Способ мониторинга гидроразрыва пласта (варианты)

013610 Предшествующий уровень техники Настоящее изобретение относится к способу и устройству для гидравлического разрыва пласта и мониторинга. Гидравлический разрыв пласта используется для увеличения проницаемости подземного пласта для извлечения или добычи углеводородов для обеспечения возможности нагнетания текучей среды в подземный пласт или в нагнетательные скважины. В обычных работах по гидравлическому разрыву пласта текучая среда гидроразрыва нагнетается под давлением в пласт через ствол скважины. Зернистый материал, известный как расклинивающий агент, может добавляться к текучей среде гидроразрыва и размещаться в трещине при ее формировании для удержания трещины открытой после сброса давления гидравлического разрыва пласта. При подаче текучей среды гидравлического разрыва пласта с поверхности в подземный пласт по стволу скважины важно, чтобы текучая среда гидроразрыва под давлением направлялась в пласт или пласты, представляющие интерес. Обычно подземный пласт или пласты обрабатываются гидравлическим разрывом через перфорационные каналы в обсаженном стволе скважины или через изолированную секцию не обсаженного ствола скважины. Одним важным условием гидроразрыва для добычи углеводорода или утилизации отходов является направление гидроразрыва в необходимый пласт. Ориентация гидравлического разрыва пласта регулируется характеристиками пласта и режимом напряжений в пласте. Важно осуществлять мониторинг трещины разрыва в процессе формирования, чтобы гарантировать ее непрохождение за назначенную зону и ее необходимую протяженность и ориентацию. Известно, что работы по гидравлическому разрыву пласта в стволе скважины создают значительную сейсмическую активность в результате увеличения распространения трещины в подземный пласт. Текучая среда, нагнетаемая под давлением в подземный пласт, вызывает увеличение давления до преодоления местного напряжения в подземном пласте, результатом чего является разрыв пласта, проходящий на некоторое расстояние от ствола скважины. Этот гидроразрыв пласта создает ряд небольших"микроземлетрясений", известных как микросейсмика. Эта дискретная локализованная микросейсмика имеет место во время роста трещин, и амплитуды сейсмической или акустической энергии (волн ("Р") давления и волн ("S") сдвига) создаются вполне с достаточными для регистрации, действующими на расстоянии датчиками. Соответственно посредством обнаружения и регистрации Р- и S-волн и их соответствующего времени прихода на каждый из датчиков акустические сигналы могут обрабатываться согласно известной методологии мониторинга сейсмики или землетрясений для определения положения микросейсмики. Следовательно, может прогнозироваться геометрия трещины и ее расположение. Один способ определения ориентации трещин, образующихся в результате работ по гидравлическому разрыву пласта, описан в патенте США 6985816, включенном в настоящее описание путем ссылки. Один известный способ мониторинга места и размера трещины гидроразрыва называется микросейсмическим картированием. В этом способе вторая соседняя скважина используется для мониторинга действий гидравлического разрыва пласта в основной скважине обработки или нагнетания. При микросейсмическом картировании множество акустических датчиков (например, сейсмографов) устанавливаются в нужное место в скважине, соседней по отношению к скважине, подлежащей гидроразрыву. Эти датчики в соседней скважине используются для записи сигналов от микросейсмических явлений, вызванных напряжением, наведенным в подземных поверхностях пласта ростом давления текучей среды гидравлического разрыва пласта в скважине обработки или нагнетания. Примеры микросейсмического мониторинга описаны в патентах США 5771170, Wirs и др. и 5996726 Sorrels и Warpinski. В способах этих патентов мониторинг места трещин в скважине нагнетания осуществляется в отдельных оборудованных инструментами скважинах мониторинга с использованием акустических сигналов в результате микросейсмических явлений, вызванных действием гидроразрыва в скважине нагнетания. Отдельные специальные скважины для мониторинга, вместе с тем, значительно увеличивают расходы в этих способах. Ограниченные усилия прилагались, чтобы использовать устройства, развернутые в скважинах обработки или нагнетания для микросейсмического мониторинга. В патенте США 6935424 описан способ снижения риска отрицательного воздействия на продуктивность добычи углеводородов (т.