Способ и устройство для определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды

Номер патента: 20187

Опубликовано: 30.09.2014

Автор: Венг Ксиаовей

Есть еще 14 страниц.

Смотреть все страницы или скачать PDF файл.

Формула / Реферат

1. Способ определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды, содержащий этапы, на которых

размещают множество датчиков температуры, причем каждый из множества датчиков температуры предназначен для оценки температуры приблизительно на известной глубине в стволе скважины и приблизительно на известном радиальном угле в стволе скважины, причем известный радиальный угол содержит относительный радиальный угол и/или абсолютный радиальный угол, при этом

выполняют теплоизоляцию, имеющую первую теплопроводность, предназначенную для теплоизоляции множества датчиков температуры от канала нагнетания, проходящего поперек зоны, представляющей интерес в пласте, причем первая теплопроводность ниже, чем вторая теплопроводность материалов между пластом и множеством датчиков температуры, причем вторая теплопроводность материалов между пластом и множеством датчиков температуры определяется теплопроводностью материала текучей среды ствола скважины, теплопроводностью материала обсадной колонны и теплопроводностью цементного слоя;

нагнетают текучую среду через канал нагнетания в зону нагнетания в пласте;

определяют вертикальную протяженность нагнетаемой текучей среды в пласте поперек зоны, представляющей интерес, на основе оценки температуры для каждого датчика температуры;

определяют отклонение между разрывом и стволом скважины, когда самый верхний индикатор разрыва и самый нижний индикатор разрыва демонстрируют более узкий температурный отклик, чем по меньшей мере один центральный индикатор разрыва.

2. Способ по п.1, в котором при известном радиальном угле каждого из множества датчиков температуры разрешение составляет менее 120°.

3. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап, на котором определяют отклонение между разрывом и стволом скважины, когда первый индикатор разрыва появляется на первой стороне ствола скважины в высшей точке наблюдаемого разрыва, а второй индикатор разрыва появляется на второй стороне ствола скважины, в низшей точке наблюдаемого разрыва.

4. Способ по п.1, в котором множество датчиков температуры содержит осевые сегменты оптоволоконного кабеля, распределенные по зоне, представляющей интерес, способом, выбранным из группы, состоящей из спирального расположения оптоволоконного кабеля в стволе скважины, спирального расположения оптоволоконного кабеля с изменяемой конфигурацией по числу витков на отрезке длины вдоль оси ствола скважины и расположения оптоволоконного кабеля во множество группировок в виде змейки, причем группировки в виде змейки располагают по спирали вокруг ствола скважины.

5. Способ по п.1, в котором дополнительно проводят мониторинг вертикальной протяженности нагнетаемой текучей среды и корректировку параметра нагнетания на основе вертикальной протяженности, при этом параметр нагнетания содержит элемент, выбранный из группы, состоящей из вязкости нагнетаемой текучей среды, скорости закачки нагнетаемой текучей среды и концентрации расклинивающего агента текучей среды.

6. Устройство для осуществления способа по п.1, содержащее

множество датчиков температуры, при этом каждый из множества датчиков температуры размещен приблизительно на известной глубине и приблизительно на известном радиальном угле в стволе скважины, причем радиальные углы каждого из датчиков температуры не являются одинаковыми;

теплоизоляцию, имеющую первую теплопроводность, установленную между каналом нагнетания и множеством датчиков температуры поперек зоны, представляющей интерес, в пласте, причем первая теплопроводность ниже, чем вторая теплопроводность материалов между пластом и множеством датчиков температуры, причем вторая теплопроводность материалов между пластом и множеством датчиков температуры определяется теплопроводностью материала текучей среды ствола скважины, теплопроводностью материала обсадной колонны и теплопроводностью цементного слоя;

насос, предназначенный для нагнетания текучей среды через канал нагнетания в зону нагнетания в пласт;

модуль определения температуры, предназначенный для обработки по меньшей мере одного сигнала от множества датчиков температуры и определения оценки температуры для каждого датчика температуры;

модуль размещения текучей среды, предназначенный для определения вертикальной протяженности нагнетаемой текучей среды поперек зоны, представляющей интерес, на основании оценки температуры для каждого датчика температуры;

модуль обработки данных отклонения разрыва, предназначенный для определения отклонения между разрывом и стволом скважины на основе оценки температуры для каждого датчика температуры, и приблизительно известных глубин и приблизительно известных радиальных углов множества датчиков температуры.

7. Устройство по п.6, в котором модуль обработки данных отклонения разрыва дополнительно предназначен для определения отклонения между разрывом и стволом скважины на основе данных первого индикатора разрыва, возникающего на одной стороне ствола скважины, и второго индикатора разрыва, возникающего на противоположной стороне ствола скважины, когда первый индикатор разрыва возникает в верхней части наблюдаемой зоны нагнетания и второй индикатор разрыва возникает в нижней части наблюдаемой зоны нагнетания.

8. Устройство по п.6, в котором множество датчиков температуры содержит множество осевых сегментов оптоволоконного кабеля, расположенного в стволе скважины, причем оптоволоконный кабель обмотан спирально вокруг, по меньшей мере, участка теплоизоляции, при этом канал нагнетания содержит по меньшей мере один элемент, выбранный из группы, состоящей из колонны насосно-компрессорной трубы, колонны гибкой насосно-компрессорной трубы, обсадной колонны и кольцевого пространства обсадной колонны.

9. Устройство по п.6, в котором множество датчиков температуры содержит осевые сегменты оптоволоконного кабеля, расположенные в стволе скважины.

10. Устройство по п.9, в котором оптоволоконный кабель имеет распределенное расположение поперек зоны, представляющей интерес, в стволе скважины, причем распределенное расположение содержит элемент, выбранный из группы, состоящей из

спирального расположения;

спирального расположения с изменяемой конфигурацией по числу витков на отрезке длины вдоль оси ствола скважины и

множества группировок, причем каждая группировка содержит конкретный отрезок длины вдоль оси оптоволоконного кабеля, расположенный в конкретном охвате радиального угла и на конкретной глубине ствола скважины, при этом множество группировок расположено спирально вокруг ствола скважины.

