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本发明涉及用于综合采油和原位(在储油层中)改质重油和油砂沥青的系统、设备和方法。该系统、设备和方法通过引入热流体到生产井中来促进烃的改质能够提高重油在生产井中的采油率，所述热流体包括真空或常压渣油馏分或脱沥青油。所述方法可以进一步包括将氢气和催化剂与所述热流体共同引入到生产井中来进一步促进烃的改质反应。另外，本发明还涉及常规储油层中的高效采油方法。

1.  一种用于在重质烃储油层内在具有注入井和生产井的井组中开采和原位改质烃的方法，包括如下步骤：
a)将选定量的包含重质烃馏分的热注入流体引入至所述注入井以促进烃开采和原位改质；和
b)从所述生产井开采烃。

2.  如权利要求1所述的方法，其中，所述注入井和生产井是水平井组。

3.  如权利要求1或2所述的方法，其中，所述重质烃馏分选自页岩油、沥青、常压渣油、减压渣油或脱沥青油的任一种或组合。

4.  如权利要求1-3中任一项所述的方法，其中，从所述生产井开采的所述烃经受分离工艺，其中重质馏分和轻质馏分被分离且其中所述重质馏分包括渣油馏分。

5.  如权利要求4所述的方法，其中，在引入所述注入井之前，来自所述分离工艺的所述渣油馏分与所述注入流体混合。

6.  如权利要求5所述的方法，还包括在将所述注入流体引入所述注入井之前将补充的重质烃与所述注入流体混合的步骤，并且其中控制所述注入流体的温度和压力以促进井底改质反应。

7.  如权利要求1-6中任一项所述的方法，其中，所述注入流体包括稀释剂。

8.  如权利要求1-7中任一项所述的方法，其中，控制所述注入流体的温度和压力以促进热裂解改质反应。

9.  如权利要求8所述的方法，其中，控制所述注入流体的温度以提供320±20℃的井底油槽温度。

10.  如权利要求1-9中任一项所述的方法，其中，所述注入流体的井底保留时间为24～2400小时。

11.  如权利要求1-10中任一项所述的方法，其中，控制所述注入流体的温度和压力使得在所述储油层内大于30％的经开采的沥青的残余重质烃被改质成轻质馏分。

12.  如权利要求1-11中任一项所述的方法，其中，控制所述注入流体的温 度和压力使得经开采的烃在25℃下具有小于500cp的粘度。

13.  如权利要求12所述的方法，其中，经开采的烃在25℃下具有小于250cp的粘度。

14.  如权利要求2-13中任一项所述的方法，其中，在步骤a)之前，将蒸汽注入至水平井组以引发所述注入井和所述生产井之间的连接以及井底反应室的形成。

15.  如权利要求14所述的方法，其中，在步骤a)之前，所述蒸汽渐渐被重质烃流体替代，所述重质烃流体选自重油、页岩油、沥青、常压渣油、减压渣油、或脱沥青油的任一种或组合。

16.  如权利要求1-15中任一项所述的方法，还包括在将所述注入流体引入所述注入井之前将催化剂混入所述注入流体的步骤。

17.  如权利要求16所述的方法，还包括在将所述注入流体引入所述注入井之前将氢气混入所述注入流体的步骤。

18.  如权利要求17所述的方法，其中，控制所述注入流体的温度和压力以促进加氢处理、加氢裂解或蒸汽裂解反应的任一种或组合。

19.  如权利要求18所述的方法，其中，将所述氢气与所述注入流体混合以提供用于所述加氢处理和加氢处理反应的过量氢气。

20.  如权利要求17-19中任一项所述的方法，其中，沿所述注入井的长度方向注入所述氢气。

21.  如权利要求20所述的方法，其中，大约1/3的所述氢气与所述注入流体在地面处混合，并且大约2/3的所述氢气沿所述生产井的水平长度方向被注入所述储油层。

22.  如权利要求21所述的方法，其中，通过可操作地配置于所述生产井的至少一个尾管从所述生产井注入所述氢气。

23.  如权利要求16-18中任一项所述的方法，其中，所述催化剂是纳米催化剂或超分散催化剂的任一种或组合。

24.  如权利要求23所述的方法，其中，所述纳米催化剂具有小于1微米的粒径。

25.  如权利要求24所述的方法，其中，所述超分散催化剂具有小于120nm 的粒径。

26.  如权利要求1-25中任一项所述的方法，其中，多个邻近相互连接的井组被配置成单一井场，其中所述相互连接的井组之一是改质的井组，并且其中由各井开采的重质烃流体与所述改质的井组的所述注入流体混合。

27.  如权利要求26所述的方法，其中，所述重质烃流体包括重油、页岩油、沥青、常压渣油、减压渣油、或脱沥青油的任一种或组合。

28.  如权利要求2-27中任一项所述的方法，其中，所述注入井和所述生产井具有垂直重叠的水平部分，并且所述注入井是所述注入井和所述生产井的下部。

29.  如权利要求2-27中任一项所述的方法，其中，所述注入井和所述生产井具有垂直重叠的水平部分，并且所述注入井是所述注入井和所述生产井的上部。

30.  一种在从重质烃地层开采烃过程中改质重质烃的方法，包括如下步骤:
a)使注入井和生产井钻入所述重质烃地层；
b)通过将热流体引入所述注入井，在所述重质烃地层内建立烃移动室，从而促进烃移动至所述生产井；
c)将重质烃从所述生产井开采至地面；
d)使来自步骤c)的经开采的烃经受分离工艺以形成更轻质的烃馏分和重质残余烃馏分；
e)在促进所述烃移动室中进行烃改质反应的温度和压力下引入部分或所有所述重质残余烃馏分；和
f)从所述生产井开采共混合的且改质的烃。

31.  如权利要求30所述的方法，其中，来自所述分离的所述重质残余馏分的一部分被用作燃料以生产加热用于改质反应的所述注入流体的热量。

32.  如权利要求30所述的方法，还包括使所述更轻质的烃的一部分经受用于形成另外的烃馏分的另外分离工艺。

33.  如权利要求30-32中任一项所述的方法，其中，所述步骤e)包括将催化剂引入所述注入井以在所述注入井和所述烃移动室内促进催化改质。

34.  如权利要求30-33中任一项所述的方法，其中，所述步骤e)还包括 将氢气引入所述注入井以在烃移动室内促进改质反应。

35.  一种用于在重质烃地层内开采和原位改质重质烃的系统，包括：
a)注入井；
b)生产井；
所述注入井和生产井可操作地连接至烃蒸馏塔，所述烃蒸馏塔用于将来自于所述生产井的经开采的流体分离成重质馏分和轻质馏分；
c)混合且热的流体注入系统，所述混合且热的流体注入系统可操作地连接至所述蒸馏塔，用于从所述蒸馏塔回收重质馏分以及用于将所述重质馏分与用于注入所述注入井的另外的注入流体混合。

36.  如权利要求35所述的系统，还包括气/液分离系统，所述气/液分离系统可操作地连接至所述生产井，用于将从所述生产井开采的气体和液体分离以及用于将分离后的液体输送至所述蒸馏塔。

37.  如权利要求35-36中任一项所述的系统，还包括催化剂注入系统，所述催化剂注入系统可操作地连接至所述混合且热的流体注入系统，用于将催化剂引入所述混合且热的流体注入系统。

