Система низкотемпературного контроля для подземных барьеров

011226 Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится в общем к способам и системам, обеспечивающим низкотемпературный барьер вокруг по меньшей мере части подземной области обработки. Область обработки может использоваться для добычи углеводородов, водорода и (или) других продуктов. Варианты осуществления относятся к способам и системам для определения температурного профиля низкотемпературного барьера. Уровень техники Для обработки пластов могут использоваться внутрипластовые процессы. Во время некоторых внутрипластовых процессов в пласт могут быть введены флюиды или они могут быть образованы в пласте. Введнные или образованные флюиды, возможно, должны содержаться в области обработки, чтобы минимизировать или устранить воздействие на смежные области внутрипластового процесса. Во время некоторых внутрипластовых процессов барьер может быть сформирован вокруг всей или части области обработки, чтобы предотвратить перемещения флюида из области обработки или в область обработки. Низкотемпературная зона может быть использована для изолирования выбранных областей пласта для многих целей. В некоторых системах грунт замораживается для исключения миграции флюидов из обрабатываемой области во время ликвидации загрязнений. Патенты США 4860544 на имя Krieg et al.,4974425 на имя Krieg et al.; 5507149 на имя Dash et al., 6796139 на имя Briley et al., 6854929 на имя Vinegar et al. и патентная заявка US2004/0140095 описывают системы с замораживающими скважинами для замораживания грунта. В заявке US2004/001950 раскрыта система для контроля температуры в нескольких стволах скважин в подземном пласте. Для формирования низкотемпературного барьера отдельные обособленные скважины могут быть образованы в пласте, где должен быть сформирован барьер. В стволах скважин может быть размещен трубопровод. Низкотемпературная теплопередающая среда может циркулировать по трубопроводу, чтобы снизить температуру рядом со скважинами. Низкотемпературная зона вокруг скважин может распространяться в направлении от них. В конечном счте, низкотемпературные зоны, образованные двумя смежными скважинами, смыкаются. Температура низкотемпературных зон может быть достаточно низкой, чтобы заморозить пластовый флюид так, чтобы был сформирован практически непроницаемый барьер. Расстояние между скважинами может быть приблизительно от 1 до 3 м или более. Расстояние между скважинами может быть функцией от нескольких факторов, в том числе состава пласта и его свойств, пластового флюида и его свойств, времени для формирования барьера, и температуры и свойств низкотемпературной теплопередающей среды. В общем, очень холодная температура низкотемпературной теплопередающей среды обеспечивает большее пространство и (или) более быстрое формирование барьера. Очень холодная температура может быть равна - 20 С или менее. Во время формирования низкотемпературной зоны температура пласта в замораживающих скважинах и (или) рядом с ними может указывать на изменение пласта с низкотемпературным барьером. После завершения барьера температура пласта в замораживающих скважинах и (или) рядом с ними или в контрольных скважинах, смежных с замораживающими скважинами, может указывать возможные проблемные области, которые могут привести к образованию разрывов в барьере. Желательно иметь систему для контроля температуры в замораживающих скважинах и (или) рядом с замораживающими скважинами в пласте. Сущность изобретения В некоторых вариантах осуществления изобретение касается системы для контроля температуры подземной низкотемпературной зоны, которая включает в себя множество замораживающих скважин,выполненных с возможностью формирования низкотемпературной зоны; по меньшей мере одну контрольную скважину; один или более лазеров; оптоволоконный кабель, соединнный с по меньшей мере одним лазером, причм часть оптоволоконного кабеля расположена в по меньшей мере одной контрольной скважине и по меньшей мере один лазер выполнен с возможностью введения световых импульсов в по меньшей мере один конец оптоволоконного кабеля; и анализатор, соединнный с оптоволоконным кабелем, причм анализатор выполнен с возможностью получения обратных сигналов от световых импульсов. Изобретение также предлагает в комбинации с вышеописанным изобретением компьютер, соединнный с анализатором; и систему охлаждения пласта с циркуляцией охладителя, соединнную с компьютером, причм система охлаждения пласта с циркуляцией охладителя выполнена с возможностью подачи охладителя в замораживающие скважины, а компьютер выполнен с возможностью оценки данных температурного профиля, полученных из анализатора. Изобретение также касается способов контроля температуры низкотемпературного подземного барьера с помощью одного или нескольких из описанных изобретений, включающих в себя этапы, на которых передают свет через оптоволоконный кабель и анализируют анализатором один или более обратных сигналов из оптоволоконного кабеля для того, чтобы оценить температурный профиль вдоль оптоволоконного кабеля. В дальнейших вариантах осуществления элементы из конкретных вариантов осуществления могут быть объединены с элементами из других вариантов осуществления. Например, элементы из одного ва-1 011226 рианта осуществления могут быть объединены с элементами из любого другого варианта осуществления. В дальнейших вариантах осуществления обработка пласта выполняется с помощью любых из описанных способов и(или) систем. В дальнейших вариантах осуществления дополнительные признаки могут быть добавлены к конкретным вариантам осуществления, описанным здесь. Краткое описание чертежей Преимущества данного изобретения могут стать очевидными специалистам с выгодой от последующего подробного описания и ссылки на сопровождающие чертежи, на которых фиг. 1 показывает условный вид варианта осуществления части системы для процесса внутрипластовой конверсии для обработки пласта, содержащего углеводороды; фиг. 2 изображает вариант осуществления замораживающей скважины для системы охлаждения с циркулирующей средой, причм вид в разрезе замораживающей скважины представлен ниже поверхности земли; фиг. 3 - вид защитного кожуха, связанного с корпусом замораживающей скважины; фиг. 4 - условное представление оптоволоконной кабельной системы, используемой для контроля температуры в замораживающих скважинах и около них. Хотя изобретение чувствительно к различным модификациям и альтернативным формам, конкретные варианты осуществления показаны посредством примера на чертежах и могут быть подробно описаны здесь. Чертежи выполнены не в масштабе. Однако должно быть понятно, что чертежи и подробное описание не предназначены для ограничения изобретения конкретной раскрытой формой, но напротив,намерение состоит в том, чтобы охватить все модификации, эквиваленты и альтернативы, попадающие в сущность и объм данного изобретения, как определено в приложенной формуле изобретения. Подробное описание Нижеследующее описание в общем относится к системам и способам обработки