Текст

Смотреть все

СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНОГО РАЗМЕЩЕНИЯ НАГНЕТАЕМОЙ ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ Способ и устройство предназначены для определения размещения в пласте нагнетаемой текучей среды. Устройство включает в себя ствол скважины, пробуренной через пласт, и канал нагнетания в стволе скважины. В одном варианте осуществления устройство содержит оптоволоконный кабель в стволе скважины, обмотанный спирально вокруг канала нагнетания так, что оптоволоконный кабель измеряет температуры на конкретных глубинах и в радиальных углах по стволу скважины. Устройство содержит теплоизоляционный слой, установленный между каналом нагнетания и оптоволоконным кабелем, чтобы оптоволоконный кабель регистрировал пластовую температуру, а не температуру канала нагнетания, а также устройство содержит компьютер,запрограммированный для определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды в пласте на основе измерений температуры. Устройство регистрирует ширину произведенного гидравлического разрыва и обнаруживает, имеет ли произведенный гидравлический разрыв отклонение от плоскости ствола скважины. Область техники изобретения Настоящее изобретение относится к нагнетанию текучих сред в ствол скважины и, конкретнее, к определению в режиме реального времени вертикального размещения текучей среды в пласте, окружающем ствол скважины. Уровень техники Определение размещения нагнетаемой текучей среды в скважине является давней проблемой в нефтедобывающей отрасли промышленности и других отраслях, связанных со скважинами. Когда текучую среду нагнетают в скважину, целью является прохождение текучей среды в целевую область, такую как конкретный пласт горной породы. Вместе с тем, существуют многочисленные проблемы, как размещения, так и определения размещения нагнетаемой текучей среды. Например, текучая среда может сообщаться с пластами за пределами целевой области посредством перетока за некачественную цементную оболочку вокруг обсадной колонны ствола скважины или создавая разрыв, который может расти через пласт, обусловливая прохождение текучей среды в нежелательную зону. Допущение прохождения текучей среды в области, находящиеся за пределами целевой области, является нежелательным по нескольким причинам. Первое, текучая среда, входящая в зоны за пределами целевой области, не поддерживает выполнение задачи нагнетания и теряется. Второе, текучая среда, нагнетаемая в области за пределы целевой области, может обусловливать сообщение с другими зонами в скважине и являться причиной снижения добычи в целевой области. Наконец, текучая среда, нагнетаемая в области, находящиеся за пределами целевой области, может нарушать обязанности оператора как по контракту, так и по нормам защиты окружающей среды и/или другим нормам. В технике известно несколько способов определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды в стволе скважины. Двумя общепринятыми способами являются радиоактивный каротаж и температурный каротаж. Ни один из этих двух способов нельзя исполнить в режиме реального времени в процессе нагнетания текучей среды, поскольку оба способа определения требуют спуска инструмента в ствол после завершения нагнетания. Дополнительно, ни один из данных способов не может обнаруживать отклонение ствола скважины от плоскости разрыва, и поэтому оба способа могут существенно недооценивать реальную высоту разрыва, не давая данных о присутствии отклонения. Также радиоактивный каротаж требует работы с радиоактивными маркерами и решения при этом проблем окружающей среды, решения проблем соблюдения правил и работы с материалом. Другие способы определения размещения текучей среды включают в себя инклинометрические исследования и микросейсмическое картографирование. Данные методики можно использовать во время нагнетания текучей среды. Вместе с тем, данные методики имеют важные ограничения. Они требуют использования расположенной вблизи соседней скважины, работа которой должна быть остановлена на время испытания. Не каждая скважина имеет вблизи соседнюю скважину, и остановки добычи почти всегда являются нежелательными. Дополнительно, инклинометрические исследования измеряют малые отклонения в соседней скважине вследствие напряжений в горной породе и являются лучшими для обработки пласта гидроразрывом, но не пригодны для других типов нагнетания, которые могут производить разрыв или существенные напряжения в пласте нагнетания. Микросейсмическое картографирование требует микросейсмических событий для обнаружения высоты разрыва. В граничных слоях, которые могут испытывать низкое поглощение жидкости гидроразрыва пластом, микросейсмические события могут быть слишком малы для измерения и могут обусловливать неточное определение высоты разрыва микросейсмическим картографированием. Одним способом расчета высоты разрыва является тест эффективности текучей среды разрыва, в котором выполняют нагнетание предразрыва, и оптоволоконный кабель, расположенный в стволе скважины, проверяет профиль температуры относительно глубины. Размещение текучей среды во время закачки предразрыва используют для расчета высоты разрыва. Вместе с тем, данный способ может только обнаруживать высоту разрыва, созданного во время самого испытания, в котором, в общем, используют гораздо меньший объем текучей среды, чем при фактической обработке пласта гидроразрывом, результатом чего является значительно меньшая высота разрыва. Расклинивающий агент и другие добавки,используемые во время обработки пласта гидроразрывом, вводят дополнительный гидростатический напор и трение в перфорационных отверстиях, что меняет напряжения в пласте и цементной оболочке за обсадной колонной. Ни один из этих эффектов не может быть успешно смоделирован для теста эффективности текучей среды разрыва. Дополнительно, способ теста эффективности текучей среды разрыва не обнаруживает отклонение ствола скважины от плоскости разрыва и может поэтому значительно недооценивать реальную высоту разрыва, не давая данных по обратной связи о том, что прошло отклонение ствола скважины от разрыва. В данном способе также вводят дополнительную текучую среду в пласт и,таким образом, привносят дополнительную стоимость и затраты времени, что обусловливает повреждение проницаемости пласта. Наконец, тест эффективности текучей среды разрыва не может определить фактическую высоту разрыва, когда происходит обработка пласта гидроразрывом или давать отчет в режиме реального времени, реагируя на рост высоты. Очевидно, что существует необходимость создания устройства, системы и способа определения вертикального размещения в пласте текучей среды, нагнетаемой в ствол скважины. Такое устройство,-1 020187 система и способ не должны требовать использования соседней скважины, должны давать информацию по вертикальному размещению в режиме реального времени в процессе нагнетания текучей среды и не должны вводить какой-либо дополнительной текучей среды в пласт. Также должно быть желательным, чтобы такие устройство, система и способ обеспечивали индикатор отклонения существования отклонения ствола скважины от плоскости разрыва и что индикация вертикального размещения может быть ненадежной по причине отклонения. Соответственно, задачей настоящего изобретения является создание такого устройства, системы и способа определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды в пласте, которые преодолевают многие или все недостатки известных способов. Краткое изложение существа изобретения Согласно изобретению предложен способ определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды посредством обеспечения множества датчиков температуры, где каждый из множества датчиков температуры выполнен с возможностью обеспечивать оценку температуры на приблизительно известной глубине ствола скважины; обеспечения теплоизоляции, выполненной с возможностью теплоизолировать множество датчиков температуры от канала нагнетания, проходящего поперек зоны, представляющей интерес в пласте; нагнетания текучей среды через канал нагнетания в зону нагнетания в пласте и определения вертикальной протяженности нагнетаемой текучей среды в пласте поперек зоны,представляющей интерес, на основе оценки температуры для каждого датчика температуры. В одном варианте осуществления способ включает в себя обнаружение отклонения разрыв - ствол скважины, когда самый верхний индикатор разрыва и самый нижний индикатор разрыва демонстрируют более узкий температурный отклик, чем по меньшей мере один центральный индикатор разрыва. В одном варианте осуществления способ включает в себя обнаружение отклонения разрыв - ствол скважины, когда первый индикатор разрыва появляется на первой стороне ствола скважины в высшей точке наблюдаемого разрыва и второй индикатор разрыва появляется на второй стороне ствола скважины, в низшей точке наблюдаемого разрыва. В другом варианте осуществления датчики температуры представляют собой оптоволоконный кабель, размещенный в зоне, представляющей интерес, посредством спирального расположения оптоволоконного кабеля в стволе скважины, спирального расположения оптоволоконного кабеля с изменяемой конфигурацией по числу витков на отрезке длины вдоль оси ствола скважины и/или посредством расположения оптоволоконного кабеля во множество группировок в виде змейки, причем группировки спирально располагаются вокруг ствола скважины. В другом варианте осуществления способ включает в себя мониторинг вертикальной протяженности нагнетаемой текучей среды и регулирование параметра нагнетания на основе вертикальной протяженности. Параметр нагнетания представляет собой параметр, выбранный из группы, состоящей из вязкости нагнетаемой текучей среды, скорости закачки нагнетаемой текучей среды и концентрации расклинивающего агента текучей среды. В одном варианте осуществления способ включает в себя калибрование модели распространения разрыва на основе вертикальной протяженности нагнетаемой текучей среды, при этом калибрование модели распространения разрыва содержит корректировку по меньшей мере одного параметра модели для согласования смоделированной высоты разрыва вертикальной протяженности нагнетаемой текучей среды. Каждый параметр модели выбирают из перечня, состоящего из градиента разрыва пласта, модуля Юнга пласта, коэффициента поглощения текучей среды гидроразрыва пластом и оценки вязкости текучей среды. Согласно изобретению также предложено устройство для определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды, включающее в себя множество датчиков температуры, при этом каждый из множества датчиков температуры размещен на приблизительно известной глубине и в приблизительно известном радиальном угле в стволе скважины, и теплоизоляцию, установленную между каналом нагнетания и множеством датчиков температуры поперек зоны, представляющей интерес, в пласте. В одном варианте осуществления множество датчиков температуры может являться множеством осевых сегментов оптоволоконного кабеля, расположенным в стволе скважины. Устройство дополнительно включает в себя насос, выполненный с возможностью нагнетания текучей среды через канал нагнетания в зону нагнетания в пласте, модуль определения температуры, выполненный с возможностью обработки