38.  如权利要求35-37中任一项所述的系统，还包括氢气注入系统，所述氢气注入系统可操作地连接至所述混合且热的流体注入系统，用于将氢气引入所述混合且热的流体注入系统。

39.  如权利要求35-38中任一项所述的方法，还包括稀释剂注入系统，所述稀释剂注入系统可操作地连接至所述混合且热的流体注入系统，用于将稀释剂引入所述混合且热的流体注入系统。

40.  如权利要求35-39中任一项所述的方法，还包括至少一个另外的注入井和生产井，所述至少一个另外的注入井和生产井可操作地连接至所述蒸馏塔，用于将另外的重质烃从所述至少一个另外的生产井引入蒸馏塔。

41.  一种在从重质烃地层开采烃过程中改质重质烃的方法，包括如下步骤：
a)使注入井和生产井钻入所述重质烃地层；
b)通过将热流体引入所述注入井，在所述重质烃地层内建立烃移动室，从而促进烃移动至所述生产井；
c)将重质烃从所述生产井开采至地面；
d)使来自步骤c)的经开采的烃经受溶剂脱沥青分离工艺以形成脱沥青油和柏油沥青；
e)在促进烃移动室中进行烃改质反应的温度和压力下将来自步骤d)的脱沥青油引入所述注入井；以及
f)从所述生产井开采共混合的且改质的烃。

42.  如权利要求41所述的方法，其中，所述柏油沥青的一部分被用作燃料以生产加热用于改质反应的所述注入流体的热量。

43.  如权利要求42所述的方法，还包括将所述更轻质的烃的一部分应用于另外的商业化分离工艺。

44.  一种用于在重质烃地层内开采和原位改质重质烃的系统，包括：
注入井；
生产井；
所述注入井和生产井可操作地连接至溶剂脱沥青系统，所述溶剂脱沥青系统用于回收与注入所述注入井的另外注入流体混合的脱沥青油馏分。

45.  一种在从重质烃地层开采烃过程中改质重质烃的方法，包括步骤：
a)使井钻入所述重质烃地层；
b)将热量引入所述井以在所述重质烃地层内建立烃移动室，从而促进在所述井内的烃移动；
c)将重质烃从所述生产井开采至地面，并且起初将所述重质烃储存在加热罐中；
d)在促进所述重质烃移动室中进行烃改质反应的温度和压力下将重质烃从所述加热罐引入所述井；
e)在所述井中密封且保持压力足以促进烃改质反应的一段时间；以及
f)在足够的时间之后，释放井压并且从所述井开采经改质的烃。

46.  如权利要求45所述的方法，还包括在步骤d)过程中将催化剂引入所述井的步骤。

47.  如权利要求45或46所述的方法，还包括在步骤d)过程中将氢气引入所述井的步骤。

48.  如权利要求45-47中任一项所述的方法，其中，连续地重复步骤b)-f)。

49.  一种用于在重质烃储油层内在具有注入井和生产井的井组中开采和原位改质烃的方法，包括如下步骤：
a)将选定量的包含重质烃馏分的热注入流体引入至所述注入井以促进烃开采和原位改质，所述重质烃馏分选自页岩油、沥青、常压渣油、减压渣油或脱沥青油的任一种或组合；和，
b)从所述生产井开采烃；
c)使从所述生产井开采的烃经受分离工艺，其中重质馏分和轻质馏分被分离以生产页岩油、沥青、常压渣油、减压渣油和脱沥青油的任一种或组合；
d)在促进改质的温度和压力条件下将页岩油、沥青、常压渣油、减压渣油或脱沥青油馏分的任一种或组合作为热注入流体再引入所述井，并且重复步骤a)至d)。