углеводородов в пластах. Пласты могут обрабатываться с помощью внутрипластовых процессов конверсии для того, чтобы получить углеводородные продукты, водород и другие продукты. Замораживающие скважины могут использоваться для того, чтобы формировать барьер вокруг всей или части подвергаемого воздействию пласта для осуществления внутрипластового процесса конверсии. Оптоволоконная система измерения температуры может использоваться для того, чтобы контролировать температуру замораживающих скважин и (или) частей пласта, смежных с барьером, сформированным замораживающими скважинами. Углеводороды в общем определяются как молекулы, сформированные прежде всего атомами углерода и водорода. Углеводороды могут также включать в себя другие элементы, такие как - но, не ограничиваясь ими - галогены, элементы металлов, азот, кислород и (или) сера. Углеводороды могут быть но, не ограничиваясь ими - керогеном, асфальтом, пиробитумом, нефтепродуктами, естественными минеральными восками и асфальтитами. Углеводороды могут быть локализованы в минеральных матрицах или граничить с ними в земле. Матрицы могут включать в себя - но, не ограничиваясь ими - осадочную породу, пески, силициты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды. Углеводородные флюиды являются флюидами, которые включают в себя углеводороды. Углеводородные флюиды могут включать в себя, вовлекать или быть вовлечнными в неуглеводородные флюиды, такие как водород, азот, угарный газ, углекислый газ, сероводород, вода и аммиак. Пласт включает в себя один или несколько содержащих углеводороды слов, один или несколько неуглеводородных слоев, покрывающий слой и (или) подстилающий слой. Покрывающий слой и (или) подстилающий слой включают в себя один или несколько различных типов непроницаемых материалов. Для примера, покрывающий и (или) подстилающий слой могут включать в себя скальную породу,сланец, щебень или влажный/плотный карбонат. В некоторых вариантах осуществления внутрипластовых процессов конверсии покрывающий и (или) подстилающий слой могут включать в себя слой, содержащий углеводороды, или слои, содержащие углеводороды, которые являются относительно непроницаемыми и не подвергаются воздействию температуры в ходе внутрипластового процесса конверсии, что приводит к существенным характерным изменениям покрывающего и(или) подстилающего слоя, содержащих углеводород. Например, подстилающий слой может содержать сланец или щебень, но подстилающий слой не нагревается до температур пиролиза во время внутрипластового процесса конверсии. В некоторых случаях покрывающий и (или) подстилающий слой могут быть до некоторой степени проницаемыми. Пластовыми флюидами называются флюиды, находящиеся в пласте, они могут включать пиролизный флюид, синтез-газ, подвижный углеводород и воду (пар). Пластовые флюиды могут включать в себя как жидкие углеводороды, так и не жидкие углеводороды. Термин подвижный флюид относится к флюидам в пласте, содержащем углеводород, которые способны течь в результате тепловой обработки пласта. Добытыми флюидами называются пластовые флюиды, удалнные из пласта. Источником тепла является любая система, обеспечивающая тепло для по меньшей мере части пласта, по существу, за счт теплопроводности и (или) излучения. Например, источник тепла может включать в себя электронагреватели, такие как изолированный проводник, протяжнный элемент и (или) проводник, расположенный в трубе. Источник тепла может также включать в себя системы, которые вы-2 011226 рабатывают тепло путм сжигания топлива, находящегося вне пласта или в пласте. Эти системы могут быть поверхностными горелками, скважинными газовыми горелками, беспламенными распределнными камерами сгорания и естественными распределнными камерами сгорания. В некоторых применениях тепло, подводимое или выработанное в одном или несколько тепловых источниках, может подводиться от других источников энергии. Другие источники энергии могут непосредственно нагревать пласт или энергия может передаваться теплоносителю, который прямо или косвенно нагревает пласт. Понятно, что один или несколько тепловых источников, которые нагревают пласт, могут использовать различные источники энергии. Таким образом, например, для заданного пласта некоторые источники тепла передают тепло от электрических резистивных нагревателей, некоторые источники тепла могут обеспечивать тепло за счт сжигания топлива, а некоторые источники тепла могут получать тепло от одного или нескольких других источников энергии (например, за счт химических реакций, солнечной энергии, ветровой энергии, биомассы или других источников возобновляемой энергии). Химическая реакция может включать в себя экзотермическую реакцию (например, реакция окисления). Источник тепла может также включать в себя нагреватель, который обеспечивает нагрев в зоне, ближайшей к нагреваемому месту и(или) окружающей его, такой как нагревательная скважина. Нагреватель представляет собой любую систему или источник тепла для генерации тепла в скважине или в области вблизи скважины. Нагреватели могут быть - но, не ограничиваясь ими - электронагревателями, горелками, камерами сгорания, которые реагируют с материалом в пласте или добытым из пласта и (или) их комбинаций. Внутрипластовый процесс конверсии относится к процессу нагревания содержащего углеводород пласта с помощью источников тепла для того, чтобы поднять температуру по меньшей мере части пласта выше температуры пиролиза, с тем, чтобы в пласте образовался пиролизный флюид. Термин ствол скважины относится к отверстию в пласте, выполненному путм бурения или введения трубопровода в пласт. Ствол скважины обычно имеет круглое поперечное сечение или другую форму поперечного сечения. Термины скважина и отверстие используются здесь, когда ссылаются на отверстие в пласте, и могут использоваться взаимозаменяемо с термином ствол скважины. Пиролиз представляет собой разрушение химических связей в результате приложения нагрева. Например, пиролиз может включать в себя преобразование соединения в одно или несколько других веществ только путм нагрева. Тепло может передаваться в участок пласта, чтобы вызвать пиролиз. В некоторых пластах части пласта и (или) другие материалы в пласте могут стимулировать пиролиз через каталитическую активность. Пиролизный флюид или продукты пиролиза относятся к флюиду, полученному в ходе пиролиза углеводородов. Флюид, полученный в результате реакции пиролиза, может смешиваться с другими флюидами в пласте. Смесь будет рассматриваться как пиролизный флюид или продукт пиролиза. Как используется здесь, зона пиролиза относится к объму пласта (например, относительно проницаемого пласта, такого как пласт нефтеносного песка), который вызывает реакцию или реагирует с образованием пиролизного флюида. Теплопроводность представляет собой свойство материала, которое описывает скорость, с которой тепло распространяется в установившемся состоянии между двумя поверхностями материала для заданной разности температур между этими двумя поверхностями. Углеводороды или другие желательные продукты