Способы крекинга сырого продукта с целью получения дополнительных сырых продуктов и способ получения транспортного топлива

ИСПРАВЛЕННОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ 2006.10.20 СПОСОБЫ КРЕКИНГА СЫРОГО ПРОДУКТА С ЦЕЛЬЮ ПОЛУЧЕНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ СЫРЫХ ПРОДУКТОВ И СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ТРАНСПОРТНОГО ТОПЛИВА Изобретение предоставляет способ получения сырых продуктов, который включает добычу флюида месторождения из-под земли в процессе термической обработки in situ; разделение флюида месторождения с целью получения жидкого потока и первого газового потока; фракционирование жидкого потока с целью получения одного или нескольких сырых продуктов, и каталитический крекинг сырого продукта, имеющего температуру кипения выше 343 С с целью получения одного или нескольких дополнительных сырых продуктов. Первый газовый поток может содержать олефины. По меньшей мере один из полученных сырых продуктов имеет температуру кипения выше 343 С и по меньшей мере один из дополнительных сырых продуктов представляет собой второй газовый поток. Первый газовый поток может содержать олефины. По меньшей мере один из сырых продуктов имеет температуру кипения выше 343 С и/или по меньшей мере один из дополнительных сырых продуктов представляет собой второй газовый поток. Мо Вайджиэн, Наир Виджай, Рос Августинус Вильхельмус Мария (US) Высоцкая Н.Н. (RU) Примечание: библиография отражает состояние при переиздании(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ШЕЛЛ ИНТЕРНЭШНЛ РИСЕРЧ МААТСХАППИЙ Б.В. (NL) 016412 Область техники, к которой относится изобретение Изобретение относится, главным образом, к способам и системам для получения углеводородов,водорода, и/или других продуктов из различных подземных месторождений, таких как месторождения,содержащие углеводороды. Уровень техники Углеводороды, полученные из подземных месторождений, часто используются в качестве энергетических ресурсов как сырье и в качестве потребительских товаров. Проблемы истощения доступных углеводородных ресурсов и озабоченность в связи с общим ухудшением качества полученных углеводородов стимулировали разработку способов для более эффективного извлечения, переработки и/или применения имеющихся углеводородных ресурсов. С целью удаления углеводородов из подземных месторождений могут быть использованы процессы in situ. Могут потребоваться изменения химических и/или физических характеристик углеводородного материала в подземных месторождениях с целью обеспечения более легкого удаления углеводородного материала из подземного месторождения. Химические и физические изменения могут включать процессы in situ, в которых образуются удаляемые флюиды, изменения состава, изменения растворимости, изменения плотности, фазовые изменения, и/или изменения вязкости углеводородного материала в месторождении. Флюид может представлять собой (но не ограничивается указанным), газ, жидкость, эмульсию, суспензию, и/или поток твердых частиц, который имеет характеристики течения, аналогичные потоку жидкости. Флюиды месторождения, полученные из подземных формаций с использованием способа термической обработки in situ, можно продавать и/или перерабатывать с целью получения промышленных продуктов. Флюиды месторождения, полученные способом термической обработки in situ, могут иметь свойства и/или состав, отличающиеся от показателей флюидов месторождений, полученных в традиционных способах добычи. Флюиды месторождения, полученные из подземных месторождений с использованием способа термической обработки in situ, могут не соответствовать промышленным стандартам на транспортировку и/или на промышленное применение. Таким образом, существует потребность в улучшенных способах и системах для обработки флюидов месторождений, полученных из различных формаций, содержащих углеводороды. Краткое изложение изобретения Описанные здесь варианты осуществления относятся, главным образом, к способам обработки флюидов месторождений, полученных из подземных формаций. В некоторых вариантах осуществления это изобретение предоставляет: добычу флюида месторождения из-под земли в процессе пиролиза in situ при термической обработке; разделение флюида месторождения с целью получения жидкого потока и первого газового потока, в котором первый газовый поток содержит олефины; фракционирование жидкого потока с целью получения одного или нескольких сырых продуктов, при котором по меньшей мере один из сырых продуктов имеет распределение температур кипения от 38 до 343 С; и каталитический крекинг сырого продукта, имеющего распределение температур кипения от 38 до 343C с целью получения одного или нескольких дополнительных сырых продуктов, в котором по меньшей мере один из дополнительных сырых продуктов представляет собой второй газовый поток, причем этот газовый поток имеет температуру кипения самое большее 38 С, и распределение температур кипения определяется по методу ASTM D5307. В некоторых вариантах осуществления это изобретение обеспечивает способ получения одного или нескольких сырых продуктов, который включает в себя добычу флюида подземного месторождения с использованием способа термической обработки in situ; разделение флюида месторождения с целью получения жидкого потока; каталитический крекинг жидкого потока в первой системе каталитического крекинга путем контактирования жидкого потока с катализатором крекинга с целью получения потока сырого продукта и отработанного катализатора крекинга; регенерацию отработанного катализатора крекинга с целью получения регенерированного катализатора крекинга; каталитический крекинг углеводородного потока бензина во второй системе каталитического крекинга путем контактирования углеводородного потока бензина с регенерированным катализатором крекинга для того, чтобы получить сырой поток олефинов, содержащий углеводороды с числом атомов углерода по меньшей мере два, и использованный регенерированный катализатор крекинга; и выделение олефинов из сырого потока олефинов, в котором олефины имеют число атомов углерода от 2 до 5; и доставку использованного регенерированного катализатора крекинга из второй системы каталитического крекинга в первую систему каталитического крекинга. В дополнительных вариантах осуществления признаки конкретных вариантов могут быть объединены с признаками из других вариантов осуществления. Например, признаки одного варианта осуществления могут быть объединены с признаками из любых других вариантов. В дополнительных вариантах осуществления обработку подземного месторождения проводят с использованием любых способов, систем или нагревателей, которые описаны в этом изобретении. В дополнительных вариантах осуществления к описанным здесь конкретным вариантам могут быть добавлены дополнительные признаки.-1 016412 Краткое описание чертежей Преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными для специалистов в этой области техники с помощью следующего подробного описания и со ссылкой на сопроводительные чертежи, в которых на фиг. 1 представлен схематичный чертеж осуществления части системы термической обработкиin situ для обработки месторождения, содержащего углеводороды; на фиг. 2 дано схематическое представление осуществления системы для обработки смеси, полученной в способе термической обработки in situ; на фиг. 3 дано схематическое представление осуществления системы для обработки жидкого потока, полученного в способе термической обработки in situ. Хотя в этом изобретении допускаются различные модификации и альтернативные формы, его конкретные варианты осуществления продемонстрированы с помощью примеров на чертежах и могут быть подробно описаны в этом изобретении. Чертежи могут быть выполнены не в масштабе. Однако следует понимать, что эти чертежи и подробное описание изобретения не предназначены для ограничения изобретения какой-либо его конкретной описанной формой, напротив, намерением является защита всех модификаций, эквивалентов и альтернатив, входящих в замысел и объем настоящего изобретения, которое определено в прилагаемой формуле изобретения. Подробное описание Следующее ниже описание, в общем, относится к системам и способам обработки углеводородов в месторождениях. Такие месторождения можно обрабатывать для того, чтобы получить углеводородные продукты, водород и другие продукты. Следующее ниже описание, в общем, относится к системам и способам обработки флюида месторождения, добытого из месторождения, содержащего углеводороды, с использованием способа термической обработки in situ. Месторождения, содержащие углеводороды, можно обрабатывать для того, чтобы получить углеводородные продукты, водород, метан и другие продукты. Термин "углеводороды" обычно определяется как молекулы, состоящие, главным образом, из атомов углерода и водорода. Кроме того, углеводороды могут включать в себя другие элементы, такие как галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или серу (но не ограничиваются указанным). Углеводороды могут представлять собой кероген, битум, пиробитум, нефти, природные минеральные воски и асфальтиты (но не ограничиваются указанным). Углеводороды могут быть расположены в минеральных матрицах земли или вблизи них. Матрицы могут включать в себя (но не ограничиваются указанным) осадочные горные породы, песчаники, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды."Углеводородные флюиды" представляют собой флюиды, которые включают углеводороды. Углеводородные флюиды могут включать, охватывать или быть увлечнными в неуглеводородные флюиды, такие как водород, азот, монооксид углерода, диоксид углерода, сероводород, вода и аммиак."Формация" включает в себя один или несколько слоев, содержащих углеводороды, один или несколько неуглеводородных слоев, перекрывающие породы и/или подстилающие породы. "Перекрывающие породы" и/или "подстилающие породы" включают в себя один или несколько различных типов непроницаемых материалов. Например, перекрывающие породы и/или подстилающие породы могут включать горную породу, сланец, глинистую породу или влажный/водонепроницаемый карбонат. В некоторых вариантах осуществления способа термической обработки in situ перекрывающие породы и/или подстилающие породы могут включать углеводородсодержащий слой или углеводородсодержащие слои,которые являются относительно непроницаемыми и не подвергаются нагреванию в ходе способа термической обработки in situ, что приводит к значительным изменениям характеристик углеводородсодержащих слоев перекрывающих пород и/или подстилающих пород. Например, подстилающие породы могут содержать сланец или глинистую породу, но подстилающие породы препятствуют нагреванию до температур пиролиза в ходе способа термической обработки in situ. В некоторых случаях перекрывающие породы и/или подстилающие породы в некоторой степени могут обладать проницаемостью. Термин "флюиды месторождения" относится к флюидам, находящимся в формации, и они могут включать в себя пиролизный флюид, синтез-газ, мобилизованный флюид, флюид висбрекинга и воду(водяной пар). Флюиды месторождения могут включать в себя углеводородные флюиды, а также неуглеводородные флюиды. Термин "мобилизованный флюид" относится к флюидам в месторождении, содержащем углеводороды, которые обладают текучестью в результате термической обработки формации. Термин "флюид висбрекинга" относится к флюиду, который имеет пониженную вязкость в результате термической обработки формации. Термин "добытые флюиды" относится к флюидам месторождения, удаленным из формации. Термин "способ превращения in situ" относится к способу нагрева формации, содержащей углеводороды, с помощью источников тепла с целью повышения температуры по меньшей мере части месторождения, выше температуры пиролиза с тем, чтобы пиролизный флюид образовался в формации. Термин число "атомов углерода" относится к числу атомов углерода в молекуле. Углеводородный флюид может включать в себя разнообразные углеводороды с различным числом атомов углерода. Углеводородный флюид может быть описан с помощью распределения атомов углерода. Число атомов угле-2 016412 рода и/или распределение атомов углерода можно определить с помощью распределения истинных температур кипения и/или газожидкостной хроматографии. Термин "источник тепла" означает любую систему доставки тепла по меньшей мере к части формации, главным образом, за счет теплопроводности и/или радиационной теплопередачи. Например, источник тепла может включать электрические нагреватели, такие как изолированный проводник, удлиненный элемент и/или проводник, расположенный в трубопроводе. Кроме того, источник тепла может включать системы, которые генерируют тепло за счет сжигания топлива снаружи или внутри формации. Эти системы могут быть поверхностными горелками, скважинными газовыми горелками, беспламенными распределенными камерами сгорания и камерами сгорания естественного распределения. В некоторых вариантах осуществления тепло, подведенное (или генерированное) к одному или нескольким источникам тепла, может поступать из других источников энергии. Другие источники энергии могут нагревать месторождение непосредственно, или энергия может быть приложена к теплопередающей среде, которая непосредственно или косвенно нагревает формацию. Следует понимать, что в одном или нескольких источниках тепла, которые передают тепло в формацию, могут применяться различные источники энергии. Таким образом, например, для данной формации некоторые источники тепла могут подавать тепло от нагревателей электрического сопротивления, некоторые источники тепла могут обеспечивать тепло за счет горения, и некоторые источники тепла могут обеспечивать тепло от одного или нескольких других источников энергии (например, химические реакции, солнечная энергия, ветровая энергия, биомасса или другие возобновляемые источники энергии). Химическая реакция может включать экзотермические реакции (например, реакция окисления). Кроме того, источник тепла может включать нагреватель, который предоставляет тепло в зону, ближайшую и/или окружающую местонахождение нагревания, такое как нагревающая скважина."