50.  如权利要求49所述的方法，其中，所述重质烃储油层包括沥青，并且从所述生产井开采沥青。

51.  如权利要求49或50所述的方法，其中，所述注入井和生产井是水平井组。

52.  如权利要求49-51中任一项所述的方法，其中，在步骤d)中所述馏分是减压渣油馏分。

53.  如权利要求49-52中任一项所述的方法，其中，所述热注入流体包括稀释剂。

54.  如权利要求49-53中任一项所述的方法，其中，控制所述热注入流体的温度和压力以促进热裂解改质反应以及提供320±20℃的井底油槽温度。

55.  如权利要求50-54中任一项所述的方法，其中，控制所述热注入流体的温度和压力使得在所述储油层内大于30％的经开采的沥青被改质成更轻质的馏分。

56.  如权利要求49-55中任一项所述的方法，其中，控制所述热注入流体的温度和压力使得经开采的烃在25℃下具有小于500cP的粘度。

57.  如权利要求49-55中任一项所述的方法，其中，控制所述热注入流体 的温度和压力使得经开采的烃在25℃下具有小于250cP的粘度。

58.  如权利要求49-57中任一项所述的方法，还包括在将所述注入流体引入所述注入井之前将催化剂混入所述热注入流体的步骤。

59.  如权利要求49-58中任一项所述的方法，还包括在将所述注入流体引入所述注入井之前将氢气混入所述热注入流体的步骤。

60.  如权利要求59所述的方法，其中，控制所述热注入流体的温度和压力以促进加氢处理、加氢裂解或蒸汽裂解反应的任一种或组合。

61.  如权利要求59所述的方法，其中，将所述氢气与所述注入流体混合以提供用于所述加氢处理和加氢处理反应的过量氢气。

62.  如权利要求49-61中任一项所述的方法，其中，沿所述注入井的长度方向注入所述氢气。

63.  如权利要求62所述的方法，其中，大约1/3的所述氢气与所述热注入流体在地面处混合，并且大约2/3的所述氢气沿所述生产井的水平长度方向注入所述储油层。

64.  如权利要求59所述的方法，其中，通过可操作地配置于所述生产井的至少一个尾管从所述生产井注入所述氢气。

65.  如权利要求58-64中任一项所述的方法，其中，所述催化剂是纳米催化剂或超分散催化剂的任一种或组合。

66.  如权利要求65所述的方法，其中，所述纳米催化剂具有小于1微米的平均颗粒。

67.  如权利要求24所述的方法，其中，所述超分散催化剂具有小于120nm的平均粒径。

通过热流体注入原位改质
技术领域
本发明涉及一种用于综合采油和原位(在储油层中)改质重油和油砂沥青的系统、设备和方法。通过在促进烃改质的条件下将包括减压或常压渣油馏分或脱沥青油的热流体引入到生产井中，该系统、设备和方法能够提高重油在生产井中的采油率。所述方法可以进一步包括引入氢气和催化剂与所述热流体注入生产井一起进行以进一步促进烃改质反应。另外，本发明还涉及常规储油层中的高效产油方法。
背景技术
重油或沥青的原位采油方法通常用于储油层上覆盖层深度对于以经济方式使用的地表开采技术来说过大的情况。由于具有高粘性，重油或沥青不像轻质油那样容易流动。因此大部分沥青采油工艺包括降低沥青的粘度使得沥青更加容易流动以及能够从储油层流动到生产井。降低沥青的粘度可以通过提高沥青的温度和/或用溶剂稀释沥青来实现。
蒸汽辅助重力泄油(SAGD)
蒸汽辅助重力泄油(SAGD)是一种从地下储油层提取沥青的已知技术。在典型的SAGD工艺中，两个水平井(即底部井和顶部井)被基本上平行地钻出，并且在不同的深度彼此覆盖。底部井是生产井，通常恰好位于储油层之上。顶部井是注入井，通常位于生产井上方大约5～10米。蒸汽注入顶部井以在底层内形成蒸汽室，随着时间的推移，主要在垂直方向向储油层的顶部以及向生产井的底部形成蒸汽室。蒸汽使储油层内部沥青周围的温度升高，降低沥青的粘度并且使沥青和冷凝蒸汽在重力作用下流动进入更低位置的生产井。沥青和冷凝蒸汽从采油井或者流动或者泵入表面进行分离和深加工。在地面，分离后的沥青通常混合有稀释剂使得沥青和稀释剂能够容易地通过管道输送到炼油厂。在炼油厂，稀释剂被去除并且沥青经过不同的处理工艺进行分离、改质为有用的产品。主要地，沥青会经过真空蒸馏过程从沥青中分离残余物、重 质组分、轻质组分以用于不同的改质工艺。
SAGD一般是回收重油或沥青的非常有效的方法。然而，众所周知，SAGD存在高的成本和操作成本的缺点，尤其是涉及到在采油现场建造和操作蒸汽发生设备和采油系统。另外，SAGD还必须有大量的水，采油现场必须有水源或者水需要运输到采油现场。SAGD还需要大量的燃料来提高水的温度用来产生蒸汽。更进一步地，从回收水中生产高质量的蒸汽还需要在表面进行相当程度的调整(conditioning)以在将回收水再次转化为蒸汽之前清洁回收水。该调整通常要求与所生产的沥青混合的回收水必须首先与所生产的沥青分离，然后经过进一步的清洁以去除水中的任何残余污染物。经过这些清洁步骤后，回收水然后必须经过再加热以生产用于后来再引入到储油层中的高质量蒸汽。同样地，清洁和再加热步骤需要大量的额外能源以驱动清洁工艺以及再加热回收水使其转变为蒸汽。尽管上述工艺的一些能源可以通过热交换器回收，但是该工艺的低效率导致需要大量的能源输入到该系统中。
因此，虽然SAGD工艺是有效地，但是大规模的SAGD生产存在相当的环境成本，具体地，SAGD具有比其他形式的烃生产工艺更大的碳足迹。其结果是，有必要改进重油生产方法的效率，特别是改善从重油储油层生产重油的环境冲击。
垂直注入井/生产井
其它采油技术包括使用一种或多种垂直井作为将热量引入储油层的通道来促进烃流动。例如，单一垂直井可以利用循环蒸汽刺激法，包括蒸汽注入、浸透和生产这样的连续周期。同样地，可以利用二个或更多个相互接近的垂直井，在其中热量被引入到储油层的启动之后，一个或多个井被利用提供热量到储油层并且一个或多个井被利用作为产油井/生产井。
VAPEX
另一种众所周知的沥青或重油原位采油方法是气相萃取法(VAPEX)，包括注入气相溶剂(例如丙烷、乙烷、丁烷等)到上部注入井，溶剂在此冷凝并与沥青混合来降低沥青的粘度。沥青和溶解的溶剂随后在重力作用下流入更低的产油井，并由产油井被带到地面。
VAPEX通常被认为是一种比SAGD更加环境友好和更加具有商业可行性 的方法，因为VAPEX不需要大量的水和蒸汽发生装置，而这些是SAGD必须需要的。然而，气体溶剂通常需要输送到生产现场，并且需要冗长的启动间隔，因此该方法需要比蒸汽法更长的气态溶剂蒸汽室。
另外，VAPEX是在正常储油层温度下进行的非热过程，因此对于促进改质反应过程不是有效的。
因此，VAPEX方法的广泛使用也存在显著的限制。
催化改质
为了改质和开采重油和沥青，某些方法可以结合使用加氢裂化催化剂来协助采油/改质工艺。然而，加氢裂化催化剂颗粒在水存在的条件下分散不好，因为催化剂矿物质倾向于优先移动到水相，因此，对于烃化合物反应不太适用。另外，由于水的较低粘度，所以水对于将分散的颗粒输送通过底层具有有限的能力。因此，当蒸汽和水都没有催化剂中毒时，SAGD室中的分散颗粒仍然被冷凝水和蒸汽控制，这被认为具有重大的技术挑战。