в пласте могут быть добыты с помощью различных внутрипластовых процессов. Некоторые внутрипластовые процессы, которые можно использовать для добычи углеводороды или желательных продуктов, представляют собой такие внутрипластовые процессы конверсии как разбавление паром, разбавление огнм, паровой гравитационный дренаж и другие решения, используемые в горной промышленности. Во время некоторых внутрипластовых процессов барьеры могут быть необходимы или желательны. Барьеры могут предотвратить попадание флюида, такого как пластовая вода, в область обработки. Барьеры могут также предотвратить нежелательный выход флюида из области обработки. Предотвращение нежелательного выхода флюида из области обработки может минимизировать или устранить воздействие внутрипластового процесса на участках, смежных с областью обработки. На фиг. 1 изображен вариант осуществления части системы 100 внутрипластовой конверсии для обработки содержащего углеводород пласта. Система 100 внутрипластовой конверсии может включать в себя барьерные скважины 102. Барьерные скважины 102 используются для образования барьера вокруг области обработки. Барьер предотвращает поток флюида в область обработки и (или) из области обработки. Барьерные скважины включают в себя - но, не ограничиваясь ими - водопонижающие скважины,скважины пониженного давления, улавливающие скважины, нагнетательные скважины, цементированные скважины, замораживающие скважины или их комбинации. В варианте осуществления, изображенном на фиг. 1, барьерные скважины 102 показаны только вдоль одной стороны источников 104 тепла, но барьерные скважины обычно окружают все используемые источники 104 тепла или могут использоваться для нагрева области обработки пласта. Источники 104 тепла размещены по меньшей мере в части пласта. Источники 104 тепла могут включать в себя нагреватели, такие как изолированные проводники, нагреватели типа проводник в трубе,-3 011226 поверхностные горелки, беспламенные распределнные камеры сгорания и (или) естественные распределнные камеры сгорания. Источники 104 тепла могут также включать в себя другие типы нагревателей. Источники 104 тепла обеспечивают тепло для по меньшей мере части пласта, чтобы нагреть углеводороды в пласте. Энергия может подводиться к источникам 104 тепла через подводящие линии 106. Подводящие линии 106 могут конструктивно различаться в зависимости от источника тепла или источников тепла, используемых для нагрева пласта. Подводящие линии 106 для источников тепла могут передавать электричество для электронагревателей, могут транспортировать топливо для камер сгорания или могут транспортировать теплоноситель, который циркулирует в пласте. Эксплуатационные скважины 108 используются для того, чтобы удалять пластовый флюид из пласта. В некоторых вариантах осуществления эксплуатационные скважины 108 могут включать в себя один или несколько источников тепла. Источник тепла в эксплуатационной скважине может нагревать одну или несколько частей пласта в эксплуатационной скважине или около эксплуатационной скважины. Источник тепла в эксплуатационной скважине может подавить конденсацию и отток пластового флюида,отводимого из пласта. Пластовый флюид, добываемый из эксплуатационных скважин 108, может транспортироваться по коллекторному трубопроводу 110 к обрабатывающему оборудованию 112. Пластовые флюиды могут также быть получены из источников 104 тепла. Например, флюид может добываться из источников 104 тепла для того, чтобы управлять давлением в пласте, граничащем с источниками тепла. Флюид, добытый из источников 104 тепла, может транспортироваться по трубам или трубопроводам к коллекторному трубопроводу 110, или же добытый флюид транспортироваться по трубам или трубопроводам непосредственно к оборудованию обработки 112. Оборудование обработки 112 может включать в себя блоки сепарации, реакционные блоки, блоки для повышения качества, топливные блоки, турбины, резервуары для хранения и (или) другие системы и блоки для того, чтобы обрабатывать полученные пластовые флюиды. Оборудование обработки может вырабатывать транспортное топливо из по меньшей мере части углеводородов, добытых из пласта. Некоторые скважины, сформированные в пласте, могут использоваться для того, чтобы облегчить формирование барьера по периметру вокруг области обработки. Барьер по периметру может быть - но не ограничен этим - низкотемпературным или замороженным барьером, образованным замораживающими скважинами, водопонижающими скважинами, цементной стеной, образованной в пласте, барьером из серного цемента, барьером, образованным гелем, полученным в пласте, барьером, образованным осаждением солей в пласте, барьером, образованным реакцией полимеризации в пласте и (или) листами, вогнанными в пласт. Источники тепла, эксплуатационные скважины, нагнетательные скважины, водопонижающие скважины и (или) контрольные скважины могут быть установлены в области обработки, определнной барьером до установки барьера, одновременно с ним или после установки барьера. Низкотемпературная зона вокруг по меньшей мере части области обработки может быть образована замораживающими скважинами. В варианте осуществления охладитель, циркулирующий через замораживающие скважины, создает низкотемпературные зоны вокруг каждой замораживающей скважины. Замораживающие скважины размещены в пласте так, чтобы низкотемпературные зоны накладывались и образовывали низкотемпературную зону вокруг области обработки. Низкотемпературная зона, образованная замораживающими скважинами, поддерживается при температуре ниже температуры замерзания водного флюида в пласте. Водный флюид, попадающий в низкотемпературную зону, замерзает и образует замороженный барьер. В других вариантах осуществления замороженный барьер образуется группой управляемых замораживающих скважин. Холодная текучая среда, такая как жидкий азот, вводится в замораживающие скважины, чтобы сформировать низкотемпературные зоны вокруг замораживающих скважин. Жидкость пополняется по мере необходимости. В некоторых вариантах осуществления два или более рядов замораживающих скважин располагают вокруг всей или части периметра области обработки для того, чтобы образовать широкую взаимосвязанную низкотемпературную зону. Широкие низкотемпературные зоны могут быть образованы смежными областями в пласте, где есть высокая скорость потока водной текучей среды в пласте. Широкий барьер может гарантировать, что не произойдт сквозного прорыва замороженного барьера, установленного замораживающими скважинами. Вокруг сторон области обработки могут быть установлены вертикально размещнные замораживающие скважины и (или) горизонтально размещнные замораживающие скважины. Если покрывающий слой или подстилающий слой пласта позволяют флюиду течь вобласть обработки или из области обработки, могут применяться горизонтально размещнные замораживающие скважины для того, чтобы сформировать верхний и (или) нижний барьер для области обработки. В некоторых вариантах осуществления верхний барьер и (или) нижний барьер, возможно, не нужен, если верхний слой