Способы получения алкилированных углеводородов из текучей среды, полученной способом термической переработки in situ

Есть еще 13 страниц.

Смотреть все страницы или скачать PDF файл.

Формула / Реферат

1. Способ получения алкилированных углеводородов, включающий следующие операции:

добывают пластовый флюид способом подземной термической переработки in situ;

разделяют пластовый флюид для получения жидкого потока и первого газового потока, в котором первый газовый поток содержит олефины с углеродным числом по меньшей мере 3;

фракционируют жидкий поток для получения, по меньшей мере, второго газового потока, содержащего углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 3;

вводят первый газовый поток и второй газовый поток в установку алкилирования для получения алкилированных углеводородов, при этом олефины в первом газовом потоке увеличивают алкилирование, при фракционировании жидкого потока получают углеводородные компоненты с распределением точки кипения в диапазоне 38-200°C при 0,101 МПа, известные как лигроин, и смешивают лигроин с пластовым флюидом для получения смешанного пластового флюида.

2. Способ по п.1, в котором октановое число алкилированных углеводородов, получаемых в установке алкилирования, более 70.

3. Способ по одному из пп.1, 2, в котором олефины в первом и втором газовых потоках включают пропилен, бутилены, амилены или комбинации этих соединений.

4. Способ по одному из пп.1-3, в котором алкилированные углеводороды содержат углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 4.

5. Способ по одному из пп.1-4, в котором алкилированные углеводороды содержат бутаны, пентаны, гексаны, гептаны или их смеси.

6. Способ по одному из пп.1-5, в котором фракционирование жидкого потока дает углеводородный поток, включающий углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 5.

7. Способ по одному из пп.1-6, в котором при фракционировании жидкого потока получают углеводородный поток, содержащий углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 5, при этом способ дополнительно включает операцию подачи по меньшей мере части углеводородного потока в установку алкилирования.

8. Способ по одному из пп.1-7, в котором при фракционировании жидкого потока получают углеводородный поток с начальной точкой кипения по меньшей мере 343°C в соответствии с определением по ASTM D2887.

9. Способ по одному из пп.1-7, в котором при фракционировании жидкого потока получают углеводородный поток с начальной точкой кипения по меньшей мере 343°C в соответствии с определением по ASTM D2887, при этом способ дополнительно включает следующие операции: проводят каталитический крекинг потока кубового остатка для получения углеводородного потока, содержащего углеводороды с углеродным числом 3-5, и подают по меньшей мере часть C3-C5углеводородного потока в установку алкилирования.

10. Способ по п.1, который дополнительно включает следующие операции:

проводят каталитический крекинг по меньшей мере части жидкого потока в первой системе каталитического крекинга для получения сырого продукта;

разделяют по меньшей мере часть сырого продукта на один или более углеводородных потоков, где по меньшей мере один из углеводородных потоков является потоком углеводородов бензина;

проводят каталитический крекинг по меньшей мере части потока углеводородов бензина путем введения в контакт потока углеводородов бензина с катализатором каталитического крекинга во второй системе каталитического крекинга для получения потока сырого олефина;

вводят поток сырого олефина в установку алкилирования для получения одного или более алкилированных углеводородов.

11. Способ по п.10, в котором поток олефина содержит углеводороды с углеродным числом 3-5.

12. Способ по одному из пп.10, 11, в котором поток олефина содержит этилен, пропилен, бутены, изобутилены или их смеси.

13. Способ по одному из пп.10-12, в котором поток олефина содержит по меньшей мере 50 мас.% олефинов с углеродным числом не более 5.

14. Способ по одному из пп.10-13, в котором при проведении каталитического крекинга по меньшей мере части жидкого потока получают газовый поток, в котором газовый поток содержит углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 3.

15. Способ по одному из пп.10-14, в котором при проведении каталитического крекинга по меньшей мере части потока углеводородов бензина получают поток использованного катализатора каталитического крекинга, при этом способ дополнительно включает операцию подачи потока использованного катализатора каталитического крекинга в первую систему каталитического крекинга.

16. Способ по одному из пп.10-15, который дополнительно включает операцию подачи углеводородного потока с начальной точкой кипения более 343°C во вторую систему каталитического крекинга, где точка кипения определяется в соответствии с ASTM D2887.

17. Способ по одному из пп.1-16, в котором дополнительно проводят гидроочистку по меньшей мере части жидкого потока при условиях, достаточных для удаления засоряющих композиций.

18. Способ по одному из пп.1-17, в котором один или более алкилированных углеводородов используют для получения транспортного топлива.