Нагреватель" представляет собой любую систему или источник тепла для генерирования тепла в скважине вблизи от области ствола скважины. Нагреватели могут быть (но не ограничиваются указанным) электрическими нагревателями, горелками, камерами сгорания, где происходит взаимодействие с внутренним материалом или с добытым из месторождения, и/или их сочетания. Термин "способ термической обработки in situ" относится к способу нагревания формации, содержащей углеводороды, источниками тепла для того, чтобы повысить температуру по меньшей мере в части формации выше той температуры, при которой углеводородсодержащий материал дает мобилизованный флюид, подвергается висбрекингу и/или пиролизу таким образом, что в формации образуются мобилизованные флюиды, флюиды висбрекинга и/или пиролизные флюиды. Термин "ствол скважины" относится к отверстию в формации, полученному путем бурения или внедрения трубопровода в формацию. Ствол скважины может иметь практически круглое поперечное сечение или другую форму поперечного сечения. Используемые здесь термины "скважина" и "отверстие", при рассмотрении отверстия в формации, могут быть использованы попеременно с термином"Пиролиз" представляет собой разрыв химических связей благодаря приложению тепла. Например,пиролиз может включать превращение соединения в одно или несколько других соединений под действием одного тепла. Это тепло может быть подведено к участку формации для того, чтобы вызвать пиролиз. В некоторых месторождениях части формации и/или другие материалы в месторождении могут способствовать пиролизу за счет их каталитической активности."Пиролизные флюиды" или "продукты пиролиза" относятся к флюидам, добытым существенно в процессе пиролиза углеводородов. Флюиды, добытые с помощью реакций пиролиза, могут смешиваться с другими флюидами в месторождении. Эта смесь может рассматриваться как пиролизный флюид или пиролизный продукт. Используемый здесь термин "зона пиролиза" относится к объему формации (например, относительно проницаемые месторождения, такие как формации битуминозных песчаников), в которой происходят реакции с образованием пиролизного флюида."Крекинг" относится к процессу, который включает в себя разложение и молекулярную рекомбинацию органических соединений с образованием большего числа молекул, чем в начале процесса. При крекинге происходит ряд реакций, сопровождающихся переносом атомов водорода между молекулами. Например, нафта может подвергаться реакции термического крекинга с образованием этилена и H2. Термин "висбрекинг" относится к "распутыванию" молекул во флюиде в ходе термической обработки и/или к разрушению больших молекул на меньшие молекулы в ходе термической обработки, что приводит к снижению вязкости флюида."Конденсируемые углеводороды" представляют собой углеводороды, которые конденсируются при 25 С и абсолютном давлении одна атмосфера. Конденсируемые углеводороды могут включать смеси углеводородов, имеющих число атомов больше чем 4. "Неконденсируемые углеводороды" представляют собой углеводороды, которые не конденсируются при 25 С и абсолютном давлении одна атмосфера. Неконденсируемые углеводороды могут включать углеводороды с числом атомов углерода меньше чем 5. Термин "закупоривание" относится к затруднению и/или ингибированию потока одной или нескольких композиций через технологический резервуар или трубопровод."Олефины" представляют собой молекулы, которые включают ненасыщенные углеводороды, со-3 016412 держащие одну или несколько неароматических углерод-углеродных двойных связей. Термин "углеводороды бензина" относится к углеводородам, имеющим температуру кипения в диапазоне от 32 С (90F) до приблизительно 204 С (400F). Углеводороды бензина включают (но не ограничиваются указанным) прямогонный бензин, нафту, бензин термического или каталитического флюидизированного крекинга, бензин процессов висбрекинга и коксования. Содержание углеводородов бензина определяется стандартным методом ASTM D2887. Термин "нафта" относится к углеводородным компонентам с распределением температур кипения между 38 и 200 С при давлении 0,101 МПа. Содержание нафты определяется по американскому стандарту испытаний и материалов (ASTM), метод D5307."Керосин" относится к углеводородам с распределением температур кипения между 204 и 260 С при 0,101 МПа. Содержание керосина определяется стандартным методом ASTM D2887."Дизельная фракция" относится к углеводородам с распределением температур кипения между 260 С и 343 С (500-650F) при 0,101 МПа. Содержание углеводородов дизельной фракции определяется стандартным методом ASTM D2887. Термин "VGO" или "вакуумный газойль" относится к углеводородам с распределением температур кипения между 343 и 538 С при 0,101 МПа. Содержание VGO определяется стандартным методом"Облагораживание" относится к улучшению качества углеводородов. Например, облагораживание тяжелых углеводородов может привести к снижению удельного веса (в градусах API) тяжелых углеводородов."Удельный вес в градусах API" относится к показателю API при температуре 15,5 С (60F). Показатель API определяется стандартным методом ASTM D6822. Термин "Периодическая таблица" относится к Периодической системе элементов, которая определена согласно "Международной организации чистой и прикладной химии" (ИЮПАК), в октябре 2005."Металл столбца X" или "металлы столбца X" относятся к одному или нескольким металлам столбца X Периодической системы элементов и/или одному или нескольким соединениям одного или нескольких металлов из столбца X Периодической системы элементов, где X соответствует номеру столбца(например, 1-12) периодической системы элементов. Например, "металлы столбца 6" относятся к металлам из столбца 6 Периодической системы элементов и/или соединениям одного или нескольких металлов из столбца 6 Периодической системы элементов."Элемент столбца X" или "элементы столбца" относится к одному или нескольким элементам столбца X Периодической системы элементов, и/или одному или нескольким соединениям одного или нескольких элементов столбца X Периодической системы элементов, где X соответствует номеру столбца (например, 13-18) Периодической системы элементов. Например, "элементы столбца 15" относятся к элементам из столбца 15 Периодической системы элементов и/или соединениям одного или нескольких элементов из столбца 15 Периодической системы элементов. В рамках этого изобретения масса металла из Периодической системы элементов, масса соединения металла из Периодической системы элементов, масса элемента из Периодической системы элементов,или масса соединения элемента из Периодической системы элементов рассчитывается как масса металла или масса элемента. Например, если используется 0,1 г МоО 3 в 1 г катализатора, то расчетная масса металлического молибдена в катализаторе составляет 0,067 г на 1 г катализатора. Термин "облагораживание" относится к улучшению качества углеводородов. Например, облагораживание тяжелых углеводородов может привести к снижению удельного веса (в градусах API) тяжелых углеводородов. Термин "рецикловый газойль" относится к смеси легкого рециклового газойля и тяжелого рециклового газойля. "Легкий рецикловый газойль" относится к углеводородам, имеющим распределение температур кипения между 430F (221C) и 650F (343C), которые образуются в флюидизированной системе каталитического крекинга. Содержание легкого рециклового газойля определяется по методу ASTMD5307. "Тяжелый рецикловый газойль" относится к углеводородам, имеющим распределение температур кипения между 650F (343C) и 800F (427C), которые образуется в флюидизированной системе каталитического крекинга. Содержание тяжелого рециклового газойля определяется по методу ASTM D5307."Октановое число" представляет собой рассчитанный численный показатель антидетонационных свойств моторного топлива по сравнению со стандартным образцом топлива. Рассчитанное октановое число определяется по методу ASTM D6730. Термин "ценосферы" относится к полым частицам, которые образуются в термических процессах при высокой температуре, когда расплавленные компоненты раздуваются, подобно воздушному шару, за счет испарения органических компонентов. Термин "физическая устойчивость" относится к способности флюида формации транспортироваться без проявления фазового разделения или флокуляции. Физическая устойчивость определяется по методу ASTM D7060."Химическая устойчивость" означает способность флюида формации транспортироваться без взаимодействия компонентов флюида формации с образованием полимеров и/или композиций, которые за-4 016412 купоривают трубопроводы, клапаны и/или сосуды. На фиг. 1 представлен схематичный чертеж осуществления части системы термической обработкиin situ для обработки месторождения, содержащего углеводороды. Система термической обработки insitu может включать барьерные скважины 200. Барьерные скважины используются с целью формирования барьера вокруг участка обработки. Этот барьер препятствует поступлению и/или вытеканию флюида внутрь и/или из участка обработки. Барьерные скважины включают (но не ограничиваются указанным) обезвоживающие скважины, вакуумные скважины, захватывающие скважины, нагнетательные скважины, скважины с цементным раствором, замораживаемые скважины или их сочетания. В некоторых вариантах осуществления барьерные скважины 200 представляют собой обезвоживающие скважины. Обезвоживающие скважины могут удалять жидкую воду и/или предотвращать поступление жидкой воды в часть месторождения, которая будет нагреваться, или в нагреваемую формацию. В варианте осуществления, изображенном на фиг. 1, показаны барьерные скважины 200, тянущиеся только вдоль одной стороны источников тепла 202, однако обычно барьерные скважины окружают все используемые источники тепла 202 или источники, которые будут использоваться для нагревания участка обработки месторождения. Источники тепла 202 расположены по меньшей мере в части месторождения. Источники тепла 202 могут включать нагреватели, такие как изолированные проводники, нагреватели типа "проводник в трубке", поверхностные горелки, беспламенные распределенные камеры сгорания и/или природные распределенные камеры сгорания. Источники тепла 202 могут включать другие типы нагревателей. Источники тепла 202 обеспечивают теплом по меньшей мере часть месторождения с целью нагревания углеводородов в формации. Энергия может поступать в источники тепла 202 по линиям питания 204. Линии питания 204 могут быть структурно различными в зависимости от типа источника тепла или источников тепла, применяемых для нагревания формации. Линии питания 204 для источников тепла могут проводить электричество для электрических нагревателей, могут транспортировать топливо для камер сгорания или могут транспортировать теплообменный флюид, который циркулирует в формации. Когда формация нагревается, тепло, подведенное в формацию, может вызвать расширение и геомеханическое движение формации. Компьютерное моделирование может имитировать реакцию формации на нагревание. Компьютерное моделирование может быть использовано для разработки системы размещения и временной последовательности для активации источников тепла в формации таким образом,чтобы геомеханическое движение формации не оказало отрицательного влияния на функционирование источников тепла, продуктивных скважин и другого оборудования в формации. Нагревание формации может вызвать увеличение проницаемости и/или пористости формации. Увеличение проницаемости и/или пористости может быть результатом уменьшения массы формации из-за испарения и удаления воды, удаления углеводородов и/или создания трещин. Флюид может свободнее протекать в нагретой части месторождения благодаря повышенной проницаемости и/или пористости формации. Флюид в нагретой части формации может передвигаться на значительное расстояние через месторождение по причине повышенной проницаемости и/или пористости. Это значительное расстояние может превышать 1000 м в зависимости от различных факторов, таких как проницаемость формации,свойства флюида, температура формации и градиент давления, обеспечивающий передвижение флюида. Способность флюида преодолевать значительное расстояние в месторождении позволяет размещать продуктивные скважины 206 в относительном удалении от месторождения. Продуктивные скважины 206 применяются для удаления флюида месторождения из формации. В некоторых вариантах осуществления продуктивная скважина 206 включает в себя источник тепла. Источник тепла в продуктивной скважине может нагревать одну или несколько частей месторождения в продуктивной скважине или вблизи нее. В некоторых