и (или) нижний слой по меньшей мере практически непроницаемы. Если образован верхний барьер замораживания, то части источников тепла, эксплуатационных скважин, нагнетательных скважин и (или) водопонижающих скважин, которые проходят через низкотемпературную зону, созданную замораживающими скважинами и формирующими верхний барьер замораживания, могут быть изолированы, и (или) тепло может быть подведено таким образом, чтобы низкотемпературная зона не повлияла на функционирование источни-4 011226 ков тепла, эксплуатационных скважин, нагнетательных скважин и (или) водопонижающих скважин, проходящих через низкотемпературную зону. Интервал между смежными замораживающими скважинами может быть функцией от множества различных факторов. Эти факторы могут включать в себя - но, не ограничиваясь ими - физические свойства материала пласта, тип системы охлаждения, холодильные и тепловые свойства охладителя, скорость потока материала в или из области обработки, время образования низкотемпературной зоны и экономические соображения. Уплотннный или частично уплотннный материал пласта может позволить устанавливать больший интервал между замораживающими скважинами. Расстояние между замораживающими скважинами в уплотннном или частично уплотннном материале пласта может составлять от 3 до 20 м, от 4 до 15 м или от 5 до 10 м. В варианте осуществления интервал между смежными замораживающими скважинами составляет 5 м. Интервал между замораживающими скважинами в неуплотннном или, по существу, неуплотннном материале пласта, таком как нефтеносный песок, возможно, должен быть меньшим, чем интервал в уплотннном материале пласта. Расстояние между замораживающими скважинами в неуплотннном материале может быть от 1 до 5 м. Замораживающие скважины должны быть размещены в пласте так, чтобы было минимальное отклонение в ориентации одной замораживающей скважины относительно соседней замораживающей скважины. Избыточное отклонение создат большее расстояние между соседними замораживающими скважинами, что, возможно, не позволит создать связанную низкотемпературную зону между соседними замораживающими скважинами. Факторы, которые влияют на способ введения замораживающих скважин в грунт, включают в себя - но, не ограничиваясь ими - время установки замораживающей скважины,глубину, на которую замораживающие скважины должны быть введены, свойства пласта, требуемую ориентацию скважин и экономику. Стволы скважин относительно малой глубины для замораживающих скважин могут пробиваться и(или) путм вибрации вводиться в некоторые пласты. Стволы скважин для замораживающих скважин могут пробиваться и (или) вводиться путм вибрации в пласты на глубину от 1 до 100 м без избыточного отклонения в ориентации замораживающих скважин относительно соседних замораживающих скважин в некоторых типах пластов. Стволы скважин для замораживающих скважин, помещнных глубоко в пласты, или стволы скважин для замораживающих скважин, размещаемых в пластах со слоями, которые являются трудными для вбивания или ввода через них скважин путм вибрации, могут быть размещены в пластах направленным бурением и (или) с использованием забойной системы. Акустические сигналы, электрические сигналы,магнитные сигналы и (или) другие сигналы, полученные в первом стволе скважине, могут использоваться, чтобы вести бурение соседних скважин так, чтобы был выдержан требуемый интервал между соседними скважинами. Тщательный контроль интервала между скважинами для замораживающих скважин является важным фактором для уменьшения времени завершения формирования барьера в пласте. После формирования стволов скважин для замораживающих скважин стволы скважины могут быть заполнены водой рядом с частью пласта, которую необходимо охладить, чтобы сформировать часть барьера замораживания. Вода может вытеснить бурильную жидкость, остающуюся в стволе скважины. Вода может вытеснить природный газ во впадины, смежные с пластом. В некоторых вариантах осуществления скважина заполняется водой из трубопровода до уровня покрывающего слоя. В некоторых вариантах осуществления скважина заполняется водой по секциям. Ствол скважины может обрабатываться по секциям, имеющим длины 6, 10, 14, 17 м или больше. Давление воды в стволе скважины поддерживается ниже давления разрушения пласта. В некоторых вариантах осуществления вода или часть воды удаляется из ствола скважины, и замораживающая скважина размещается в пласте. Фиг. 2 изображает вариант осуществления замораживающей скважины 114. Замораживающая скважина 114 может включать в себя корпус 116, впускной трубопровод 118, распорные детали 120 и насадку 122. Распорные детали 120 могут позиционировать впускной трубопровод 118 в корпусе 116 так,чтобы между корпусом и трубопроводом было сформировано кольцевое пространство. Распорные детали 120 могут способствовать образованию турбулентного потока охладителя в кольцевом пространстве между впускным трубопроводом 118 и корпусом 116, но распорные детали могут также вызвать существенное падение давления текучей среды. Турбулентный поток текучей среды в кольцевом пространстве может быть стимулирован приданием шероховатости внутренней поверхности корпуса 116, приданием шероховатости внешней поверхности впускного трубопровода 118 и (или) при наличии небольшого поперечного сечения области кольцевого пространства, что обеспечивает высокую скорость охладителя в кольцевом пространстве. В некоторых вариантах осуществления распорные детали не используются. Устьевое оборудование 124 может удерживать корпус 116 в стволе скважины 126. Охладитель пласта может протекать по холодной стороне трубопровода 128 из блока охлаждения к впускному трубопроводу 118 замораживающей скважины 114. Охладитель пласта может протекать через кольцевое пространство между впускным трубопроводом 118 и корпусом 116 к тплой стороне трубопровода 130. Тепло может передаваться от пласта к корпусу 116 и от корпуса к охладителю пласта в кольцевом пространстве. Впускной трубопровод 118 может быть изолирован, чтобы предотвратить передачу тепла к охладителю пласта во время прохода охладителя пласта в замораживающую скважину 114.