此外，在温度低于150℃时，对于催化剂颗粒和气体例如氢气的有效混合，沥青或者减压渣油的粘度通常被认为是过高的。换句话说，在高粘度的沥青中，反应时间是较慢的，这因为由于相对低能量水平而导致的在动力学最大值上的传质限制。
提高的采油率
除了重油储油层，其他类型的储油层包括具有过去的峰值产量和碳酸盐地层的常规储油层继续被研究以获得新型或提高的采油率(EOR)技术。在具有降低生产率的常规储油层中，仍然需要促进采油率和/或降低此类储油层衰减速率的成本有效的方法。此外，从不同碳酸盐地层生产烃的技术持续被关注，这是因为石油公司寻求开发这些类型的储油层。由此，新型的EOR技术深受关注。
现有技术
现有技术中存在很多石油开采技术的实例。例如，已经提出了利用蒸汽和溶剂注入进行开采的技术。美国专利公开号2005/0211434教导了一种SAGD开采工艺，其使用较高成本的生产启动阶段和较低成本的后续生产阶段，在启动阶段，蒸汽和重质烃溶剂被注入到储油层中，在后续生产阶段，注入轻质烃 溶剂以辅助提高沥青的流动性能。
美国专利U.S.Patent 4,444,261教导了一种改进在石油开采过程(其中垂直生产井与垂直注入井相互隔离)中蒸汽驱动过程的波及系数的工艺。在这种技术中，蒸汽通过注入井被导入地层中，直到蒸汽流动发生或者地层的上部空间出来蒸汽区域。接下来，高分子量的烃化合物作为导入流体在高温下(500-1000°F)被注入到蒸汽区域，并且待其冷凝直至其在蒸汽区域形成固定的块状物。一旦块状物形成，即恢复蒸汽注入，块状物引导蒸汽通过较低的块状物至较低的蒸汽区域，由此使较低位置的石油能够流动。在另一个实施例中，美国专利号6,662,872教导将SAGD类型开采系统中的蒸汽和抽真空过程相结合。
由于改质通常被用于在开采之后的沥青或重质油，所以几种技术提出了原位改质的概念，由此重质油的粘度永远地在降低，并且其API比重在石油被生产时是增加的。例如，美国专利号6,412,557教导了一种在地下储油层中原位改质沥青的工艺(改质催化剂被固定在下部井底)以及原位燃烧工艺，该原位燃烧工艺被用于提供热量以促进完全改质工艺。
在另外的实施例中，美国专利号7,363,973公开了一种使用溶剂蒸汽在SAGD操作中刺激重油生产的方法(其中可能涉及原位改质)，美国专利公开号2008/0017372公开了一种利用C3+(尤其是C3-C10)溶剂在SAGD类型采油体系中进行原位开采重油和沥青的方法。考虑到溶剂与沥青的接触，改质过程是必然发生的。
更进一步的实施例是美国专利公开号2006/0175053描述了一种改善原油开采的方法。该方法利用隔热管输送热流体到容易提取的地层。热流体可能包括石蜡和沥青质。
因此，虽然继续开发不同的技术以改进SAGD和VAPEX的常规方法，但仍然需要改进原位开采方法，其中大量水或气态溶剂不需要被运输到生产区，也不需要在储油层存在大量蒸汽和水。此外，更经济、有效的且能够开采更高比例石油的改质技术的改进形式通常是需要的。
再者，同样还需要用于常规储油层和碳酸盐地层的改进的EOR和采油技术。
发明内容
根据本发明，提供了用于在含烃地层内原位改质烃的系统和方法。
在第一方面，提供了一种在重烃储油层内在具有注入井和生产井的井组中开采和原位改质烃的方法，该方法包括如下步骤：a)将选定量的包含重质烃馏分的热注入流体注入到所述注入井以促进烃开采和原位改质；以及b)从生产井开采烃。
在另一实施方式中，所述重质烃选自页岩油、沥青、常压渣油、减压渣油、或脱沥青油的任一种或组合。
在进一步的实施方式中，由所述生产井开采的烃经分离工艺，其中，重质馏分和轻质馏分被分离，并且重质馏分包括残余馏分。
在另一实施方式中，在引入所述注入井之前，来自分离工艺的残余馏分与所述注入流体混合。
在另一实施方式中，该方法进一步包括在将所述注入流体引入到所述注入井之前将补充的重质烃与所述注入流体混合，并且其中控制所述注入流体的温度和压力以促进井底改质反应。
在另一个实施方式中，所述注入流体包括稀释液。
在进一步的实施方式中，控制所述注入流体的温度和压力以促进热裂解改质反应。
在更进一步的实施方式中，控制所述注入流体的温度以提供320±20℃的井底油槽温度和/或24～2400小时的注入流体在井底停留时间。
在另一实施方式中，控制所述注入流体的温度和压力使得大于30％经开采的沥青的残余重质烃被改质为轻质馏分。
在另一实施方式中，控制所述注入流体的温度和压力使得经开采的烃在25℃下具有小于500cP的粘度。
在另一实施方式中，经开采的烃在25℃下具有小于250cP的粘度。
在又一实施方式中，在步骤a)之前，将蒸汽注入到水平井组以引发注入井与生产井之间的连接和井底反应室的形成。
在另一实施方式中，在步骤a)之前，用重质烃流体逐渐取代所述蒸汽，所述重质烃流体包括重油、页岩油、沥青、常压渣油、减压渣油或脱沥青油的 任一种或组合。
在另一实施方式中，所述方法包括在将所述注入流体引入所述注入井之前将催化剂与所述注入流体混合的步骤。
在另一实施方式中，所述方法包括在将所述注入流体引入所述注入井之前将氢气与所述注入流体混合的步骤。
在另一实施方式中，控制所述注入流体的温度和压力以促进加氢处理、加氢裂化或蒸汽裂化反应的任一种或组合。
在另一实施方式中，将所述氢气与所述注入流体混合，从而为加氢处理和加氢裂化反应提供过量的氢气。
在另一实施方式中，所述氢气沿所述注入井的长度方向注入。
在另一实施方式中，大约1/3的氢气与所述注入流体在地面混合，大约2/3的氢气沿所述生产井的水平长度方向注入到所述储层。
在另一实施方式中，所述氢气通过可操作地配置于所述生产井的至少一个尾管从生产井注入。
在各实施方式中，所述催化剂为纳米催化剂或超分散催化剂中的任一种或组合，其中，所述纳米催化剂可以具有尺寸小于1微米和/或直径小于120nm的颗粒。
在另一实施方式中，多个邻近相互连接的井组被配置为单一井场，其中相互连接的井组之一是改质井组，并且其中由各井开采的重质烃流体与改质井组的注入流体混合。
在另一实施方式中，所述重质烃流体包括重油、页岩油、沥青、常压渣油、减压渣油或脱沥青油的任一种或组合。
在另一实施方式中，所述注入井和所述生产井具有纵向重叠的水平部分，并且所述注入井是在所述注入井和所述生产井的下部。
在更进一步的实施方式中，所述注入井和所述生产井具有纵向重叠的水平部分，并且所述注入井是所述注入井和所述生产井的上部。
在另一方面，本发明提供一种在从重质烃地层开采烃期间改质重质烃的方法，包括如下步骤：a)将注入井和生产井钻入重质烃地层；b)通过将热流体注入所述注入井以促进烃移动至所述生产井，在重质烃地层内建立烃移动室； c)将重质烃从所述生产井开采到至表面；d)将来自步骤c)的经开采的烃经受分离工艺以形成轻质烃馏分和重质残余烃馏分；e)在用于所述烃移动室中促进烃改质反应的温度和压力下引入部分或所有所述重质残余烃馏分；以及f)从所述生产井开采共混合的和改质的烃。
在另一实施方式中，来自所述分离的重质残余馏分的一部分被用作燃料以产生加热用于改质反应的注入流体的热量。
在另一实施方式中，所述方法进一步包括将部分轻质烃用于另外的商业化分离工艺。
在另一个实施方式中，步骤e)包括将催化剂引入所述注入井以在所述注入井和所述烃流动室内促进催化改质；和/或步骤e)进一步包括将氢气引入所述注入井以在所述烃流动室内促进改质反应。