е. экранирование) во время гидроразрыва пласта посредством мониторинга процесса гидроразрыва пласта. В способе используют наклономеры, соединенные со стенкой обсадной колонны или ствола скважины, подвергающейся гидравлическому разрыву пласта для механического измерения деформации, деформации используются для составления предположений о размерах трещин. В этом способе, вместе с тем, менее чем желаемое соединение наклономеров со стенкой обсадной колонны или ствола скважины значительно влияет на предполагаемые размеры. В патенте США 5503225 акустические датчики развертываются в нагнетательной скважине для микросейсмического мониторинга. Датчики изолируют в кольцевом пространстве нагнетательной скважины утилизации отходов, при этом датчики в общем прикрепляют к колонне насосно-компрессорной трубы. В такой конфигурации, вместе с тем,акустический шум в насосно-компрессорной трубе на забое, обусловленный нагнетанием текучей среды,должен восприниматься такой системой и, вероятно, должен значительно маскировать любые обнаруживаемые микросейсмические явления. Хотя эти способы исключают необходимость в дорогих специаль-1 013610 ных скважинах мониторинга, ограничения каждого из них препятствуют их использованию для точного распознавания микросейсмических явлений. Таким образом, целью настоящего изобретения является создание более надежного и точного способа мониторинга гидравлического разрыва пласта и операций нагнетания текучей среды гидроразрыва. Сущность изобретения Согласно изобретению создан способ гидроразрыва пласта, содержащий следующие стадии: размещение компоновки, содержащей по меньшей мере один датчик в стволе скважины; нагнетание текучей среды гидроразрыва под давлением в ствол скважины для гидравлического разрыва подземного пласта, представляющего интерес; изоляция по меньшей мере одного датчика от текучей среды гидроразрыва посредством установки изолирующего устройства ниже указанного подземного пласта и выше по меньшей мере одного датчика; измерение акустической энергии, создаваемой гидравлическим разрывом пласта, с использованием по меньшей мере одного датчика. Изоляция датчика может содержать установку пакера компоновки. Способ может дополнительно содержать установку по меньшей мере одного датчика под пакером. Способ может дополнительно содержать освобождение пакера, размещение скважинной компоновки в другое местоположение в стволе скважины и повторение нагнетания текучей среды гидроразрыва и изоляции датчика. Размещение компоновки может содержать размещение компоновки на колонне и дополнительно осуществляют развертывание линии связи в колонне для установления связи по меньшей мере между одним датчиком и поверхностью скважины. При осуществлении способа можно использовать множество датчиков, которые размещают на расстоянии друг от друга вдоль ствола скважины. Способ может дополнительно содержать извлечение компоновки из ствола скважины. Измерение акустической энергии может осуществляться одновременно с нагнетанием. Способ может дополнительно содержать сохранение данных, характерных для акустической энергии, измеренной по меньшей мере одним датчиком в запоминающем устройстве компоновки, и извлечение данных из запоминающего устройства после извлечения компоновки из скважины. Согласно изобретению создан способ мониторинга гидроразрыва пласта, содержащий следующие стадии: а) развертывание скважинной компоновки в стволе скважины на гибкой насосно-компрессорной трубе, имеющей размещенную в ней линию связи, при этом скважинная компоновка содержит скважинный блок мониторинга, размещенный под пакером и содержащий по меньшей мере один датчик акустической энергии; б) расположение скважинного блока мониторинга ниже подземного пласта, представляющего интерес; в) установка пакера ниже подземного пласта, представляющего интерес; г) нагнетание текучей среды гидроразрыва под давлением вниз по кольцевому пространству, тем самым осуществляя гидравлический разрыв подземного пласта, представляющего интерес; д) использование по меньшей мере одного датчика акустической энергии для выполнения измерения акустической энергии, создаваемой гидравлическим разрывом пласта. Способ может дополнительно содержать выбор линии связи из группы, состоящей из каротажного кабеля, тросового каната, оптоволоконного