-5 011226 В варианте осуществления впускной трубопровод 118 представляет собой трубу из полиэтилена высокой плотности. При низких температурах некоторые полимеры могут проявлять большое температурное сжатие. Например, начальная длина 260 м полиэтиленового трубопровода при температуре приблизительно -25 С может сократиться на 6 м или более. Если используется трубопровод из полиэтилена высокой плотности или другой полимерный трубопровод, то большое температурное сжатие материала должно быть принято во внимание при определении конечной глубины замораживающей скважины. Например, замораживающая скважина должна быть пробурена глубже, чем необходимо, и трубопровод может сжаться во время использования. В некоторых вариантах осуществления впускной трубопровод 118 является изолированной металлической трубой. В некоторых вариантах осуществления изоляция может быть покрытием из полимера таким как - но, не ограничиваясь ими - поливинилхлоридом, полиэтиленом высокой плотности и (или) пенопластом. Замораживающая скважина 114 может быть введена в пласт с помощью установки гибких насоснокомпрессорных труб. В варианте осуществления корпус 116 и впускной трубопровод 118 намотаны на одном барабане. Установка гибких насосно-компрессорных труб вводит корпус и впускной трубопровод в пласт. В варианте осуществления корпус 116 намотан на первом барабане, а впускной трубопровод 118 намотан на втором барабане. Установка гибких насосно-компрессорных труб вводит корпус 116 в пласт. Затем гибкие насосно-компрессорные трубы используются для того, чтобы ввести впускной трубопровод 118 в корпус. В других вариантах осуществления замораживающая скважина собирается по секциям в месте расположения скважины и вводится в пласт. Изолированная секция замораживающей скважины 114 может быть установлена смежно с покрывающим слоем 132. Неизолированная секция замораживающей скважины 114 может быть размещена смежно со слоем или слоями 134, где должна быть сформирована низкотемпературная зона. В некоторых вариантах осуществления неизолированные секции замораживающей скважины могут быть помещены смежно только с водоносными слоями или другими водопроницаемыми частями пласта, что позволило бы флюиду течь в или из области обработки. Части пласта, куда неизолированные секции замораживающей скважины должны быть помещены, могут быть определены с помощью анализа колонки грунта и(или) каротажными методами. В некоторых вариантах осуществления с корпусом связывают защитный кожух, когда корпус вводится в пласт. Защитный кожух может быть u-образным. Поворотный переходник вблизи конца корпуса может приводиться в соответствие с u-поворотом в защитном кожухе. Волокно может быть вставлено в защитный кожух. Фиг. 3 изображает часть корпуса 116 с защитным кожухом 136, соединнным с корпусом полосками 138. Защитный кожух 136 может быть трубкой из нержавеющей стали или другой трубкой. Различные типы систем охлаждения могут использоваться для того, чтобы сформировать низкотемпературную зону. Определение соответствующей системы охлаждения может быть основано на многих факторах, в том числе - но, не ограничиваясь ими - тип замораживающей скважины; расстояние между соседними замораживающими скважинами; охладитель; время формирования низкотемпературной зоны; глубина низкотемпературной зоны; температурный перепад, которому будет подвергнут охладитель; химические и физические свойства охладителя; экологические проблемы, связанные с возможными выбросами, утечками или пролитием охладителя; экономика; образование водных потоков в пласте; состав и свойства пластовой воды, включая соленость и различные свойства пласта, такие как теплопроводность, способность тепловой диффузии и тепломкость. Система охлаждения с циркулирующей текучей средой может использовать жидкий охладитель(охладитель пласта), который циркулирует через замораживающие скважины. Некоторые требуемые свойства для охладителя пласта: низкая рабочая температура, низкая вязкость при рабочей температуре и около нее, высокая плотность, высокая удельная тепломкость, высокая теплопроводность, низкая цена,коррозионностойкость и низкая токсичность. Низкая рабочая температура охладителя пласта позволяет образовывать большую низкотемпературную зону вокруг замораживающих скважин. Низкая рабочая температура охладителя пласта должна быть -20 С или ниже. Охладители пласта, имеющие низкие рабочие температуры по меньшей мере -60 С, могут включать в себя водный аммиак, растворы муравьинокислого калия, такие как Dynalene HC-50 (Dynalene Heat Transfer Fluids (Уайтхолл, Штат Пенсильвания, США или FREEZIUM (Kemira Chemicals (Хельсинки, Финляндия; силиконовые теплопередающие жидкости, такие как SylthermXLT (Dow Corning Corporation (Мидленд, Мичиган, США; углеводородные охладители, такие как пропилен и хлорофтороуглероды, такие как R-22. Водный аммиак представляет собой раствор аммиака и воды с весовым процентом содержания аммиака между 20 и 40%. Водный аммиак имеет некоторые свойства и особенности, которые позволяют использовать водный аммиак как желательный охладитель пласта. Такие свойства и особенности включают в себя - но, не ограничиваясь ими - очень низкую точку замерзания, низкую вязкость, реальную доступность и низкую цену. Охладитель пласта, который способен охлаждать водный пластовый флюид ниже температуры замерзания, может быть использован, чтобы сформировать низкотемпературную зону вокруг области обработки. Следующее уравнение (уравнение Сенджера) может использоваться, чтобы моделировать времяt1, необходимое для сформирования замораживающего барьера радиусом R вокруг замораживающей скважины, имеющей поверхностную температуру Ts: В этих уравнениях kf - теплопроводность замороженного материала; cvf и cvu - объмная теплоемкость замороженного и незамороженного материала, соответственно; ro - радиус замораживающей скважины; vs - разность температур между поверхностной температурой Ts замораживающей скважины и точкой То замерзания воды; vo - разность температур между температурой Tg окружающего грунта и точкой То замерзания воды; L - объмная скрытая теплота замерзания пласта; R - радиус замороженнойнезамороженной поверхности, и RA - радиус, на котором нет никакого влияния от охлаждающего трубопровода. Уравнение Сенджера может обеспечить оценку с завышенной погрешностью времени формирования замороженного барьера радиусом R, потому что это уравнение не учитывает влияния охлаждения от других замораживающих скважин. Температура охладителя пласта является регулируемой переменной, которая может значительно влиять на интервал между замораживающими скважинами. Уравнение 1 подразумевает, что большая низкотемпературная зона может быть сформирована при использовании охладителя, имеющего очень низкую начальную температуру. Желательно использование охладителя пласта, имеющего низкую начальную температуру -30 С или ниже. Охладители пласта,имеющие начальные температуры более высокие чем -30 С, могут также использоваться, но с такими охладителями пласта требуются более длительные времена для соединения низкотемпературных зон,образованных отдельными замораживающими скважинами. Кроме того, такие охладители пласта требуют использования меньших интервалов между замораживающими скважинами и (или) большего числа замораживающих скважин. Физические свойства материала, используемого для строительства замораживающих скважин, могут быть фактором при определении самой холодной температуры охладителя пласта, используемого для формирования низкотемпературной зоны вокруг области обработки. Углеродистая сталь может использоваться как конструкционный материал для замораживающих скважин. Стальные сплавы А 333 сорта 6 ASTM (Американское общество по испытанию материалов) и стальные сплавы А 333 сорта 3 ASTM могут использоваться для низкотемпературных приложений. Стальные сплавы А 333 сорта 6 ASTM, как правило, не содержат или содержат немного никеля и имеют низкую границу диапазона рабочей температуры -50 С. Стальные сплавы А 333 сорта 3 ASTM,как