在另一实施方式中，本发明提供一种在重质烃地层内开采和原位改质重质烃的系统，包括：注入井；生产井，所述注入井和所述生产井可操作地连接于用于将从所述生产井开采的流体分离为重质馏分和轻质馏分的烃蒸馏塔；以及混合且热的流体注入系统，可操作地与蒸馏塔连接，其用于从蒸馏塔中回收重质烃馏分以及用于将所述重质烃馏分与注入到所述注入井的另外注入流体混合。
在另一实施方式中，所述系统进一步包括可操作地与所述生产井连接的气/液分离系统，其用于分离从所述生产井开采的气体和液体以及用于将分离后的液体输送到所述蒸馏塔；和/或可操作地与所述混合且热的流体注入系统连接的催化剂注入系统，用于将催化剂引入所述混合且热的流体注入系统；和/或可操作地与所述混合且热的流体注入系统连接的氢气注入系统，用于将氢气引入所述混合且热的流体注入系统；和/或可操作地与所述混合且热的流体注入系统连接的稀释剂注入系统，用于将稀释剂引入所述混合且热的流体注入系统；和/或至少一个另外的注入井和生产井，其可操作地与所述蒸馏塔连接，用于将另外的重质烃从所述至少一个另外的生产井引入所述蒸馏塔。
在更进一步的方面中，本发明提供一种在从重质烃地层开采重质烃期间改质重质烃的方法，包括如下步骤：a)将注入井和生产井钻入到所述重质烃地层；b)通过将热流体引入所述注入井以促进烃移动至所述生产井，在所述重 质烃地层内建立烃流动室；c)将重质烃从生产井开采到地面；d)使来自步骤c)的开采烃经受溶剂沥青分离工艺以形成脱沥青油和柏油沥青(asphaltic pitch)；e)在用于促进所述烃流动室中烃改质反应的温度和压力下将来自于步骤d)的脱沥青油引入到所述注入井；以及f)从所述生产井开采共混的且改质的烃。
在另一个实施方式中，部分柏油沥青被用作燃料以生产加热用于改质反应的注入流体的热量。
在又一实施方式中，所述方法进一步包括将部分轻质烃用于另外的商业化分离工艺。
在又一实施方式中，本发明提供在重质烃地层内开采和原位改质重质烃的系统，包括：注入井；生产井，其中所述注入井和所述生产井可操作地连接到溶剂脱沥青系统，其用于回收用于与注入所述注入井中的另外注入流体混合的脱沥青油馏分。
在又一实施方式中，本发明提供一种在从重质烃地层开采烃过程中改质重质烃的方法，包括如下步骤：a)将井钻入所述重质烃地层；b)将热流体注入到井中以在重质烃地层建立烃流动室来促进烃在井中的流动；c)将重质烃从生产井开采到地面以及在加热罐中实现重质烃的原始储存；d)在促进烃化合物改质反应的温度和压力下将重质烃从加热罐导入到烃流动室；e)密封将保持井内压力足够长时间来促进烃化合物改质反应；和，f)在有效反应时间过后，释放井压并从井中开采改质烃化合物。
在另一个实施方式中，本发明在步骤d)中提供将催化剂引入井中的步骤；和/或在步骤d)中提供将氢气引入井中的步骤。
在另一个实施方式中，本发明提供一种在重质烃储油层内在具有注入井和生产井的井组中开采和原位改质烃化合物的方法，包括：(a)将选定量的包含重质烃馏分的热注入流体引入到所述注入井以促进烃开采和原位改质，所述重质烃馏分选自页岩油、沥青、常压渣油、减压渣油或脱沥青油的任一种或组合；(b)从生产井开采烃；(c)将从生产井开采的烃经过分离工艺，其中，重质馏分和轻质馏分分离以生产页岩油、沥青、常压渣油、减压渣油和脱沥青油的任一种或组合；和(d)在促进改质的温度和压力条件下将页岩油、沥青、常 压渣油、减压渣油或脱沥青油馏分的任一种或组合作为热注入流体再引入所述井，并且重复步骤a)至d)。
附图说明
参考附图详细描述本发明如下，其中：
图1为根据本发明第一实施方式的渣油辅助的原位改质(RAISUP)工艺的示意图；
图2为本发明第二实施方式的渣油辅助的原位催化改质工艺的示意图；
图2A为使用多井组的RAISUP工艺的平面示意图；
图2B为将一个或多个垂直井作为注入井/采油井的各种RAISUP工艺的截面示意图；
图3为根据本发明的一个实施方式的开采室的示意图；
图4为根据本发明的一个实施方式的改质井和开采室中的典型温度梯度示意图；
图5为根据本发明的另一个实施方式的成改质井组的地面设施的示意图；
图6为根据本发明的另一实施方式利用脱沥青油用于改质井组的地面设施的示意图；
图7为根据本发明的改质区的示意图；
图8为根据本明的另一个实施方式利用蒸汽吹入的方法。
具体实施方式
概述
根据本发明以及附图说明，描述了烃开采操作过程中原位改质的系统、设备和方法。特别地，该方法能够在生产井腔室将重质油和沥青改质，并且利用热注入流体形成腔室。在第一实施方式中，所述热注入流体包括渣油馏分。在第二实施方式中，所述注入流体包括脱沥青油。在上述两实施方式中，氢气和催化剂可与热残余物或脱沥青油同时注入以促进重质油和沥青的改质和开采。
根据本发明以及说明书的上下文内容，提供本文中所使用术语的一般定义。额外的重质烃通常被定义为馏出温度在500℃(常压下)以上的那些烃馏分或者具有API比重小于10(大于1000kg/m³)。重质烃在温度350℃-500℃被蒸馏或者具有API比重10-22.3(920-1000kg/m³)。中间烃在温度200℃-350℃ 被蒸馏出来并且通常具有API比重22.3API-31.1API(870-920kg/m³)。轻质烃被定义为具有API比重高于31.1API(小于870kg/m³)和在低于200℃下被蒸馏出。
残余馏分是蒸馏温度高于540℃的馏分。脱沥青油(DAO)馏分是脱沥青单元(DAU)从沥青中分离的柏油的粗馏分。
残余物辅助的改质工艺(RAISUP)
在第一实施例中，如图1所示，本发明提供一种在具有改质井组13的原位改质室12中的用于残余物辅助的改质系统(RAISUP)。根据该实施方式，改质井组中的一个井是注入井16，另一个井是生产井18。井组可以是水平地、垂直地或倾斜地，并且可能包括如图2b所示的相结合的井。为了描述的目的，已经描述了水平井组，尽管其它井组的组合也是可以理解的。首先，热流体或蒸汽被注入到注入井，使得室12在注入点16a处及其周围长大。生产井18用来收集开采的流体，从该生产井开采的流体流出或被泵到地面。在地面，开采的流体流入常压和/或减压蒸馏塔20，在减压蒸馏塔中重油按照重量分离成各种馏分，在蒸馏塔底留下重质减压或常压渣油馏分20a(“渣油馏分”)，并且在蒸馏塔的更高水平处，更轻质油馏分20b、被开采气体20c和被开采的沥青20d(如果被利用的话)。
根据本发明，被注入到注入井的热流体包括来自蒸馏塔的渣油馏分20a，来自其他来源的额外沥青20e和/或稀释剂20f和/或包括蒸汽的其他热流体。重要的是，注入渣油馏分促进在地层中发生原位热裂解/改质反应。另外，渣油馏分的注入影响了改质反应的总效率，因为重油馏分是在加热促进的改质反应中最容易发生反应的。
重要的是，热渣油馏分的“再注入”到注入井也是将热量引入室12内的有效来源。更进一步地，由于残余组分是从原位蒸馏塔20中开采出来，渣油馏分20a可能在地面的其他位置形成，包括从其它井泵至所述位置或者包括如图2A和2B所示的接近或在井附近设置的处理中心。
因此，在优选的实施方式中，热残余组分在蒸馏塔20中生成并且在350±20℃被再注入到注入井，由此能够提供平均储油槽温度为320±20℃。重要地是，作为被注入的热残余组分的温度因此通常比蒸汽高，热残余组分将形成腔 室来实现在启动操作时更迅速地膨胀和/或更迅速地维持稳定状态的尺寸。