вариантах осуществления способа термической обработки in situ количество тепла, подведенного в формацию из продуктивных скважин на метр продуктивной скважины, меньше количества тепла, подведенного в формацию из источника тепла, который нагревает формацию, на метр источника тепла. Тепло, подведенное в формацию из продуктивных скважин, может повысить проницаемость формации, близлежащей к продуктивной скважине, за счет испарения и удаления жидкой фазы флюида в смежной продуктивной скважине и/или за счет повышения проницаемости формации, близлежащей к продуктивной скважине за счет образования макротрещин и/или микротрещин. В продуктивной скважине может быть расположено несколько источников тепла. Источник тепла в нижней части продуктивной скважины может быть отключен, когда наложение тепла из соседних источников тепла обеспечивает достаточный нагрев формации, чтобы противодействовать преимуществам,предоставляемым при нагревании формации с помощью продуктивной скважины. В некоторых вариантах осуществления источник тепла в верхней части продуктивной скважины может оставаться после дезактивации источника тепла в нижней части продуктивной скважины. Источник тепла в верхней части скважины может предотвращать конденсацию и дефлегмацию флюида формации. В некоторых вариантах осуществления источник тепла в продуктивной скважине 206 позволяет удалять паровую фазу флюида формации из месторождения. За счет предоставления нагрева по всей продуктивной скважине возможно: (1) предотвращение конденсации и/или дефлегмации полученного-5 016412 флюида, когда такой полученный флюид перемещается в продуктивной скважине ближайшей к перекрывающей породе, (2) повышение подвода тепла внутрь формации, (3) увеличение производительности продуктивной скважины по сравнению с такой же скважиной без источника тепла, (4) предотвращение конденсации соединений с повышенным числом атомов углерода (С 6 и выше) в продуктивной скважине,и/или (5) увеличение проницаемости формации в продуктивной скважине или вблизи нее. Давление под землей в формации может соответствовать давлению флюида, генерируемому в месторождении. Когда температура нагретой части формации повышается, давление в этой нагретой части может увеличиваться в результате повышенной генерации флюида и испарения воды. Удаление флюида из формации с контролируемой скоростью может позволить регулировать давление в месторождении. Давление в месторождении можно определять в ряде различных мест, таких как вблизи или внутри продуктивной скважины, вблизи или внутри источников тепла или в контрольной скважине. В некоторых месторождениях, содержащих углеводороды, добыча углеводородов из месторождения задерживается, пока по меньшей мере часть углеводородов в формации не подвергнется пиролизу. Флюид месторождения может добываться из формации, когда флюид месторождения имеет заданное качество. В некоторых вариантах осуществления это заданное качество включает удельный вес в градусах API, по меньшей мере приблизительно 20, 30 или 40 (т.е. 0,934; 0,8762 или 0,8251). Задержка добычи до момента, когда по меньшей мере часть углеводородов пиролизуется, может повысить степень превращения тяжелых углеводородов в легкие углеводороды. Задержка начальной добычи может свести к минимуму добычу тяжелых углеводородов из месторождения. При добыче значительного количества тяжелых углеводородов может потребоваться дорогостоящее оборудование и/или снижается срок службы производственного оборудования. В некоторых месторождениях, содержащих углеводороды, углеводороды в формации могут нагреваться до температуры пиролиза до генерирования существенной проницаемости в нагретой части формации. Начальное отсутствие проницаемости может задерживать транспорт генерированных флюидов к продуктивным скважинам 206. В ходе начального нагрева может повыситься давление флюида в формации, ближайшей к источникам тепла 202. Повышенное давление флюида может сбрасываться, контролироваться, изменяться и/или регулироваться вследствие одного или нескольких источников тепла 202. Например, выбранные источники тепла 202 или отдельные скважины для выпуска давления могут включать предохранительные клапаны по давлению, которые обеспечивают удаление некоторой части флюида из месторождения. В некоторых вариантах осуществления можно допустить повышение давления, генерированного за счет расширения пиролизных флюидов или других флюидов, генерированных в месторождении, несмотря на то что еще не образовался открытый проход к продуктивным скважинам 206 или любым другим колодцам для сброса давления в месторождении. Можно допустить повышение давления до литостатического давления. Трещины в формации, содержащей углеводороды, могут образоваться, когда давление флюида приближается к литостатическому. Например, трещины могут образоваться от источников тепла 202 к продуктивным скважинам 206 в нагретой части формации. За счет генерации трещин в нагретой части может произойти частичный сброс давления в части формации. Давление в месторождении следует поддерживать ниже заданного давления для того, чтобы задержать нежелательную добычу, образование трещин в перекрывающей породе или в подстилающей породе, и/или коксование углеводородов в месторождении. После достижения температуры пиролиза и обеспечения добычи из месторождения давление в формации можно варьировать с целью изменения и/или регулирования состава добываемого флюида месторождения для того, чтобы контролировать процентную долю конденсируемого флюида по сравнению с неконденсируемым флюидом во флюиде месторождения, и/или для регулирования удельного веса(в градусах API) добываемого флюида месторождения. Например, снижение давления может привести к увеличению добычи конденсируемых компонентов флюида. Конденсируемые компоненты флюида могут содержать повышенный процент олефинов. В некоторых вариантах способа термической обработки in situ можно поддерживать достаточно высокое давление в формации для того, чтобы способствовать добыче флюида месторождения с удельным вес больше чем 20 API (т.е. меньше чем 0,934). Поддерживание повышенного давления в формации может задерживать оседание формации в ходе термической обработки in situ. Поддерживание повышенного давления может облегчать добычу парообразной фазы флюидов из месторождения. Добыча парообразной фазы может способствовать уменьшению размера коллекторных трубопроводов, используемых для транспорта флюидов, добытых из месторождения. Поддерживание повышенного давления может снизить или исключить потребность сжатия флюидов месторождения на поверхности с целью транспортирования флюидов по коллекторным трубопроводам к установкам для переработки. Поддерживание повышенного давления в нагретой части месторождения может обеспечить неожиданное увеличение добычи углеводородов повышенного качества, имеющих относительно небольшую молекулярную массу. Можно поддерживать давление таким образом, чтобы добытый флюид месторождения содержал минимальное количество соединений с числом атомов углерода, выше заданного. Заданное число атомов углерода может составлять самое большее 25, самое большее 20, самое большее 12 или-6 016412 самое большее 8. Некоторые соединения с большим числом атомов углерода могут увлекаться с паровой фазой формации и могут удаляться из формации вместе с парами. Поддерживание повышенного давления в формации может задерживать унос соединений с большим числом атомов углерода и/или соединений полициклических углеводородов вместе с парами. Соединения с большим числом атомов углерода и/или соединения полициклических углеводородов могут оставаться в жидкой фазе месторождения в течение длительных периодов времени. Эти длительные периоды времени могут обеспечить достаточную степень пиролиза таких соединений с образованием соединений с меньшим числом атомов углерода. Полагают, что генерация углеводородов с относительно низкой молекулярной массой протекает,отчасти, благодаря автогенной генерации водорода и его реакциям в части месторождения, содержащей углеводороды. Например, поддерживание повышенного давления может форсировать генерирование водорода в процессе пиролиза в жидкой фазе внутри месторождения. Нагревание части формации до температуры, соответствующей пиролизу, может вызвать пиролиз углеводородов в месторождении с генерацией жидкофазных флюидов пиролиза. Генерированные жидкофазные компоненты флюидов пиролиза могут включать двойные связи и/или радикалы. Водород (Н 2) в жидкой фазе может уменьшать содержание двойных связей в генерированных пиролизных флюидах, таким образом, снижается вероятность полимеризации или образования соединений с длинной цепочкой из генерированных пиролизных флюидов. Кроме того, Н 2 также может нейтрализовать радикалы в генерированных пиролизных флюидах. Следовательно, Н 2 в жидкой фазе может задерживать взаимодействие генерированных пиролизных флюидов между собой и/или с другими соединениями в месторождении. Флюиды месторождения, добытые из продуктивных скважин 206, могут транспортироваться по коллекторным трубопроводам 208 к установкам для переработки 210. Кроме того, флюиды месторождения могут добываться из источников тепла 202. Например, флюиды могут добываться из источников тепла 202 с целью регулирования давления в месторождении, расположенном вблизи источников тепла. Флюиды, добытые из источников тепла 202, могут транспортироваться по системе труб или сети трубопроводов в коллекторный трубопровод 208, или добытые флюиды могут транспортироваться по системе труб или сети трубопроводов непосредственно в установки для переработки 210. Установки для переработки 210 могут включать в себя блоки сепарирования, технологические установки, установки облагораживания, топливные элементы, турбины, контейнеры для хранения и/или другие системы и установки для переработки добытых флюидов месторождения. В установках для переработки может быть получено транспортное топливо по меньшей мере из части углеводородов, добытых из месторождения. В некоторых вариантах осуществления, флюиды месторождения, добытые по способу термической обработки in situ, направляются в сепаратор для расщепления флюида месторождения на один или несколько жидких потоков способа термической обработки in situ и/или на один или несколько газовых потоков способа термической обработки in situ. Эти жидкие потоки и газовые потоки в дальнейшем могут перерабатываться с целью получения желательных продуктов. Нагревание части подземного месторождения может вызвать изменения минеральной структуры месторождения и образование частиц. Эти частицы могут быть диспергированы и/или могут частично раствориться во флюиде месторождения. Эти частицы могут включать металлы и/или соединения металлов из столбцов 1-2 и столбцов 4-13 Периодической системы элементов (например, алюминий, кремний,магний, кальций, калий, натрий, бериллий, литий, хром, магний, медь, цирконий и так далее). В некоторых вариантах осуществления частицы включают ценосферы. В некоторых вариантах осуществления частицы покрыты, например, углеводородами из флюида месторождения. В некоторых вариантах эти частицы включают цеолиты. Концентрация частиц во флюидах месторождения может изменяться от 1 до 3000 ч./млн, от 50 до 2000 ч./млн, или от 100 до 1000 ч./млн. Размер частиц может изменяться от 0,5 до 200 микрометров(мкм), от 5 до 150 мкм, от 10 до 100 мкм или от 20 до 50 мкм. В некоторых вариантах флюиды месторождения могут содержать распределенные частицы. Эти распределенные частицы могут иметь тримодальное или бимодальное распределение (но не ограничиваются указанным). Например, частицы с тримодальным распределением могут содержать от 1 до 50 ч,/млн частиц с размером от 5 до 10 мкм, от 2 до 2000 ч./млн частиц с размером от 50 до 80 мкм, и от 1 до 100 ч./млн частиц с размером между 100 и 200 мкм. Частицы с бимодальным распределением могут содержать от 1 до 60 ч./млн частиц с размером между 50 и 60 мкм и от 2 до 2000 ч./млн частиц с размером между 100 и 200 мкм. В некоторых вариантах осуществления частицы могут контактировать с флюидом месторождения и катализировать образование соединений, имеющих число атомов углерода самое большее 25, самое большее 20, самое большее 12 или самое большее 8. В некоторых вариантах частицы цеолита могут способствовать окислению и/или восстановлению флюидов месторождения с образованием соединений,которые обычно не встречаются во флюидах, добытых с использованием традиционных способов добычи. Контакт флюида месторождения с водородом в присутствии частиц цеолита может катализировать гидрирование соединений с двойными связями во флюиде месторождения. В некоторых вариантах осуществления все частицы (или их часть) в добытом флюиде могут быть-7 016412 удалены из добытого флюида. Эти частицы могут быть удалены с использованием центрифуги, путем промывки, путем кислотной промывки, с помощью фильтрации, за счет электростатического осаждения,путем пенной флотации и/или с помощью способов сепарирования другого типа. Флюиды месторождения, добытые по способу термической обработки in situ, могут направляться в сепаратор для расщепления потока на жидкий поток способа термической обработки in situ и газовый поток способа термической обработки in situ. Этот жидкий поток и газовый поток в дальнейшем могут перерабатываться с целью получения желательных продуктов. Когда жидкий поток обрабатывают