правило, содержат никель и имеют намного более низкую границу диапазона рабочей температуры. Никель в сплаве A333 сорта 3 ASTM добавляет эластичность при низких температурах, но также и значительно увеличивает стоимость металла. В некоторых вариантах осуществления самая низкая температура охладителя лежат от -35 до -55 С, от -38 до -47 С или от -40 С до -45 С, чтобы обеспечить использование стальных сплавов A333 сорта 6 ASTM для строительства корпусов для замораживающих скважин. Нержавеющие стали, такие как нержавеющая сталь 304, могут использоваться для того, чтобы сформировать замораживающие скважины, но стоимость нержавекщей стали обычно намного больше, чем стоимость стальных сплавов A333 сорта 6 ASTM. В некоторых вариантах осуществления металл, используемый для формирования корпусов замораживающих скважин, может быть в виде трубы. В некоторых вариантах осуществления металл, используемый для формирования корпусов замораживающих скважин, может быть в форме листа. Листовой металл может быть сварен по длине, чтобы образовать трубу, и (или) гибкую НКТ. Формирование корпусов из листового металла может улучшить экономичность системы, обеспечивая гибкой НКТ и уменьшая оборудование и трудовые ресурсы, необходимые для создания и установки корпусов, используя трубу. Блок охлаждения может использоваться для уменьшения температуры охладителя пласта до низкой рабочей температуры. В некоторых вариантах осуществления блок охлаждения может использовать цикл испарения аммиака. Блоки охлаждения доступны от Cool Man Inc. (Милуоки, Висконсин, США), GartnerRefrigeration and Manufacturing (Миннеаполис, Миннесота, США) и других поставщиков. В некоторых вариантах осуществления может быть использована каскадная система охлаждения с аммиаком на первой стадии и с углекислым газом на второй стадии. Циркулирующий через замораживающие скважины охладитель может содержать 30 вес.% аммиака в воде (водный аммиак). Альтернативно, может использоваться одностадийная система охлаждения с углекислым газом. Система контроля температуры может быть установлена в стволах замораживающих скважин и(или) в контрольных скважинах, смежных с замораживающими скважинами, чтобы контролировать тем-7 011226 пературный профиль замораживающих скважин и (или) низкотемпературной зоны, образованной замораживающими скважинами. Эта система контроля может использоваться для того, чтобы контролировать развитие образования низкотемпературной зоны. Система контроля может использоваться для того,чтобы определить расположение высокотемпературных областей мест возможных прорывов или мест прорывов после того, как образована низкотемпературная зона. Периодический контроль температурного профиля замораживающих скважин и (или) низкотемпературной зоны, созданной замораживающими скважинами, позволяет обеспечить дополнительное охлаждение для возможных областей аварии прежде,чем случится прорыв. Дополнительное охлаждение может обеспечиваться в прорывах или вблизи прорывов и в высокотемпературных областях для того, чтобы гарантировать целостность низкотемпературной зоны вокруг области обработки. Дополнительное охлаждение можно обеспечивать, увеличивая поток охладителя через выбранные замораживающие скважины, устанавливая дополнительную замораживающую скважину или дополнительные замораживающие скважины и (или) подводя криогенную жидкость, такую как жидкий азот, к высокотемпературным областям. Обеспечение дополнительного охлаждения возможных областей аварии прежде, чем случится прорыв, намного эффективнее и выгоднее, чем устранение прорыва, подогрева части области обработки, которая была охлаждена притоком флюида и(или) восстановления области за пределами прорванного замороженного барьера. В некоторых вариантах осуществления перемещающаяся термопара может использоваться для того, чтобы контролировать температурный профиль выбранных замораживающих скважин или контрольных скважин. В некоторых вариантах осуществления система контроля температуры включает в себя термопары, размещенные в отдельных местах в стволах замораживающих скважин, в замораживающих скважинах и (или) в контрольных скважинах. В некоторых вариантах осуществления система контроля температуры включает в себя оптоволоконную систему контроля температуры. Оптоволоконные системы контроля температуры доступны от Sensornet (Лондон, Великобритания),Sensa (Хьюстон, Техас, США), Luna Energy (Блексбург, Вирджиния, США), Lios Technology GMBH(Кльн, Германия), Oxford Electronics Ltd. (Хемпшир, Великобритания), и Sabeus Sensor Systems (Калабасас, Калифорния, США). Оптоволоконная система контроля температуры включает в себя систему передачи и обработки данных и один или несколько оптоволоконных кабелей. Система передачи и обработки данных включает в себя один или несколько лазеров для направления света в оптоволоконный кабель и один или несколько компьютеров с программным обеспечением и периферийными устройствами для прима, анализа и вывода данных. Система передачи и обработки данных может быть соединена с одним или несколькими оптоволоконными кабелями. Отдельный оптоволоконный кабель может быть длиной в несколько километров. Оптоволоконный кабель может быть установлен во многих замораживающих скважинах и (или) контрольных скважинах. В некоторых вариантах осуществления два оптоволоконных кабеля могут быть установлены в каждой замораживающей скважине и (или) контрольной скважине. Два оптоволоконных кабеля могут быть соединены вместе. Использование двух оптоволоконных кабелей в скважине обеспечивает компенсацию оптических потерь, которые происходят в скважинах, и обеспечивает лучшую точность измеряемых температурных профилей. Волокно оптоволоконного кабеля может размещаться в полимерной трубе. Полимерная труба может быть заполнена теплопередающей средой. Теплопередающая среда может быть гелем или жидкостью, которая не замораживается при температуре используемого для охлаждения пласта охладителя или ниже не. В некоторых вариантах осуществления теплопередающая среда в полимерной трубе является той же самой, что и охладитель пласта, например жидкость производства Dynalene Heat Transfer Fluids,или раствор аммиака. В некоторых вариантах осуществления волокно помещают в трубу с помощью теплопередающей среды. Использование теплопередающей среды для введения волокна в полимерную трубу удаляет влагу из полимерной трубы. Полимерная труба и волокно могут размещаться в защитном кожухе, таком как четвертьдюймовая труба из нержавеющей стали 304, чтобы сформировать оптоволоконный кабель. Защитный кожух может быть предварительно напряжен для того, чтобы выдержать температурное сжатие при низких температурах. Защитный кожух может быть заполнен теплопередающей средой. В некоторых вариантах осуществления полимерная труба помещается в защитный кожух с теплопередающей средой. Использование теплопередающей среды для введения полимерной трубы и волокна в защитный кожух удаляет влагу в защитном кожухе. В некоторых вариантах осуществления два волокна расположены в одной и той же трубе из нержавеющей стали. В