 могут использоваться цемент или какой-либо другой непроницаемый материал. В некоторых вариантах осуществления используется непроницаемый материал для изолирования секции 242 источника тепла от нагретой части пласта с целью препятствия прониканию пластовых флюидов или других представляющих опасность текучих сред в секцию источника тепла. В некоторых вариантах осуществления шахту 224 вблизи нагревательного туннеля 230 изолируют(например, заполняют цементом) после начала нагрева в углеводородном слое с целью препятствия прониканию в шахту газа или других флюидов. В некоторых вариантах осуществления регуляторы нагревателей могут находиться в подсобном туннеле 232. В некоторых вариантах осуществления в подсобном туннеле 232 находятся электрические соединители, камеры сгорания, баки и/или насосы, необходимые для обеспечения нагревателей и/или теплопереносящих систем. В подсобном туннеле 232 могут, например, находиться трансформаторы 232. Соединительная секция 244 может помещаться после секции 242 источника тепла. Соединительная секция 244 может содержать в себе пространство для проведения операций, необходимых для установки источников тепла и/или подсоединения источников тепла (например, выполнение электрического подсоединения к нагревателям). В некоторых вариантах осуществления проведение подсоединений и/или перемещение аппаратуры в соединительной секции 244 автоматизировано с использованием роботов или каких-либо других средств автоматизации. Секция 246 бурения может помещаться после соединитель- 13019751 ной секции 244. Могут быть выкопаны дополнительные стволы скважин и/или в секции 246 бурения может быть проведн туннель. В определнных вариантах осуществления операции в секции 242 источника тепла, соединительной секции 244 и/или секции 246 бурения проводятся независимо одна от другой. Секция 242 источника тепла, соединительная секция 244 и/или добывающая секция 246 могут иметь специализированные вентиляционные системы и/или соединения с подсобным туннелем 232. Соединительные туннели 248 могут обеспечивать доступ и выход на поверхность к секции 242 источника тепла, соединительной секции 244 и/или к секции 246 бурения. В некоторых вариантах осуществления соединительные туннели 248 содержат в себе воздушные затворы 250 и/или другие барьеры. Воздушные затворы 250 могут помочь регулировать относительные давления таким образом, чтобы давление в секции 242 источника тепла было ниже давления воздуха в соединительной секции 244, которое ниже давления воздуха в секции 246 бурения. Поток воздуха может двигаться в секцию 242 источника тепла (наиболее опасный участок) с целью снижения вероятности воспламеняемой атмосферы в подсобном туннеле 232, соединительной секции 244 и/или секции 246 бурения. Воздушные затворы 250 могут включать в себя необходимое детектирование газа и аварийную сигнализацию с целью того, чтобы трансформаторы или другая электроаппаратура оказались обесточенными, если в подсобном туннеле 232 возникнет небезопасный воспламеняемый предел (например, менее половины низшего предела воспламенения). Для эксплуатации воздушных затворов 250 и/или других барьеров могут быть использованы средства автоматического контроля. Воздушные затворы 250 могут эксплуатироваться таким образом, чтобы обеспечить персоналу контролируемые доступ и/или выход на поверхность во время нормальной работы и/или в аварийных ситуациях. В некоторых вариантах осуществления источники тепла, расположенные в стволах скважин, отходящих от туннелей, используются для нагрева углеводородного слоя. Тепло от источников тепла может мобилизовать углеводороды в углеводородном слое, после чего мобилизованные углеводороды будут перемещаться в направлении добывающих скважин. Для добычи мобилизованных флюидов добывающие скважины могут находиться в углеводородном слое ниже, рядом или выше источников тепла. В некоторых вариантах осуществления пластовые флюиды могут под действием силы тяжести стекать в расположенные в углеводородном слое туннели. В туннелях могут быть установлены системы добычи (например, изображнный на фиг. 3 трубопровод). Туннельные системы добычи могут управляться из наземных устройств и/или устройств в туннеле. В добывающей части туннелей могут находиться трубные обвязки, крепжные средства и/или добывающие скважины с целью их использования для добычи флюидов из туннелей. Добывающая часть туннелей может быть изолирована каким-либо непроницаемым материалом (например, цементом или стальной обшивкой). Пластовые флюиды могут перекачиваться к поверхности через стояк и/или находящуюся в туннелях вертикальную добывающую скважину. В некоторых вариантах