Текст

Смотреть все

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ Дата публикации и выдачи патента СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ АЛКИЛИРОВАННЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ, ПОЛУЧЕННОЙ СПОСОБОМ ТЕРМИЧЕСКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ IN SITU Изобретение предлагает способы получения алкилированных углеводородов, которые включают получение текучей среды формации способом подземной термической переработки in situ; разделение текучей среды формации для получения жидкого потока и первого газового потока,фракционирование жидкого потока для получения, по меньшей мере, второго газового потока и введение первого газового потока и второго газового потока в установку алкилирования для получения алкилированных углеводородов. Первый газовый поток может содержать олефины, и олефины в первом газовом потоке могут увеличивать алкилирование. Второй газовый поток может содержать углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 3. Мандема Ремко Хьюго, Мо Вайджиэн,Муйлле Михель Серж Мари, Наир Виджай, Рос Августинус Вильхельмус Мария (US) Воль О.И. (RU)(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ШЕЛЛ ИНТЕРНЭШНЛ РИСЕРЧ МААТСХАППИЙ Б.В. (NL) 015618 Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится, в общем, к способам и системам для получения углеводородов,водорода и/или других продуктов из различных подземных формаций, например углеводородсодержащих формаций. 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 в целом качества получаемых углеводородов привели к разработке способов более эффективного извлечения, переработки и/или использования доступных углеводородных ресурсов. Способы in situ могут быть использованы для удаления углеводородных материалов из подземных формаций. Химические и/или физические свойства углеводородного материала в подземной формации могут потребовать их изменения, чтобы позволить более легко удалить углеводородный материал из подземных формаций. Химические и физические изменения могут включать 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, 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, отличающиеся от таковых для 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, есть потребность в улучшенных способах и системах для переработки текучих сред формации, полученных из различных углеводородсодержащих формаций. Краткое раскрытие изобретения Описанные здесь осуществления, в общем, относятся к способам переработки текучих сред формаций, добытых из подземной формации. В некоторых осуществлениях изобретение предлагает способ получения алкилированных углеводородов, который включает добычу текучей среды формации способом подземной термической переработки in situ; разделение текучей среды формации для получения жидкого потока и первого газового потока, в котором первый газовый поток содержит олефины; фракционирование жидкого потока для получения, по меньшей мере, второго газового потока, содержащего углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 3, и введение первого газового потока и второго газового потока в установку алкилирования для получения алкилированных углеводородов, где олефины в первом газовом потоке увеличивают алкилирование. В некоторых осуществлениях изобретение предлагает способ получения алкилированных углеводородов, который включает добычу текучей среды формации способом подземной термической переработки in situ; разделение текучей среды формации для получения жидкого потока; каталитический крекинг по меньшей мере части жидкого потока в первой системе каталитического крекинга для получения сырого продукта; разделение по меньшей мере части сырого продукта на один или более углеводородных потоков, где по меньшей мере один из углеводородных потоков является бензиновым углеводородным потоком; каталитический крекинг по меньшей мере части бензинового углеводородного потока путем введения в контакт бензинового углеводородного потока с катализатором каталитического крекинга во второй системе каталитического крекинга для получения потока сырого олефина и введение потока сырого олефина в установку алкилирования для получения одного или более алкилированных углеводородов. В дальнейших осуществлениях признаки определнных осуществлений могут быть объединены с признаками других осуществлений. Например, признаки одного осуществления могут быть объединены с признаками любого другого осуществления. В дальнейших осуществлениях переработку подземных формаций выполняют с применением любых способов, систем или нагревателей, раскрытых в описании. В дальнейших осуществлениях дополнительные признакимогут быть добавлены к определнным осуществлениям, раскрытым в описании. Краткое описание чертежей Преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными специалисту в данной области техники с помощью последующего детального описания и со ссылкой на прилагаемые чертежи, в которых фиг. 1 представляет схематический вид осуществления части системы термической переработки insitu для переработки углеводородсодержащей формации; фиг. 2 - схематическое осуществление системы переработки смеси, полученной способом термической переработки in situ;-1 015618 фиг. 3 - схематическое осуществление системы переработки жидкого потока, полученного способом термической переработки in situ. В то время как изобретение чувствительно к различным модификациям и альтернативным формам,определнные его осуществления представлены посредством примера в чертежах 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, находящихся в объме притязаний настоящего изобретения, в соответствии с прилагаемой формулой изобретения. Раскрытие изобретения Последующее описание, в общем, относится к системам 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,добытой из углеводородсодержащей формации с использованием способа термической переработки insitu. Углеводородсодержащие формации могут быть переработаны для получения углеводородных продуктов, водорода, метана и других продуктов."Углеводороды" обычно определяют как молекулы, образованные, прежде всего, атомами углерода 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, керогеном, битумом, пиробитумом, нефтями, натуральными минеральными восками и асфальтитами. Углеводороды могут находиться в или непосредственно примыкать к минеральной матрице в земле. Матрицы могут включать, но не ограничиваются, осадочной породой, песками, силицилитами, карбонатами, диатомитами и другими пористыми средами. "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 слов, один или более неуглеводородных слов, 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 осуществлениях 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 углеводородсодержащих слов 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 несколько 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, также 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. "Текучие среды лгкого крекинга" относятся 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 осуществлениях тепло, подаваемое к или произведенное одним или более источниками тепла, 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 теп-2 015618 ла, 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 подвижные текучие среды, текучие среды с пониженной вязкостью и/или текучие среды пиролиза. 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" относятся 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 пиролиза или продукт пиролиза. В соответствии с использованием в описании "зона пиролиза" относится к объму формации(например, относительно проницаемая формация, такая как 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, нафта может претерпевать реакцию термического крекинга с образованием этена 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 25C и одной атмосфере абсолютного давления. Конденсируемые углеводороды могут включать смесь углеводородов с углеродным числом более 4. "Неконденсируемые углеводороды" являются углеводородами,которые не конденсируются при 25C и одной атмосфере абсолютного давления. Неконденсируемые углеводороды могут включать углеводороды с углеродным числом менее 5."Засорение" относится к затруднению и/или замедлению потока одной или более композиций в технологическом аппарате или трубопроводе."Олефины" являются молекулами, которые включают ненасыщенные углеводороды с одной или более неароматическими двойными связями углерод-углерод."Бензиновые углеводороды" относятся к углеводородам с диапазоном точки кипения от 32C (90F) до около 204C (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 точки кипения в диапазоне 38-200C при 0,101 МПа. Содержание лигроина определяют ASTM D5307."Керосин" относится к углеводородам с распределением точки кипения в диапазоне 204-260C при 0,101 МПа. Содержание керосина определяют ASTM D2887."Дизель топливо" относится к углеводородам с распределением точки кипения в диапазоне 260-343C (500-650F) при 0,101 МПа. Содержание дизельного топлива определяют ASTM D2887."VGO" или "вакуумный газойль" относится к углеводородам с распределением точки кипения в диапазоне 343-538C 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" относятся 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 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 MoO3 на 1 г катализатора, расчтный вес металлического молибдена в катализаторе составляет 0,067 г на 1 г катализатора."Повышение качества" относится к повышению качества углеводородов. Например, повышение качества тяжлых углеводородов может приводить к увеличению плотности в градусах API тяжлых углеводородов."