некоторых вариантах осуществления волокно размещается непосредственно в защитном кожухе без размещения в полимерной трубе. В некоторых вариантах осуществления оптоволоконный кабель привязывают к корпусу замораживающей скважины, когда корпус вставляется в пласт. Оптоволоконный кабель может быть намотан вокруг корпуса смежно с частями пласта, которые должны быть доведены до низкой температуры, чтобы образовать низкотемпературную зону. Намотка оптоволоконного кабеля вокруг корпуса обеспечивает большую длину оптоволоконного кабеля вблизи областей, которые должны быть доведены до низкой температуры. Большая длина позволяет получить лучшее разрешение температурного профиля для областей, которые должны быть доведены до низких температур. В некоторых вариантах осуществления-8 011226 оптоволоконный кабель размещается в корпусе замораживающей скважины. На фиг. 4 показана оптоволоконная система контроля температуры. Система 140 передачи и обработки данных включает в себя лазер 142 и анализатор 144. Лазер 142 выдат короткие интенсивные световые импульсы в оптоволоконный кабель 146. Оптоволоконный кабель 146 расположен в ряде замораживающих скважин 114 и контрольных скважин 148. Оптоволоконный кабель 146 может быть привязан к корпусам замораживающих скважин, когда корпуса устанавливаются в пласте. В некоторых вариантах осуществления оптоволоконный кабель привязан к вспомогательным элементам и вставлен в контрольную скважину. В некоторых вариантах осуществления защитный кожух оптоволоконного кабеля может быть подвешен в контрольной скважине без дополнительной опоры. Обратное излучение и отражение света в оптоволоконном кабеле 146 может измеряться как функция времени с помощью анализатора 144 системы 140 передачи и обработки данных. Анализ данных обратного излучения и отражения света дат температурный профиль по длине оптоволоконного кабеля 146. В некоторых вариантах осуществления система передачи и обработки данных является двусторонней системой. Система передачи и обработки данных может включать в себя один или несколько лазеров, которые посылают световые импульсы в каждый конец оптоволоконного кабеля. В некоторых вариантах осуществления лазер один. Лазер посылает импульсы в каждый конец оптоволоконного кабеля попеременно. Обратные сигналы, полученные системой передачи и обработки данных, позволяют обеспечивать компенсацию затухания сигнала в волоконном световоде. В некоторых вариантах осуществления компьютерная система 150 управления соединена с оптоволоконной системой контроля температуры и системой охлаждения пласта с циркуляцией охладителя. Система охлаждения пласта с циркуляцией охладителя может включать в себя систему 152 охлаждения. Система 152 охлаждения направляет охлажднный охладитель пласта к устьевым отверстиям 124 замораживающих скважин 114 через трубопровод 154. В некоторых вариантах осуществления охладитель пласта проходит вниз по впускному трубопроводу замораживающей скважины и вверх через кольцевое пространство между впускным трубопроводом и корпусом замораживающей скважины. Охладитель пласта затем проходит по трубопроводу к следующей замораживающей скважине. Компьютерная система 150 управления может обеспечивать автоматический контроль низкотемпературной зоны, созданной замораживающими скважинами 114. Компьютерная система 150 управления может периодически выключать поток охладителя пласта к ряду замораживающих скважин на заданное время. Например, компьютерная система 150 управления может выключать поток охладителя пласта в определнную группу замораживающих скважин каждые 60 дней сроком на два дня и активировать систему 140 передачи и обработки данных для того, чтобы контролировать температурный профиль вблизи выключенных замораживающих скважин. Температурный профиль замораживающих скважин без потока охладителя пласта будет повышаться. Компьютерная система 150 управления может контролировать скорость повышения температуры. Если имеется проблемный район, температурный профиль вблизи проблемного района покажет более высокую скорость изменения, чем температурный профиль соседний областей. Если происходит большее, чем ожидаемое повышение температуры в двух соседних скважинах, приблизительно на одной и той же глубине, или вблизи них, компьютерная система управления может сигнализировать оператору системы, что имеется проблема. Расположение проблемного района может быть вычислено/смоделировано/оценено путм сравнения повышения температуры между соседними скважинами. Например, если повышение температуры в первой скважине в два раза больше, чем повышение температуры во второй скважине, то расположение проблемного района ближе к первой скважине. Можно обеспечить проблемным районам дополнительное охлаждение и (или) дополнительный контроль. Дополнительное охлаждение можно обеспечить, увеличивая поток охладителя пласта к проблемному району и(или) устанавливая одну или несколько дополнительных замораживающих скважин. Если никакие проблемы не обнаружены в течение заданного времени, компьютерная система возобновляет поток охладителя пласта к конкретной группе замораживающих скважин и начинает испытание другой группы замораживающих скважин. Использование компьютерной системы 150 управления для контроля низкотемпературной зоны, образованной замораживающими скважинами, обеспечивает обнаружение и установление проблем прежде, чем произойдет прорыв барьера, сформированного замораживающими скважинами. В некоторых вариантах осуществления оптоволоконная система контроля температуры использует системы бриллюэновского или комптоновского рассеивания. Такие системы обеспечивают пространственное разрешение 1 м и температурное разрешение 0,1 С. При достаточном усреднении и температурной калибровке точность систем может доходить до 0,5 С. В некоторых вариантах осуществления оптоволоконная система контроля температуры может быть брэгговской системой, которая использует оптоволоконный кабель, протравленный с образованием близко расположенных брэгговских решеток. Брэгговские решетки могут быть сформированы с приращениями в 1 фут вдоль выбранных длин волокна. Волокна с брэгговскими решетками доступны от LunaEnergy. Брэгговская система требует только одножильного оптического кабеля, который нужно размес-9 011226 тить в каждой скважине, подлежащей контролю. Брэгговская система позволяет измерять температуру волокна за несколько секунд. Оптоволоконная система контроля температуры может использоваться для того, чтобы обнаружить расположение прорыва или возможного прорыва в замороженном барьере. Поиск возможных прорывов может быть выполнен через запланированные интервалы, например каждые два или три месяца. Чтобы определить расположение прорыва или возможного прорыва, прекращают поток охладителя пласта к представляющим интерес замораживающим скважинам. В некоторых вариантах осуществления прекращают подачу охладителя пласта ко всем замораживающим скважинам. Повышение температурных профилей, а также скорости изменения температурных профилей, определяемые оптоволоконной системой контроля температуры