с использованием общеизвестных условий с целью получения промышленных продуктов, технологическому оборудованию может быть нанесн ущерб. Например, технологическое оборудование может засориться. Примеры процессов для получения промышленных продуктов включают (но не ограничиваются указанным) алкилирование, дистилляцию, каталитический риформинг, гидрокрекинг, гидроочистку, гидрогенизацию, гидрообессеривание, каталитический крекинг, замедленное коксование, газификацию или их сочетания. Процессы для получения промышленных продуктов описаны в книге "Refining Processes 2000," Hydrocarbon Processing, Gulf Publishing Co., стр. 87-142, которая включена в изобретение в качестве ссылки. Примеры промышленных продуктов включают (но не ограничиваются указанным) дизельную фракцию, бензин, газообразные углеводороды, топливо для реактивных двигателей, керосин, нафту, вакуумный газойль ("VGO") или их смеси. Технологическое оборудование может быть закупорено или загрязнено под действием композиций в способе термической обработки жидкости. Закупоривающие композиции могут включать (но не ограничиваются указанным) углеводороды и/или твердые вещества, добытые в способе термической обработки in situ. Композиции, которые вызывают закупоривание, могут образоваться в ходе нагревания жидкости в способе термической обработки in situ. Эти композиции могут прилипать к деталям оборудования и задерживать течение жидкого потока через установки переработки. Твердые вещества, которые вызывают закупоривание, могут включать (но не ограничиваются указанным) металлоорганические соединения, неорганические соединения, минералы, минеральные соединения, ценосферы, кокс, полукокс и/или их смеси. Частицы твердых веществ могут иметь такой размер,что традиционными способами фильтрации нельзя удалить эти твердые вещества из жидкого потока. Углеводороды, которые вызывают закупоривание, могут включать (но не ограничиваются указанным) углеводороды, которые содержат гетероатомы, ароматические углеводороды, циклические углеводороды, циклические диолефины и/или ациклические диолефины. В некоторых вариантах осуществления твердые вещества и/или углеводороды, присутствующие в жидкости способа термической обработки insitu, которые вызывают закупоривание, обладают частичной растворимостью или нерастворимы в жидкости способа термической обработки in situ. В некоторых вариантах осуществления традиционная фильтрация жидкого потока до нагревания или в ходе нагревания является недостаточной и/или неэффективной для удаления всех или части композиций, которые вызывают закупоривание технологического оборудования. В некоторых вариантах осуществления, закупоривающие композиции, по меньшей мере, частично удаляются из жидкого потока путем промывки и/или обессоливания жидкого потока. В некоторых вариантах осуществления закупоривание технологического оборудования предотвращается с помощью фильтрации по меньшей мере части жидкого потока через нанофильтрационную систему. В некоторых вариантах осуществления закупоривание технологического оборудования предотвращается путем гидроочистки по меньшей мере части жидкого потока. В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть жидкого потока подвергается нанофильтрации и затем подвергается гидроочистке с целью удаления композиций, которые могут вызывать закупоривание и/или загрязнение технологического оборудования. Жидкий поток после гидроочистки и/или нанофильтрации может быть обработан дополнительно для того, чтобы получить промышленные продукты. В некоторых вариантах осуществления в жидкий поток добавляются очищающие добавки, которые предотвращают закупоривание технологического оборудования. Эти очищающие добавки описаны в патентах США : 5648305 (выдан Mansfield и др.); 5282957 (Wright и др.); 5173213 (Miller и др.); 4840720 (Reid); 4810397 (Dvoracek); и 4551226 (Fern),которые все включены в изобретение в качестве ссылки. Примеры промышленно доступных добавок включают (но не ограничиваются указанным) Cinmec RO 303, Cinmec RO 304, Cinmec RO 305, CinmecTechnologies, Trevose, PA, U.S.A.). На фиг. 2 дано схематическое представление осуществления системы для добычи сырых продуктов и/или промышленных продуктов по способу термической обработки in situ жидкого потока и/или способа термической обработки in situ газового потока. Флюид месторождения 212 поступает в блок 214 сепарирования флюида и разделяется на жидкий поток 216 способа термической обработки in situ, газовый 218 и водный потоки 220 способа термической обработки in situ. В некоторых вариантах осуществления блок 214 сепарирования флюида включает в себя зону быстрого охлаждения. Когда добытый флюид месторождения поступает в зону быстрого охлаждения, к флюиду месторождения может быть добавлен охлаждающий флюид, такой как вода, непитьевая вода и/или другие компоненты с целью быстрого ох-8 016412 лаждения и/или охлаждения флюида месторождения до температуры, подходящей для обработки в расположенном ниже технологическом оборудовании. Быстрое охлаждение флюида месторождения может задерживать образование соединений, которые дают вклад в физическую и/или химическую неустойчивость флюида (например, задерживается образование соединений, которые могут осаждаться из раствора, давать вклад в коррозию, и/или загрязнение расположенных ниже оборудования и/или трубопроводов). Охлаждающий флюид может быть введен во флюид месторождения в виде распыляемого материала и/или жидкого потока. В некоторых вариантах осуществления флюид месторождения вводится в охлаждающий флюид. В некоторых вариантах осуществления флюид месторождения охлаждается путем пропускания флюида через теплообменник для того, чтобы отвести часть тепла из флюида месторождения. Флюид быстрого охлаждения может быть добавлен к охлажденному флюиду месторождения, когда температура флюида месторождения близка или равна точке росы флюида быстрого охлаждения. Быстрое охлаждение флюида месторождения до точки росы (или близкой к ней температуры) флюида быстрого охлаждения может повысить солюбилизацию солей, что может привести к химической и/или физической неустойчивости флюида быстрого охлаждения (например, соли аммония). В некоторых вариантах осуществления количество воды, использованной при быстром охлаждении, является минимальным,так что соли неорганических соединений и/или другие компоненты не выделяются из смеси. В блоке сепарирования 214 по меньшей мере часть флюида быстрого охлаждения может быть выделена из смеси быстрого охлаждения, и ее рециркулируют в зону быстрого охлаждения при минимальном числе операций обработки. Тепло, полученное при быстром охлаждении, можно улавливать и использовать в других установках. В некоторых вариантах осуществления при быстром охлаждении можно производить пар. Произведенный пар может быть направлен в блок сепарирования 222 газов и/или в другие установки для переработки. Газ 218 способа термической обработки in situ может быть направлен в блок сепарирования 222 газов с целью разделения потока газообразных углеводородов 224 из газа способа термической обработкиin situ. В некоторых вариантах осуществления блок сепарирования газов представляет собой блок ректификационной адсорбции и фракционирования при высоком давлении. Поток газообразных углеводородов 224 включает в себя углеводороды с числом атомов углерода по меньшей мере 3. Жидкий поток 216 способа термической обработки in situ поступает в блок 226 сепарирования жидкости. В некоторых вариантах осуществления отпадает необходимость в блоке 226 сепарирования жидкости. В блоке 226 сепарирования жидкости при сепарировании жидкого потока 216 способа термической обработки in situ образуется поток газообразных углеводородов 228 и солесодержащий жидкий технологический поток 230. Поток газообразных углеводородов 228 может включать углеводороды, содержащие максимум 5 атомов углерода. Часть потока 228 газообразных углеводородов может объединяться с потоком 224 газообразных углеводородов. Солесодержащий жидкий технологический поток 230 может быть обработан в блоке обессоливания 232 с целью получения жидкого потока 234. В блоке обессоливания 232 из солесодержащего жидкого технологического потока 230 удаляются минеральные соли и/или вода с использованием известных способов обессоливания и удаления воды. В некоторых вариантах изобретения блок обессоливания 232 находится выше (по потоку), чем блок 226 сепарирования жидкости. Жидкий поток 234 включает в себя (но не ограничивается указанным) углеводороды, содержащие самое большее 5 атомов углерода, и/или углеводороды, содержащие гетероатомы (например, углеводороды, содержащие азот, кислород, серу и фосфор). Жидкий поток 234 может включать в себя по меньшей мере 0,001 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г углеводородов с распределением температур кипения между 95 и 200 С при давлении 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 температур кипения между 200 и 300 С при 0,101 МПа; по меньшей мере 0,001 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г углеводородов с распределением температур кипения между 300 и 400 С при 0,101 МПа; и по меньшей мере 0,001 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г углеводородов с распределением температур кипения между 400 и 650 С при 0,101 МПа. В некоторых вариантах осуществления жидкий поток 234 содержит самое большее 10 мас.% воды, самое большее 5 мас.%, самое большее 1 мас.% воды или самое большее 0,1 мас.% воды. После выхода из блока обессоливания 232 жидкий поток 234 поступает в систему фильтрации 236. В некоторых вариантах осуществления система фильтрации 236 соединяется с выходом из блока обессоливания. В системе фильтрации 236 из жидкого потока 234 выделяется по меньшей мере часть закупоривающих соединений. В некоторых вариантах осуществления система фильтрации 236 монтируется на салазках. Монтаж системы фильтрации 236 на салазках позволяет перемещать систему фильтрации из одного блока переработки в другие. В некоторых вариантах осуществления система фильтрации 236 содержит один или несколько мембранных сепараторов, например одну или несколько мембран нанофильтрации или одну или несколько мембран обратного осмоса. Мембрана может быть керамической мембраной и/или полимерной мембраной. Керамическая мембрана может представлять собой керамическую мембрану, которая имеет отсечку по молекулярной массе самое большее 2000 единиц Дальтона (еД), самое большее 1000 еД, или самое большее 500 еД. Керамические мембраны не должны подвергаться набуханию с целью обеспечения работы в оптимальных усло-9 016412 виях для того, чтобы удалить желательные материалы из субстрата (например, закупоривающие композиции из жидкого потока). Кроме того, керамические мембраны могут быть использованы при повышенных температурах. Примеры керамических мембран включают (но не ограничиваются указанным) мезопористый диоксид титана, мезопористый гамма оксид алюминия, мезопористый диоксид циркония, мезопористый диоксид кремния и их сочетания. Полимерная мембрана содержит верхний слой, выполненный из плотной мембраны, и основной слой (носитель), выполненный из пористой мембраны. Полимерная мембрана может быть скомпонована таким образом, чтобы обеспечить протекание проникающего жидкого потока (пермеат) сначала через верхний слой плотной мембраны и затем через основной слой, таким образом, чтобы перепад давления на мембране выталкивал верхний слой на основной слой. Полимерная мембрана представляет собой органофильную или гидрофобную мембрану, и таким образом, вода, присутствующая в жидком потоке,удерживается или практически сохраняется в удерживаемом материале. Слой плотной мембраны может отделять о меньшей мере часть или практически все закупоривающие композиции из жидкого потока 234. В некоторых вариантах осуществления плотная полимерная мембрана обладает такими свойствами, что жидкий поток 234 проходит через мембрану за счет растворения в ней и диффузии через структуру мембраны. По меньшей мере часть закупоривающих частиц не может растворяться и/или диффундировать сквозь плотную мембран, и таким образом, они удаляются. Закупоривающие частицы не могут растворяться, и/или диффундировать через плотную мембрану по причине сложной структуры закупоривающих частиц и/или они обладают высокой молекулярной массой. Слой плотной мембраны может включать в себя сшитую структуру, которую описали Schmidt и др. в документе WO 96/27430, который включен в изобретение в качестве ссылки. Толщина слоя плотной мембраны может изменяться от 1 до 15 мкм, от 2 до 10 мкм или от 3 до 5 мкм. Плотная мембрана может быть изготовлена из полисилоксана, поли-диметилсилоксана, полиоктилметилсилоксана, полиимида, полиарамида, поли-триметилсилилпропина или их смесей. Пористый основной слой может быть выполнен из материалов, которые обеспечивают мембране механическую прочность и могут представлять собой любую пористую мембрану, использованную для ультрафильтрации,нанофильтрации или обратного осмоса. Примерами таких материалов являются полиакрилонитрил, полиамидимид в сочетании с оксидом титана, поли(простой)эфиримид, поливинилидендифторид, политетрафторэтилен или их сочетания. В ходе сепарирования закупоривающих композиций из жидкого потока 234, перепад давления на мембране может изменяться от 5 до 60 бар, от 10 до 50 бар или от 20 до 40 бар (4 МПа). Температура сепарирования может изменяться от температуры потери текучести жидкого потока до 10 С, приблизительно от -20 до 100 С, от 10 до 90 С или от 20 до 85 С. Во время непрерывной работы скорость потока пермеата может составлять самое большее 50% от начального потока, самое большее 70% от начального потока или самое большее 90% от начального потока. Извлеченная масса пермеата в расчете на сырье может изменяться между 50 до 97 мас.