另外，大约320±20℃的油槽温度促进了在注入井中和储油层中沥青的原位热改质，其通过提高沥青的温度到改质反应能够发生的温度(例如热裂解)，以及降低沥青的粘度以促进沥青在储油层中的整体流动性。
在稳定状态下，被注入的残余组分的保留时间可能在大约24-2400(通常上限为500)小时之间，具体取决于腔室的尺寸和现有技术中多孔介质的渗透性。被开采的沥青将会部分地但是显著地被改质来生产具有典型粘度小于300cPoises@60°F和重力比重为14-15API(在相同条件下被开采沥青的典型API重力比重仅为8-10)的重油产品。在典型的条件下，保留时间为24-48小时将会产生超过30％的被开采的沥青被改质。
根据本发明，更进一步的热残余注入的优点是经开采的油在比蒸汽注入更高的温度和包含更少的水。因此，注入的热残余组分能够有效地排除注入到储油层中的水分，储油层中唯一的水即为原生水。结果是，水处理过程和/或水处理费用将被忽略或者显著地降低。
然而，在启动期间，蒸汽能够被注入到注入井来在启动状态下开始形成腔室，在此情况下，蒸汽会随着时间渐渐地被热残余组分取代。因此，在启动期间，水处理过程和开采过程有可能是必需地。然而，应当注意的是，在该步骤中所使用的蒸汽能够被来自储油罐的热油代替，并且在井内实现热油的再循环直到实现各井之间连通。基于一系列井的特异性和这些井的经济成本，可以选择蒸汽和/或热油来实现连通。
任选其一地，热油(沥青、脱沥青油、减压汽油等)能够在启动状态下被注入，并且如果在经济条件允许的情况下用来在开始状态下形成腔室。
应当注意的是，使用热残余组分来形成腔室通常会导致腔室在水平方向更大的生长而不是在垂直方向更大的生长，因为重质油成分的水平渗透性大于垂直方向的渗透性。重要地是，更横向膨胀的腔室可能导致比SAGD工艺的典型垂直井更完全地开采，因为更大的水平膨胀会导致开采室更大的总体积。
残余组分辅助的原位催化改质工艺(RAISCUP)
根据本发明的另一个实施方式以及附图2-8，描述了一种烃开采工艺中残余组分辅助的原位催化改质工艺(RAISCUP)的系统和方法。特别是，该方 法能够较好地在具有井组的生产井孔道和生产腔室内进行重质油和沥青的催化辅助的改质。
如图2所示，在本实施例中，催化剂30和氢气28被注入到注入井中来进一步促进包括加氢处理和加氢裂化反应的改质反应，除了热裂解反应之外。如图1所示，该系统包括由注入井16和生产井18组成的改质井组13，其中注入井作为注入流体38的进入点，并且生产井收集流动或被泵到地表面的开采流体44。下面详细说明，井组中的任何一个井都可能作为注入井。然而，为了说明在具有一个或多个水平井的情况，图2-5示出了作为注入井16的顶部井和生产井18的底部井。
在一个实施方式中，该系统被设计为一个井场50服务的多个水平井组，其中相邻的井组(50a、50b、50c、50d)被用来进行改质反应(如图2A所示)。例如，相邻井组(50b、50c、50d)所开采的沥青可以在井组50a中进行改质反应，其中从相邻井组所开采的所有沥青(大约500-1000桶/每天/每口井)能够在一个改质井中更有效地被改质。
在如图2所示的实施方式中，被注入流体38优选包括氢气28、蒸馏塔回收的残余馏分20a、其他沥青20e、稀释剂20f(可选地)和催化剂30。需要指出的是，其他沥青20e可以包括从周围井组和/或其他来源开采的沥青。
首先，在启动期间通常10-15％稀释剂(冷凝物)20f(如图1)可以被加入热沥青来辅助在启动期间注入到井中的沥青的运输和流动性，具体详细说明如下。一旦改质井组在原位改质操作后经历稳定状态，沥青便能够被从循环工艺中分离并且不会再有沥青被注入到储油层以及替代使用蒸馏塔中的残余馏分。
在稳定状态工艺，引入的沥青20e和稀释剂20f将与热残余组分20a以及补充的氢气28和补充的催化剂30一起混合，以及在将氢气和燃气32注入到改质井组之前与氢气和燃气32一起混合。经开采的流体44经过适当地气体/流体分离工艺以回收用于再注入的部分氢气。
催化剂优选为纳米催化剂或者超细分散催化剂，如美国专利7,897,537中所描述的。催化剂可以通过将催化剂前体输送至现场在现场进行生产，也可以将预先制备的催化剂输送至现场。氢气可以起始装船输送至现场，并且用小单 元(如氢气发生器)进行生产，因为氢气压力以及氢气消耗量比在传统的地面改质反应中所通常需要的压力和消耗量要更少，并且在生产开始后，如上所述，溶解在产物油中的未反应的氢气被开采到地表面，能够从蒸馏和气/液分离单元32进行回收。
在其中注入流体38在改质区平均的保留时间为大于150小时的情况中，超过45％的重质油馏分能够被转化为14-16°API的改质油。在足够的保留时间后，从生产井18开采的流体44被引入到塔20进行分离。轻质馏分油产物20b被分离，并且残余的催化剂、残余馏分从减压/常压残余物中被分离出来，以用于回收和循环催化剂颗粒，使得改质油32具有大于20°API。经开采的流体44包括剩余氢气、具有14-16°API的改质油、未转化的沥青和常压/减压残余组分、其它生产的气体(来自于原生水的CH₄、H₂S和H₂O)和未保留在改质区的催化剂。
在地表面，过量的氢气和其他气体32被分离并循环利用。剩余的被开采流体44被运输到蒸馏塔20用于减压/常压残余组分和催化剂回收。通常地，优选改质区40保留一定比例的催化剂颗粒，因为这将使催化剂回收的范围最小化，并且减少正在进行的催化剂注入的量，由此降低催化剂成本。在蒸馏塔中，如果有需要的话，稀释剂24可以被回收和再循环到相邻地或其他的井组。从残余组分衍生的改质油34被运输到市场。回收的催化剂和残余馏分20a被返回到改质井组。
催化剂通常被保留在储油层直到其出现在被开采的流体中，并且在稳定状态的浓度低于被注入的浓度状态。稳定状态的催化剂将会带到地表面。由于催化剂比最重的开采油分子量更重(密度)，因此其通常会留在蒸馏残渣中。常规的夹带颗粒和/或携带不太可能实现，因为蒸馏塔被设计为防止夹带和携带。然而，过滤器通常将蒸馏塔底部的下游产品引入以获得残余组分(任选地为沙或凝聚颗粒，其包括被带到地表面上的催化剂)中的大颗粒。此外，还应当注意的是，减压蒸馏塔中最重的馏分通常不会携带蒸馏过程最终产物的较轻质的含碳化合物(微焦炭颗粒)，其最终夹带于蒸馏塔中，这表明这些塔具有较好的颗粒分离效果。此外，注入井中的催化剂浓度将是低的(在残余组分小于1000ppm(＜0.1％重量))，并且在所生产的流体中显著更低；典型的标准BWS (底部水分和沉积物)例如特定为0.5wt％。
即，通过催化剂颗粒保留馏分中并循环至储油层，以最低的成本从改质的生产油中有效地分离催化剂颗粒。因此，来自于蒸馏塔的轻质油通常容易被输送而不含有催化剂颗粒。另外，再注入的残余物馏分将最终充分被转化为轻质馏分，如果需要的话，未改质的最重组分将会最终被剩余在储油层中。
更进一步地，沥青包括可能在改质区40经过重复循环的脱氢过程和加氢过程的环烷烃分子。因此，环烷烃分子可能对于氢到更大分子的残余物分子的再分布有贡献，因此有利于提高渣油按照下列的化学方程式转化的转化率：