для каждой замораживающей скважины, может использоваться для определения расположения любого прорыва или мест перегрева в низкотемпературной зоне, поддерживаемой замораживающими скважинами. Температурный профиль, контролируемый оптоволоконной системой контроля температуры, для двух замораживающих скважин, ближайших к участку перегрева или потоку текучей среды, покажет самое быстрое и самое большое повышение температуры. Изменение температуры в несколько градусов Цельсия в температурных профилях замораживающих скважин, ближайших к проблемной области, может быть достаточным для того, чтобы изолировать место проблемной области. Время выключения потока циркулирующей текучей среды в замораживающих скважинах, представляющих интерес для обнаружения прорыва, потенциальных прорывов и участков перегрева, может быть порядка нескольких часов или дней, в зависимости от размещения скважин и величины расхода текучей среды, влияющей на низкотемпературную зону. Оптоволоконные системы контроля температуры могут также использоваться для контроля температуры в нагретых частях пласта в ходе внутрипластовых процессов конверсии. Волокно оптоволоконного кабеля, используемого в нагретой части пласта, может быть покрыто отражающим материалом для того, чтобы облегчить удержание сигнала или сигналов, передаваемых по волокну. В некоторых вариантах осуществления волокно покрывают золотом, медью, никелем, алюминием и (или) их сплавами. Покрытие должно быть сформировано из материала, который способен выдержать химические и температурные условия в нагретой части пласта. Например, золотое покрытие позволяет использовать оптический датчик до температур 700 С. В некоторых вариантах осуществления волокно покрывают алюминием. Волокно может быть погружено в или протянуто через ванну жидкого алюминия. Волокно с покрытием затем охлаждается, чтобы гарантировать закрепление алюминия на волокне. Золотое или алюминиевое покрытие может снижать водородное затемнение волоконного световода. Дальнейшие изменения и альтернативные варианты осуществления различных аспектов изобретения могут быть очевидны специалистам с учтом этого описания. Соответственно, это описание должно рассматриваться только как пояснительное и с целью пояснения специалистам общего способа использования изобретения. Должно быть понятно, что формы изобретения, показанные и описанные здесь,должны быть приняты скорее как предпочтительные в настоящее время варианты осуществления. Элементы и материалы, поясняющие и описанные здесь, могут быть заменены на другие, части и процессы могут быть пересмотрены, и некоторые признаки изобретения могут использоваться независимо, как было бы очевидно специалисту после получения выгод от этого описания изобретения. Изменения могут быть сделаны в описанных здесь элементах без отхода от сущности и объма изобретения, как оно описано в нижеследующей формуле изобретения. Помимо этого, должно быть понятно, что элементы, описанные здесь независимо, в некоторых вариантах осуществления могут быть объединены. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Система, предназначенная для контроля температуры подземной низкотемпературной зоны, содержащей множество замораживающих скважин, содержащая один или более лазеров; оптоволоконный кабель, соединнный по меньшей мере с одним лазером, причм часть оптоволоконного кабеля расположена по меньшей мере в одной замораживающей скважине, и при этом по меньшей мере один лазер выполнен с возможностью передавать световые импульсы в первый конец оптоволоконного кабеля; и анализатор, присоединнный к оптоволоконному кабелю, причм анализатор выполнен с возможностью принимать обратные сигналы от указанных световых импульсов. 2. Система по п.1, дополнительно содержащая компьютерную систему управления, соединнную с анализатором; и систему охлаждения пласта с циркуляцией охладителя, соединнную с компьютерной системой управления, причм система охлаждения пласта с циркуляцией охладителя выполнена с возможностью подавать охладитель в замораживающие скважины, а компьютерная система управления выполнена с возможностью оценивать данные температурного профиля, полученные из анализатора. 3. Система по п.2, в которой компьютерная система управления выполнена с возможностью автоматически регулировать поток охладителя к замораживающим скважинам.- 10011226 4. Система по любому из пп.1-3, в которой оптоволоконный кабель расположен по меньшей мере в контрольной скважине. 5. Система по любому из пп.1-4, в которой оптоволоконный кабель содержит волокно и металлическую трубу, при этом волокно расположено в металлической трубе. 6. Система по любому из пп.1-5, в которой часть оптоволоконного кабеля, примыкающего к низкотемпературной зоне, свернута кольцом. 7. Система по любому из пп.1-6, в которой по меньшей мере часть оптоволоконного кабеля включает в себя брэгговские решетки. 8. Система по любому из пп.1-7, в которой по меньшей мере один лазер выполнен с возможностью передавать световые импульсы во второй конец оптоволоконного кабеля. 9. Система по п.8, в которой обратные сигналы от света, передаваемого во второй конец оптоволоконного кабеля, позволяют обеспечить компенсацию затухания сигнала. 10. Система по любому из пп.1-9, в которой один непрерывный оптоволоконный кабель проходит через множество скважин. 11. Способ контроля температуры низкотемпературного подземного барьера с использованием системы по любому из пп.1-10, содержащий этапы, на которых передают свет через оптоволоконный кабель; и анализируют один или более обратных сигналов из оптоволоконного кабеля анализатором для оценки температурного профиля вдоль оптоволоконного кабеля. 12. Способ по п.11, в котором этап анализа включает в себя оценку температурного профиля в замораживающей скважине, используемой для формирования подземного низкотемпературного барьера. 13. Способ по любому из пп.11 или 12, содержащий дополнительно этап, на котором сообщают температурный профиль. 14. Способ по любому из пп.11-13, содержащий дополнительно этап, на котором прекращают циркуляцию охладителя. 15. Способ по любому из пп.11-14, содержащий дополнительно этап, на котором оценивают температурные профили скважин на основе информации, полученной из оптоволоконных кабелей после прекращения циркуляции. 16. Способ по любому из пп.11-15, содержащий дополнительно этап, на котором определяют расположение прорывов путем анализа температурных профилей. 17. Способ по п.16, содержащий дополнительно этап, на котором сообщают о расположении прорыва. 18. Способ по любому из пп.11-17, содержащий дополнительно этап, на котором нагревают пласт,по меньшей мере, частично окружнный барьером. 19. Способ по п.18, содержащий дополнительно этап, на котором получают флюиды из пласта, причм указанные флюиды содержат углеводороды. 20. Способ по п.19, содержащий дополнительно этап, на котором получают транспортное топливо и/или другую композицию из по меньшей мере части углеводородов. 21. Способ обработки пласта с помощью системы по любому из пп.1-9 или способа по любому из пп.10-20.