по меньшей мере одного сигнала от множества датчиков температуры и определения оценки температуры для каждого датчика температуры; и модуль обработки данных размещения текучей среды, выполненный с возможностью определения вертикальной протяженности нагнетаемой текучей среды поперек зоны, представляющей интерес, на основе оценки температуры для каждого датчика температуры. В одном варианте осуществления множество датчиков температуры может являться множеством осевых сегментов оптоволоконного кабеля, размещенного в стволе скважины. Оптоволоконный кабель может быть спирально расположен в стволе скважины с изменяемой конфигурацией по числу витков по отрезку длины ствола скважины в стволе скважины и/или с расположением оптоволоконного кабеля во множестве группировок в виде змейки, причем группировки спирально располагаются вокруг ствола скважины. Модуль определения температуры обрабатывает по меньшей мере один сигнал от множества датчиков температуры и определяет оценку температуры для каждого датчика температуры. Модуль обработки данных размещения текучей среды определяет вертикальную протяженность нагнетаемой текучей среды поперек зоны, представляющей интерес, на основе оценки температуры для каждого датчика температуры. В другом варианте осуществления устройство может дополнительно включать в себя модуль обработки данных отклонения разрыва. Модуль обработки данных отклонения разрыва детектирует отклонение разрыв - ствол скважины на основе оценки температуры для каждого датчика температуры и на основе приблизительно известных глубин и приблизительно известных радиальных углов множества датчиков температуры. В одном варианте осуществления модуль обработки данных отклонения разрыва выполнен с возможностью обнаружения отклонения разрыв - ствол скважины на основе первого индикатора разрыва, находящегося на одной стороне ствола скважины, и второго индикатора разрыва, находящегося на противоположной стороне ствола скважины, с первым индикатором разрыва в верхней части наблюдаемой зоны и вторым индикатором разрыва в нижней части наблюдаемой зоны. Согласно изобретению дополнительно предложена система обеспечения сервисными услугами для определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды. Система включает в себя установку гибкой насосно-компрессорной трубы, содержащую устьевую головку и колонну гибкой насоснокомпрессорной трубы, при этом оптоволоконный кабель расположен в колонне гибкой насоснокомпрессорной трубы. Система дополнительно включает в себя канал нагнетания, расположенный в стволе скважины, и компоновку низа бурильной колонны (КНБК), содержащую множество перепускных отверстий. Перепускные отверстия направляют в нагнетаемую текучую среду снаружи колонны гибкой насосно-компрессорной трубы во внутренний канал КНБК, и по тем же отверстиям оптоволоконный кабель проходит из внутреннего объема колонны гибкой насосно-компрессорной трубы во внешнюю часть КНБК. КНБК дополнительно содержит изоляционный слой, установленный между внутренним каналом КНБК и оптоволоконным кабелем, проходящий поперек зоны, представляющей интерес в пласте. В одном варианте осуществления система дополнительно включает в себя насосный блок, имеющий доступ к источнику текучей среды нагнетания, насосный блок, гидравлически соединенный с каналом нагнетания. Система дополнительно включает в себя контроллер, содержащий модули, выполненные с функциональной возможностью определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды. Контроллер включает в себя модуль определения температуры и модуль обработки данных размещения текучей среды. Устройство может дополнительно включать в себя модуль обработки данных отклонения разрыва, модуль преобразования данных местоположения и модуль модифицирования нагнетания. Модуль преобразования данных местоположения преобразует данные местоположения на оси вдоль оптоволоконного кабеля в соответствующие глубины в стволе скважины и соответствующие радиальные углы. Модуль модифицирования нагнетания осуществляет мониторинг вертикальной протяженности нагнетаемой текучей среды и корректирует параметр нагнетания на основе вертикальной протяженности нагнетаемой текучей среды. Параметр нагнетания содержит по меньшей мере один из следующих: вязкость текучей среды нагнетания, скорость закачки текучей среды нагнетания и концентрация расклинивающего агента текучей среды нагнетания. Краткое описание чертежей На фиг. 1 показан один вариант осуществления системы для определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды согласно изобретению. На фиг. 2 показан один вариант осуществления устройства для определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды в пласте. На фиг. 3 показан контроллер согласно изобретению. На фиг. 4 показан один вариант осуществления оптоволоконного кабеля с изменяемой конфигурацией по числу витков по длине оси ствола скважины согласно изобретению. На фиг. 5 показан один вариант осуществления оптоволоконного кабеля с группировкой типа змейки с поворотами на 180, спирально располагающимися вокруг ствола скважины, согласно настоящему изобретению. На фиг. 6 А показан один вариант осуществления группировки типа змейки с поворотами на 180,спирально располагающимися вокруг ствола скважины, согласно изобретению. На фиг. 6 В показан один вариант осуществления датчиков температуры и соответствующие радиальные углы согласно изобретению. На фиг. 7 показано отклонение разрыв - ствол скважины согласно изобретению. На фиг. 8 показана блок-схема последовательности операций способа определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды согласно изобретению. Подробное описание предпочтительных вариантов воплощения изобретения Многие функциональные блоки, описанные в данном подробном описании, указаны как модули,чтобы специально подчеркнуть независимость их реализации. Например, модуль может быть реализован как жестко смонтированная схема, содержащая заказные микросхемы (VLSI) или вентильные матрицы,серийные полупроводники, такие как логические интегральные схемы, транзисторы или другие дискретные компоненты. Модуль может быть также реализован в программируемых аппаратных устройствах,таких как программируемые пользователем вентильные матрицы, программируемые матричные логические схемы, программируемые логические устройства или т.п. Модули можно также реализовать в программном обеспечении для исполнения различными типами компьютерных процессоров. Идентифицированный модуль исполняемой программы может, для примера, содержать один или несколько физических или логических блоков компьютерных инструкций, которые могут, для примера, быть организованными как задача, процедура или функция. Тем не менее, исполняемые программы идентифицированного модуля нет необходимости физически размещать вместе,но они могут содержать отдельные инструкции, хранящиеся в различных местах, которые, логически соединенные вместе, содержат модуль и достигают цели, поставленной перед модулем. Любые модули,реализованные как программное обеспечение, для исполнения реализуют как машиночитаемые программы на машиночитаемом носителе и поэтому выполнены в виде материального носителя. Действительно, модуль исполняемой программы может быть одиночной инструкцией, множеством инструкций, может даже быть распределен в нескольких различных сегментах программы, среди различных программ и среди нескольких запоминающих устройств. Аналогично, данные о функционировании системы можно идентифицировать и иллюстрировать в данном документе в виде модулей и можно осуществить в любой подходящей форме и организовать в любом подходящем типе структуры данных. Данные о функционировании системы можно собирать в одиночный набор данных или можно распределять по разным местоположениям, включающим в себя различные запоминающие устройства, и они могут существовать, по меньшей мере частично, просто как электронные сигналы в системе или сети. Ссылки на носители сигнала могут также относиться к любой форме, способной генерировать сигнал, инициирующий сигнал, подлежащий генерированию, или инициирующий исполнение машиночитаемой программы действий на устройстве цифровой обработки данных. Носитель сигнала может быть реализован в виде проводной линии, компактного диска, цифрового видеодиска, магнитной ленты, накопителя Бернулли, магнитного диска, перфокарты, флэш-памяти, интегральных схем или другого запоминающего устройства цифровой обработки данных. Дополнительно к этому, описанные признаки, структуры или отличия изобретения можно объединять любым подходящим способом в одном или нескольких вариантах осуществления. В следующем описании даны многочисленные конкретные детали, такие как примеры составления программ, модули программного обеспечения, выборки пользователя, сетевые транзакции, запросы в базу данных, структуры базы данных, модули аппаратного обеспечения, жестко смонтированные схемы, чипы аппаратного обеспечения и т.д., для обеспечения всестороннего понимания вариантов осуществления изобретения. Специалист в данной области техники должен понимать, вместе с тем, что изобретение можно практически применять без одной или нескольких конкретных деталей или с другими способами, компонентами,материалами и т.д. В других случаях общеизвестные структуры, материалы или операции не показаны или подробно не описаны, чтобы избежать скрытия аспектов изобретения. На фиг. 1 показан один вариант осуществления системы 100 для определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды согласно настоящему изобретению. На фиг. 1 показана схема и не показаны аспекты варианта осуществления системы 100 в масштабе. Система 100 включает в себя блок 102 гибкой насосно-компрессорной трубы, содержащий устьевую головку 104 для гибкой насоснокомпрессорной трубы и колонну 106 гибкой насосно-компрессорной трубы. Система 100 включает в себя оптоволоконный кабель 108, расположенный в колонне 106 гибкой насосно-компрессорной трубы. В одном варианте осуществления колонна 106 гибкой насосно-компрессорной трубы проходит внутри трубопровода нагнетания, который может представлять собой колонну 110 насосно-компрессорной трубы в стволе 112 скважины. Ствол 112 скважины может быть расположен в пласте 114. В одном примере ствол 112 скважины пробурен через зону 114 А нагнетания, а скважина имеет обсадную колонну 116, залитую цементом 118. Система 100 включает в себя точку 138 нагнетания, которая может содержать перфорационные каналы 138, обеспечивающие гидравлическую связь между скважиной и зоной 114 А нагнетания. Скважина может представлять собой добывающую нефтегазовую скважину, скважину утилизации подтоварной воды и скважину нагнетания воды и/или скважину любого другого типа, известного в технике. Система 100 дополнительно включает в себя компоновку 122 низа бурильной колонны (КНБК), которая может быть подвешена на колонне 106 гибкой насосно-компрессорной трубы. КНБК 122 имеет перепускные отверстия 124, чтобы нагнетаемая текучая среда 126 проходила снаружи колонны 106 гибкой насосно-компрессорной трубы во внутренний трубный канал 128 КНБК 122. В одном варианте осуществления нагнетаемая текучая среда 126 начинает свой путь в кольцевом пространстве 130 между колонной 106 гибкой насосно-компрессорной трубы и