%, от 60 до 90 мас.% или от 70 до 80 мас.%. Система фильтрации 236 может содержать один или несколько мембранных сепараторов. Мембранные сепараторы могут включать один или несколько мембранных модулей. В случае использования двух или более мембранных сепараторов они могут быть расположены в параллельной конфигурации с целью обеспечения потока сырья (ретентат) из первого мембранного сепаратора во второй мембранный сепаратор. Примеры мембранных модулей включают (но не ограничиваются указанным) скрученные спиралью модули, пластинчатые и рамочные модули, полые волокна и трубчатые модули. Мембранные модули описаны в Энциклопедии химической технологии (Encyclopedia of Chemical Engineering), 4 е изд.,1995, John WileySons Inc., том 16, стр. 158-164. Примеры скрученных спиралью модулей описаны,например, Boestert и др. в документе WO/2006/040307, в патентах США 5102551 (Pasternak); 5093002 (Pasternak); 5275726 (Feimer и др.; 5458774 (Mannapperuma); и в 5150118 (Finkle и др.), которые все включены в изобретение в качестве ссылки. В некоторых вариантах осуществления скрученный спиралью модуль используется, когда в системе фильтрации 236 применяется плотная мембрана. Скрученный спиралью модуль может включать мембранный комплект из двух мембранных листов, между которыми расположена распорная втулка для пермеата, причем этот мембранный комплект герметизирован с трех сторон. Четвертая сторона соединяется с трубопроводом для выхода пермеата таким образом, что флюид в области между мембранами сообщается с внутренней частью трубопровода. Сверху одной из мембран расположена распорная втулка для сырья, и этот комплект с распорной втулкой для сырья наматывается вокруг трубопровода для выхода пермеата, образуя, по существу, цилиндрический мембранный модуль, скрученный спиралью. Распорная втулка для сырья может иметь толщину по меньшей мере 0,6 мм, по меньшей мере 1 мм или по меньшей мере 3 мм с целью обеспечения достаточной поверхности мембраны, которая может быть упакована в скрученном спиралью модуле. В некоторых вариантах осуществления распорная втулка для сырья представляет собой тканую втулку. В ходе эксплуатации можно пропускать сырьевую смесь из одного конца цилиндрического модуля между мембранными комплектами вдоль распорной втулки для сырья, которая расположена между подводящими сторонами мембран. Часть сырьевой смеси проходит через каждый из мембранных листов на сторону пермеата. Полученный пермеат проходит вдоль распор- 10016412 ной втулки для пермеата в трубопровод для выхода пермеата. В некоторых вариантах осуществления мембранное сепарирование представляет собой непрерывный процесс. Жидкий поток 234 проходит через мембрану под действием перепада давления с получением отфильтрованного жидкого потока 238 (пермеат) и/или рециркулирующего жидкого потока 240 (ретентат). В некоторых вариантах осуществления отфильтрованный жидкий поток 238 может иметь пониженную концентрацию композиций и/или частиц, которые вызывают закупоривание в расположенных ниже системах переработки. Непрерывная циркуляция рециркулирующего жидкого потока 240 через систему нанофильтрации может увеличить производство отфильтрованного жидкого потока 238 вплоть до 95% от исходного объема жидкого потока 234. Рециркулирующий жидкий поток 240 может непрерывно циркулировать через скрученный спиралью мембранный модуль, по меньшей мере, в течение 10 ч, по меньшей мере, в течение одного дня или, по меньшей мере, в течение одной недели, без очистки подводящей стороны мембраны. По окончании фильтрации поток 242 отходов (ретентат) может содержать высокую концентрацию композиций и/или частиц, которые вызывают закупоривание. Поток 242 отходов покидает систему фильтрации 236 и транспортируется на другие установки переработки, такие как, например, установка замедленного коксования и/или установка газификации. Отфильтрованный жидкий поток 238 может покидать систему фильтрации 236 и поступать в один или несколько технологических блоков. Описанные здесь технологические блоки для производства сырых продуктов и/или промышленных продуктов могут эксплуатироваться при следующих параметрах температуры, давления, потока источника водорода, жидкого потока или их сочетаний, или эксплуатироваться другим способом, известным из уровня техники. Температура может изменяться приблизительно от 200 до 900 С, приблизительно от 300 до 800 С или приблизительно от 400 до 700 С. Давление может изменяться приблизительно от 0,1 до 20 МПа, приблизительно от 1 до 12 МПа, приблизительно от 4 до 10 МПа или приблизительно от 6 до 8 МПа. Объемная скорость подачи жидкого потока может изменяться приблизительно от 0,1 до 30 ч-1, приблизительно от 0,5 до 25 ч-1, приблизительно от 1 до 20 ч-1, приблизительно от 1,5 до 15 ч-1 или приблизительно от 2 до 10 ч-1. На фиг. 2 отфильтрованный жидкий поток 238 и источник водорода 244 входят в установку гидроочистки 248. В некоторых вариантах осуществления к отфильтрованному жидкому потоку 238, до входа в установку гидроочистки 248, может быть добавлен источник водорода 244. В некоторых вариантах изобретения в жидком потоке 234 присутствует достаточное количество водорода, и источник водорода 244 не требуется. В установке гидроочистки 248 отфильтрованный жидкий поток 238 контактирует с источником водорода 244 в присутствии одного или нескольких катализаторов с образованием жидкого потока 250. Установка гидроочистки 248 может эксплуатироваться таким образом, что весь жидкий поток или по меньшей мере часть потока 250 изменяется в достаточной степени, чтобы удалить композиции и/или задерживать образование композиций, которые могут закупоривать оборудование, расположенное ниже (по потоку) установки гидроочистки 248. Катализатор, использованный в установке гидроочистки 248, может быть промышленно доступным катализатором. В некоторых вариантах осуществления гидроочистка жидкого потока 234 не является необходимой. В некоторых вариантах осуществления жидкий поток 234 контактирует с водородом в присутствии одного или нескольких катализаторов с целью изменения одного или нескольких желательных свойств сырого сырья для того, чтобы соответствовать требованиям транспорта и/или нефтепереработки. Способы изменения одного или нескольких желательных свойств сырого сырья описаны в опубликованных заявках на патент США . 20050133414 (Bhan и др.); 20050133405 (Wellington и др.); и в заявках на патент США порядковые : 11/400542 под названием "Системы, способы и катализаторы для получения сырого продукта", зарегистрирована 7 апреля, 2006; 11/425979 (Bhan) под названием "Системы, способы и катализаторы для получения сырого продукта", зарегистрирована 6 июня, 2006; и 11/425992 (Wellington и др.), под названием "Системы, способы и катализаторы для получения сырого продукта", зарегистрирована 6 июня, 2006, которые все включены в изобретение в качестве ссылки. В некоторых вариантах осуществления установка гидроочистки 248 представляет собой установку селективного гидрирования. В установке гидроочистки 248 жидкий поток 234 и/или отфильтрованный жидкий поток 238 селективно гидрируются таким образом, чтодиолефины превращаются в моноолефины. Например, жидкий поток 234 и/или отфильтрованный жидкий поток 238 контактирует с водородом в присутствии катализатора DN-200 (фирма Criterion CatalystsTechnologies, Houston Texas, U.S.A.) при температуре в диапазоне от 100 до 200 С и суммарном давлении от 0,1 МПа до 40 МПа, с целью получения жидкого потока 250. Жидкий поток 250 содержит меньшее количество диолефинов и имеет повышенное содержание моноолефинов, относительно содержания диолефинов и моноолефинов в жидком потоке 234. В некоторых вариантах изобретения превращение диолефинов в моноолефины в этих условиях составляет по меньшей мере 50%, по меньшей мере 60%, по меньшей мере 80% или по меньшей мере 90%. Жидкий поток 250 выходит из установки гидроочистки 248 и поступает в один или несколько блоков переработки, расположенных ниже (по потоку) установки гидроочистки 248. Блоки, расположенные ниже установки гидроочистки 248, могут включать в себя блоки дистилляции, установки каталитического риформинга, установки гидрокрекинга, установки гидроочистки, установки гидрогенизации,установки гидрообессеривания, установки каталитического крекинга, установки замедленного коксова- 11016412 ния, установки газификации или их сочетания. Жидкий поток 250 может выходить из установки гидроочистки 248 и поступать в блок фракционирования 252. В блоке фракционирования 252 получается один или несколько сырых продуктов. Фракционирование может включать в себя (но не ограничивается указанным) процесс атмосферной дистилляции и/или процесс вакуумной дистилляции. Сырые продукты включают в себя (но не ограничиваются указанным) поток 254 углеводородов С 3-С 5, поток нафты 256, поток керосина 258, поток дизельной фракции 262 и кубовый поток 264. Кубовый поток 264 обычно включает в себя углеводороды, имеющие распределение температур кипения, начиная с 340 С при давлении 0,101 МПа. В некоторых вариантах осуществления кубовый поток 264 представляет собой вакуумный газойль. В других вариантах осуществления кубовый поток включает в себя углеводороды с распределением температур кипения, начиная с 537 С. Один или несколько сырых продуктов может быть продан и/или подвергнут дальнейшей переработке в бензин или другие промышленные продукты. С целью увеличения степени использования потоков, добытых из флюида месторождения, углеводороды, полученные в процессе фракционирования жидкого потока, и углеводородные газы, полученные в процессе выделения технологического газа, могут быть объединены для того, чтобы получить углеводороды, с большим числом атомов углерода. Полученный углеводородный газовый поток может содержать приемлемое количество олефинов для реакций алкилирования. В некоторых вариантах осуществления гидроочищенные жидкие потоки и/или потоки, полученные из фракций (например, дистиллятов и/или нафты), смешиваются с жидкостью способа термической обработки in situ и/или с флюидом месторождения для того, чтобы получить смешанный флюид. Физическая и химическая устойчивость смешанного флюида может быть повышена по сравнению с флюидом месторождения. Смешанный флюид может содержать пониженное количество реакционноспособных частиц (например, диолефинов, других олефинов и/или соединений, содержащих кислород, серу и/или азот) по сравнению с флюидом месторождения, таким образом, повышается химическая устойчивость смешанного флюида. Смешанный флюид может содержать пониженное количество асфальтенов по сравнению с флюидом месторождения, таким образом, повышается физическая устойчивость смешанного флюида. Смешанный флюид может представлять собой сырье с лучшей взаимозаменяемостью, чем флюид месторождения и/или жидкий поток, добытый с помощью способа термической обработки in situ. Смешанное сырье может быть более приемлемым для транспорта, для использования в установках химической переработки и/или для использования в блоках перегонки, чем флюид месторождения. В некоторых вариантах осуществления флюид, добытый описанными здесь способами из месторождения нефтяного сланца, может смешиваться с флюидом, полученным в процессе термической обработки in situ (IHTP) тяжелой нефти/битуминозного песчаника. Поскольку жидкость нефтяного сланца,главным образом, является парафиновой, а флюид процесса IHTP тяжелой нефти/битуминозного песчаника в основном является ароматическим, смешанный флюид обладает повышенной устойчивостью. В некоторых вариантах флюид способа термической обработки in situ можно смешивать с битумом с целью получения сырья, подходящего для использования в блоках очистки. Смешивание флюида IHTP и/или битума с добытым флюидом может повышать химическую и/или физическую устойчивость смешанного продукта, таким образом, смесь может транспортироваться и/или распределяться по установкам переработки. Поток 254 углеводородов С 3-С 5, полученный в блоке фракционирования 252, и поток 224 газообразных углеводородов поступает в установку 266 алкилирования. В установке 266 алкилирования при взаимодействии олефинов в потоке 224 газообразных углеводородов (например, пропилен, бутилены,амилены или их сочетания) с изопарафиновыми углеводородами С 3-С 5 в потоке 254 образуется углеводородный поток 268. В некоторых вариантах осуществления содержание олефинов в потоке 224 газообразных углеводородов является подходящим, и не требуется дополнительный источник олефинов. Углеводородный поток 268 включает в себя углеводороды, имеющие по меньшей мере 4 атома углерода. Углеводороды, имеющие по меньшей мере 4 атома углерода, включают (но не ограничиваются указанным) бутаны, пентаны, гексаны, гептаны и октаны. В некоторых вариантах углеводороды, полученные в установке 266 алкилирования, имеют октановое число выше чем 70, выше чем 80 или выше чем 90. В некоторых вариантах осуществления углеводородный поток 268 является