Газойль" относится к смеси лгкого газойля и тяжлого газойля. "Лгкий газойль" относится к углеводородам с распределением точки кипения в диапазоне 430F (221C)-650F (343C), получаемым системой каталитического крекинга в кипящем слое. Содержание лгкого газойля определяют ASTMD5307. "Тяжлый газойль" относится к углеводородам с распределением точки кипения в диапазоне 650F (343C) и 800F (427C) 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 при испарении 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."Химическая 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 осуществления части системы термической переработки insitu для переработки углеводородсодержащей формации. Система термической переработки in situ может включать барьерные скважины 200. Барьерные скважины используются для формирования барьера вокруг области переработки. Барьер задерживает поток текучей среды в 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 осуществлениях барьерные скважины 200 являются дренажными скважинами. Дренажные скважины могут удалять жидкую воду и/или препятствовать вхождению жидкой воды в часть формации, которая будет нагрета, или в нагретую формацию. В осуществлении, изображенном на фиг. 1, барьерные скважины 200 показаны проходящими только вдоль одной стороны источников тепла 202, но барьерные скважины обычно окружают все используемые, или которые будут использованы, источники тепла 202 для нагрева области переработки формации. Источники тепла 202 помещены по меньшей мере в часть формации. Источники тепла 202 могут включать нагреватели, например изолированные проводники, нагреватели проводник-в-трубопроводе,поверхностные горелки, беспламенные распределнные топочные камеры и/или обычные распределнные топочные камеры. Источники тепла 202 также могут включать другие типы нагревателей. Источники тепла 202 передают тепло по меньшей мере к части формации для нагрева углеводородов в формации. Энергия может подаваться в источники тепла 202 по питающим линиям 204. Питающие линии 204 могут-4 015618 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, подавать топливо для топочных камер или подавать жидкий теплоноситель,циркулирующий 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 в проницаемости и/или пористости формации. Увеличение проницаемости и/или пористости может привести к снижению массы в 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, обеспечивающих движение текучей среды. Способность текучей среды проходить значительное расстояние в формации позволяет располагать добывающие скважины 206 относительно далеко друг от друга в формации. Добывающие скважины 206 используются для удаления текучей среды формации из формации. В некоторых осуществлениях 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 осуществлениях 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 1 м источника тепла. Тепло, подаваемое в формацию добывающей скважиной, может увеличить проницаемость формации, примыкающей к добывающей скважине за счет испарения и удаления жидкой фазы текучей среды, примыкающей к добывающей скважине и/или увеличения проницаемости формации, примыкающей к добывающей скважине, за счет формирования макро- и/или микротрещин. В добывающей скважине может быть размещено более одного источника тепла. Источник тепла в более низкой части добывающей скважины может быть выключен, если за счет суммирования тепла из соседних источников тепла формация нагревается достаточно для того, чтобы препятствовать получению положительного эффекта, обеспечиваемого нагреванием формации добывающей скважиной. В некоторых осуществлениях 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 осуществлениях источник тепла в добывающей скважине 206 дат возможность удаления паровой фазы текучей среды формации из формации. Нагрев, обеспечиваемый в добывающей скважине или через добывающую скважину, может: (1) ингибировать конденсацию и/или стекание добываемой текучей среды при течении добываемой текучей среды по добывающей скважине вблизи вскрыши, (2) увеличивать теплоподвод в формацию, (3) повышать дебит добывающей скважины по сравнению с добывающей скважиной без источника тепла, (4) ингибировать конденсацию соединений с высоким углеродным числом (С 6 и выше) в добывающей скважине и/или (5) повышать проницаемость формации в или вблизи добывающей скважины. 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 добывающими скважинами или в добывающих скважинах, рядом с источниками тепла или в источниках тепла, или в наблюдательных скважинах. В некоторых углеводородсодержащих формациях добычу углеводородов из формации сокращают,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 осуществлениях заданное качество включает плотность в градусах API по меньшей мере около 20, 30 или 40. Сокращение добычи, пока по меньшей мере некоторая часть углеводородов не будет пиролизована, может увеличить превращение тяжлых углеводородов в лгкие углеводороды. Сокращение 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.-5 015618 В некоторых углеводородсодержащих формациях углеводороды в формации могут быть нагреты до температуры пиролиза, пока не будет достигнута существенная проницаемость в горячей части формации. Начальный недостаток проницаемости может замедлять транспорт полученных текучих сред к добывающим скважинам 206. В ходе начального нагрева давление текучей среды в формации может увеличиться вблизи источников тепла 202. Увеличенное давление текучей среды может быть сброшено, отрегулировано, изменено и/или может контролироваться при помощи одного или более источников тепла 202. Например, выбранные источники тепла 202 или отдельные скважины сброса давления могут включать клапаны сброса давления, которые дают возможность удалить некоторое количество текучей среды из формации. В некоторых осуществлениях может быть дана возможность повышению давления, вызванного расширением текучих сред пиролиза или других текучих сред, полученных в формации, хотя открытого стока к добывающим скважинам 206 или любой другой депрессии ещ не существует в формации. Может быть дана 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 тепла 202 к добывающим скважинам 206 в горячей 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 коксования 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 процентным содержанием конденсируемой текучей среды по отношению к неконденсируемой текучей среде в формации и/или управления градусом плотности по API добываемой текучей среды формации. Например, снижение давления может привести к большей добыче конденсируемого жидкого компонента. Конденсируемый жидкий компонент может содержать большой процент олефинов. В некоторых осуществлениях способа термической переработки in situ давление в формации может поддерживаться достаточно высоким для активизации добычи текучей среды формации с градусом плотности по API более 20. Поддержание повышенного давления в формации может ингибировать осадку формации в ходе термической переработки in situ. Поддержание повышенного давления могут 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 добычу больших количеств углеводородов повышенного качества и относительно низкого молекулярного веса. Давление может поддерживаться так, что 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 многокольцевых углеводородных соединений паровой фазой. Соединения с высоким углеродным числом и/или многокольцевые углеводородные соединения могут оставаться в жидкой фазе в формации в течение значительного периода времени. Значительные периоды времени могут дать достаточное время 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 приводить к пиролизу углеводородов в формации с получением жидкой фазы пиролизованных текучих сред. Компоненты полученной жидкой фазы пиролизованных текучих сред могут содержать двойные связи и/или радикалы. Водород (H2) в жидкой фазе может снижать содержание двойных связей в полученных пиролизованных текучих средах, снижая, таким образом, вероятность полимеризации или образования длинноцепочечных соединений из полученных пиролизованных текучих сред. Кроме того, H2 также может нейтрализовать радикалы в полученных пиролизованных текучих средах. Поэтому, H2 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 переработки 210. Текучая среда формации также может быть добыта из источников тепла 202. Например, текучая среда может быть добыта из источников тепла 202 для контроля давления в формации, примыкающей к источникам тепла. Текучая среда, добытая по источни-6 015618 кам тепла 202, 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 переработки 210. Средства переработки 210 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. В некоторых осуществлениях 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 осуществлениях частицы включают ценосферы. В некоторых осуществлениях частицы покрыты, например, углеводородами текучей среды формации. В некоторых осуществлениях частицы включают цеолиты. Концентрация частиц в текучей среде формации может составлять 1-3000, 50-2000 или 100-1000 ppm. Размер частиц может составлять 0,5-200, 5-150, 10-100 или 20-50 мкм. В некоторых осуществлениях 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 распределение частиц может включить 1-60 ppm частиц с размером 50-60 мкм и 2-2000 ppm частиц с размером 100-200 мкм. В некоторых осуществлениях частицы могут вступать в контакт 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 осуществлениях цеолитные частицы могут участвовать в окислении и/или восстановлении текучих сред формации для получения соединений, которые обычно не присутствуют в получаемых текучих средах с использованием традиционных способов получения. Контакт текучей среды формации с водородом в присутствии цеолитных частиц может катализировать восстановление соединений с двойными связями в текучей среде формации. В некоторых осуществлениях 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 другим типом способа разделения. 