колонной 110 насосно-компрессорной трубы, при этом канал нагнетания содержит колонну 110 насосно-компрессорной трубы и внутренний канал 128 КНБК. Перепускные отверстия 124 также обеспечивают проход оптоволоконного кабеля 108 из внутреннего канала колонны 106 гибкой насосно-компрессорной трубы к внешней части КНБК 122. Оптоволоконный кабель 108 может быть оптоволоконным кабелем, подходящим для температуры и давления среды в стволе 112 скважины, и может включать в себя покрытие и/или защитную оболочку, защищающую кабель, где требуется, например, в точке, где оптоволоконный кабель 108 проходит из внутреннего пространства колонны 106 гибкой насосно-компрессорной трубы, через одно из перепускных отверстий 124 к внешней части КНБК 122. Конфигурация нагнетания системы 100 является только одним примером, возможны и другие конфигурации. Например, и без ограничения, нагнетаемую текучую среду 126 можно прокачивать прямо через колонну 106 гибкой насосно-компрессорной трубы. В одном варианте осуществления и нагнетаемая текучая среда 126, и оптоволоконный кабель 108 расположены в колонне 106 гибкой насоснокомпрессорной трубы, и оптоволоконный кабель 108 проходит из внутреннего канала колонны 106 гибкой насосно-компрессорной трубы наружу от КНБК 122 через перепускное отверстие 124. Другие устройства конфигурации нагнетания являются возможными и понятными специалисту в данной области техники. КНБК 122 дополнительно включает в себя изоляционный слой 132, установленный между каналом 110, 128 нагнетания и оптоволоконным кабелем 108 поперек зоны, представляющей интерес, в пласте 114. Например, в варианте осуществления, показанном на фиг. 1, изоляционный слой 132 расположен в области от верха точки 138 нагнетания текучей среды в граничный слой 114 С, и зона, представляющая интерес, содержит область от верха точки 138 нагнетания текучей среды в граничный слой 114 С для определения, проходит ли нагнетаемая текучая среда 126 в граничный слой 114 С. Изоляционный слой 132 может быть любым изоляционным материалом, известным в технике, обеспечивающим низкую теплопроводность и выдерживающим воздействие температуры и давления среды в стволе 112 скважины. Изоляционный слой 132 создает теплоизоляцию оптоволоконного кабеля 108 от канала 110, 128 нагнетания. Оптоволоконным кабелем 108 не нужно определять фактическую температуру пласта 114 вне ствола 112 скважины, достаточно регистрировать только тепловую реакцию пласта 114, являющуюся более сильной, чем тепловая реакция нагнетаемой текучей среды 126. Поэтому, хотя более низкая теплопроводность изоляционного слоя 132 должна улучшать надежность и время реакции для определения вертикальной протяженности 134 нагнетаемой текучей среды 126 в пласте 114, теплоизоляция необходима только для того, чтобы теплопроводность изоляционного слоя 132 была ниже, чем теплопроводность материалов между пластом 114 и оптоволоконным кабелем 108. В одном варианте осуществления материалы между пластом 114 и оптоволоконным кабелем 108 содержат текучую среду ствола скважины,обсадную колонну 116 и цементный слой 118. Система 100 дополнительно содержит контроллер 136, выполненный с возможностью определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды 126, или вертикальной протяженности 134 нагнетаемой текучей среды 126 в пласте 114. Вертикальная протяженность 134 на фиг. 1 является сопоставимой с разрывом, имеющим профиль 135 полуволны, показанным на одной стороне ствола 112 скважины. Полуволна на фиг. 1 показана только в качестве иллюстрации, поскольку вертикальная протяженность профиля 135 разрыва является основным признаком, представляющим интерес. Оптоволоконный кабель 108 обнаруживает перепады температуры от фона на вертикальной протяженности 134, поскольку вертикальная протяженность 134 является областью, где присутствует нагнетаемая текучая среда 126, и оптоволоконный кабель 108 теплоизолирован от канала 110, 128 текучей среды и поэтому обнаруживает перепады температуры вследствие нагнетания текучей среды 126 в пласт 114. Контроллер 136 включает в себя модули, выполненные с функциональной возможностью исполнения этапов определения вертикальной протяженности 134 нагнетаемой текучей среды 126 в зоне, представляющей интерес. Контроллер 136 включает в себя модуль определения температуры, модуль преобразования данных местоположения и модуль обработки данных размещения текучей среды. Контроллер может дополнительно включать в себя модуль модифицирования нагнетания и модуль обработки данных отклонения разрыва. Модуль определения температуры в одном варианте осуществления обрабатывает по меньшей мере один сигнал от оптоволоконного кабеля и определяет оценку температуры для каждой из множества местоположений на оси оптоволоконного кабеля. Модуль преобразования данных местоположения преобразует данные местоположений на оси оптоволоконного кабеля в множество данных соответствующих глубин в стволе скважины и множество соответствующих приближенных радиальных углов. Радиальные углы могут быть образованы как относительные радиальные углы, например угол между температурным измерением номер "65" и температурным измерением номер "66" или абсолютным радиальным углом,таким, например, как азимутальный угол. Модуль обработки данных размещения текучей среды определяет вертикальную протяженность 134 нагнетаемой текучей среды 126 поперек зоны, представляющей интерес, на основе оценки температуры для каждого местоположения на оси и на основе соответствующей глубины в стволе скважины и радиального угла для каждого местоположения на оси. Модуль обработки данных отклонения разрыва обнаруживает отклонение разрыва от ствола скважины на основе оценки температуры для каждого местоположения на оси и на основе соответствующей глубины в стволе скважины и радиального угла для каждого из местоположений на оси. Модуль модифицирования нагнетания осуществляет мониторинг вертикальной протяженности нагнетаемой текучей среды и корректирует параметр нагнетания на основе вертикальной протяженности нагнетаемой текучей среды. Параметр нагнетания содержит по меньшей мере один элемент, выбранный из группы, состоящей из вязкости нагнетаемой текучей среды, скорости закачки текучей среды и концентрации расклинивающего агента текучей среды. В одном варианте осуществления система 100 включает в себя насосный блок 140, имеющий доступ к источнику 142 текучей среды и гидравлически соединенный с каналом 110, 128 нагнетания. На фиг. 2 показан один вариант осуществления устройства 200 для определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды 126 в зоне, представляющей интерес. Устройство 200 включает в себя множество датчиков 202 температуры, при этом каждый из датчиков 202 температуры размещен на приблизительно известной глубине и с приблизительно известным радиальным углом в стволе 112 скважины. Глубину необходимо знать только приблизительно, и требуемая точность является функцией требований данного варианта осуществления устройства 200. Если зона 114 А нагнетания и граничный слой 114 В являются толстыми и стоимость, связанная с вертикальной протяженности 134 нагнетаемой текучей среды 126, растет равномерно (т.е. каждое отдельное приращение вертикальной протяженности 134 обусловливает отдельное приращение стоимости), разрешение для глубины ствола 112 скважины может быть низким. Например, если зона 114 А нагнетания имеет 50-метровый граничный слой 114 В и стоимость, связанная с увеличением граничного слоя, является функцией только стоимости дополнительной текучей среды, закачанной в ненужные пласты, тогда низкое разрешение по глубине возможно в 5 м является приемлемой. Если зона 114 А нагнетания имеет 5-метровый граничный слой 114 В и стоимость,связанная с увеличением граничного слоя, является непостоянной, например, возможны убытки, если граничный слой превышен (т.е. разрыв растет через 114 В в 114 С), тогда указывают более высокое разрешение, возможно менее 1 м. Для специалиста в данной области техники определение разрешения является механическим этапом, указанным для данного варианта осуществления устройства 200 на основе стоимости и информации по граничному слою для данного варианта осуществления устройства 200, основным принципам экономики проектирования и раскрытий в данном документе. Радиальный угол представляет направление датчика 202 температуры в стволе 112 скважины, относительное или абсолютное (см. описание показанного на фиг. 1). Радиальный угол необходимо знать только приблизительно, и требуемая точность (или разрешение) является функцией требований данного варианта осуществления устройства 200. Например, в случае, если азимут произведенного разрыва в пласте 114 известен заранее и азимут радиального угла известен (т.е. радиальный угол является абсолютным), разрешение 180 является достаточным. В случае, если информации по азимуту произведенного разрыва нет и отсутствует информация по азимуту радиального угла (т.е. радиальный угол является относительным), разрешение 120 должно быть обычно достаточным. В одном варианте осуществления, где устройство 200 выполнено без возможности обнаружения отклонения разрыва от ствола скважины, радиальный угол каждого датчика температуры 202 не требует точности, но датчики 202 температуры все равно должны быть распределены под различными радиальными углами вокруг ствола 112 скважины, т.е. разрешениями радиальных углов более 180 или, по существу, случайными углами, для обеспечения того, чтобы некоторые из датчиков 202 температуры пересекали область пласта 114, где проходит нагнетаемая текучая среда 126. В одном варианте осуществления нет необходимости распределять датчики 202 температуры по стволу 112 скважины, где прогнозируют проход нагнетаемой текучей среды 126 в пласт 114 реально радиальным потоком (т.