кабеля и оптоволоконного фала. Скважинный блок мониторинга может содержать несколько датчиков акустической энергии, расположенных на расстоянии друг от друга вдоль ствола скважины и отделенных от подземного пласта пакером. Способ может дополнительно содержать стадию (е) высвобождения пакера и стадию (ж) перемещения скважинной компоновки в стволе скважины, при этом стадии от (б) до (е) повторяют. При измерении акустической энергии можно осуществлять связь через линию связи. Стадия нагнетания текучей среды гидроразрыва может дополнительно содержать модификацию,основанную на измерении акустической энергии. Способ может дополнительно содержать извлечение скважинной компоновки из ствола скважин. Способ может дополнительно содержать создание модели гидроразрыва и обновление модели гидроразрыва с использованием по меньшей мере одного измерения акустической энергии. Согласно изобретению создан способ мониторинга гидроразрыва пласта, содержащий следующие стадии: а) развертывание в стволе скважинной компоновки, содержащей скважинный блок мониторинга,размещенный под пакером и содержащий по меньшей мере один датчик акустической энергии; б) нагнетание текучей среды гидроразрыва под давлением, тем самым осуществляя гидроразрыв подземного пласта, представляющего интерес; в) установка изолирующего устройства ниже указанного подземного пласта и выше по меньшей мере одного датчика акустической энергии для изоляции указанного датчика от текучей среды гидрораз-2 013610 рыва и использование указанного датчика для выполнения измерения акустической энергии. Скважинная компоновка может дополнительно содержать вспомогательный датчик. Текучая среда гидроразрыва может содержать элемент, создающий акустическую энергию или шумовой расклинивающий агент. Способ может дополнительно содержать стадию (г) перемещения от скважинной компоновки в стволе скважины, при этом стадии от (б) до (в) повторяют. Вспомогательный датчик может быть датчиком акустической энергии. Способ может дополнительно содержать использование выходных данных вспомогательного датчика при обработке измерения акустической энергии. Способ может дополнительно содержать ориентацию скважинной компоновки. Преимущества и другие признаки изобретения должны стать более ясными из следующих чертежей, описания и формулы изобретения. Краткое описание чертежей Фиг. 1 изображает скважину согласно варианту осуществления изобретения. Фиг. 2 показывает схему зонда с датчиком согласно варианту осуществления изобретения. Фиг. 3 показывает блок-схему способа мониторинга акустической энергии, создаваемой гидравлическим разрывом пласта согласно варианту осуществления изобретения. Фиг. 4 показывает блок-схему способа гидравлического разрыва пласта в различных зонах скважины и мониторинга гидроразрыва согласно варианту осуществления изобретения. Фиг. 5 показывает блок-схему способа мониторинга акустической энергии, создаваемой гидравлическим разрывом пласта согласно варианту осуществления изобретения. Подробное описание изобретения Как показано на фиг. 1, согласно варианту осуществления изобретения скважина 8 включает в себя датчики 160 акустической энергии, размещенные на забое скважины для мониторинга акустической энергии, создаваемой гидравлическим разрывом пласта. Датчики 160 могут быть изолированы от пласта 60, представляющего интерес, в котором происходит гидравлический разрыв пласта. Вследствие изоляции шум прохождения потока, применимый к работе гидроразрыва, не оказывает воздействия на измерения датчика 160, при этом датчики 160 защищены от воздействия обработки гидроразрыва. Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения датчики 160 являются частью зондов 120 с датчиками (зондов 1201, 1202 и 1203 с датчиками, показанных в качестве примера на фиг. 1) блока 10 мониторинга забойной скважинной компоновки 100. Кроме скважинного блока 10 мониторинга, компоновка 100 включает в себя, по возможности, изолирующее устройство, такое как изолирующее устройство 50 (пакер, крепящийся под давлением; пакер, крепящийся механически; пакер, крепящийся гидравлически; пакер, крепящийся под действием веса; набухающая камера; тампон и т.