подходящим для использования в качестве бензина без дополнительной переработки. В некоторых вариантах осуществления кубовый поток 264 может быть подвергнут гидрокрекингу для того, чтобы получить нафту и/или другие продукты. Однако может быть необходимым подвергнуть полученную нафту реформингу с целью изменения октанового числа для того, чтобы этот продукт можно было поставлять на рынок в качестве бензина. Альтернативно, кубовый поток 264 может быть обработан в реакторе каталитического крекинга с целью получения нафты и/или сырья для установки алкилирования. В некоторых вариантах осуществления в потоке нафты 256, потоке керосина 258 и в потоке дизельной фракции 262 не сбалансировано содержание парафиновых углеводородов, олефиновых углеводородов и/или ароматических углеводородов. В этих потоках может присутствовать недостаточное количество олефиновых и/или ароматических углеводородов для использования в промышленных продуктах. Этот дисбаланс может быть устранен путем сочетания по меньшей мере части потоков с получе- 12016412 нием объединенного потока 266, который имеет распределение температур кипения приблизительно от 38 до 343 С. При каталитическом крекинге объединенного потока 266 могут быть получены олефины и/или другие потоки, подходящие для использования в установке алкилирования и/или других установках переработки. В некоторых вариантах осуществления поток нафты 256 подвергается гидрокрекингу с получением олефинов. На фиг. 2 объединенный поток 266 и кубовый поток 264 из блока фракционирования 252 поступает в установку каталитического крекинга 270. В регулируемых условиях крекинга (например, регулируемая температура и давление), в установке каталитического крекинга 270 образуются дополнительные потоки С 3-С 5 углеводородов 254', поток углеводородов бензина 272 и дополнительный поток керосина 258'. Дополнительный поток С 3-С 5 углеводородов 254' может быть направлен в установку алкилирования 266, может быть объединен с потоком С 3-С 5 углеводородов 254, и/или объединен с потоком газообразных углеводородов 224, чтобы получить товарный бензин. В некоторых вариантах осуществления содержание олефинов в потоке газообразных углеводородов 224 является соответствующим, и дополнительный источник олефинов не требуется. В некоторых вариантах осуществления количество полученного кубового потока (например, VGO) является слишком малым, чтобы поддерживать рабочий режим установки гидрокрекинга или установки каталитического крекинга, и концентрация олефинов в полученных газовых потоках из блока фракционирования и/или установки каталитического крекинга (например, из блока фракционирования 252 и/или из установки каталитического крекинга 270 на фиг. 2), может быть слишком низкой, чтобы поддерживать рабочий режим алкилирования. Нафту, полученную из блока фракционирования, можно перерабатывать с целью получения олефинов для дальнейшей переработки, например, в установке алкилирования. Реформулированный бензин, полученный с помощью традиционных процессов риформинга нафты,может не соответствовать техническим условиям, таким как, например, норма, предписанная CaliforniaAir Resources Board, когда жидкий поток, полученный по способу термической обработки жидкости insitu, используется в качестве сырьевого потока. Находящиеся в нафте олефины могут быть насыщены в процессе традиционной гидроочистки, до процесса риформинга нафты. Таким образом, риформинг всей гидроочищенной нафты может привести к нежелательно большому содержанию ароматических углеводородов в бензиновой смеси для получения реформулированного бензина. Дисбаланс по содержанию олефиновых и ароматических углеводородов в нафте риформинга может быть устранен путем получения достаточного количества алкилата в установке алкилирования, чтобы получить реформулированный бензин. Олефины, например пропилен и бутилены, полученные при фракционировании и/или крекинге нафты, могут быть объединены с изобутаном, чтобы получить бензин. Кроме того, было установлено,что для каталитического крекинга нафты и/или других фракционированных потоков, полученных в блоке фракционирования, требуется дополнительное тепло, поскольку в установке каталитического крекинга образуется пониженное количество кокса, по сравнению с другими видами сырья, используемыми в каталитическом крекинге. На фиг. 3 изображена схема переработки жидких потоков, полученных в способе термической обработки in situ, с целью получения олефинов и/или жидких потоков. Аналогичные способы получения среднего дистиллята и олефинов описаны в опубликованной международной заявке WO 2006/020547 и в опубликованных заявках на патент США 20060191820 и 20060178546 (Мо и др.), которые все включены в изобретение в качестве ссылки. Жидкий поток 274 поступает в систему каталитического крекинга 278. Жидкий поток 274 может включать в себя (но не ограничивается указанным), жидкий поток 234,гидроочищенный жидкий поток 250, отфильтрованный жидкий поток 238, поток нафты 256, поток керосина 258, поток дизельной фракции 262, и кубовый поток 264 из системы, показанной на фиг. 2, любой углеводородный поток, имеющий распределение температур кипения между 65 и 800 С, или их смеси. В некоторых вариантах осуществления в систему каталитического крекинга 278 поступает водяной пар 276, который может распылять и/или поднимать жидкий поток 274 с целью улучшения контакта жидкого потока с катализатором крекинга. Отношение пара, который распыляет жидкий поток 274, к сырью может изменяться от 0,01 до 2 мас.% или от 0,1 до 1 мас.%. В системе каталитического крекинга 278 жидкий поток 274 контактирует с катализатором крекинга с целью получения одного или нескольких сырых продуктов. Катализатор крекинга включает выбранный катализатор крекинга, по меньшей мере часть потока 280 использованного регенерированного катализатора крекинга, по меньшей мере часть потока 282 регенерированного катализатора крекинга или их смесь. 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 того, чтобы крекировать углеводороды с целью получения олефинов и/или других сырых продуктов. Углеводороды, предоставляемые во вторую систему каталитического крекинга 284, могут включать С 3-С 5 углеводороды, добываемые из продуктивных скважин, углеводороды бензина, гидрированный воск, углеводороды, полученные в синтезе Фишера-Тропша, биотопливо, или их сочетания. Применение смеси углеводородного сырья различных типов во второй системе каталитического крекинга может повышать выход С 3-С 5 олефинов для того,чтобы удовлетворить спрос на алкилаты. Таким образом, может быть усилена интеграция этих продуктов- 13016412 с процессами нефтепереработки. Вторая система каталитического крекинга 284 может быть установкой с плотной фазой, установкой с неподвижным флюидизированным слоем, вертикальной трубой, сочетанием указанных выше установок, или любой установкой или конфигурацией установок, которые известны из уровня техники крекинга углеводородов. При контакте катализатора крекинга и жидкого потока 274 в системе каталитического крекинга 278 образуется сырой продукт и отработанный катализатор крекинга. Этот сырой продукт может содержать(но не ограничивается указанным), углеводороды, имеющие распределение температур кипения, которое ниже распределения температур кипения жидкого потока 274, части жидкого потока 274, или их смесей. Сырой продукт и отработанный катализатор поступают в систему сепарирования 286. Система сепарирования 286 может включать, например, дистилляционный блок, отпарной аппарат, фильтрационную систему, центрифугу или любое устройство, известное из уровня техники, которое способно отделять сырой продукт от отработанного катализатора. Поток 288 выделенного отработанного катализатора крекинга выходит из системы сепарирования 286 и поступает в блок регенерации 290. В блоке регенерации 290 отработанный катализатор крекинга контактирует с источником кислорода 292, таким как, например, кислород и/или воздух, в условиях горения углерода с целью получения потока 282 регенерированного катализатора крекинга и дымовых газов 294. Дымовые газы могут образоваться в качестве побочного продукта удаления углерода и/или других примесей, образовавшихся на катализаторе в ходе процесса каталитического крекинга. Температура в блоке регенерации 290 может изменяться приблизительно от 621 до 760 С или от 677 до 715 С. Давление в блоке регенерации 290 может изменяться от атмосферного до 0,345 МПа или от 0,034 до 0,345 МПа. Время пребывания выделенного отработанного катализатора крекинга в блоке регенерации 290 изменяется приблизительно от 1 до 6 мин или приблизительно от 2 до 4 мин. Регенерированный катализатор крекинга имеет меньшее содержание кокса, чем выделенный отработанный катализатор крекинга. Это содержание кокса составляет меньше, чем 0,5 мас. %, причем массовый процент рассчитан на массу регенерированного катализатора крекинга, за исключением массы содержащегося кокса. Содержание кокса для регенерированного катализатора крекинга может изменяться от 0,01 до 0,5 мас.%, от 0,05 до 0,3 мас.% или от 0,1 до 0,4 мас.%. В некоторых вариантах осуществления поток 282 регенерированного катализатора крекинга может быть разделен на два потока, причем по меньшей мере часть потока 282' регенерированного катализатора крекинга покидает блок регенерации 290 и поступает во вторую систему каталитического крекинга 284. По меньшей мере другая часть потока 282 регенерированного катализатора крекинга покидает регенератор 290 и поступает в систему каталитического крекинга 278. Отношение количества использованного регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга регулируют таким образом, чтобы обеспечить желательные условия крекинга в системе каталитического крекинга 278. Регулирование отношения использованного регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга может способствовать контролю условий крекинга в системе каталитического крекинга 278. Массовое отношение использованного регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга может изменяться от 0,1:1 до 100:1, от 0,5:1 до 20:1, или от 1:1 до 10:1. Для системы, функционирующей в стационарном состоянии, массовое отношение использованного регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга приблизительно равно массовому отношению по меньшей мере части регенерированного катализатора крекинга, проходящей во вторую систему каталитического крекинга 284, к оставшейся части регенерированного катализатора крекинга, которая смешивается с жидким потоком 274, введенным в систему каталитического крекинга 278, и, таким образом, указанные выше диапазоны также применимы для такого массового отношения. Сырой продукт 296 выходит из системы сепарирования 286 и поступает в блок 298 сепарирования жидкости. Блок сепарирования 298 жидкости может представлять собой любую систему, известную специалистам в этой области техники, для извлечения и выделения сырого продукта из таких потоков продуктов, как например, газовый поток 228', углеводородный поток бензина 300, поток рециклового газойля 302 и кубовый поток 304. В некоторых вариантах осуществления кубовый поток 304 рециркулирует в систему каталитического крекинга 278. Блок сепарирования 298 жидкости может включать компоненты и/или блоки, например, такие как абсорберы и отпарные аппараты, аппараты для фракционирования,компрессоры и сепараторы или любое сочетание известных систем для доставки, извлечения и сепарирования продуктов из сырого продукта. В некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, часть потока 302 легкого рециклового газойля покидает блок сепарирования 298 жидкости ипоступает во вторую систему каталитического крекинга 278. В некоторых вариантах осуществления поток легкого рециклового газойля не направляется во вторую систему каталитического крекинга. В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть углеводородного потока бензина 300 покидает блок сепарирования 298 жидкости и поступает во вторую систему каталитического крекинга 284. В некоторых вариантах осуществления углеводородный поток бензина не направляется во вторую систему каталитического крекинга. В некоторых вариантах осуществления углеводородный поток бензина 300 представляет собой товарный продукт и/или используется в других процессах.- 14016412 Углеводородный поток газойля 306 (например, вакуумный газойль) и/или части углеводородного потока бензина 300 и потока легкого рециклового газойля 302 направляются в систему каталитического крекинга 284. Эти потоки подвергаются каталитическому крекингу в присутствии пара 276 для того,чтобы получить сырой поток олефинов 308. Сырой поток олефинов 308 может содержать углеводороды,имеющие по меньшей мере два атома углерода. В некоторых вариантах осуществления сырой поток олефинов 308 содержит по меньшей мере 30 мас.% С 2-С 5 олефинов, 40 мас.% С 2-С 5 олефинов, по меньшей мере 50 мас.% С 2-С 5 олефинов, по меньшей мере 70 мас.% С 2-С 5 олефинов или по меньшей мере 90 мас.