е. что не существует анизотропии проницаемости и что разрыв не производится), и/или что азимут разрыва известен и что датчики 202 температуры расположены в стволе 112 скважины для пересечения с проведенным разрывом. Для специалиста в данной области техники определение разрешения радиального угла является механическим этапом, требуемым для данного устройства 200 на основании известной информации для планируемого практического применения данного варианта осуществления устройства 200 и раскрытий в данном документе. В варианте осуществления, показанном на фиг. 2, канал нагнетания содержит колонну 110 насоснокомпрессорной трубы. В других вариантах осуществления канал 110 нагнетания может содержать колонну гибкой насосно-компрессорной трубы, обсадную колонну 116 или кольцевое пространство обсадной колонны между обсадной колонной 116 и колонной насосно-компрессорной трубы. Устройство 200 дополнительно включает в себя теплоизоляцию 132, размещенную между каналом 110 нагнетания и множеством датчиков 202 температуры поперек зоны, представляющей интерес, в пласте. Теплоизоляция 132 может быть выполнена в виде стенки насосно-компрессорной трубы, покрытой изоляцией (не показано), обсадной колонны и цементным слоем 116, 118 или кожухом 132 из изоляционного материала. В случае, если теплоизоляционный слой 132 содержит обсадную колонну и цементный слой 116, 118,цементный слой 118 может содержать цемент относительно низкой теплопроводности, такой как вспе-6 020187 ненный цемент. Датчики 202 температуры могут содержать оптоволоконный кабель 108, размещенный в цементном слое 118 в положении, более близком к поверхности пласта 114, чем к внутренней части ствола 112 скважины. Кожух 132 изоляционного материала может быть прикреплен к колонне 110 насосно-компрессорной трубы, к внутренней части обсадной колонны 116 или любому другому участку устройства 200, в случае если кожух 132 изоляционного материала должен быть размещен между каналом 110 нагнетания и множеством датчиков 202 температуры. Множество датчиков 202 температуры может содержать множество датчиков 202 температуры,расположенных в стволе 112 скважины в достаточном количестве и с надлежащей установкой для получения разрешения по радиальному углу и разрешения по глубине ствола 112 скважины, определенных для данного варианта осуществления устройства 200. В одном варианте осуществления множество датчиков 202 температуры содержит множество осевых сегментов оптоволоконного кабеля 108, расположенного в стволе 112 скважины. Оптоволоконный кабель 108 выдает множество показаний температуры,причем каждое показание соответствует осевому сегменту, где каждый осевой сегмент является датчиком 202 температуры. Оптоволоконный кабель 108 может быть обмотан спирально вокруг, по меньшей мере, участка теплоизоляции 132. Устройство оптоволоконного кабеля 108, например число витков оптоволоконного кабеля 108 на единицу глубины ствола 112 скважины, является ясным специалисту в данной области техники на основе раскрытия в данном документе. Например, устройство 200 может иметь требование по радиальному углу 180, требование по разрешению по глубине приблизительно 1 м и оптоволоконный кабель 108 с разрешением обнаружения в одно показание температуры на 1 м отрезка длины оптоволоконного кабеля 108. В примере оптоволоконный кабель 108 должен поэтому иметь один виток оптоволоконного кабеля 108 на 2 м глубины ствола 112 скважины. В примере устройство 200 выдает одно показание температуры в среднем на каждые 180 ствола 112 скважины и выдает, принимая внешний диаметр изоляционного слоя 132 равным 4,5 дюйма (11,4 см), около 1,02 показаний температуры на 1 м глубины ствола 112 скважины или около требуемого разрешения по глубине ствола 112 скважины. В одном варианте осуществления оптоволоконный кабель 108 может быть расположен в стволе 112 скважины поперек зоны, представляющей интерес, со спиральным расположением, причем спиральным расположением с изменяемой конфигурацией по числу витков по отрезку длины вдоль оси ствола 112 скважины (как показано на фиг. 4) и/или с множеством группировок, при этом группировки располагаются по спирали вокруг ствола скважины (как показано на фиг. 5). Каждая из группировок содержит конкретный отрезок длины вдоль оси оптоволоконного кабеля 108, расположенный на участке, ограниченном охватом радиального угла (меньше или равен требуемому радиальному углу) и глубиной ствола 112 скважины (меньше или равна разрешению по глубине ствола скважины). Зона, представляющая интерес, содержит любую область в пласте 114, где должен осуществляться мониторинг вертикальной протяженности 134 нагнетаемой текучей среды 126. Например, зона, представляющая интерес, может содержать зону 114 А нагнетания и граничный слой 114 В. Выбор устройства оптоволоконного кабеля 108 является функцией требуемого разрешения по глубине и радиального разрешения данного устройства 200, радиуса долговременного изгиба, обеспечиваемого данным оптоволоконным кабелем 108, и осевого разрешения для показаний температуры данного оптоволоконного кабеля 108. Оптоволоконные кабели 108 с радиусом долговременного изгиба около 17 мм поставляются как стандартные комплектующие, имеющиеся в продаже, осевое разрешение показаний температуры около 1 м является стандартным, тогда как кабель с осевым разрешением менее 1 м поставляется в случае, если стоимость оправдана. Настоящее изобретение является независимым от физической реализации датчиков 202 температуры и систем с большими или меньшими возможностями, чем перечисленные, как соответствующие объему изобретения. Вместе с тем, стандартные спецификации, перечисленные выше, являются достаточными для специалиста в данной области техники для разработки устройства 200 для применения в любом стандартном стволе 112 скважины на основе устройств с оптоволоконным кабелем 108 и других раскрытий, представленных в данном документе. В одном варианте осуществления датчики 202 температуры содержат множество осевых сегментов оптоволоконного кабеля 108, продолжающегося ниже места 138 нагнетания текучей среды, как показано в варианте осуществления на фиг. 2. Оптоволоконный кабель 108 может иметь защитный слой и/или альтернативное устройство при прохождении точки 138 нагнетания текучей среды для предотвращения повреждения оптоволоконного кабеля 108 нагнетаемой текучей средой 126. В одном варианте осуществления каждый датчик 202 температуры содержит осевой сегмент оптоволоконного кабеля 108, приблизительно равный длине осевого разрешения оптоволоконного кабеля 108. Например, оптоволоконный кабель 108 может иметь осевое разрешение 1 м, и каждый датчик 202 температуры может содержать осевой сегмент в 1 м оптоволоконного кабеля 108. Устройство 200 дополнительно содержит насос 140, выполненный с возможностью нагнетания текучей среды через канал 110 нагнетания в зону 114 А нагнетания пласта 114. Насос 140 может являться насосом для нагнетания текучей среды в пласт для утилизации, поддержания давления и т.п. В одном варианте осуществления насос 140 выполнен с возможностью нагнетания текучей среды в пласт 114 под давлением, достаточным для гидравлического разрыва пласта 114. Устройство 200 дополнительно включает в себя множество модулей, выполненных с функциональной возможностью исполнения определения вертикальной протяженности 134 нагнетаемой текучей среды 126 в зону, представляющую интерес на основе температуры, указанной каждым из датчиков 202 температуры. Модули могут быть включены в состав контроллера 136, который может являться частью одного или нескольких компьютеров. Устройство 200 включает в себя модуль определения температуры и модуль обработки данных размещения текучей среды. В одном варианте осуществления устройство 200 дополнительно включает в себя модуль обработки данных отклонения разрыва. На фиг. 3 показан контроллер 136 согласно настоящему изобретению. Контроллер 136 включает в себя модуль 302 определения температуры, обрабатывает по меньшей мере один сигнал 306 от множества датчиков температуры 202 и определяет температуры 304, указанные каждым датчиком 202 температуры. В одном варианте осуществления модуль определения температуры 302 принимает сигнал 306 рассеяния света от оптоволоконного кабеля 108 и определяет множество температур 304, при этом каждая температура 304 соответствует местоположению вдоль оси оптоволоконного кабеля 108. В другом варианте осуществления модуль 302 определения температуры считывает электрические сигналы 306 от множества температурных датчиков, расположенных в стволе 112 скважины, и обрабатывает электрические сигналы 306 в показания температуры 304. Модуль 302 определения температуры может считывать сигнал 306 в канале передачи данных или сети для обработки множества температур 304. Контроллер 136 может включать в себя модуль 308 преобразования данных местоположения, выполненный с возможностью преобразования данных местоположения вдоль оси оптоволоконного кабеля 108 для соответствия приблизительным глубинам 310 в стволе 112 скважины и соответствия приблизительным радиальным углам 312. Радиальные углы 312 могут являться относительными радиальными углами и/или абсолютными радиальными углами. В одном варианте осуществления модуль 308 преобразования данных местоположения сохраняет описание осевой длины по оптоволоконному кабелю 108 с соответствующими значениями глубины 310 ствола скважины и радиального угла 312. В альтернативном варианте осуществления модуль 308 преобразования данных местоположения получает данные из описания 314 расположения оптоволоконного кабеля 108 и определяет глубину 310 ствола скважины и значения радиального угла 312 для данной осевой длины по оптоволоконному кабелю 108 согласно описанию расположения оптоволоконного кабеля 108. Например, описание 314 может включать в себя кусочную математическую функцию, описывающую установку оптоволоконного кабеля 108, такую как 50 м вертикальный, следующие 50 м 5 витков на 1 м по часовой стрелке на поверхности с внешним диаметром 12 см и т.п. Данные можно сохранять в стандартизированной табличной форме. Для специалиста в данной области техники установка правил сохранения данных и расчета глубины 310 ствола скважины и значений радиальных углов 312 для установки по оси на оптоволоконном кабеле 108 для данного математического описания расположения оптоволоконного кабеля 108 в стволе 112 скважины является рутинной операцией. В одном варианте осуществления модуль 308 преобразования данных местоположения содержит сохраненную информацию, такую как справочная таблица, дающая соответствующие глубины 310 ствола скважины и значения радиальных углов 312 для каждого датчика 202 температуры. В одном варианте осуществления устройство 200 использует множество датчиков 202 температуры и сохраняет глубины 310 ствола скважины и значения радиальных углов 312, соответствующих каждому из датчиков 202 температуры. В альтернативном варианте осуществления устройство 200 использует оптоволоконный кабель 108 и сохраняет глубины 310 ствола скважины и значения радиальных углов 312 для заданных отрезков длины вдоль оптоволоконного кабеля 108. Контроллер 136 включает в себя модуль 315 обработки данных размещения текучей среды, определяющий вертикальную протяженность 134 нагнетаемой текучей среды 126 поперек зоны, представляющей интерес, на основе оценок температуры 304 для каждого датчика 202 температуры. В одном варианте осуществления модуль 315 обработки данных размещения текучей среды определяет вертикальную протяженность 134 нагнетаемой текучей среды 126 в зоне, представляющей интерес, на основе множества температур 304 и значений соответствующей глубины 310 ствола скважины и значений радиальных углов 312 для каждой из температур 304. Зона, представляющая интерес, включает в себя сегменты пласта 114, в котором присутствуют датчики 202 температуры, имеющие теплоизоляцию от канала 110, 128 нагнетания. Модуль 315 обработки данных размещения текучей среды может игнорировать температуры 304 для датчиков 202 температуры, не имеющих теплоизоляции от канала 110, 128 нагнетания текучей среды, например модуль 315 обработки данных размещения текучей среды может игнорировать температуры 304 от оптоволоконного кабеля 108 для участков оптоволоконного кабеля 108, находящихся над изоляционным слоем 132. Контроллер 136 может дополнительно включать в себя модуль 316 обработки данных отклонения разрыва. Модуль 316 обработки данных отклонения разрыва обнаруживает отклонение 318 разрыва от ствола скважины на основе температур 304, указанных каждым из датчиков 202 температуры и приблизительно известных глубин 310 и радиальных углов 312. Модуль 316 обработки данных отклонения разрыва может определять