п., как просто несколько примеров), с целью изоляции зондов 120 с датчиками (и, следовательно, датчиков 160) от работы гидроразрыва. Скважинная компоновка 100 может спускаться в скважину 8 с использованием одного из многих механизмов спуска, таких как трубная колонна 30, показанная на фиг. 1. В конкретном примере колонна 30 может представлять собой гибкую насосно-компрессорную трубу. В общем наземная система 80 сбора данных может быть связана со скважинной компоновкой 100 через линию 40 связи, такую как каротажный кабель, тросовый канат, оптоволоконный кабель или оптоволоконный фал. Оптоволоконным фалом именуется оптоволоконный кабель, помещенный в защитное покрытие или защитную насосно-компрессорную трубу малого диаметра. Один пример системы приема и обработки данных, которая может служить наземной системой 80 сбора данных, описан в патенте США 6552665, который в полном объеме включен в настоящее описание путем ссылки. Линия 40 связи может содержаться или развертываться в колонне 30 для создания связи от наземной системы управления к скважинной компоновке 100 или от скважинной компоновки 100 к наземной системе управления или в обоих направлениях. Связь и/или энергопитание может обеспечиваться по линиям 40 связи, в зависимости от конкретного варианта осуществления изобретения. Блок 10 скважинного мониторинга может представлять собой блок или инструмент, выполненный с возможностью мониторинга акустических сигналов в стволе скважины. Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения каждый зонд 120 блока 10 скважинного мониторинга может представлять собой датчик, аналогичный датчику зонда,описанного в патенте США 6170601, который в полном объеме включен в настоящее описание путем ссылки. На фиг. 2 показан пример варианта осуществления зонда 120 согласно некоторым вариантам осуществления изобретения. В общем зонд 120 включает в себя корпус 124 инструмента, имеющий полость 130 в канале стенки корпуса 124 инструмента. Полость 130 принимает модуль 140 датчика энергии, который размещается в полости 130 и устанавливается на упругих опорах 150 (например, на пружинах) для прижимания модуля 140 датчика к стенке ствола скважины (или обсадной колонны 22, если скважина обсаженная), с изоляцией датчиков 160 модуля 16 от передаваемых текучей средой возмущений давления. Зонд 120 может включать в себя три датчика 160, каждый из которых регистрирует акустическую энергию вдоль разных осей (осей х, у или z). Из фиг. 2 вместе с фиг. 1 видно, что зонд 120 может также-3 013610 включать в себя рычаг 136, который приводится в действие для прижимания зонда 120 к стенке ствола скважины (или обсадной колонны 22, если скважина обсаженная) с целью размещения датчиков 160 вплотную к стволу скважины или колонне 22. Как показано на фиг. 1 и отмечено выше, скважина 8 может быть обсаженной (обсадной колонной 22) или не обсаженной, в зависимости от конкретного варианта осуществления изобретения. Если она установлена, обсадная колонна 22 может проходить от поверхности по всей длине ствола 20 скважины или только по участку ствола 20 скважины. В дополнение к этому, согласно другому варианту осуществления изобретения ствол 20 скважины, в котором развертывается скважинная компоновка 100, может представлять собой отклоненный или боковой ствол скважины. В некоторых вариантах осуществления для отклоненных или боковых стволов скважины, для развертывания скважинной компоновки 100 может использоваться тракторный подъемник. В дополнение к этому, скважина 10 может быть подземной или подводной, в зависимости от конкретного варианта осуществления изобретения. Таким образом, возможны многочисленные вариации в рамках прилагаемой формулы изобретения. В состоянии скважины, показанном на фиг. 1, скважина 8 уже проперфорирована в предыдущем рейсе перфоратором для формирования соответствующих перфорационных отверстий в обсадной колонне 22 и соответствующих перфорационных каналов 61, проходящих в пласт 60, представляющий интерес. Скважинная компоновка 100 развертывается в скважине 8 с целью гидравлического разрыва пласта и мониторинга гидроразрыва. Такой гидравлический разрыв пласта может быть желательным или выполняться с разнообразными целями, такими как, но не ограничиваясь этим, увеличение или улучшение извлечения углеводородов из пласта 60, представляющего интерес, или нагнетание текучей среды, такой как вода, подтоварная вода, текучие среды улучшения извлечения нефти или газа в пласт 60, представляющий интерес. Термин "текучая среда гидроразрыва", как он используется в этом документе, включает в себя любую текучую среду, нагнетаемую