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, в общем, 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 таковыми, алкилирование, дистилляцию, каталитический риформинг гидрокрекинга, гидроочистку, гидрирование, гидродесульфуризацию, каталитический крекинг, замедленное коксование, газификацию или их комбинацию. Способы получения коммерческих продуктов описаны в "Refining Processes 2000" Hydrocarbon Processing, Gulf Publishing Co., p. 87-142, которая включена в описание ссылкой. Примеры коммерческих продуктов включают, но не ограничены таковыми, дизельное топливо, бензин, углеводородные газы, реактивное топливо, керосин, газойль, вакуумный газойль ("VGO") или их смесь. Технологическое оборудование может засоряться или загрязняться композициями жидкостей способа термической переработки in situ. Засоряющие композиции могут включать, но не ограничены, углеводородами и/или тврдыми веществами, полученными способом термической переработки in situ. Композиции, которые вызывают засорение, могут быть сформированы в ходе нагрева жидкости способа термической переработки in situ. Композиции могут прикрепляться к частям оборудования и замедлять течение жидкого потока через устройства переработки. Тврдые вещества, которые вызывают засорение, могут включать, но не ограничены, металлоорганическими соединениями, неорганическими соединениями, минералами, минеральными соединения,ценосферами, коксом, 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, углеводородами, содержащими гетероатомы,ароматическими углеводородами, циклическими углеводородами, циклическими диолефинами и/или нециклическими диолефинами. В некоторых осуществлениях тврдые вещества и/или углеводороды,присутствующие в жидкости способа термической переработки in situ, которые вызывают засорение,-7 015618 частично растворимы или нерастворимы в жидкости способа термической переработки situ. В некоторых осуществлениях 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 осуществлениях засоряющие композиции, по меньшей мере, частично удаляются из жидкого потока промывкой и/или обессоливанием жидкого потока. В некоторых осуществлениях засорение технологического оборудования ингибируется фильтрованием по меньшей мере части жидкого потока через нанофильтрационную систему. В некоторых осуществлениях засорение технологического оборудования ингибируется гидроочисткой по меньшей мере части жидкого потока. В некоторых осуществлениях по меньшей мере часть жидкого потока нанофильтруется и затем подвергается гидроочистке для удаления композиции, которая может засорить и/или загрязнить технологическое оборудование. Жидкий поток после гидроочистки и/или нанофильтрации может быть далее переработан для получения коммерческих продуктов. В некоторых осуществлениях в жидкий поток вводят добавки против отложений для ингибирования засорения технологического оборудования. Добавки против отложений описаны в US 5648305 (Mansfield et al); 5282957 (Wright et al); 5173213 (Miller et al.); 4840720 (Reid); 4810397(Dvoracek) и 4551226 (Fern), все из которых включены в описание ссылкой. Примеры коммерчески доступных добавок включают, но не ограничены таковыми, Chimec RO 303, Chimec RO 304, Chimec RO 305,Chimec RO 306, Chimec RO 307, Chimec RO 308, (поставляемый Chimec, Rome, Italy), GE-Betz ThermalFlow 7R29, GE-Betz ProChem 3F28, Ge Betz ProChem 3F18 (поставляемый GE Water and Process Technologies, Trevose, PA, USA). Фиг. 2 представляет схему осуществления системы получения сырых продуктов и/или коммерческих продуктов из жидкого потока и/или газового потока способа термической переработки in situ. Текучая среда формации 212 направляется в установку разделения текучей среды 214 и разделяется на жидкий поток 216, газовый поток 218 и водный поток 220 способа термической переработки in situ. В некоторых осуществлениях установка разделения текучей среды 214 включает зону охлаждения. При попадании добытой текучей среды формации в зону охлаждения охлаждающая жидкость, такая как вода, непитьевая вода и/или другие компоненты, могут быть добавлены к текучей среде формации для быстрого охлаждения и/или охлаждения текучей среды формации до температуры, подходящей для переработки в оборудовании, находящемся ниже по потоку. Быстрое 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 быстрого охлаждения может быть введена в текучую среду формации в виде аэрозоля и/или жидкого потока. В некоторых осуществлениях текучая среда формации вводится в жидкость быстрого охлаждения. В некоторых осуществлениях 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 осуществлениях количество воды, используемой в охлаждении, минимально, так что соли неорганических соединений и/или другие компоненты не отделяются от смеси. В устройстве разделения 214 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 осуществлениях может быть получен пар в ходе охлаждения. Полученный пар может быть направлен в установку разделения газов 222 и/или другие технологические средства. Газ способа термической переработки in situ 218 поступает в установку разделения газов 222 для выделения газового углеводородного потока 224 из газа способа термической переработки in situ. В некоторых осуществлениях установка разделения газов является установкой фракционирования адсорбционной очисткой и установкой фракционирования с использованием 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 разделения жидкостей 226. В некоторых осуществлениях установка разделения жидкостей 226 не является необходимой. В установке разделения жидкостей 226 разделение жидкого потока 216 способа термической переработки in situ дат газовый углеводородный поток 228 и поток солной жидкости способа 230. 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 солной жидкости способа 230 может быть переработан на опреснительной установке 232 с получением жидкого потока 234. Опреснительная установка 232 удаляет минеральные соли и/или воду из потока солной жидкости способа 230 с использованием известных способов опреснения и удаления воды. В некоторых осуществлениях опреснительная установка 232 находится до установки разделения жидкости 226-8 015618 в схеме. Жидкий поток 234 включает, но не ограничен, углеводородами с углеродным числом по меньшей мере 5 и/или углеводородами, содержащими 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 кипения 95-200C 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 кипения 200-300C 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 кипения 300-400C 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 кипения 400-650C при 0,101 МПа. В некоторых осуществлениях жидкий поток 234 содержит не более 10 мас.%, воды, не более 5 мас.%, не более 1 мас.% воды или не более 0,1 мас.% воды. После выхода из устройства опреснения 232 жидкий поток 234 направляется в фильтрационную систему 236. В некоторых осуществлениях фильтрационная система 236 связана с выходом устройства опреснения. Фильтрационная система 236 выделяет по меньшей мере часть засоряющих соединений из жидкого потока 234. В некоторых осуществлениях 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 осуществлениях 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 мембраной и/или полимерной мембраной. Керамическая мембрана может быть керамической мембраной, отделяющей молекулярный вес не более 2000 Дальтон (Да),не более 1000 Да или не более 500 Да. Керамические мембраны не должны разбухать, чтобы работать в оптимальных условиях для удаления желательных материалов из субстрата (например, засоряющие композиции из жидкого потока). Кроме того, керамические мембраны могут использоваться при повышенных температурах. Примеры керамических мембран включают, но не ограничены, мезопористыми диоксидом титана, мезопористым гамма оксидом алюминия, мезопористым диоксидом циркония, мезопористым оксидом кремния и их комбинациями. 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 протекать жидкому потоку (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 является органофильной или гидрофобной мембраной так, чтобы вода, присутствующая в жидком потоке, удерживалась или, по существу, удерживалась в концентрате. Плотный слой мембраны может отделить по меньшей мере часть или, по существу, все засоряющие композиции из жидкого потока 234. В некоторых осуществлениях плотная полимерная мембрана имеет такие свойства, что жидкий поток 234 проходит через мембрану путем растворения в ней и диффузии через е структуру. По меньшей мере часть засоряющих частиц не может раствориться и/или диффундировать через плотную мембрану, вследствие чего 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, поли-ди-метилсилоксана, полиоктилметилсилоксана, полиимида, полиарамида, поли-три-метилсилилпропина 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 комбинациями. В ходе отделения засоряющих композиций 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 100C, от около -20 до около 100C, от 10 до 90C или от 20 до 85C. В ходе непрерывной работы поток фильтрата может составлять не более 50% начального потока, не более 70% начального потока 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 протекать исходному материалу (концентрат) из первого мембранного сепаратора во вто-9 015618 рой 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, p. 158-164. Примеры спиральных модулей описаны, например, в WO/2006/040307 (Boestert et al.),US 5102551 (Pasternak); 5093002 (Pasternak); 5275726 (Feimer et al.); 5458774 (Mannapperuma) и 5150118(Finkle et al.), все из которых включены в описание ссылкой. В некоторых осуществлениях спиральный модуль применяется, когда используется плотная мембрана в системе фильтрации 236. Спиральный модуль может включать мембранную сборку двух мембранных листов, между которыми находится листовая прокладка фильтрата, при этом 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 мм, по меньшей мере 1 мм или по меньшей мере 3 мм для обеспечения возможности размещения достаточной поверхности мембраны в спиральном модуле. В некоторых осуществлениях прокладка подачи материала является тканой прокладкой подачи материала. При работе подаваемая смесь может быть пропущена с одного конца цилиндрического модуля между мембранными сборками вдоль листовой прокладки, находящейся между сторонами подачи мембран. Часть подаваемой смеси проходит через любой из мембранных листов на сторону фильтрата. Получаемый фильтрат протекает по листовой прокладке в трубопровод выхода фильтрата. В некоторых осуществлениях 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 осуществлениях профильтрованный жидкий поток 238 может содержать пониженные концентрации композиций и/или частиц, которые вызывают засорение последующих технологических систем. Непрерывная рециркуляция возвратного 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 в мембране стороны подачи материала. После завершения фильтрации отходящий поток 242(концентрат) может содержать высокую концентрацию композиций и/или частиц, вызывающих засорение. Отходящий поток 242 выходит из фильтрационной системы 236 и податся к другим технологическим установкам, таким 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 200-900C,около 300-800C или около 400-700C. Давление составляет около 0,1-20 МПа, около 1-12 МПа, около 4-10 МПа или около 6-8 МПа. Часовые объмные скорости жидкого потока составляют около 0,1-30 ч-1,около 0,5-25 ч-1, около 1-20 ч-1, около 1,5-15 ч-1 или около 2-10 ч-1. На фиг. 2 профильтрованный жидкий поток 238 и источник водорода 244 подаются в установку гидроочистки 248. В некоторых осуществлениях источник водорода 244 может быть добавлен к профильтрованному жидкому потоку 238 перед вводом в установку гидроочистки 248. В некоторых осуществлениях в жидком потоке 234 присутствует достаточное количество водорода и нет необходимости в источнике водорода 244. В установке гидроочистки 248 контакт профильтрованного жидкого потока 238 с источником водорода 244 в присутствии одного или более катализаторов дат жидкий поток 250. Установка гидроочистки 248 может работать так, что весь или по меньшей мере часть жидкого потока 250 изменяется достаточно для удаления композиций и/или ингибирования образования композиций, которые могут засорять оборудование, размещнное после установки гидроочистки 248. Катализатор, используемый в установке гидроочистки 248, может быть коммерчески доступным катализатором. В некоторых осуществлениях нет необходимости в гидроочистке жидкого потока 234. В некоторых осуществлениях 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 патентных заявках US 20050133414 (Bhan et al.); 20050133405 (Wellington et al.) и US 11/400542, озаглавленной "Синтез, способы и катализаторы для производства сырого продукта", поданной 07 апреля 2006; 11/425979 (Bhan) озаглавленной "Синтез, способы и катализаторы для производства сырого продукта", поданной 06 июня 2006 и 11/425992 (Wellington etal.), озаглавленной "Синтез, способы и катализаторы для производства сырого продукта", поданной 06 июня 2006, все из которых включены в описание ссылкой. В некоторых осуществлениях установка гидроочистки 248 является установкой селективной гидроочистки. В установке гидроочистки 248 жидкий поток 234 и/или профильтрованный жидкий поток 238 подвергается селективному гидрированию, 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, USA) при температуре в пределах 100-200C 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 осуществлениях составляет по меньшей мере 50%, по меньшей мере 60%, по меньшей мере 80% или по меньшей мере 90%. Жидкий поток 250 удаляется из установки гидроочистки 248 и податся в одну или более технологических установок, находящихся после установки гидроочистки 248. Технологические установки, находящиеся после установки гидроочистки 248, могут включать установки дистилляции, каталитического риформинга, гидрокрекинга, гидроочистки, гидрирования, гидродесульфуризации, каталитического крекинга, замедленного коксования, газификации или их комбинации. Жидкий поток 250 может удаляться из установки гидроочистки 248 и подаваться в установку фракционирования 252. Установка фракционирования 252 дат один или более сырых продуктов. Фракционирование может включать, но не ограничено, дистилляцией при атмосферном давлении и/или вакуумной дистилляцией. Сырые продукты включают, но не ограничены, C3-C5 углеводородным потоком 254,потоком лигроина 256, потоком керосина 258, потоком дизельного топлива 262 и потоком кубового остатка 264. Поток кубового остатка 264 обычно содержит углеводороды с распределение диапазона кипения по меньшей мере 340C при 0,101 МПа. В некоторых осуществлениях поток кубового остатка 264 является вакуумным газойлем. В других осуществлениях поток кубового остатка содержит углеводороды с распределение диапазона кипения по меньшей мере 537C. 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 углеводородные газы, полученные при разделении 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 осуществлениях жидкие потоки после гидроочистки и/или потоки, полученные из фракций (например, дистилляты и/или лигроин), смешивают с жидкостью способа термической переработки in situ и/или текучей средой формации для получения смешанной текучей среды. Смешанная текучая среда может иметь повышенную физическую стабильность и химическую стабильность по сравнению с текучей средой формации. Смешанная текучая среда может содержать меньше реакционноспособных компонентов (например, диолефинов, других олефинов и/или соединений, содержащих 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 однородным 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 осуществлениях текучая среда, полученная способами, раскрытыми в описании, из формации битуминозного сланца может быть смешана с текучей средой способа термической переработки in situ (IHTP) тяжлой нефти/битуминозного песка. Так как текучая среда битуминозного сланца является, по существу, парафиновой и текучая среда IHTP тяжлой нефти/битуминозного песка является,по существу, ароматической, смешанные текучие среды могут демонстрировать повышенную стабильность. В некоторых осуществлениях текучая среда способа термической переработки in situ может быть смешана с битумом для получения сырья, подходящего для использования в установке очистки. Смешивание текучей среды IHTP 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.C3-C5 углеводородный поток 254, полученный в установке фракционирования 252, и газовый углеводородный поток 224 подают в установку алкилирования 266. В установке алкилирования 266 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 осуществлениях имеется приемлемое содержание олефина в газовом углеводородном потоке 224,и нет необходимости в дополнительном источнике олефинов. Углеводородный поток 268 включает угле- 11015618 водороды с углеродным числом по меньшей мере 4. Углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 4 включают, но не ограничены, бутанами, пентанами, гексанами, гептанами и октанами. В некоторых осуществлениях углеводороды, полученные в установке алкилирования 266, имеют октановое число более 70, более 80 или более 90. В некоторых осуществлениях углеводородный поток 268 является подходящим для использования в качестве бензина без дальнейшей переработки. В некоторых осуществлениях поток кубового остатка 264 может быть подвергнут гидрокрекингу для получения лигроина и/или других продуктов. Получаемый лигроин может, однако, нуждаться в превращении для изменения октанового числа, так чтобы продукт мог быть коммерчески реализован в качестве бензина. Альтернативно, поток кубового остатка 264 может быть переработан в установке каталитического крекинга для получения лигроина и/или сырья для установки алкилирования. В некоторых осуществлениях поток лигроина 256, поток керосина 258 и поток дизельного топлива 262, имеют несбалансированное распределение парафиновых углеводородов, олефиновых углеводородов и/или ароматических углеводородов. Потоки могут не иметь подходящего количества олефинов и/или ароматических соединений для использования в коммерческих продуктах. Эта несбалансированность может быть изменена объединением по меньшей мере части потоков для формирования объединнного потока 266, который имеет распределение диапазона кипения от 38 до около 343C. 