отклонение 318 разрыва от ствола скважины на основе первого индикатора 320 разрыва, происходящего по первой стороне 322 ствола скважины и второго индикатора 324 разрыва,происходящего по второй стороне 328 ствола скважины, где первый индикатор 320 разрыва находится сверху наблюдаемой зоны 330 нагнетания и второй индикатор 324 разрыва находится внизу наблюдаемой зоны 330 нагнетания. На фиг. 7 показана геометрическая иллюстрация модуля 316 обработки данных отклонения разрыва, определяющего отклонение 318 разрыва от ствола скважины. В одном варианте осуществления разрыв пересекает первый датчик 202 температуры в верхней части наблюдаемой зоны 330 нагнетания на одной стороне 322 ствола 112 скважины, и разрыв пересекает второй датчик 202 температуры в нижней части наблюдаемой зоны 330 нагнетания на второй стороне 328 ствола 112 скважины, отличающейся от первой стороны, но не противоположной первой стороне. На фиг. 7 показан описываемый модуль 316 обработки данных отклонения разрыва, определяющий отклонение 318 разрыв - ствол скважины, где первая и вторая стороны не являются противоположными сторонами. Когда присутствует отклонение 318 разрыв - ствол скважины, контроллер 136 может установить управляющий флажок или другую индикацию того, что наблюдаемая вертикальная протяженность 134 нагнетаемой текучей среды 126 может не отражать реальную вертикальную протяженность 134 нагнетаемой текучей среды 126. Наблюдаемая зона 330 нагнетания содержит набор всех температур 304, показывающих температурный отклик на нагнетаемую текучую среду 126. В одном варианте осуществления датчики 202 температуры содержат осевые сегменты оптоволоконного кабеля 108, спирально обмотанные вокруг, по меньшей мере, участка теплоизоляции 132. Когда разрыв пересекает ствол 112 скважины, но имеет отклонение от ствола 112 скважины, разрыв может пересекать один датчик 202 температуры в верхней части наблюдаемой зоны 330 нагнетания на одной стороне ствола 112 скважины и разрыв может пересекать второй датчик 202 температуры в нижней части наблюдаемой зоны 330 нагнетания на противоположной стороне ствола 112 скважины. В одном варианте осуществления наблюдаемая зона 330 нагнетания имеет самый верхний индикатор 320 разрыва и самый нижний индикатор 324 разрыва. Когда разрыв находится в зоне ствола 112 скважины, разрыв сообщается вокруг ствола 112 скважины. В случае, если датчики 202 температуры содержат оптоволоконный кабель 108, обмотанный спирально вокруг ствола 112 скважины, оптоволоконный кабель 108 должен показывать широкий температурный отклик на разрыв на около 180 или половине петли спирали, находящейся под воздействием охлаждаемой области разрыва. В случае, если разрыв уходит от зоны ствола 112 скважины, оптоволоконный кабель 108 должен показывать суженный температурный отклик на разрыв, где менее 180 находятся под воздействием охлаждаемой области разрыва. В одном варианте осуществления модуль 316 обработки данных отклонения разрыва обнаруживает отклонение 318 разрыв - ствол скважины, когда самый верхний индикатор 320 разрыва и самый нижний индикатор 324 разрыва демонстрируют более низкий температурный отклик, чем по меньшей мере один центральный индикатор разрыва (не показано) между самым верхним индикатором 320 и самым нижним индикатором 324 разрыва. Контроллер 136 может дополнительно включать в себя модуль 332 модифицирования нагнетания,осуществляющий мониторинг вертикальной протяженности 134 нагнетаемой текучей среды 126. Модуль 332 модифицирования нагнетания корректирует параметр 334 нагнетания на основе вертикальной протяженности 134 нагнетаемой текучей среды 126. Параметр нагнетания 334 может являться вязкостью нагнетаемой текучей среды, скоростью закачки и/или концентрацией расклинивающего агента. Например, вертикальная протяженность 134 нагнетаемой текучей среды 126 может указывать, что происходит чрезмерный рост высоты разрыва, и модуль 332 модифицирования нагнетания может уменьшать вязкость нагнетаемой текучей среды и/или уменьшать скорость закачки нагнетаемой текучей среды для уменьшения роста высоты разрыва. Модуль 332 модифицирования нагнетания может включать в себя управляющее устройство, регулирующее параметры 334 нагнетания, может связываться с оператором,регулирующим параметры нагнетания 334, и/или может автоматически регулировать параметры 334 нагнетания посредством исполнительных механизмов, связанных с контроллером 136. В области техники известны различные способы уменьшения вязкости текучей среды гидроразрыва в режиме реального времени, они могут включать в себя, без ограничения, смешивание различных навесок предварительно гидратированных базовых гелей для соответствия требуемой вязкости (например,изменение пропорции смешивания геля гуаровой смолы 30 фунт/1000 галлон (3,6 г/л) и 50 фунт/1000 галлон (6,0 г/л) с использованием быстрогидратирующегося геля и изменения веса геля в режиме реального времени, смешивание с вязкоупругими поверхностно-активными веществами (VES) с низкой концентрацией с текучей средой гидроразрыва пласта, изменение графика подачи сшивателя и/или разжижителя геля гидроразрыва для текучей среды гидроразрыва пласта и т.п. Все известные способы изменения вязкости текучей среды гидроразрыва пласта в режиме реального времени предполагаются в объеме настоящего изобретения. В одном варианте осуществления модуль 332 модифицирования нагнетания регулирует концентрацию расклинивающего агента, т.е. количество песка или другого расклинивающего материала на единицу текучей среды гидроразрыва пласта (например, измеренного в фунтах на галлон (119 г/л, вводимого с текучей средой гидроразрыва пласта на основе вертикальной протяженности 134. Например, чрезмерный рост высоты разрыва может указывать на приближение выпадения расклинивающего агента из текучей среды гидроразрыва по причине возможного резкого увеличения поглощения текучей среды и/или может указывать, что обработка гидроразрыва пласта должна заканчиваться, если, не являющееся необходимым, производство гидроразрыва пласта в непродуктивных зонах (например, 114 В, 114 С) делает дополнительную обработку экономически нецелесообразной. Поэтому в одном варианте осуществления концентрацию расклинивающего агента увеличивают или добавление расклинивающего агента полностью прекращают, когда модуль 332 модифицирования нагнетания детектирует чрезмерный рост высоты разрыва. Уменьшение концентрации расклинивающего агента уменьшает количество расклинивающего агента, остающегося в стволе 112 скважины, если обработка должна быть закончена, например, вследствие чрезмерного давления, наведенного выпадением расклинивающего агента из текучей среды гидроразрыва. В одном варианте осуществления концентрацию расклинивающего агента увеличивают в ответ на чрезмерный рост высоты разрыва, чтобы, когда обработку прекращают, конечная концентрация расклинивающего агента, входящего в пласт 114 являлась высокой, создающей разрыв высокой проводимости вблизи ствола 112 скважины. Выбор приемлемых модификаций параметра 334 (параметров) нагнетания является рутинной операцией для специалиста в данной области техники для данного устройства 200 на основе проницаемости зоны 114 А нагнетания, экономических ограничений для конкретного практического применения и раскрытий в данном документе. Например, зона 114 А нагнетания высокой проницаемости для высокоприоритетной скважины может указывать увеличение концентрации расклинивающего агента в ответ на большую вертикальную протяженность 134, поскольку стоимость вымывания расклинивающего агента в стволе 112 скважины может быть менее важной, чем получение высокой концентрации расклинивающего агента в разрыве вблизи ствола 112 скважины. Контроллер 136 может включать в себя модуль 336 калибрования для калибрования модели 338 распространения разрыва на основе вертикальной протяженности 134 нагнетаемой текучей среды 126. В одном варианте осуществления модуль 336 калибрования регулирует градиент разрыва пласта, модуль Юнга пласта, коэффициент поглощения текучей среды гидроразрыва пластом и/или расчетную вязкость текучей среды для соответствия смоделированной высоте 340 разрыва вертикальной протяженности 134. Градиент давления разрыва пласта и модуль Юнга могут являться параметрами любой зоны 114A-114D пласта, вовлеченной в обработку пласта гидроразрывом. Модуль 336 калибрования может являться программой программного обеспечения, работающего в компьютере, и/или управляющим устройством,осуществляющим мониторинг обработки пласта гидроразрывом и регулирующим параметры для соответствия смоделированной высоте 340 раскрытия разрыва вертикальной протяженности 134. На фиг. 4 показан, как позиция 400 один вариант осуществления оптоволоконного кабеля 108 с изменяемой конфигурацией по числу витков на осевом отрезке длины ствола 112 скважины согласно настоящему изобретению. На фиг. 4 показан только схематичный вид, не предназначенный для показа масштаба или ненужных признаков варианта осуществления. В одном варианте осуществления оптоволоконный кабель 108 выполнен с большим числом спиральных витков в областях ствола 112 скважины,где необходимо большее разрешение по температуре. Например, оптоволоконный кабель 108 может иметь относительно малое число витков 402 в области 114 пласта, где ожидается рост разрыва, не вызывающий озабоченности (например, зона 114 А нагнетания), и больше витков 404 в области пласта, где присутствует барьер (например, граничный слой 114 В) и необходимо детальное знание роста разрыва через барьер. В одном варианте осуществления конфигурируемое число витков может содержать вертикальную секцию (не показано) оптоволоконного кабеля 108, которая может быть описана, как ноль спиральных витков на осевом отрезке длины ствола 112 скважины. На фиг. 5 показан один вариант осуществления оптоволоконного кабеля 108 с группировками в виде змейки, располагающимися спирально вокруг ствола 112 скважины согласно настоящему изобретению. Одна проблема, возникающая при большом числе поворотов спирали, состоит в том, чтобы осевой сегмент, содержащий датчик 202 температуры в оптоволоконном кабеле 108, мог иметь осевую длину,достаточную, чтобы значение 304 температуры не измерялось в требуемом радиальном угле охвата (см. описание фиг. 1 и 2). Например, в варианте осуществления, где требуемый охват радиального угла составляет 120, один осевой отрезок длины кабеля 108, равный осевому разрешению по температуре оптоволоконного кабеля 108 и с необходимым разрешением по глубине ствола скважины может занимать более 120 радиальных углов, и контроллер 136 может иметь сложности при выделении радиального угла 312 данного значения температуры 304. В одном варианте осуществления большее радиальное разрешение и разрешение вдоль оси ствола скважины являются достижимыми с использованием группировок, например группировок 502 А, 502 В,502 С в виде змейки. Каждая группировка 502 А, 502 В, 502 С в виде змейки располагается спирально вокруг ствола 112 скважины. Хотя группировки 502 А, 502 В, 502 С, показанные в варианте осуществления фиг. 5, располагаются с последовательными радиальными углами 312 вокруг ствола 112 скважины, например 0, 90, 180, 270, группировкам нет необходимости располагаться последовательно, но есть необ- 10020187 ходимость располагаться так, чтобы модуль 308 преобразования данных местоположения мог определять радиальный угол 312 каждого датчика 202 температуры (т.