с целью гидроразрыва пласта, и включает в себя, не ограничиваясь этим, текучие среды обработки, текучие среды улучшения извлечения и утилизируемые текучие среды. На фиг. 1 изображен только один подземный пласт 60, представляющий интерес, для упрощения показа. Предполагается, что в любом стволе 20 скважины могут находиться многочисленные подземные пласты 60, представляющие интерес, и эти многочисленные пласты могут подвергаться гидравлическому разрыву по отдельности, вместе или в различных комбинациях по желанию оператора. Изолирующее устройство 50 также развертывается в стволе скважины на колонне 30, как часть скважинной компоновки 100. Более конкретно, изолирующее устройство 50 может устанавливаться в нужное положение на колоне 30 над скважинным блоком 10 мониторинга. Датчики 160 образуют группу датчиков и могут выбираться из любых подходящих чувствительных устройств, таких как геофоны, гидрофоны или акселерометры и их различные комбинации, генерирующие сигналы, реагируя на принятую акустическую энергию. Может использоваться датчик акустической энергии одного типа или комбинации типов. Датчик или датчики акустической энергии должны иметь хорошую чувствительность к акустической энергии в полосе частот микросейсмических колебаний более 30 Гц. Эта полоса может доходить, например, до 4 кГц. Может использоваться несколько датчиков акустической энергии в комбинации с акустическими датчиками для фрормирования модуля датчиков акустической энергии. Варианты осуществления изобретения могут содержать множество трехкоординатных (3 ортогонали) геофонов для обеспечения чувствительности по трем направлениям. Такие модули акустических датчиков могут быть разнесены на желаемые интервалы (например, 50 футов) вдоль ствола 20 скважины. Модуль акустических датчиков может соединяться со стенкой ствола скважины или обсадной колонной 22 заанкеривающей системой для скважинных сейсмических инструментов. Сигналы, создаваемые каждым датчиком 160 при реагировании на акустическую энергию, преобразуются в цифровую форму и передаются по линии 40 связи на наземную систему 80 сбора данных на поверхности около скважины 8. Датчики 160 могут передавать цифровой или оптический сигнал непосредственно в линию 40 связи или могут использовать преобразователь для преобразования акустических сигналов, принятых датчиками, в цифровые или оптические сигналы для передачи. В некоторых вариантах осуществления наземная система 80 сбора данных может задействовать некоторые способы,такие как использование цифровых фильтров, для удаления шума работы закачки гидроразрыва из генерируемых сигналов. В некоторых вариантах осуществления сигналы, генерируемые каждым датчиком,записывают в одном или нескольких запоминающих устройствах, которые могут являться частью скважинного блока 10 мониторинга, запоминающих устройствах, в целом, извлекаемых со скважинным блоком 10 мониторинга. В таких вариантах осуществления, использующих запоминающие устройства, сигналы могут также передавать через линию 40 связи, в то время как в других вариантах осуществления сигналы не передают по линии связи, поскольку данные датчика сохраняются в запоминающих устройствах, которые могут извлекать после извлечения скважинной компоновки 100 из скважины.-4 013610 Как показано на фиг. 1, скважинный блок 10 мониторинга и датчики 160 акустической энергии в нем устанавливаются в нужное место в стволе скважины, которое не примыкает к пласту 60, представляющему интерес. Скважинный блок 10 мониторинга может устанавливаться в нужное место под пластом 60, представляющим интерес. В случае если ствол скважины обсажен, скважинный блок 10 мониторинга может устанавливаться в нужное место в ствол скважины, которое не примыкает к проперфорированной зоне обсадной колонны. Скважинный блок 10 мониторинга может размешаться под проперфорированной зоной таким образом, как показано на фиг. 1, зонды 120 могут подвешиваться на кабеле к трубчатому корпусу, который установлен на изолирующем устройстве 50 и формирует нижний конец колонны 30. Изолирующее устройство 50 развертывается в стволе 20 скважины для отделения скважинного блока 10 мониторинга от подземного пласта 60, представляющего интерес. Таким способом скважинный блок 10 мониторинга изолируется от гидравлического разрыва пласта или действия нагнетания,проводимого в подземном пласте 60, представляющем интерес. В некоторых