% С 2-С 5 олефинов. Рециркуляция углеводородного потока бензина 300 во вторую систему каталитического крекинга 284 может обеспечить дополнительное превращение по всей технологической схеме углеводородного потока 306 газойля в олефины С 2-С 5. В некоторых вариантах осуществления вторая система каталитического крекинга 284 включает в себя промежуточную реакционную зону и зону отпаривания, которые связаны между собой линиями перетока флюидов, причем зона отпаривания расположена ниже (по потоку) промежуточной реакционной зоны. С целью обеспечения высокой скорости потока водяного пара внутри зоны отпаривания, по сравнению со скоростью пара внутри промежуточной реакционной зоны, площадь поперечного сечения зоны отпаривания по величине меньше площади поперечного сечения промежуточной реакционной зоны. Отношение площади поперечного сечения зоны отпаривания 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 вариантах осуществления вторая система каталитического крекинга имеет такую геометрию, что она в основном имеет цилиндрическую форму, причем отношение длины к диаметру зоны отпаривания является таким, чтобы обеспечить желательную высокую скорость потока пара внутри зоны отпаривания и обеспечить достаточное время контакта внутри зоны отпаривания для желательного отпаривания использованного регенерированного катализатора, который будет удаляться из второй системы каталитического крекинга. Таким образом, отношение длины к диаметру зоны отпаривания может изменяться от 1:1 до 25:1; от 2:1 до 15:1; или от 3:1 до 10:1. В некоторых вариантах осуществления вторая система каталитического крекинга 284 эксплуатируется или регулируется независимо от работы или регулирования системы каталитического крекинга 278. Эта независимая эксплуатация или регулирование второй системы каталитического крекинга 284 может повысить суммарное превращение углеводородов бензина в желательные продукты, такие как этилен,пропилен и бутилены. При независимой эксплуатации второй системы каталитического крекинга 284 может быть снижена жесткость режима в установке каталитического крекинга 278 с целью улучшения выхода олефинов С 2-С 5. Температура во второй системе каталитического крекинга 284 может изменяться приблизительно от 482 С (900F) до 871 С (1600F), от 510 С (950F) до 871 С (1600F) или от 538 С(1000F) до 732 С (1350F). Рабочее давление во второй системе каталитического крекинга 284 может изменяться приблизительно от атмосферного до 0,345 МПа (50 фунт/кв. дюйм) или приблизительно от 0,034 до 0,345 МПа (от 5 до 50 фунт/кв. дюйм). Добавление пара 276' во вторую систему каталитического крекинга 284 может облегчать технологическое регулирование второй установки каталитического крекинга. В некоторых вариантах осуществления добавление пара не требуется. В некоторых вариантах осуществления использование пара при заданной степени превращения углеводородов бензина по всей технологической системе, и при крекинге углеводородов бензина может обеспечить повышенную селективность в отношении С 2-С 5 олефинов с увеличением выхода пропилена и бутиленов по сравнению с другими процессами каталитического крекинга. Массовое отношение пара к углеводородам бензина, введенным во вторую систему каталитического крекинга 284, может изменяться приблизительно вплоть до 15:1; от 0,1:1 до 10:1; от 0,2:1 до 9:1; или от 0,5:1 до 8:1. Сырой поток олефинов 308 поступает в систему сепарирования олефинов 310. Система сепарирования олефинов 310 может быть любой системой, известной специалистам в этой области техники, для извлечения и выделения сырого потока олефинов 308 в потоке олефиновых продуктов С 2-С 5, например,поток этиленового продукта 312, поток пропиленового продукта 314 и поток бутиленовых продуктов 316. Система сепарирования олефинов 310 может включать в себя такие системы, как абсорберы и отпарные аппараты, фракционирующие аппараты, компрессоры и сепараторы или любое сочетание известных систем или оборудования, обеспечивающее извлечение и сепарирование олефиновых продуктов С 2 С 5 из потока флюида 308. В некоторых вариантах осуществления олефиновые потоки 312, 314, 316 поступают в установку алкилирования 266 для того, чтобы получить углеводородный поток 268. В некоторых вариантах осуществления углеводородный поток 268 имеет октановое число по меньшей мере 70, по меньшей мере 80 или по меньшей мере 90. В некоторых вариантах осуществления части одного или нескольких из потоков 312, 314, 316 или все потоки транспортируются в другие установки переработки,такие как установки полимеризации, где используются в качестве сырья. В некоторых вариантах осуществления сырой продукт из системы каталитического крекинга и сырой поток олефинов из второй системы каталитического крекинга могут быть объединены. Объединенный поток может поступать в отдельный блок сепарирования (например, сочетание системы 298 сепарирования жидкости и системы сепарирования олефинов 310).- 15016412 На фиг. 3 поток 280 использованного катализатора крекинга выходит из второй системы каталитического крекинга 284 и поступает в систему каталитического крекинга 278. Катализатор в потоке 280 использованного катализатора крекинга может иметь немного более высокую концентрацию углерода,чем концентрация углерода в регенерированном катализаторе крекинга 282. При высокой концентрации углерод на катализаторе может частично дезактивировать катализатор крекинга, что обеспечивает повышение выхода олефинов в системе каталитического крекинга 278. Содержание кокса в использованном регенерированном катализаторе может составлять по меньшей мере 0,1 мас.% или по меньшей мере 0,5 мас.%. Содержание кокса в использованном регенерированном катализаторе может изменяться приблизительно от 0,1 до 1 мас.% или от 0,1 до 0,6 мас.%. Катализатор крекинга, использованный в системе каталитического крекинга 278 и во второй системе каталитического крекинга 284, может представлять собой любой флюидизируемый катализатор крекинга, известный из уровня техники. Этот флюидизируемый катализатор крекинга может содержать молекулярное сито, обладающее активностью при крекинге, диспергированное в пористой матрице неорганического тугоплавкого оксида или связующего. Термин "молекулярное сито" относится к любому материалу, способному разделять атомы или молекулы по их соответствующим размерам. Молекулярные сита, подходящие для использования в качестве компонента катализатора крекинга, включают слоистые глины, расслоенные глины и кристаллические алюмосиликаты. В некоторых вариантах осуществления катализатор крекинга содержит кристаллический алюмосиликат. Примеры таких алюмосиликатов включают Y цеолиты, ультрастабильные Y цеолиты, X цеолиты, цеолит бета, цеолит L, оффретит, морденит,фожазит и цеолит омега. В некоторых вариантах осуществления кристаллические алюмосиликаты для использования в катализаторе крекинга представляют собой цеолиты X и/или Y. В патенте США 3130007 Брегг описал цеолиты типа Y. Устойчивость и/или кислотность цеолита, использованного в качестве компонента катализатора крекинга, может быть повышена путем обмена цеолита с ионами водорода, ионами аммония, катионами поливалентных металлов, такими как катионы редкоземельных элементов, катионы магния или катионы кальция или сочетание ионов водорода, ионов аммония и катионов поливалентных металлов; таким образом, снижается содержание натрия до уровня приблизительно ниже чем 0,8 мас.%, предпочтительно меньше чем приблизительно 0,5 мас.% и наиболее предпочтительно меньше чем приблизительно 0,3 мас.% в расчете на Na2O. Способы проведения ионного обмена хорошо известны из уровня техники. Цеолит или другой молекулярно ситовой компонент катализатора крекинга объединяется с пористой, неорганической тугоплавкой матрицей оксида или связующего с образованием окончательного катализатора, непосредственно до использования. Компонент тугоплавкого оксида в окончательном катализаторе может представлять собой алюмосиликат, диоксид кремния, оксид алюминия, природные или синтетические глины, слоистые или расслоенные глины, смеси одного или нескольких из этих компонентов и тому подобное. В некоторых вариантах осуществления неорганическая тугоплавкая оксидная матрица включает смесь алюмосиликата и глины, такой как каолин, гекторит, сепиолит и аттапульгит. Готовый катализатор может содержать приблизительно между 5 и 40 мас.% цеолита или другого молекулярного сита и приблизительно больше чем 20 мас.% неорганического тугоплавкого оксида. В некоторых вариантах осуществления готовый катализатор может содержать приблизительно между 10 и 35 мас.% цеолита или другого молекулярного сита, приблизительно между 10 и 30 мас.% неорганического тугоплавкого оксида и приблизительно между 30 и 70 мас.% глины. Кристаллический алюмосиликат или другие молекулярно ситовые компоненты катализатора крекинга могут быть объединены с пористым, неорганическим тугоплавким оксидным компонентом или его предшественником с использованием любой подходящей технологии, известной из уровня техники, в том числе перемешивание, диспергирование, смешивание или гомогенизация. Примеры предшественников, которые могут быть использованы, включают (но не ограничиваются указанным) оксид алюминия,золи оксида алюминия, золи диоксида кремния, диоксид циркония, гидрогели оксида алюминия, полиоксикатионы алюминия и циркония, пептизированный оксид алюминия. В некоторых вариантах осуществления цеолит объединяется с алюмосиликатным гелем, или золем, или другим неорганическим, тугоплавким оксидным компонентом, и полученную смесь подвергают распылительной сушке, чтобы получить частицы готового катализатора, обычно имеющие диаметр в диапазоне приблизительно между 40 и 80 мкм. В некоторых вариантах осуществления цеолит или другие молекулярные сита могут быть подвергнуты размолу или смешению другим способом с тугоплавким оксидным компонентом или его предшественником и подвергнуты экструзии и затем измельчению до желательного размера частиц. Готовый катализатор может иметь насыпную плотность приблизительно между 0,30 и 0,90 г на кубический сантиметр и объем пор приблизительно между 0,10 и 0,90 кубических сантиметров на грамм. В некоторых вариантах осуществления в промежуточный реактор крекинга второй системы каталитического крекинга 284 может быть введена добавка цеолита ZSM-5. Когда в промежуточном реакторе крекинга используется добавка ZSM-5, вместе с выбранным катализатором крекинга, повышается выход олефинов, таких как пропилен и бутилены. Количество ZSM-5 изменяется самое большее до 30 мас.%,самое большее до 20 мас.% или самое большее до 18 мас.% регенерированного катализатора, который будет введен во вторую систему каталитического крекинга 284. Количество добавки ZSM-5, введенной- 16016412 во вторую систему каталитического крекинга 284 может изменяться от 1 до 30 мас.%, от 3 до 20 мас.% или от 5 до 18 мас.% регенерированного катализатора крекинга, введенного во вторую систему каталитического крекинга 284. Добавленный ZSM-5 представляет собой молекулярно ситовую добавку, которую выбирают из семейства кристаллических алюмосиликатов или цеолитов со средним размером пор. Молекулярные сита,которые могут быть использованы в качестве добавки ZSM-5, включают (но не ограничиваются указанным) среднепористые цеолиты, которые описаны в "Атласе структурных типов цеолитов" (Atlas of Zeolite Structure Types), ред. W. H. Meier и D. H. Olson, Butterworth-Heinernan, третье издание, 1992. Цеолиты со средним размером пор обычно имеют размер пор приблизительно от 0,5 до 0,7 нм и включают, например, структурные типы цеолитов MFI, MFS, MEL, MTW, EUO, MTT, HEU, PER и TON (Комиссия ИЮПАК по номенклатуре цеолитов). Не ограничивающие примеры таких цеолитов со средним размером пор включают ZSM-5, ZSM-12, ZSM-22, ZSM-23, ZSM-34, ZSM-35, ZSM-38, ZSM-48, ZSM-50, силикалит и силикалит 2. Цеолит ZSM-5 описан в патенте США 3702886 (Argauer и др.) и 3,770,614(Graven), которые оба включены в изобретение в качестве ссылки. Цеолит ZSM-11 описан в патенте США 3709979 (Chu); ZSM-12 - в патенте США 3832449(Rosinski и др.); ZSM-21 и ZSM-38 описаны в патенте США 3948758 (Bonacci и др.); ZSM-23 - в патенте США 4076842 (Plank и др.); и ZSM-35 описан в патенте США 4016245 (Plank и др.), которые все включены в изобретение в качестве ссылки. Другие подходящие молекулярные сита включают силикоалюмофосфаты (SAPO), такие как SAPO-4 и SAPO-11, которые описаны в патенте США 4440871TASO-45, описанные в патенте США 4686029 (Pellet и др.); боросиликаты, описанные в патенте США 4254297 (Frenken и др.); титаноалюмофосфаты (ТАРО), такие как ТАРО-11, описанные в патенте США 4500651 (Lok и др.); и железоалюмосиликаты, которые все включены в изобретение в качестве ссылки. В патенте США 4368114 (Chester и др.), который включен в изобретение в качестве ссылки, подробно описан класс цеолитов, которые могут быть подходящими как добавки ZSM-5. Добавка ZSM-5 может удерживаться вместе с каталитически неактивным матричным компонентом неорганического оксида, в соответствии с традиционными способами. В некоторых вариантах изобретения остаток, полученный из блоков, приведенных на фиг. 2 и 3,может быть использован в качестве источника энергии. Этот остаток может быть газифицирован с целью получения газов, которые сжигаются (например, в турбине) и/или закачиваются в подземное месторождение (например, закачка полученного диоксида углерода в подземное месторождение). В некоторых вариантах изобретения из этого остатка удаляют битум, чтобы производить асфальт. Этот асфальт может быть переработан в газ. Примеры Ниже представлены неограничивающие примеры фильтрации жидкого потока, термически обработанного in situ, и производство олефинов из жидкого потока, термически обработанного in situ. Пример 1. Нанофильтрация жидкого потока способа термической обработки in situ. Образец жидкости (500 мл, 398,68 г) получают в способе термической обработки in situ. Этот образец жидкости содержит 0,0069 г серы и 0,0118 г азота на грамм жидкости. Температура конца кипения образца жидкости составляет 481 С, и образец жидкости имеет плотность 0,8474. Мембранный блок сепарирования, использованный для фильтрации образца, представляет собой лабораторную установку с плоской листовой мембраной типа Р 28, которую получают от фирмы CM Celfa Membrantechnik A.G.