осуществления пластовые флюиды из множества горизонтальных стволов добывающих скважин стекают в одну вертикальную добывающую скважину, расположенную в одном из туннелей. Пластовые флюиды можно добывать на поверхность через вертикальную добывающую скважину. В некоторых вариантах осуществления для добычи флюидов из углеводородного слоя используется добывающая скважина, проходящая непосредственно от поверхности до углеводородного слоя. На фиг. 10 изображена добывающая скважина 206, проходящая от поверхности до углеводородного слоя 216. В определнных вариантах осуществления добывающая скважина 206 расположена в углеводородном слое 216, по существу, горизонтально. Однако добывающая скважина 206 может иметь любую желаемую ориентацию. Например, добывающая скважина 206 может представлять собой практически вертикальную добывающую скважину. В некоторых вариантах осуществления, как это следует из фиг. 10, добывающая скважина 206 отходит от поверхности пласта, а источники тепла 202 отходят от туннелей 228 А во вскрыше 214 или каком-либо другом непроницаемом слое пласта. Наличие добывающей скважины, отделнной от туннелей,используемых для ввода в пласт источников тепла, может снизить опасность, связанную с присутствием горячих пластовых флюидов (например, углеводородных флюидов) в туннелях и вблизи электроаппаратуры и другой нагревательной аппаратуры. В некоторых вариантах осуществления расстояние между месторасположением добывающих скважин на поверхности и месторасположением подачи текучих сред,подачи вентиляции и/или других видов подачи в туннели под поверхностью доводится до максимума,чтобы свести к минимуму опасность возврата флюидов в пласт через средства подачи. В некоторых вариантах осуществления стволы 212 скважин взаимосвязаны с подсобными туннелями 232 или другими туннелями под вскрышей пласта. На фиг. 11 датся вид сбоку одного из вариантов осуществления подземной обработочной системы 222. В определнных вариантах осуществления стволы 212 скважин бурят направленным образом к подсобным туннелям 232 в углеводородном слое 216. Стволы 212 скважин могут пробуриваться направленно от поверхности или от туннелей, расположенных во вскрыше 214. Направленное бурение до пересечения с подсобным туннелем 232 в углеводородном слое 216 может быть более лгким, чем направленное бурение до пересечения с каким-либо другим стволом скважины в пласте. Буровая аппаратура, такая как (не ограничиваясь ими) магнитная аппаратура для передачи данных, магнитные сенсорные устройства и акустические сенсорные устройства, могут поме- 14019751 щаться в подсобных туннелях и использоваться для направленного бурения стволов 212 скважин. После завершения направленного бурения буровая аппаратура может быть удалена из подсобных туннелей 232. В некоторых вариантах осуществления подсобные туннели 232 используют позднее для сбора и/или добычи флюидов из пласта во время операции термической обработки in situ. На основании настоящего описания специалисту в данной области станут очевидными дополнительные модификации и альтернативные варианты осуществления разных аспектов изобретения. Соответственным образом, это описание следует воспринимать лишь как иллюстративное и имеющее целью сообщить специалистам общее направление выполнения изобретения. Следует иметь в виду, что показанные и описанные в патенте формы изобретения следует рассматривать как предпочтительные в настоящий момент варианты осуществления. Описанные в изобретении элементы и материалы могут быть заменены другими, порядок частей и операций может быть изменн на обратный, а некоторые признаки изобретения могут быть использованы независимым образом и при этом все из них, как это должно быть очевидным специалистам, содержат в себе выгоду от описания настоящего изобретения. Описанные в патенте элементы могут быть изменены в рамках сути и объма изобретения в том виде, в каком оно описано в приведнной ниже формуле изобретения. Наконец, следует иметь в виду, что описанные в патенте независимым образом признаки в некоторых вариантах осуществления могут быть объединены. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Система для обработки подземного углеводородсодержащего пласта, включающая два или более туннеля, имеющих средний диаметр по меньшей мере 1 м, причем по меньшей мере один туннель соединн с поверхностью; и два или более ствола скважин, соединяющих по меньшей мере два из указанных туннелей, при этом, по меньшей мере, некоторые части указанных двух или более стволов скважин расположены в части подземного углеводородсодержащего пласта ниже указанных по меньшей мере двух туннелей, причем по меньшей мере два ствола скважин содержат протяженные нагреватели, выполненные с возможностью нагревания по меньшей мере части подземного углеводородсодержащего пласта так, чтобы, по меньшей мере, некоторые углеводороды оказались мобилизованными, при этом в указанных туннелях расположены электрические шины и выполнены электрические соединители для обеспечения электрического соединения между указанными электрическими шинами и нагревателями в стволах скважин. 