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 осуществлениях поток лигроина 256 подвергают гидрокрекингу для получения олефинов. На фиг. 2 объединнный поток 266 и поток кубового остатка 264 из установки фракционирования 252 податся в установку каталитического крекинга 270. В контролируемых условиях крекинга (например, контролируемых температурах и давлении) установка каталитического крекинга 270 дат дополнительный C3-C5 углеводородный поток 254', поток углеводородов бензина 272 и дополнительный поток керосина 258'. Дополнительный C3-C5 углеводородный поток 254', объединнный с C3-C5 углеводородным потоком 254 и/или объединнный с газовым углеводородным потоком 224, может быть подан в установку алкилирования 266 для получения бензина, подходящего для продажи. В некоторых осуществлениях содержание олефина в газовом углеводородном потоке 224 является приемлемым и нет необходимости в дополнительном источнике олефинов. В некоторых осуществлениях количество полученного потока кубового остатка (например, VGO) слишком низкое для того, чтобы поддерживать работу установки гидрокрекинга или установки каталитического крекинга, а концентрации олефинов в газовых потоках, полученных в установке фракционирования и/или установке каталитического крекинга (например, установке фракционирования 252 и/или установке каталитического крекинга 270 на фиг. 2), могут быть слишком низкими для того, чтобы поддерживать работу установки алкилирования. Лигроин, полученный в установке фракционирования, может быть переработан для получения олефинов для дальнейшей переработки, например, в установке алкилирования. Реформулированный бензин, полученный обычным риформингом лигроина, может не соответствовать коммерческим техническим условиям, таким как, например, требованиям управления воздушными ресурсами Калифорнии, когда жидкий поток, полученный из текучей среды способа термической переработки in situ, используется в качестве потока сырья. Количество олефинов в лигроине может быть насыщено 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 смеси бензинов, предназначенной для получения реформулированного бензина. Несбалансированное содержание олефина и ароматических соединений в лигроине после риформинга может быть изменено получением достаточного количества алкилата из установки алкилирования для получения реформулированного 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 международной заявке WO 2006/020547 и опубликованных патентных заявках US 20060191820 и 20060178546 (Mo et al.), все из которых включены в описание ссылкой. Жидкий поток 274 податся в систему каталитического крекинга 278. Жидкий поток 274 может включать, но не ограничен, жидким потоком 234, жидким потоком гидроочистки 250, профильтрованным жидким потоком 238, потоком лигроина 256, потоком керосина 258, потоком дизельного топлива 262 и потоком кубового остатка 264 из системы, представленной на фиг. 2, любым углеводородным потоком с распределением точки кипения в диапазоне 65-800C или их смесями. В некоторых осуществлениях в систему каталитического крекинга 278 податся пар 276, который может распылять и/или поднимать- 12015618 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 каталитического крекинга 278 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 регенерированного катализатора крекинга 282 или их смеси. Использованный регенерированный катализатор крекинга 280 включает регенерированный катализатор крекинга, который был использован во второй системе каталитического крекинга 284. Вторая система каталитического крекинга 284 может быть использована для крекинга углеводородов с целью получения олефинов и/или других сырых продуктов. Углеводороды, подаваемые во вторую систему каталитического крекинга 284, могут включать C3-C5 углеводороды, добытые из добывающих скважин, углеводороды бензина, гидровоск, углеводороды, полученные способом Фишера-Тропша (Fischer-Tropsch), биологическое топливо или их комбинации. Использование смеси различных типов углеводородного сырья во второй системе каталитического крекинга может увеличить получение C3-C5 олефина для соответствия требованиям к алкилату. Таким образом,может быть увеличено объединение продуктов для способа нефтепереработки. Вторая система каталитического крекинга 284 может быть установкой плотной фазы, установкой с фиксированным псевдоожиженным слоем, трубчатой установкой, комбинацией указанных выше установок или любой установкой или конфигурацией установок каталитического крекинга известного уровня техники. Контакт катализатора каталитического крекинга с жидким потоком 274 в системе каталитического крекинга 278 дат сырой продукт и отработанный катализатор крекинга. Сырой продукт может содержать, но не ограничен таковыми, углеводороды, которые имеют распределение точки кипения меньшее,чем распределение точки кипения жидкого потока 274, части жидкого потока 274 или их смесей. Сырой продукт и отработанный катализатор подают в систему разделения 286. Система разделения 286 может включать, например, установку дистилляции, десорбер, фильтрационную систему, центрифугу или любое устройство известного уровня техники, способное отделять сырой продукт от отработанного катализатора. Поток отделенного отработанного катализатора крекинга 288 удаляют из системы разделения 286 и направляют в установку регенерации 290. В установке регенерации 290 отработанный катализатор крекинга вводят в контакт с источником кислорода 292, таким как, например, кислород и/или воздух, в условиях сгорания углерода для получения потока регенерированного катализатора крекинга 282 и газообразных продуктов сгорания 294. Газообразные продукты сгорания могут образовываться как побочный продукт удаления углерода и/или других загрязнений, сформированных на катализаторе в ходе процесса каталитического крекинга. Температура в установке регенерации 290 может составлять около 621-760C или 677-715C. Давление в установке регенерации 290 может составлять от атмосферного до 0,345 МПа или 0,034-0,345 МПа. Время нахождения отделнного отработанного катализатора крекинга в установке регенерации 290 составляет около 1-6 мин или около 2-4 мин. Содержание кокса на регенерированном катализаторе крекинга меньше, чем содержание кокса на отделнном отработанном катализаторе крекинга. Такое содержание кокса составляет 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 0,10,1 мас.%. В некоторых осуществлениях поток регенерированного катализатора крекинга 282 может быть разделен на два потока по меньшей мере с частью регенерированного потока катализатора крекинга 282',выходящей из установки регенерации 290 и входящей во вторую систему каталитического крекинга 284. По меньшей мере другая часть регенерированного потока катализатора крекинга 282 выходит из регенератора 290 и входит в систему каталитического крекинга 278. Относительное количество используемого регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга регулируется для обеспечения желательных условий крекинга в системе каталитического крекинга 278. Регулировка отношения используемого регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга может помочь в регулировке условий крекинга в системе каталитического крекинга 278. 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 каталитического крекинга 284, к остающейся части регенерированного катализатора крекинга, который смешан с жидким потоком 274, введнным в систему каталитического крекинга 278, и, таким образом, вышеуказанные диапазоны также применимы к указанному весовому отношению. Сырой продукт 296 удаляют из системы разделения 286 и подают в установку разделения жидко- 13015618 стей 298. Установкой разделения жидкостей 298 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 углеводородов бензина 300, поток рециклового газойля 302 и поток кубового остатка 304. В некоторых осуществлениях поток кубового остатка 304 возвращают в цикл в систему каталитического крекинга 278. Установка разделения жидкостей 298 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 из сырых продуктов. В некоторых осуществлениях по меньшей мере часть лгкого рециклового газойля 302 выводят из установки разделения жидкостей 298 и подают во вторую систему каталитического крекинга 278. В некоторых осуществлениях поток лгкого рециклового газойля не направляют во вторую систему каталитического крекинга. В некоторых осуществлениях по меньшей мере часть потока углеводородов бензина 300 выводят из установки разделения жидкостей 298 и подают во вторую систему каталитического крекинга 284. В некоторых осуществлениях поток углеводородов бензина не направляют во вторую систему каталитического крекинга. В некоторых осуществлениях поток углеводородов бензина 300 является подходящим для продажи и/или для использования в других процессах. Углеводородный поток газойля 306 (например, вакуумный газойль) и/или части потока углеводородов бензина 300 и лгкого рециклового газойля 302 подают в систему каталитического крекинга 284. Пары подвергаются каталитическому крекингу в присутствии пара 276' для получения потока сырого олефина 308. Поток сырого олефина 308 может включать углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2. В некоторых осуществлениях поток сырого олефина 308 содержит по меньшей мере 30 мас.%C2-C5 олефинов, 40 мас.% C2-C5 олефинов, по меньшей мере 50 мас.% C2-C5 олефинов, по меньшей мере 70 мас.% C2-C5 олефинов или по меньшей мере 90 мас.