(Switzerland). В качестве фильтрационной среды использована отдельная полидиметилсилоксановая мембрана (фирма GKSS Forschungszentrum GmbH, Geesthact, Germany) толщиной 2 мкм. Система фильтрации функционирует при 50 С, причем перепад давления на мембране составляет 10 бар (1 МПа). Давление на стороне пермеата является близким к атмосферному. Пермеат собирают и рециркулируют через систему фильтрации, моделируя непрерывной процесс. Пермеат сохраняют под азотом, чтобы предотвратить контакт с окружающим воздухом. Ретентат также собирают для анализа. В ходе фильтрации средняя скорость потока, равная 2 кг/м 2 /бар/ч, снижалась весьма незначительно от величины начального потока. Отфильтрованная жидкость (298,15 г, степень извлечения 7,7%), содержит 0,007 г серы и 0,0124 грамма азота на грамм отфильтрованной жидкости; и отфильтрованная жидкость имеет плотность 0,8459 и температуру конца кипения 486 С. Ретентат (56,46 г, степень извлечения 14,16%) содержит 0,0076 г серы и 0,0158 г азота на грамм ретентата; причем ретентат имеет плотность 0,8714 и температуру конца кипения 543 С. Пример 2. Испытание загрязнения для отфильтрованного и неотфильтрованного жидкого потока способа термической обработки in situ. Для образцов неотфильтрованной и отфильтрованной жидкости из примера 1 определяют характеристику загрязнения. Эту характеристику загрязнения определяют с использованием прибора Alcor для испытания термического загрязнения. Прибор Alcor для испытания термического загрязнения представляет собой миниатюрный кожухотрубный теплообменник, выполненный из стали 1018, который до ис- 17016412 пользования протирают абразивной бумагой Norton R222. В ходе испытания контролируют температуру образца на выходе (Твых), тогда как температуру теплообменника (Тт) поддерживают постоянной. Если происходит загрязнение, и на поверхности труб осаждается материал, термическое сопротивление образца возрастает, и, следовательно, температура на выходе снижается. Мерой степени загрязнения является снижение температуры на выходе, спустя заданный период времени. Снижение температуры спустя два часа работы используется в качестве показателя степени загрязнения. Величина разности T= Твых(0) Твых(2 ч), где Твых(0) определяется как максимальная (стабильная) температура на выходе, полученная в начале испытания, Твых(2 ч) регистрируют через 2 ч после первого заметного снижения температуры на выходе или когда температура на выходе была стабильной, по меньшей мере, в течение 2 ч. В ходе каждого испытания образец жидкости непрерывно циркулирует через теплообменник со скоростью около 3 мл/мин. Время пребывания в теплообменнике составляет около 10 с. Поддерживаются следующие условия работы: давление 40 бар (4 МПа), температура образца составляет около 50 С, Тт равна 350 С, и время испытания составляет 4,41 ч. Величина T для неотфильтрованного образца жидкого потока составляет 15 С. Величина T для неотфильтрованного образца равна нулю. Этот пример демонстрирует, что при нанофильтрации жидкого потока, добытого по способу термической обработки in situ, удаляется по меньшей мере часть закупоривающих композиций. Пример 3. Получение олефинов из жидкого потока способа термической обработки in situ. Для проведения экспериментов использована опытная пилотная система. Эта пилотная система включает систему подачи сырья, систему загрузки и перемещения катализатора, быстро флюидизируемый реактор в восходяшем слое, отпарной аппарат, систему сепарирования и сбора продукта, и регенератор. Реактор в восходяшем слое представляет собой адиабатическую вертикальную трубу, имеющую внутренний диаметр от 11 до 19 мм и длину около 3,2 м. Выход флюида из реактора в восходяшем слое сообщается с отпарным аппаратом, который эксплуатируется при той же самой температуре, что и выход потока из реактора в восходяшем слое, и таким образом, чтобы обеспечить практически 100%-ную эффективность отпаривания. Регенератор представляет собой многоступенчатый непрерывный регенератор, использованный для регенерации отработанного катализатора. Отработанный катализатор поступает в регенератор с регулируемой скоростью, и регенерированный катализатор собирают в контейнер. Материальные балансы получают в ходе каждого экспериментального пробега с интервалами 30 мин. Состав газовых проб анализируют с использованием встроенного газового хроматографа, а пробы жидкого продукта собирают и анализируют в течение ночи. Выход кокса определяют путем измерения потока катализатора и путем измерения разности содержания кокса на образцах отработанного катализатора и регенерированного катализатора, отбираемых в каждом пробеге, когда установка работает в стационарном режиме. Жидкий поток, добытый по способу термической обработки in situ, фракционируют, чтобы получить поток вакуумного газойля (VGO), имеющего распределение температур кипения от 310 до 640 С. Поток VGO контактирует с флюидизированным катализатором крекинга E-Cat, содержащим 10% добавки ZSM-5 в описанной выше каталитической системе. Температуру в реакторе с восходящим слоем катализатора поддерживают равной 593 С (1100F). Полученный продукт содержит, на 1 г продукта: 0,1402 грамма С 3 олефинов, 0,137 г С 4 олефинов, 0,0897 г С 5 олефинов, 0,0152 г изоолефинов C5, 0,0505 г изобутилена, 0,0159 г этана, 0,0249 г изобутана, 0,0089 г н-бутана, 0,0043 г пентана, 0,0209 г изопентанов,0,2728 г смеси углеводородов С 6 и углеводородов, имеющих температуру кипения, самое большее 232 С(450F), 0,0881 г углеводородов, имеющих распределение температур кипения между 232 и 343 С (между 450 и 650F), 0,0769 г углеводородов, имеющих распределение температур кипения между 343 и 399 С (650 и 750F), и 0,0386 га углеводородов, имеющих распределение температур кипения по меньшей мере 399 С (750F), и 0,0323 г кокса. Этот пример иллюстрирует способ получения сырого продукта фракционирования жидкого потока,добытого путем сепарирования жидкого потока из флюида месторождения, чтобы получить сырой продукт, имеющий температуру кипения выше 343 С; и каталитический крекинг сырого продукта, имеющего температуру кипения выше 343 С, чтобы получить один или несколько дополнительных сырых продуктов, в которых по меньшей мере один из дополнительных сырых продуктов представляет собой второй газовый поток. Пример 4. Получение олефинов из жидкого потока, произведенного способом термической обработки in situ. Использована нафта термического крекинга с целью моделирования жидкого потока, произведенного способом термической обработки in situ, имеющего распределение температур кипения от 30 до 182 С. В 1 г содержится: 0,186 г нафтеновых, 0,238 г изопарафиновых, 0,328 г н-парафиновых 0,029 г циклоолефиновых, 0,046 г изоолефиновых, 0,064 г н-олефиновых и 0,109 г ароматических углеводородов. Поток нафты контактирует с флюидизированным слоем катализатора E-Cat с добавкой 10% цеолитаZSM-5 в описанной выше системе каталитического крекинга для того, чтобы получить сырой продукт. Температура в реакторе с восходяшим слоем поддерживается равной 593 С (1100F). Этот сырой продукт содержит (на 1 г сырого продукта): 0,1308 г этилена, 0,0139 г этана, 0,0966 г С 4-олефинов, 0,0343 г- 18016412 С 4-изоолефинов, 0,0175 г бутана, 0,0299 г изобутана, 0,0525 г С 5-олефинов, 0,0309 г С 5-изоолефинов,0,0442 г пентана, 0,0384 г изопентана, 0,4943 г смеси углеводородов C6 и углеводородов, имеющих температуру кипения самое большее 232 С (450F), 0,0201 г углеводородов, имеющих распределение температур кипения между 232 и 343 С (между 450 и 650F), 0,0029 г углеводородов, имеющих распределение температур кипения между 343 и 399 С (от 650 до 750F) 0,00128 г углеводородов, имеющих распределение температур кипения по меньшей мере 399 С (750F) и 0,00128 г кокса. Суммарное количество С 3 С 5-олефинов составляет 0,2799 г на 1 г нафты. Этот пример иллюстрирует способ получения сырого продукта путем фракционирования жидкого потока, произведенного путем сепарирования жидкого потока из флюида месторождения, с целью получения сырого продукта, имеющего температуру кипения выше 343 С; и каталитического крекинга сырого продукта, имеющего температуру кипения выше 343 С с целью получения одного или нескольких дополнительных сырых продуктов, в которых по меньшей мере один из дополнительных сырых продуктов представляет собой второй газовый поток. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ получения сырого продукта, который включает следующие стадии: добычу пластового флюида в процессе пиролиза in situ при термической обработке; разделение пластового флюида с получением жидкого потока и первого газового потока, в котором первый газовый поток содержит олефины; фракционирование жидкого потока с получением одного или нескольких сырых продуктов, при котором по меньшей мере один из сырых продуктов имеет интервал температур кипения от 38 до 343 С,определяемый по методу ASTM D5307; и каталитический крекинг сырого продукта, имеющего интервал температур кипения от 38 до 343 С,на флюидизируемом катализаторе крекинга, содержащем молекулярное сито, обладающее активностью при крекинге, диспергированное в пористой матрице неорганического тугоплавкого оксида, с получением одного или нескольких дополнительных сырых продуктов, содержащих углеводороды бензина,имеющие октановое число по меньшей мере 70, причем по меньшей мере один из дополнительных сырых продуктов представляет собой второй газовый поток, и второй газовый поток имеет температуру кипения самое большее 38 С при 0,101 МПа и содержит углеводороды, имеющие по меньшей мере три атома углерода. 2. Способ по п.1, в котором по меньшей мере один из дополнительных сырых продуктов имеет интервал температур кипения между 38 и 200 С, определяемый по методу AST MD5307. 3. Способ по п.1, в котором каталитический крекинг сырого продукта осуществляют в первой системе каталитического крекинга путем контактирования жидкого потока сырого продукта с катализатором крекинга с получением потока углеводородов бензина и отработанного катализатора крекинга; регенерацию отработанного катализатора крекинга с получением регенерированного катализатора крекинга; каталитический крекинг потока углеводородов бензина во второй системе каталитического крекинга путем контактирования потока углеводородов бензина с регенерированным катализатором крекинга с получением сырого потока олефинов, содержащего углеводороды, имеющие по меньшей мере два атома углерода, и использованный регенерированный катализатор крекинга; и выделение олефинов, которые имеют от 2 до 5 атомов углерода из сырого потока олефинов; и доставку использованного регенерированного катализатора крекинга из второй системы каталитического крекинга в первую систему каталитического крекинга. 4. Способ по п.3, в котором катализатор крекинга содержит аморфный алюмосиликат и цеолит. 5. Способ по п.3 или 4, который дополнительно включает добавку ZSM-5 во вторую систему каталитического крекинга. 6. Способ по любому из пп.3-5, в котором содержание кокса в регенерированном катализаторе крекинга составляет от 0,01 до 0,5 мас.%. 7. Способ по любому из пп.3-6, в котором массовое отношение использованного регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга изменяется от 0,1:1 до 100:1. 8. Способ по любому из пп.3-7, который дополнительно включает добавление водяного пара в первую и/или вторую систему каталитического крекинга. 9. Способ по любому из пп.3-8, который дополнительно включает один или несколько потоков углеводородов, в котором по меньшей мере один из потоков углеводородов представляет собой поток углеводородов бензина, и подачу по меньшей мере части потока углеводородов бензина во вторую систему каталитического крекинга. 10. Способ по п.9, в котором по меньшей мере один из потоков углеводородов представляет собой поток рециклового газойля и который включает подачу по меньшей мере части потока рециклового газойля в первую систему каталитического крекинга.- 19016412 11. Способ по любому из пп.3-11, который дополнительно включает подачу по меньшей мере части олефинов, имеющих от 3 до 5 атомов углерода, в установку алкилирования. 12. Способ по любому из пп.3-11, который дополнительно включает подачу по меньшей мере части олефинов, имеющих от 3 до 5 атомов углерода, в установку алкилирования с последующим алкилированием олефинов и получением углеводородов, подходящих для смешивания с целью получения транспортного топлива. 13. Способ по п.12, в котором транспортное топливо представляет собой бензин. 14. Способ по любому из пп.3-13, который дополнительно включает подачу по меньшей мере части олефинов в установку полимеризации. 15. Способ по любому из пп.1-14, который дополнительно включает гидроочистку по меньшей мере части жидкого потока в условиях, обеспечивающих удаление засоряющих композиций.