2. Система по п.1, дополнительно включающая в себя по меньшей мере одну шахту, соединяющую по меньшей мере один из туннелей с поверхностью. 3. Система по п.1, дополнительно включающая в себя одну или более шахту, соединяющую по меньшей мере один из туннелей с поверхностью, причм по меньшей мере одна шахта ориентирована, по существу, вертикально. 4. Система по п.1, дополнительно включающая в себя добывающую скважину, расположенную таким образом, что мобилизованные флюиды из пласта стекают в добывающую скважину. 5. Система по п.1, дополнительно включающая добывающую систему, расположенную по меньшей мере в одном из туннелей, причем добывающая система выполнена с возможностью добычи из пласта флюидов, которые собираются в туннеле. 6. Система по п.5, в которой туннель добывающей системы расположен таким образом, чтобы собирать в пласте флюиды, стекающие под действием силы тяжести. 7. Система по п.5, в которой добывающая система содержит, по существу, вертикальный ствол добывающей скважины, связанный с туннелем добывающей системы. 8. Система по п.1, дополнительно включающая по меньшей мере один ствол паронагнетательной скважины, отходящий по меньшей мере от одного туннеля, причм ствол паронагнетательной скважины соединн с одним или более источником водяного пара, и стволы паронагнетательных скважин выполнены с возможностью подачи водяного пара в подземный углеводородсодержащий пласт. 9. Система по п.1, в которой по меньшей мере один из туннелей имеет средний диаметр по меньшей мере 2 м. 10. Система по п.1, в которой форма поперечного сечения по меньшей мере одного туннеля является круглой, овальной, прямоугольной или неправильной. 11. Система по п.1, в которой по меньшей мере одним из нагревателей является электронагреватель сопротивления и по меньшей мере в одном из туннелей расположен проводник, выполненный с возможностью подачи электроэнергии к нагревателю. 12. Система по п.1, в которой по меньшей мере одним нагревателем является газовая горелка, при этом система дополнительно включает трубопровод, выполненный с возможностью доставки топливного газа к газовой горелке, причм трубопровод расположен по меньшей мере в одном туннеле. 13. Система по п.1, в которой по меньшей мере два нагревателя выполнены с возможностью обеспечить, по меньшей мере, некоторое протекание электрического тока между источниками тепла для нагрева пласта. 14. Система по п.13, в которой протекание электрического тока между нагревателями обеспечивает резистивный нагрев пласта. 15. Система по п.1, в которой по меньшей мере два ствола скважин выполнены с возможностью обеспечить протекание нагретого флюида по меньшей мере между двумя туннелями для нагрева пласта. 16. Система по п.15, дополнительно включающая добывающую систему, связанную по меньшей мере с одним из туннелей, причм добывающая система выполнена с возможностью удаления нагретых флюидов из пласта к поверхности пласта. 17. Система по п.16, в которой добывающая система включает подъмную систему для перемещения нагретых флюидов к поверхности пласта. 18. Система по п.1, в которой по меньшей мере один из туннелей является, по существу, горизонтальным и по меньшей мере два ствола скважин отходят от, по существу, горизонтального туннеля под углом. 19. Система по п.1, дополнительно включающая один или более непроницаемых барьеров в туннелях, выполненных для изолирования туннелей от пластовых флюидов. 20. Система по п.1, в которой по меньшей мере один из стволов скважин направленно пробурен по меньшей мере между двумя туннелями. 21. Способ обработки подземного углеводородсодержащего пласта, характеризующийся тем, что подают тепло от системы к подземному углеводородсодержащему пласту для мобилизации, по меньшей мере, некоторых углеводородов в пласте, причм тепло подают с помощью системы по любому из пп.120. 22. Способ по п.21, в котором дополнительно добывают из пласта, по меньшей мере, некоторое количество мобилизованных флюидов. 23. Способ по п.21, в котором дополнительно обеспечивают стекание пластовых флюидов по меньшей мере к одному из туннелей и доставляют флюиды из дренажного туннеля к поверхности пласта с использованием добывающей системы.