                       化学式1
改质室和开采室
RAISCUP过程同样能够导致从地层中的改质井组开采沥青。如图2、3、4所示，改质室/开采室12通常包括二个区域，即改质区40和开采区42。改质区通常为井间区域50，通过该区域使注入流体流动。该区域通常由改质反应产生的热量保持在大约350℃。
在改质区域之上是开采区域。如图3所示，改质区域40产生的热量通过热传导被输送，并且加热沥青的周围，减少沥青的粘度。由改质反应产生的非常热的烃蒸汽和稀释剂的补充和地面的蒸馏产物循环，如果需要的话，升入到开采区，通过热对流进行额外的热传递。热的烃蒸汽溶解到底层沥青中并且进一步降低底层沥青的粘度。重力液体产物，由上升气体52移动产生的，包括氢气、烃蒸汽、水蒸汽和其他气体，通过生产井使沥青54移动并开采。该过程通过相邻井以及从改质井开采和改质沥青导致沥青产物改质。在改质井组中，优选无蒸汽的注入，但是氢气除外。因此，沥青通过蒸汽抽提、重力液体产物和气体移动随着更低贡献的回收(相对于SAGD)的蒸汽从原生水中被开采出来。
启动
为了启动RAISUP或RAISCUP过程，在一个实施例中需要钻出二个水平 井，垂直间隔大约5m外，具有最优化的水平长度设置。更长的长度通常会增加沥青和改质残余物的日产率。在350℃的温度下，达到1000桶(～160m³)每天/每100m的井长可以被注入包括50％沥青和50％的残余物。例如，5000桶每天的沥青可以流动通过1000m长度的改质井组，产生足够的改质沥青的能力来生产3-4个相邻的SAGD井组，每个能生产500-1000桶/天，还包括回收的残余组分。
如上所述，井被任选地/优选地通过井内的再循环蒸汽或热油被预加热。正如所知，在蒸汽预加热过程中，其通常需要4个月来建立热流体在井之间的流动，所述井的井区50能够达到大约160℃的温度。任选地如上所述的蒸汽注入，较低粘度的油(减压汽油，VGO)在大约300℃能够在井的内部再循环来井之间的热流体流动，所述井的井区50能够达到大约160℃的温度。如上所述，该过程能够省略蒸汽和水处理工艺的使用，然而其还需要相应的启动VGO的储存功能。因此，取决于下一阶段的进行的VGO的用途(或不用)，比被加热的井孔容积更高的容量是必要的。
在预热阶段以后，350℃的低粘度油(例如，常压残余组分或预加热过程中使用的VGO)被注入并循环用于注入井的顶端以及生产井的底端。被注入的油是氢气饱和的且具有纳米催化剂用来防止其结焦。当井中的井区温度达到大约250℃时，沥青被注入来代替低粘度油。该过程的目的是为了加热井区区域以达到能够实现改质过程的温度350℃。
与此同时，注入流体中氢气的容量被渐渐的增加直到达到有效进行改质反应的过饱和状态，由于气体的占用增加井组内和井区空间内的馏分体积。
注入压力通常在2000-3500kPa(-300-500psi)的压力范围条件下进行来保证低于地层碎裂压力和保证气体在大部分油渣储油层中的密封。很明显，更深储油层的注入需要更高的压力条件，并且能够更加促进本发明的原位改质过程。
稳定状态操作
一旦井区温度达到350℃，就开始注入包含氢气和加氢裂化催化剂的沥青和减压渣油。
地面上的加氢裂化催化剂通常在较高的残余物转化速率时进行操作，高达 90％，并且每立方米残余物消耗200-250标准m³的氢气，在入口入氢气的浓度在超过大约3倍的消耗率(～每立方米残余物消耗650标准m³的氢气)。改质条件为50％的残余物转化、每立方米残余物需要40-60标准m³的氢气消耗量。注入氢气通常也为消耗速率的3倍，或者每立方米沥青消耗150标准m³的氢气。本发明过程中的氢气注入能够与催化剂和残余物一起立即注入，或者分为二部分，其中总注入物中1/3为残余物和2/3从产物井的顶部所附的尾管鼓泡来增加改质区所包含的氢气泡沫。
在理想情况下，氢气分压被保持在高于2500kPa(360psi)来促进反应动力学。如上所述的过量的氢气是为了保证注入井、改质区域和产物流体内具有足够的氢气分压。
在350℃和3450kPa的注入条件下，气体容量以大约15倍于标准条件被减少。另外，5-10％被注入的氢气体积将会溶解在油中。因而，假设混合物将会以气液分散混合物(例如泡沫状态)的状态流动或者泡沫集团的状态流动，而馏分中保留住的气体将与流动的油组分相同。因此，注入井中气体占用的组分体积约为50％甚至更低。
在改质区域，大约1/3的被注入的氢气被消耗。其他气体通过不同的物质(尤其是：甲烷、减压油、来自于原生水的蒸汽和硫化氢)产生。因此，组分气体体积能被设计用来通过改质区域增加。井内改质区域的组分气体体积将高于25％。
产物井的气液比通常设计为与注入井的条件相同。
在SAGD过程中，改质和开采室12的形状更优选为椭圆型而不是圆锥型。假设地层中的垂直渗透性通常是水平渗透性0.2-0.5倍，改质井内井的横向尺寸通常比垂直内井的距离大。控制腔室的形状和生长速率的因素可能用数学和物理模型进行评估。
井腔里的停留时间优选为每个大约1小时，但要取决于注入沥青的流速。然而，在内井区域的停留时间将取决于包括如下因素：
a.孔隙率(通常为大约30％)；
b.液体的体积分数(通常为大约75％)；
c.注入液体的横向位移(通常为大约5-10m在每个方向)；和
d.注入沥青和常压渣油的流速。
井间反应区域内的停留时间将大约是50-500小时(通常)，相等或超过现有技术中美国专利7,897,537中加氢裂化催化剂的反应动力学要求。
在反应室中，注入速率通常为恒定体积速率，而生产通常在反应室设定恒定的压力。通常情况下，液体生产速率高于注入速率，因为氢气添加和改质底层的改质产物增加而导致的油体积膨胀。
在井内会发生一些改质反应，但是大部分发生在改质区。氢气加成改质是放热过程并且通常会增加反应区内油的温度大约40℃。该放热过程更多地是补充局部热量损失并且维持改质区在改质温度下。加氢裂化反应的热量范围在42-50KJ/摩尔氢气，并且也是放热的。
改质区在350℃将会随着时间到周围的沥青进行热传导，降低周围沥青的粘度和使沥青能够移动。一部分周围的沥青，尤其是腔室以上的沥青，将会由于重力作用通过改质区流动到产物井，以及将会被提升的氢气和产物气体所取代。因此，开采区域的尺寸将会随着开采物的增加而增大。
重要的是，在催化改质过程中，增加室和改质反应温度会导致更大比例的重质分子量的产物，否则常规的SAGD方法进行的开采过程中粘附在地层的沙粒上的这些产物会在开采过程中移动。
改质将会产生轻油组分，该组分将会由氢气和产物气体提升到改质区以上。这些非常热的烃蒸汽将会形成溶剂和更加降低沥青的粘度，除此之外还会产生热效应。大量的烃蒸汽将会通过蒸馏塔的不断循环蒸馏而获得。
增加的开采量和腔室的生长将会被蒸汽的抽提、重量滴落以及气体位移所驱动。热量损失和烃蒸汽的获得是二个驱动开采量增加的因素。众所周知的现有技术中，来自改质区的沥青开采的典型评估是50桶每天每100m井长。
与典型的SAGD热量损失相比，热量损失是相当地少，这是因为：
a.烃的潜热比蒸汽的小；另外，大部分的传热将会通过热传导，而热传导与对流传热相比效率更低；
b.改质区域以上的蒸汽室将有轻气体(例如H₂、CH₄)以及来自改质区和负载区之间的绝缘层的冷凝水；以及