е. каждый сегмент осевого отрезка длины оптоволоконного кабеля 108). Например, в одном варианте осуществления последовательные группировки могут находиться на 0, 270, 180 и 90, тем самым давая примыкающим группировкам большую разницу радиального угла и возможно больший температурный контраст. Группировки 502 А, 502 В, 502 С в виде змейки создают требуемую длину оптоволоконного кабеля 108 согласно разрешению вдоль оси системы обнаружения температуры с оптоволоконным кабелем 108,при этом сохраняя выполнение измерения внутри охвата радиального угла 312, достаточного для выделения показания температуры 304, присутствующей в конкретном угле. Например, группировка в виде змейки для оптоволоконного кабеля 108 с радиусом долговременного изгиба 17 мм на поверхности с диаметром 4,5 дюйма (11,4 см) изоляционного слоя 132 может вместить 1 м оптоволоконного кабеля 108 внутри охвата радиального угла 120 в змейке с около 8 поворотами, на отрезке длины около 27 см вдоль оси ствола 112 скважины. Конфигурация, являющаяся примером, таким образом, обеспечивает разрешение на 120 радиального угла с 4 измерениями температуры 304 на метровом отрезке длины вдоль оси ствола 112 скважины. Группировки 502 А, 502 В, 502 С в виде змейки показаны для примера заключения данной осевой длины оптоволоконного кабеля 108 в пределах данной глубины ствола скважины и охвата радиального угла, другие конфигурации группировки должны быть ясными специалисту в данной области техники и предлагаются в объеме настоящего изобретения. Например, и без ограничения этим, спиральные группировки (не показано) можно использовать на основе требований по радиусу долговременного изгиба имеющегося в наличии оптоволоконного кабеля 108 и охвата радиального угла и разрешением по глубине ствола скважины. Датчики 202 температуры могут поэтому содержать осевые сегменты оптоволоконного кабеля 108, расположенные как множество группировок, при этом каждую группировку, содержащую заданную осевую длину оптоволоконного кабеля 108, расположенную в заданном охвате радиального угла и на заданной глубине ствола скважины, при этом множество группировок проходит спирально вокруг ствола скважины. В другом примере оптоволоконный кабель 108 проложен в стволе 112 скважины снаружи обсадной колонны 116 в цементном слое 118. В примере, предполагающем нахождение спиральных витков оптоволоконного кабеля на эквиваленте 7 дюймового (18 см) цилиндра, группировка в виде змейки для оптоволоконного кабеля 108 с радиусом долговременного изгиба 17 мм может вместить 1 м оптоволоконного кабеля 108 в пределах 120 радиального угла 312 с около пятью поворотами змейки, на отрезке длины ствола 112 скважины около 17 см. Конфигурация, являющаяся примером, таким образом, обеспечивает разрешение на 120 радиального угла почти с 6 измерениями температуры 304 на метровом отрезке длины вдоль оси ствола 112 скважины. Кабель с радиусом изгиба менее 17 мм и оптоволоконный кабель 108 с более высоким разрешением измерения температуры, чем 1 м, имеются в продаже. Оптоволоконный кабель 108 с более высоким разрешением может уменьшить или исключить использование группировки в виде змейки, даже в случае,если необходимы высокие частоты витков спирали. Для специалиста в данной области техники реализация группировок 502 в виде змейки 502 с оптоволоконным кабелем 108 является рутинной работой. Например, оптоволоконный кабель 108 можно поместить в ствол 112 скважины с расположением в раме (не показано) или расположенным в коленчатом пазе на изоляционном слое 132. На фиг. 6 А показан один вариант осуществления группировки в виде змейки 502 А, 502 В, 502 С,располагающейся спирально вокруг ствола 112 скважины согласно настоящему изобретению. На фиг. 6 В показан один вариант осуществления датчиков температуры 202 и соответствующие радиальные углы 602 А, 602 В, 602 С согласно настоящему изобретению. Фиг. 6 В соответствует виду сверху на фиг. 6 А, при этом датчики 202 температуры являются группировками 502 А, 502 В, 502 С в виде змейки. Датчик 502 А температуры показан на радиальном угле 602 А, который может являться абсолютным или относительным радиальным углом 312. Например, радиальный угол 602 А можно использовать как угол нулевой линии в 0, и радиальный угол 602 В можно измерять от 602 А. В одном варианте осуществления азимутальные величины радиальных углов 602 А, 602 В, 602 С могут быть известны и радиальные углы 602 А,602 В, 602 С можно измерять от опорного угла, определенного в 0. Радиальные углы 602 А, 602 В, 602 С показаны для датчиков 202 температуры, таких как группировки 502 А, 502 В, 502 С в виде змейки оптоволоконного кабеля 108. Датчики 202 температуры могут являться любыми датчиками, известными в технике, включающими в себя терморезисторы, термопары и осевые сегменты оптоволоконного кабеля 108 на основе осевого разрешения оптоволоконного кабеля 108. В одном варианте осуществления датчики 202 температуры содержат осевые сегменты оптоволоконного кабеля 108, обмотанные спирально вокруг ствола 112 скважины, и радиальный угол 312 каждого датчика 202 температуры содержит средний радиальный угол осевого сегмента оптоволоконного кабеля 108 на основе расположения оптоволоконного кабеля 108 в стволе 112 скважины. На фиг. 7 показано отклонение 318 разрыв - ствол скважины согласно настоящему изобретению. Номинальный температурный профиль 702 показан на фиг. 7, с величинами температуры 304, каждой величиной температуры 304, имеющей соответствующую глубину 310 ствола скважины и радиальный угол 312. Детали номинального температурного профиля 702 должны изменяться согласно используемым датчикам 202 температуры, включающим в себя размещение, устройство и разрешение датчиков 202 температуры. В варианте осуществления, показанном на фиг. 7, датчики 202 температуры содержат осевые сегменты оптоволоконного кабеля 108, спирально обмотанные вокруг ствола 112 скважины в цементной оболочке 118. Разрыв 704 пересекает ствол 112 скважины в точке 138 нагнетания текучей среды, где разрыв 704 производится нагнетанием текучей среды 126. Разрыв 704 имеет две ветви (перпендикулярно фиг. 7, не показано), и ветви разрыва 704 сообщаются поперек ствола 112 скважины за цементной оболочкой 118. Разрыв 704 имеет верхнюю зону 706 контакта и нижнюю зону 708 контакта, при этом ветви разрыва 704 сообщаются текучей средой. Оптоволоконный кабель 108 должен измерять отклик температуры 304 на действие нагнетаемой текучей среды 126 на зоны 706, 708 контакта. В одном варианте осуществления первый индикатор 320 разрыва находится в верхней части наблюдаемой зоны 330 нагнетания на основе первого датчика 202 температуры, обнаруживающего разрыв 704,с оценкой модулем 302 определения температуры сверху вниз. В одном варианте осуществления второй индикатор 324 разрыва находится в нижней части наблюдаемой зоны 330 нагнетания на основе первого датчика 202 температуры, обнаруживающего разрыв 704, с оценкой модулем 302 определения температуры снизу вверх. В одном варианте осуществления первый индикатор 320 разрыва находится на противоположной стороне от второго индикатора 324 разрыва. Например, как показано на фиг. 7, в отношении номинального температурного профиля 702, первый индикатор 320 разрыва находится на относительном радиальном угле 312, составляющем около 0, и второй индикатор 324 разрыва находится на относительном радиальном угле 312, составляющем около 180. Когда разрыв 704 покидает область ствола 112 скважины, например, как показано на глубинах 320 и 324 ствола скважины, каждый сигнал температуры 304 должен становиться уже предыдущих сигналов температуры, в случае, если используется оптоволоконный кабель 108, поскольку меньший осевой участок кабеля 108 подвергается воздействию зоны 706, 708 контакта. Например, величина 326 температуры показана большим сигналом, чем для первого индикатора 320 разрыва в примере на фиг. 7. Поэтому в одном варианте осуществления модуль 316 обработки данных отклонения разрыва определяет, что отклонение 318 разрыв - ствол скважины наступило, определяя, что самый верхний индикатор 320 и самый нижний индикатор 324 разрыва демонстрируют более узкие отклики температуры 304, чем по меньшей мере один центральный индикатор разрыва (т.е. индикатор 326 разрыва). В одном варианте осуществления модуль 316 обработки данных отклонения разрыва определяет отклонение 318 разрыв - ствол скважины на основе температур 304 и соответствующих значений глубин 310 ствола скважины и радиальных углов 312. В одном варианте осуществления модуль 316 обработки данных отклонения разрыва определяет отклонение 318 разрыв - ствол скважины на основе данных первого индикатора 320 разрыва, находящегося на одной стороне ствола 112 скважины, и второго индикатора 324 разрыва, находящегося на противоположной стороне ствола 112 скважины, при этом первый индикатор 320 разрыва находится в верхней части наблюдаемой зоны 330 нагнетания, и второй индикатор 324 разрыва находится в нижней части наблюдаемой зоны 330 нагнетания. Отклонения в разрешении и местоположении датчиков 202 температуры могут обусловливать, по существу, различные радиальные углы 312, имеющиеся у первого индикатора 320 разрыва и второго индикатора 324 разрыва, но не радиальные углы 312, указывающие противоположные стороны ствола 112 скважины. В одном варианте осуществления модуль 316 обработки данных отклонения разрыва определяет отклонение 318 разрыв - ствол скважины на основе данных первого индикатора 320 разрыва, находящегося на первой стороне ствола 112 скважины на самом верхнем месте 320 наблюдения разрыва, и определяющем, что разрыв появляется на второй стороне ствола 112 скважины на самом нижнем месте 324 наблюдения разрыва. Поэтому в одном варианте осуществления модуль 316 обработки данных отклонения разрыва определяет, что отклонение 318 разрыв - ствол происходит, определяя, что самый верхний индикатор 320 разрыва и самый нижний индикатор 324 разрыва находятся на противоположных сторонах ствола 112 скважины и/или на разных радиальных углах 312 ствола 112 скважины. Схемы последовательности операций способа, включенные в состав данного документа, в общем,изложены как логические схемы последовательности операций. Поэтому показанный порядок и обозначенные этапы указывают один вариант осуществления заявленного способа. Можно составить другие этапы и способы, являющиеся эквивалентными по функциям, логике или действию на одном или нескольких этапах или участках показанного способа. Кроме того, используемые формат и символы даны для объяснения логических этапов способа и понимаются как не ограничивающие объем способа. Хотя различные типы стрелок и линий можно использовать в схемах последовательности операций способа,их понимают как не ограничивающие объем соответствующего способа. Действительно, некоторые стрелки и другие соединительные элементы можно использовать для указания только логических последовательностей способа. Для примера, стрелка может указывать ожидание или период мониторинга не определенной продолжительности между пронумерованными этапами