% C2-C5 олефинов. Рецикл потока углеводородов бензина 300 во вторую систему каталитического крекинга 284 может обеспечить дополнительное превращение по всей системе переработки углеводородного потока газойля 306 в C2-C5 олефины. В некоторых осуществлениях вторая система каталитического крекинга 284 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 меньше, чем площадь поперечного сечения промежуточной реакционной зоны. Отношение площади поперечного сечения зоны десорбции к площади поперечного сечения промежуточной реакционной зоны может изменяться от 0,1:1 до 0,9:1; от 0,2:1 до 0,8:1 или от 0,3:1 до 0,7:1. В некоторых осуществлениях геометрия второй системы каталитического крекинга такова, что она обычно является цилиндрической формы, отношение длины к диаметру зоны десорбции такое, чтобы обеспечить желательную высокую скорость паров в зоне десорбции и обеспечить достаточное время контакта в зоне десорбции для желательной очистки использованного регенерированного катализатора,который должен быть удалн из второй системы каталитического крекинга. Таким образом, отношение размеров длины к диаметру зоны десорбции может изменяться от 1:1 до 25:1; от 2:1 до 15:1 или от 3:1 до 10:1. В некоторых осуществлениях вторая система каталитического крекинга 284 работает или управляется независимо от работы или управления системой каталитического крекинга 278. Эти независимые работа или управление второй системой каталитического крекинга 284 могут улучшить общее превращение углеводородов бензина в желательные продукты, например этилен, пропилен и бутилены. С независимой работой второй системы каталитического крекинга 284 жсткость каталитического крекинга установки 278 может быть снижена для оптимизации выхода C2-C5 олефинов. Температура во второй системе каталитического крекинга 284 может составлять около 482C (900F)-871C (1600F), 510C(950F)-871C (1600F) или 538C (1000F)-732C (1350F). Рабочее давление во второй системе каталитического крекинга 284 может изменяться от атмосферного до около 0,345 МПа (50 фунт/кв. дюйм) или от около 0,034 до 0,345 МПа (5-50 фунт/кв. дюйм). Добавление пара 276' во вторую систему каталитического крекинга 284 может помочь в рабочем контроле второй установки каталитического крекинга. В некоторых осуществлениях пар не является необходимым. В некоторых осуществлениях использование пара для заданного превращения углеводорода бензина в системе и в крекинге углеводородов бензина может обеспечить повышенную селективность по отношению к выходу C2-C5 олефинов с повышением выхода пропилена и бутиленов по отношению к другим каталитическим процессам крекинга. Весовое отношение пара к углеводородам бензина, введенным во вторую систему каталитического крекинга 284, может быть в диапазоне от самого низкого до около 15:1; от 0,1:1 до 10:1; от 0,2:1 до 9:1 или от 0,5:1 до 8:1. Поток сырого олефина 308 подают в систему разделения олефина 310. Системой разделения олефина 310 может быть любая система, известная специалисту в данной области техники, для извлечения и разделения потока сырого олефина 308 в потоки C2-C5 олефиновых продуктов, например поток этиленового продукта 312, поток пропиленового продукта 314 и поток бутиленовых продуктов 316. Система- 14015618 разделения олефина 310 может включать такие системы, как абсорберы и десорберы, ректификационные колонны, компрессоры и сепараторы или любую комбинацию известных систем или оборудования,предназначенных для извлечения и разделения C2-C5 олефиновых продуктов из жидкого потока 308. В некоторых осуществлениях олефиновые потоки 312, 314, 316 подают в установку алкилирования 266 для получения углеводородного потока 268. В некоторых осуществлениях углеводородный поток 268 имеет октановое число по меньшей мере 70, по меньшей мере 80 или по меньшей мере 90. В некоторых осуществлениях все или части одного или более потоков 312, 314, 316 транспортируют к другим технологическим установкам, например установкам полимеризации, для использования в качестве сырья. В некоторых осуществлениях 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 разделения жидкостей 298 и системы разделения олефина 310). На фиг. 3 поток использованного катализатора крекинга 280 удаляют из второй системы каталитического крекинга 284 и подают в систему каталитического крекинга 278. Катализатор в потоке использованного катализатора крекинга 280 может содержать немного более высокую концентрацию углерода,чем концентрация углерода, который находится на катализаторе в регенерированном катализаторе крекинга 282. Высокая концентрация углерода на катализаторе может частично дезактивировать катализаторы каталитического крекинга, которые обеспечивают повышенный выход олефинов в системе каталитического крекинга 278. 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 изменяться от около 0,1 до 1 мас.% или от 0,1 до 0,6 мас.%. Катализатор каталитического крекинга, используемый в системе каталитического крекинга 278 и во второй системе каталитического крекинга 284, может быть любым катализатором крекинга, поддающимся псевдоожижению, который известен из уровня техники. Поддающийся псевдоожижению катализатор крекинга может включать молекулярные сита с каталитической активностью, диспергированные в пористой, неорганической жаропрочной оксидной матрице или связующем. Термин "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, включает сшитые глины, расслонные глины и кристаллические алюмосиликаты. В некоторых осуществлениях 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 осуществлениях кристаллическими алюмосиликатами для использования в катализаторе крекинга являются X и/или Y цеолиты, US 3130007(Breck) описывает цеолиты Y-типа. Стабильность и/или кислотность цеолита, используемого в качестве компонента катализатора крекинга, могут быть увеличены обменом цеолита с ионами водорода, аммония, катионами поливалентных металлов, например катионами редких земель, магния или кальция, или комбинацией ионов водорода,аммония и катионов поливалентных металлов, таким образом понижая содержание натрия до около 0,8 мас.%, предпочтительно менее около 0,5 мас.% и наиболее предпочтительно менее около 0,3 мас.% в пересчте на Na2O. Способы осуществления ионного обмена хорошо известны из уровня техники. Цеолит или другой компонент молекулярных сит катализатора крекинга объединены с пористой,неорганической жаростойкой оксидной матрицей или связующим для формирования готового катализатора перед его использованием. Жаростойким оксидным компонентом в готовом 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 осуществлениях неорганическая жаростойкая оксидная матрица включает смесь оксид алюминия-оксид кремния и глины, например каолина, гекторита, сепиолита и аттапульгита. Готовый катализатор может содержать около 5-40 мас.% цеолита или других молекулярных сит и более около 20 мас.% неорганического жаростойкого оксида. В некоторых осуществлениях готовый катализатор может содержать около 10-35 мас.% цеолита или других молекулярных сит, около 10-30 мас.% 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 предшественником любым подходящим известным из уровня техники способом, включая перемешивание, помол, смешивание до однородного состояния или гомогенизацию. Примеры предшественников,которые могут быть использованы, включают, но не ограничены, оксид алюминия, золь оксида алюминия, золь оксида кремния, диоксид циркония, гидрогели оксида алюминия, полиоксикатионы алюминия и циркония и пептизированный оксид алюминия. В некоторых осуществлениях цеолит объединяют с гелем или золем алюмосиликата или другим неорганическим, жаростойким оксидным компонентом и полученную смесь аэрозольно высушивают для получения готовых частиц катализатора, обычно имеющим диаметр около 40-80 мкм. В некоторых осуществлениях цеолит или другие молекулярные сита могут быть размолоты или иначе смешаны с жаростойким оксидным компонентом или его предшественни- 15015618 ком, экструдированы и затем измельчены до желательного диапазона размера частиц. Готовый катализатор может иметь среднюю насыпную плотность около 0,30-0,90 г на см 3 и объм пор около 0,10-0,90 см 3 на 1 г. В некоторых осуществлениях добавка ZSM-5 может быть введена в промежуточный реактор крекинга второй системы каталитического крекинга 284. 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 мас.%, не более 20 мас.% или не более 18 мас.% регенерированного катализатора, вводимого во вторую систему каталитического крекинга 284. Количество добавки ZSM-5, вводимое во вторую систему каталитического крекинга 284, может составлять 1-30, 3-20 или 5-18 мас.% регенерированного катализатора крекинга,вводимого во вторую систему каталитического крекинга 284. 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, цеолитами со средним размером пор, 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 (IUPACCommission of Zeolite Nomenclature). Неограничивающие 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 3702886 (Argauer et al.) и US 3770614 (Graven), которые оба включены в описание ссылкой.US 3948758 (Bonacci et al.); ZSM-23 в US 4076842 (Plank et al.) и ZSM-35 в US 4016245 (Plank et al.), все из которых включены в описание ссылкой. Другие подходящие молекулярные сита включают силикоалюминофосфаты (SAPO), такие как SAPO-4 и SAPO-11, которые описаны в US 4440871 (Lok et al.); хромосиликаты; силикаты галлия, силикаты железа; фосфаты алюминия (ALPO), такие как ALPO-11,описанный в US 4310440 (Wilson et al.); алюмосиликаты титана (TASO), такие как TASO-45, описанный в US 4686029 (Pellet et al.); силикаты бора, описанные в US 4254297 (Frenken et al.); алюминофосфаты титана (ТАРО), такие как ТАРО-11, описанный в US 4500651 (Lok et al.); и алюмосиликаты железа, все из которых включены в описание ссылкой.US 4368114 (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 осуществлениях остаток, получаемый в установках, описанных на фиг. 2 и 3, может использоваться в качестве источника энергии. Остаток может быть превращн 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 осуществлениях остаток деасфальтируют для получения асфальта. Асфальт может быть превращн в газ. Примеры Неограничивающие 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 481C и плотность жидкого образца составляет 0,8474. Мембранная установка разделения, используемая для фильтрации образца, представляет собой лабораторную установку с плоской листовой мембраной P28 типа, поставленной CM Celfa Membrantechnik A.G. (Switzerland). Отдельная, полидиметилсилоксановая мембрана (GKSS Forschungszentrum GmbH, Geesthact, Germany) толщиной 2 мкм используется в качестве фильтрующей среды. Фильтрационная система работает при 50C, и разница давления на мембране составляет 10 бар. Давление со стороны фильтрата близкое 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 снижался 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, плотность профильтрованной жидкости равна 0,8459 и конечная точка кипения составляет 486C. Концентрат (56,46 г, выход 14,16%) содержит 0,0076 г серы и 0,0158 г азота на 1 г концентрата, плотность концентрата равна 0,8714 и конечная точка кипения составляет 543C.