c.蒸汽腔的尺寸和热量传递的表面积将会比通常的SAGD系统要小。
此外，产物液体中的气体将会产生气体提升，并且没有水被注入以及没有形成典型的SAGD室。在改质或在被中断的改质过程中，改质井组中的沥青将会通过SAGD(如果实现)被开采，由于存在通过水平井组和板级蒸汽发电能力(如果实现)。
可选择地，改质井组的位置可以在邻近的不被其他方式利用或开采的薄沥青区域。
质量平衡考虑
考虑到如上所述的典型的操作情况下的质量平衡系统，减压残余物被注入并通过反应区域的内井，以比典型的SAGD过程蒸汽流动的速率大超过10倍速率流动。然而，缺少冷凝蒸汽意味着液体流速仅为SAGD过程的2.5倍。
氢气以三倍过量所要求的程度被注入，以保证有效地进行氢气反应动力学的氢气分压(2600KPa)。氢气的引入渐渐的减少到氢气浓度和体积为1/3。过量的氢气条件和弥补氢气损耗的其他气体产物以及保持部分气体体系在大约90％。
被注入的催化剂随着被注入的油一起流动。一些催化剂颗粒将会在改质区域的沙子处堆积，而另一部分将随着产物流体排出。
蒸汽抽取法使沥青移动，热量损失和气体位移流随着重力的作用流动。氢气、轻质烃蒸汽和其他气体(CH₄、H₂S和来自于原生水的蒸汽)提升到开采区。
液体产物由改质沥青和减压残余物组成，加氢膨胀及回收的沥青。因此，液体产物的产量比液体注入量大。
能量平衡考虑
由于地面加工，热量需要加热沥青到320℃，并且在320℃操作蒸馏塔和传输残余产物(如图5所示)。热交换是通过用冷流体(例如引入的沥青)来冷却热流体(例如将要被送到市场的改质油)来最大限度的实现能量效率。更进一步，地面能量需求包括：
a.操作循环气体压缩机和重建循环气体压力和流动的能量；
b.氢气生产和气体处理的能量；
c.有需要的话，压缩被导入的氢气到所需压力的能量；和
d.注入井内的热量损失。
热量供应包括沥青和从改质区域循环来的300℃的常压残余物。循环流体中包含的一小部分热量由于地层的传导和对流(轻质油组分的雾化效应)被损耗。这些热量损失使周围的沥青加热以及驱动沥青的开采。更进一步地，反应区域的改质反应产生热量弥补了热量损失和保持反应区域在所需要的280-320℃。
原位热量需求包括保持改质区域在280-320℃；轻质油组分的雾化；加热多孔媒介和沥青以使其流动；加热被开采的沥青到改质温度；以及使冷凝水汽化。
温度分布考虑
图4表示了RAISUP和RAISCUP的温度分布考虑情况。周围地层56具有从最接近地表面温度的10℃到接近开采区域的沥青流动温度(100℃)的温度梯度。开采区域42的温度范围从沥青流动温度到300℃。改质区域40通常维持在280℃-320℃。发热反应从反应区产生热量和温度增加。温度由于开采区域的较冷沥青流而被降低。
注入井16的进口温度即为被注入液体的温度，例如，大约300℃。生产井18的出口温度即为产物流体的温度，例如，大约280℃。
地面工艺及设备
图5是本发明可能的地面设备的设计示意图。如图所示，二个井组包括如图2A的设计。第一井13a是典型的SAGD井组，其用来使蒸汽通过蒸汽设备60注入。第二井13b设置为RAISCUP工艺。流体从第一井通过流体与第二井连通。
产物井的大部分气体蒸汽，大部分为过剩的氢气，其通过再循环32使净化气体蒸汽60输送到气体处理工艺62。净化气体蒸汽60用来在循环气体过程中控制产物气体组分(例如C₁-C₄气体、H₂S、CO-CO₂)的收集。水可能需要通过之前的再压缩被除去。
液体被输送到分裂蒸馏塔20。具有高于20°API的改质油34被输送到市场34a。稀释剂34b、64可能被添加到改质油中。
任选地或额外地，蒸馏产物/稀释剂蒸汽64可以被单独回收和循环到改质 井组以提高气提过程所获得的烃气体的产量和控制沥青开采的程度。另外，蒸馏产物/稀释剂可能被回收用于销售64a。
蒸馏塔20同时产出在改质井中未反应的残余物26和未停留在改质井中的回收催化剂。残余物26通过残余物调节工艺26a被循环到改质井组。
来自相邻的SAGD井组13a沥青22与混合了氢气28和催化剂30的残余物26混合。组合物蒸汽被加入到循环气32，并且注入到改质井组13b。
热交换器可能被用在预热注入的沥青22和稀释剂24并且将其与改质油34输送到市场。
循环气体压缩机68是在循环气体过程中提供所需压力和流速所必须地。也可能需要用来提供氢气的压缩机28a。
过程控制元件和沥青注入的改进速率
沥青的注入速率决定改质容量，也决定了额外加入到地层中的热能的速率。热能来自在350℃下被注入的沥青残余物所产生的热损失，也来自原位加氢裂化反应所产生的热量。其变化也决定了溶剂萃取所产生的轻质油组分的速率。因此，其变化控制：
a.改质油的生产速率；
b.开采量增加的速率；和
c.反应室的生长速率。
注入和开采的位置
启动配置是从顶部井注入和从底部井产出。然而，这样的配置可以被反向和循环控制：
a.反应室的温度分布；
b.催化剂分配；
c.反应室的形状；和
d.增加的开采速率。
顶部注入井和底部产物井
启动之后，井组的常规配置是具有顶部注入井和底部产物井，因为这样的配置能够使产物井以下的产油层数量最小化。众所周知的，产物井下面的产油层不能像可移动油一样被开采，并且催化剂由于重力作用从注入井流动到产物 井。在区域内井产生的油蒸汽在开采区域被提升。
底部注入井和顶部产物井
在另一个可选的实施方式中，底部注入井和顶部产物井的配置最大化井间反应区域内的温度。从区域移动到腔室上部的所产生的沥青具有低于350℃的温度，因为移动开始的温度大约低至150℃。额外增加的沥青开采可能淬灭反应区域的温度。由于顶部是产物井，被开采的沥青当其到达顶部产物井即马上被产出，并且没有在井内区域中被冷却。井内区域的温度可能被升得高于注入温度，因为改质反应所产生的温度，并且更热的井内区域使得改质反应最大化。更进一步地，氢气通过井内反应区域提升。
在底部产物井通过管状油管柱注入氢气
设定过量的氢气条件来确保在反应过程中具有足够量的氢气。然而，氢气是非常轻的气体，并且从注入井顶部流下来到产物井底部的部分要比所需要的少。在这种情况下，二级氢的注入可以通过在产物井底部插入管状柱来提供，因此补充的氢气供应到底部产物的周围井和产物井内部。
电加热
在更进一步的实施方式中，电或者其他的加热技术可能被用来增加供应的热量，如果这能够导致其改进其效果。
停止和重启方案
无计划的操作中断将有可能造成液体积聚在垂直井的底部，如果中断的时间延长，在这里它们可能冷却和凝固。因此，在注入设备和产物井中有效地温度测量和控制是需要的。VGO中无计划的中断操作的提示注入可以避免不利的结果，也可以使蒸汽如上所示的替换。
建模结果
RAISUP和RAISCUP工艺的建模结果表现在350℃，超过50％的减压残余物能够在大于16小时的停留时间被改质。馏出油和改质油具有等于或大于16API的比重，以及低于200cP(在25℃)的粘度。表1给出典型的在50％的减压残余物、在小于24小时的停留时间的、氢气消耗为9Nm³/bbl以及催化剂消耗0.1tpd的催化改质过程数据，不包括催化剂回收。
表1.催化剂改质过程(模型)的质量平衡数据