показанного способа. Кроме того,- 12020187 порядок прохождения конкретного способа может быть строго увязан или не увязан с соответствующими показанными этапами. На фиг. 8 показана последовательность операций одного варианта осуществления способа 800 определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды согласно настоящему изобретению. Способ 800 включает в себя оборудование 802 множества датчиков 202 температуры, каждого датчика 202 температуры, дающего оценку температуры 304 приблизительно на известной глубине ствола 310 скважины. В одном варианте осуществления каждая оценка температуры 304 находится также на приблизительно известном радиальном угле в стволе 312 скважины. Модуль 302 определения температуры может обрабатывать сигнал 306 для определения оценок температуры 304. Датчики 202 температуры могут являться осевыми сегментами оптоволоконного кабеля 108, расположенными в стволе 112 скважины посредством спирального расположения кабеля 108 в стволе 112 скважины, посредством спирального расположения кабеля 108 в стволе 112 скважины с изменяемой конфигурацией по числу витков на отрезке длины ствола скважины в стволе 112 скважины и/или расположения кабеля 108 в группировках 502 в виде змейки, располагающихся по спирали вокруг ствола 112 скважины. Способ 800 дополнительно включает в себя оборудование 804 теплоизоляции 132, для теплоизоляции датчиков 202 температуры от канала 110, 128 нагнетания проходящего поперек зоны, представляющей интерес, в пласте 114. Способ 800 дополнительно включает в себя нагнетание 806 текучей среды в зону 114 А нагнетания в пласте 114. В одном варианте осуществления способ 800 включает в себя обнаружение 814 модулем 316 обработки данных отклонения разрыва отклонение 318 разрыв - ствол скважины. Если отклонение 318 разрыв - ствол скважины существует, модуль 316 обработки данных отклонения разрыва может устанавливать управляющий флажок, отмечающий отклонения 318, и заканчивать способ 800. В одном варианте осуществления модуль 316 обработки данных отклонения разрыва может обеспечивать осуществление способа 800, даже если отклонение 318 разрыв - ствол скважины обнаружено и модуль 316 обработки данных отклонения разрыва может сохранять управляющий флажок, отмечающий отклонение 318 разрыв - ствол скважины. Способ 800 дополнительно включает в себя определение 810 модулем 314 размещения текучей среды вертикальной протяженности 134 нагнетаемой текучей среды 126 в пласте 114 на основе температуры 304, указанной каждым датчиком 202 температуры. Способ 800 может дополнительно включать в себя регулировку 812 модулем 332 модифицирования нагнетания параметра 334 нагнетания на основе вертикальной протяженности 134. В одном варианте осуществления способ 800 включает в себя модуль 336 калибрования для калибрования 814 модели 338 распространения разрыва для соответствия смоделированной ширине разрыва вертикальной протяженности 134 нагнетаемой текучей среды 126. Настоящее изобретение можно осуществить в других конкретных формах без отхода от его сущности или существенных отличий. Описанные варианты осуществления не должны рассматриваться во всех отношениях только как иллюстративные и не ограничительные. Объем изобретения поэтому указан прилагаемой формулой изобретения, а не приведенным выше описанием. Все изменения, происходящие в соответствии со значением и эквивалентностью формулы изобретения, должны быть связаны ее объемом. Ссылки в данном подробном описании на признаки, преимущества или аналогичный язык не означают, что все признаки и преимущества, которые можно реализовать в настоящем изобретении, должны находиться или находятся в любом одном варианте осуществления изобретения. Вместо этого, язык признаков и преимуществ понимается как означающий, что конкретный признак, преимущество или отличие, описанные применительно к варианту осуществления, включены в состав по меньшей мере одного варианта осуществления настоящего изобретения. Таким образом, рассмотрение признаков и преимуществ и аналогичный язык в подробном описании могут, но не обязательно, относиться к одному варианту осуществления. Дополнительно к этому, описанные признаки, преимущества и отличия изобретения можно комбинировать любым подходящим способом в одном или нескольких вариантах осуществления. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды, содержащий этапы,на которых размещают множество датчиков температуры, причем каждый из множества датчиков температуры предназначен для оценки температуры приблизительно на известной глубине в стволе скважины и приблизительно на известном радиальном угле в стволе скважины, причем известный радиальный угол содержит относительный радиальный угол и/или абсолютный радиальный угол, при этом выполняют теплоизоляцию, имеющую первую теплопроводность, предназначенную для теплоизоляции множества датчиков температуры от канала нагнетания, проходящего поперек зоны, представляющей интерес в пласте, причем первая теплопроводность ниже, чем вторая теплопроводность материалов между пластом и множеством датчиков температуры, причем вторая теплопроводность материалов между пластом и множеством датчиков температуры определяется теплопроводностью материала текучей среды ствола скважины, теплопроводностью материала обсадной колонны и теплопроводностью цементного слоя; нагнетают текучую среду через канал нагнетания в зону нагнетания в пласте; определяют вертикальную протяженность нагнетаемой текучей среды в пласте поперек зоны, представляющей интерес, на основе оценки температуры для каждого датчика температуры; определяют отклонение между разрывом и стволом скважины, когда самый верхний индикатор разрыва и самый нижний индикатор разрыва демонстрируют более узкий температурный отклик, чем по меньшей мере один центральный индикатор разрыва. 2. Способ по п.1, в котором при известном радиальном угле каждого из множества датчиков температуры разрешение составляет менее 120. 3. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап, на котором определяют отклонение между разрывом и стволом скважины, когда первый индикатор разрыва появляется на первой стороне ствола скважины в высшей точке наблюдаемого разрыва, а второй индикатор разрыва появляется на второй стороне ствола скважины, в низшей точке наблюдаемого разрыва. 4. Способ по п.1, в котором множество датчиков температуры содержит осевые сегменты оптоволоконного кабеля, распределенные по зоне, представляющей интерес, способом, выбранным из группы,состоящей из спирального расположения оптоволоконного кабеля в стволе скважины, спирального расположения оптоволоконного кабеля с изменяемой конфигурацией по числу витков на отрезке длины вдоль оси ствола скважины и расположения оптоволоконного кабеля во множество группировок в виде змейки, причем группировки в виде змейки располагают по спирали вокруг ствола скважины. 5. Способ по п.1, в котором дополнительно проводят мониторинг вертикальной протяженности нагнетаемой текучей среды и корректировку параметра нагнетания на основе вертикальной протяженности, при этом параметр нагнетания содержит элемент, выбранный из группы, состоящей из вязкости нагнетаемой текучей среды, скорости закачки нагнетаемой текучей среды и концентрации расклинивающего агента текучей среды. 6. Устройство для осуществления способа по п.1, содержащее множество датчиков температуры, при этом каждый из множества датчиков температуры размещен приблизительно на известной глубине и приблизительно на известном радиальном угле в стволе скважины, причем радиальные углы каждого из датчиков температуры не являются одинаковыми; теплоизоляцию, имеющую первую теплопроводность, установленную между каналом нагнетания и множеством датчиков температуры поперек зоны, представляющей интерес, в пласте, причем первая теплопроводность ниже, чем вторая теплопроводность материалов между пластом и множеством датчиков температуры, причем вторая теплопроводность материалов между пластом и множеством датчиков температуры определяется теплопроводностью материала текучей среды ствола скважины, теплопроводностью материала обсадной колонны и теплопроводностью цементного слоя; насос, предназначенный для нагнетания текучей среды через канал нагнетания в зону нагнетания в пласт; модуль определения температуры, предназначенный для обработки по меньшей мере одного сигнала от множества датчиков температуры и определения оценки температуры для каждого датчика температуры; модуль размещения текучей среды, предназначенный для определения вертикальной протяженности нагнетаемой текучей среды поперек зоны, представляющей интерес, на основании оценки температуры для каждого датчика температуры; модуль обработки данных отклонения разрыва, предназначенный для определения отклонения между разрывом и стволом скважины на основе оценки температуры для каждого датчика температуры, и приблизительно известных глубин и приблизительно известных радиальных углов множества датчиков температуры. 7. Устройство по п.6, в котором модуль обработки данных отклонения разрыва дополнительно предназначен для определения отклонения между разрывом и стволом скважины на основе данных первого индикатора разрыва, возникающего на одной стороне ствола скважины, и второго индикатора разрыва, возникающего на противоположной стороне ствола скважины, когда первый индикатор разрыва возникает в верхней части наблюдаемой зоны нагнетания и второй индикатор разрыва возникает в нижней части наблюдаемой зоны нагнетания. 8. Устройство по п.6, в котором множество датчиков температуры содержит множество осевых сегментов оптоволоконного кабеля, расположенного в стволе скважины, причем оптоволоконный кабель обмотан спирально вокруг, по меньшей мере, участка теплоизоляции, при этом канал нагнетания содержит по меньшей мере один элемент, выбранный из группы, состоящей из колонны насоснокомпрессорной трубы, колонны гибкой насосно-компрессорной трубы, обсадной колонны и кольцевого пространства обсадной колонны. 9. Устройство по п.6, в котором множество датчиков температуры содержит осевые сегменты оптоволоконного кабеля, расположенные в стволе скважины. 10. Устройство по п.9, в котором оптоволоконный кабель имеет распределенное расположение поперек зоны, представляющей интерес, в стволе скважины, причем распределенное расположение содержит элемент, выбранный из группы, состоящей из спирального расположения; спирального расположения с изменяемой конфигурацией по числу витков на отрезке длины вдоль оси ствола скважины и множества группировок, причем каждая группировка содержит конкретный отрезок длины вдоль оси оптоволоконного кабеля, расположенный в конкретном охвате радиального угла и на конкретной глубине ствола скважины, при этом множество группировок расположено спирально вокруг ствола скважины.

МПК / Метки

МПК: E21B 43/26, E21B 47/103

Метки: размещения, устройство, способ, текучей, среды, нагнетаемой, вертикального, определения

Код ссылки

<a href="http://easpatents.com/22-20187-sposob-i-ustrojjstvo-dlya-opredeleniya-vertikalnogo-razmeshheniya-nagnetaemojj-tekuchejj-sredy.html" rel="bookmark" title="База патентов Евразийского Союза">Способ и устройство для определения вертикального размещения нагнетаемой текучей среды</a>

Похожие патенты