- 16015618 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 корпусом и трубчатым теплообменником, выполненным из стали 1018, которые 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 два часа работы используется как индикатор интенсивности засорения. T=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 50C, Тс 350C и время испытания равно 4,41 ч. T для нефильтрованного жидкого образца равно 15C. T для профильтрованного образца равно нулю. Этот пример демонстрирует, что нанофильтрация жидкого потока, полученного способом термической переработки in situ, удаляет по меньшей мере часть засоряющих композиций. Пример 3. Получение олефинов из жидкого потока способа термической переработки in situ. Используют экспериментальную пилотную систему для проведения экспериментов. Экспериментальная пилотная 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-процентную 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 с 30-минутными интервалами. Сложные газовые образцы анализируют при помощи подключенного к системе газового хроматографа и жидкие образцы продукта собирают и анализируют сразу же. Выход кокса определяют, измеряя поток катализатора и измеряя разницу в содержании кокса на катализаторе путем определения 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, фракционируют для получения потока вакуумного газойля (VGO) с распределением точек кипения от 310 до 640C. Поток VGO вводят в контакт с псевдоожиженным слоем в установке каталитического крекинга E-Cat, содержащей 10% добавки ZSM-5 в каталитической системе, описанной выше. Температура трубчатого реактора поддерживается равной 593C (1100F). Получаемый продукт содержит на 1 г продукта 0,1402 г C3 олефинов, 0,137 г C4 олефинов, 0,0897 г C5 олефинов, 0,0152 г изо-С 5 олефинов, 0,0505 г изобутилена,0,0159 г этана, 0,0249 г изобутана, 0,0089 г n-бутана, 0,0043 г пентана, 0,0209 г изопентана, 0,2728 г смеси C6 углеводородов и углеводородов с точкой кипения не более 232C (450F), 0,0881 г углеводородов с распределением точки кипения от 232 до 343C (450-650F), 0,0769 г углеводородов с распределением точки кипения между 343 и 399C (650 и 750F) и 0,0386 г углеводородов с распределением точки кипения по меньшей мере от 399C (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 343C и каталитическим крекингом сырого продукта с точкой кипения выше 343C 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, полученного способом термической переработки in situ. Лигроин после термического крекинга используют для моделирования жидкого потока, полученного способом термической переработки in situ, с распределением точек кипения от 30 до 182C. Лигроин содержит на 1 г лигроина 0,186 г нафтенов, 0,238 г изопарафинов, 0,328 г н-парафинов, 0,029-г циклоолефинов, 0,046 г изоолефинов, 0,064 г н-олефинов и 0,109 г ароматических соединений. Поток лигроина вводят в контакт с FCC E-Cat с 10% добавки ZSM-5 в системе каталитического крекинга, описанной выше, для получения сырого продукта. Температура трубчатого реактора поддерживается равной 593C(1100F). Сырой продукт содержит на 1 г сырого продукта 0,1308 г этилена, 0,0139 г этана, 0,0966 гC5 изоолефинов, 0,0442 г пентана, 0,0384 г изопентана, 0,4943 г смеси C6 углеводородов и углеводородов с точкой кипения не более 232C (450F), 0,0201 г углеводородов с распределением точки кипения от 232 до 343C (450-650F), 0,0029 г углеводородов, с распределением точки кипения между 343 и 399C (650750F) и 0,00128 г углеводородов с распределением точки кипения по меньшей мере от 399C (750F) и 0,00128 г кокса. Общее количество C3-C5 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 343C и каталитическим крекингом сырого продукта с точкой кипения выше 343C 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 алкилированных углеводородов, включающий следующие операции: добывают пластовый флюид способом подземной термической переработки in situ; разделяют пластовый флюид для получения жидкого потока и первого газового потока, в котором первый газовый поток содержит олефины с углеродным числом по меньшей мере 3; фракционируют жидкий поток для получения, по меньшей мере, второго газового потока, содержащего углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 3; вводят первый газовый поток и второй газовый поток в установку алкилирования для получения алкилированных углеводородов, при этом олефины в первом газовом потоке увеличивают алкилирование, при фракционировании жидкого потока получают углеводородные компоненты с распределением точки кипения в диапазоне 38-200C при 0,101 МПа, известные как лигроин, и смешивают лигроин с пластовым флюидом для получения смешанного пластового флюида. 2. Способ по п.1, в котором октановое число алкилированных углеводородов, получаемых в установке алкилирования, более 70. 3. Способ по одному из пп.1, 2, в котором олефины в первом и втором газовых потоках включают пропилен, бутилены, амилены или комбинации этих соединений. 4. Способ по одному из пп.1-3, в котором алкилированные углеводороды содержат углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 4. 5. Способ по одному из пп.1-4, в котором алкилированные углеводороды содержат бутаны, пентаны, гексаны, гептаны или их смеси. 6. Способ по одному из пп.1-5, в котором фракционирование жидкого потока дат углеводородный поток, включающий углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 5. 7. Способ по одному из пп.1-6, в котором при фракционировании жидкого потока получают углеводородный поток, содержащий углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 5, при этом способ дополнительно включает операцию подачи по меньшей мере части углеводородного потока в установку алкилирования. 8. Способ по одному из пп.1-7, в котором при фракционировании жидкого потока получают углеводородный поток с начальной точкой кипения по меньшей мере 343C в соответствии с определением поASTM D2887. 9. Способ по одному из пп.1-7, в котором при фракционировании жидкого потока получают углеводородный поток с начальной точкой кипения по меньшей мере 343C в соответствии с определением поASTM D2887, при этом способ дополнительно включает следующие операции: проводят каталитический крекинг потока кубового остатка для получения углеводородного потока, содержащего углеводороды с углеродным числом 3-5, и подают по меньшей мере часть C3-C5 углеводородного потока в установку алкилирования. 10. Способ по п.1, который дополнительно включает следующие операции: проводят каталитический крекинг по меньшей мере части жидкого потока в первой системе каталитического крекинга для получения сырого продукта; разделяют по меньшей мере часть сырого продукта на один или более углеводородных потоков, где по меньшей мере один из углеводородных потоков является потоком углеводородов бензина; проводят каталитический крекинг по меньшей мере части потока углеводородов бензина путм введения в контакт потока углеводородов бензина с катализатором каталитического крекинга во второй системе каталитического крекинга для получения потока сырого олефина; вводят поток сырого олефина в установку алкилирования для получения одного или более алкилированных углеводородов. 11. Способ по п.10, в котором поток олефина содержит углеводороды с углеродным числом 3-5. 12. Способ по одному из пп.10, 11, в котором поток олефина содержит этилен, пропилен, бутены,изобутилены или их смеси. 13. Способ по одному из пп.10-12, в котором поток олефина содержит по меньшей мере 50 мас.%- 18015618 олефинов с углеродным числом не более 5. 14. Способ по одному из пп.10-13, в котором при проведении каталитического крекинга по меньшей мере части жидкого потока получают газовый поток, в котором газовый поток содержит углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 3. 15. Способ по одному из пп.10-14, в котором при проведении каталитического крекинга по меньшей мере части потока углеводородов бензина получают поток использованного катализатора каталитического крекинга, при этом способ дополнительно включает операцию подачи потока использованного катализатора каталитического крекинга в первую систему каталитического крекинга. 16. Способ по одному из пп.10-15, который дополнительно включает операцию подачи углеводородного потока с начальной точкой кипения более 343C во вторую систему каталитического крекинга,где точка кипения определяется в соответствии с ASTM D2887. 17. Способ по одному из пп.1-16, в котором дополнительно проводят гидроочистку по меньшей мере части жидкого потока при условиях, достаточных для удаления засоряющих композиций. 18. Способ по одному из пп.1-17, в котором один или более алкилированных углеводородов используют для получения транспортного топлива.

МПК / Метки

МПК: C10G 1/00, C10G 1/02

Метки: способом, переработки, способы, текучей, получения, углеводородов, полученной, термической, алкилированных, среды

Код ссылки

<a href="https://eas.patents.su/21-15618-sposoby-polucheniya-alkilirovannyh-uglevodorodov-iz-tekuchejj-sredy-poluchennojj-sposobom-termicheskojj-pererabotki-in-situ.html" rel="bookmark" title="База патентов Евразийского Союза">Способы получения алкилированных углеводородов из текучей среды, полученной способом термической переработки in situ</a>

Похожие патенты