вариантах осуществления изобретения устройство или устройства подавления шума,такое как гаситель колебаний, могут оборудоваться с размещением между изолирующим устройством 50 и скважинным блоком 10 мониторинга. В некоторых вариантах осуществления могут использоваться способы подавления шума, такие как ослабление соединительных кабелей между составными частями,чтобы уменьшить возможность передачи шума. Устройства или способы подавления шума аналогично могут использоваться между датчиками 160 в группе. В некоторых вариантах осуществления изобретения подавление шума может выполняться цифровой обработкой сигналов, генерируемых измерениями,выполняемыми датчиками акустической энергии. Скважинная компоновка 100 может также включать в себя устройства или элементы для использования в процессе гидравлического разрыва пласта. В случае если средством спуска является гибкая насосно-компрессорная труба, одним таким устройством может быть гидромониторная насадка 86 промывки скважины, которая размещается над изолирующим устройством 50 для предоставления возможности прокачки текучих сред по колонне 30 и через гидромониторную насадку 86 промывки с вычищением отходов, таких как песок, которые могут накапливаться над пакером 50. Гидромониторная насадка 86 может также использоваться с целью перфорирования обсадной колонны 22 и формирования перфорационных каналов 61 взамен стреляющего перфоратора. В таком случае абразивная текучая среда может подаваться к забою скважины через центральный проходной канал колонны 30, и абразивная текучая среда направляется радиально гидромониторными насадками 86 к обсадной колонне 22, чтобы в результате гидромониторные струи под давлением проперфорировали обсадную колонну 22 и сформировали каналы в окружающий пласт. Скважинная компоновка 100 может включать в себя такой элемент, как промывочное отверстие,которое может избирательно открываться и закрываться и размещено над изолирующим устройством 50 для обеспечения возможности, если необходимо, прокачки текучей среды вниз по кольцевому пространству для реверсирования прохождения потока текучей среды вверх по гибкой насосно-компрессорной трубе. Такие способы, как сбросы шара или механическое приведение в действие, могут использоваться для избирательного открытия и закрытия промывочного отверстия. В некоторых вариантах осуществления скважинная компоновка 100 может включать в себя одно или несколько дополнительных изолирующих устройств, размещенных над скважинным блоком 10 мониторинга. Дополнительное изолирующее устройство может быть однократного или многократного крепления. Скважинная компоновка 100 может включать в себя одно или несколько дополнительных устройств, обеспечивающих информацию по стволу скважины. Например, скважинная компоновка 100 может дополнительно включать в себя датчик давления и/или температуры. В некоторых вариантах осуществления изобретения может предусматриваться гироскоп для использования в ориентировании датчиков 160 или определения ориентации скважинного блока 10 мониторинга для обеспечения возможности последующей корректировки данных. Альтернативно, датчики могут ориентироваться такими способами,как анализ трехкомпонентной голограммы, в котором используют калибровочный взрыв в скважине поблизости или на поверхности. Посредством записи и анализа одного или нескольких таких взрывов может рассчитываться ориентация инструмента известными способами, такими как использование геометрии на плоскости и предположения прямого луча от источника к приемнику; проецирование луча на перпендикулярную плоскость и поворот проекции через угол горизонтальной поляризации, чтобы дать направление датчику х-компонента и по углу относительного азимута или способ расчета угла относительного азимута из 3 С поляризации прихода прямой продольной Р-волны, описанный в работеGeophysics, Society of Exploration. Geophysics, 55, 1386-1388. Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения скважинная компоновка 100 может включать в себя другие устройства, направленные на другие функции. Например, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения скважинная компоновка 100 может включать в себя локатор 87 муфтовых соединений обсадной колонны, который используется для точной локации скважинной компоновки 100 или другого инструмента на забое скважины. В этом отношении локатор 87 муфтовых со-5 013610 единений обсадной колонны может быть магнитно-чувствительным устройством, которое генерирует сигнал (наблюдаемый на поверхности около скважины 8) с целью обнаружения стыков обсадной колонны 22 для точной локации компоновки 100. Это может быть полезным для целей точной локации гидромониторных насадок 86, когда гидромониторными насадками 86 промывки перфорируют обсадную колонну 22 и пласт 60, представляющий интерес. В качестве другого примера возможного устройства скважинной компоновки 100 согласно некоторым вариантам осуществления изобретения компоновка 100 может включать в себя переходник 85 регулирования натяжения, размещенный под изолирующим устройством 50 и используемый для мониторинга натяжения кабеля, проходящего к зондам 120. В этом отношении, если кабель или зонды 120 застревают в скважине 8, соответствующее натяжение, характерное для этого события, обнаруживается переходником 85 регулирования натяжения и сообщается на поверхность скважины. Таким образом, меры по устранению проблем могут предприниматься для безопасного высвобождения застрявших зондов 120. В качестве другого примера скважинная компоновка может включать в себя вспомогательный датчик, например датчик давления или температуры, способный обеспечить измерения на забое скважины. В этом отношении измерение, полученное с использованием вспомогательного датчика, может использоваться совместно или отдельно от измерений, полученных с использованием датчиков 160, для мониторинга гидроразрыва пласта. В некоторых вариантах осуществления вспомогательный датчик может быть дополнительным акустическим датчиком, таким как гидрофон, полезным для измерения шума в форме акустических волн в стволе скважины. Вспомогательный датчик может быть акселерометром. В некоторых вариантах осуществления может оборудоваться множество вспомогательных датчиков, особенно акустических датчиков. Выходные данные от этих вспомогательных датчиков могут использоваться для цифрового подавления или удаления шума посредством обработки измерений акустического датчика (датчиков). Это использование отличается от использования акустических датчиков в группе для удаления шума посредством кумулятивной обработки измерений, таких как известные для вертикальных сейсмических профилей. Скважинная компоновка 100 может также включать в себя согласно варианту осуществления изобретения дистанционно управляемую предохранительную защелку, или соединительный узел 90, для целей избирательного соединения скважинной компоновки 100 и высвобождения компоновки 100 от колонны 30 (тем самым оставляя компоновку 100 на забое скважины), когда обрабатывается множество зон, как дополнительно описано ниже. Таким образом, многие изменения возможны и находятся в рамках объема прилагаемой формулы изобретения. Гидравлический разрыв пласта и мониторинг может проходить следующим образом согласно некоторым вариантам осуществления изобретения. Ствол 20 скважины сначала заканчивают с обсадной колонной 22, и затем обсадную колонну 22 перфорируют на одном или нескольких подземных пластах 60,представляющих интерес. Согласно вариантам осуществления изобретения скважинный блок 10 мониторинга может спускаться в ствол 20 скважины на колонне 30. Одновременно изолирующее устройство 50 спускается в ствол 20 скважины на колонне 30 в необходимом положении сверху. Изолирующее устройство 50 крепится на месте для создания уплотнения в кольцевом пространстве между колонной 30 и обсадной колонной 22, тем самым изолируя скважинный блок 10 мониторинга в стволе 20 скважины под изолирующим устройством 50. Если оборудуются дополнительные изолирующие устройства, они могут приводиться в действие или крепиться на месте для создания дополнительной изоляции между скважинным блоком 10 мониторинга и изолирующим устройством 50. Затем текучая среда гидравлического разрыва пласта или текучая среда нагнетания закачивается под давлением вниз в кольцевое пространство, сформированное между колонной 30 и обсадной колонной 22 или стенкой ствола скважины в подземный пласт 60, представляющий интерес. Текучая среда гидравлического разрыва пласта может быть любой текучей средой, пригодной для гидроразрыва подземного пласта, включающей в себя, но не ограничивающейся этим, текучие среды обработки ствола скважины, углеводороды, воду, подтоварную воду, утилизируемую воду, вспененнные текучие среды или газы, такие как природный газ и СО 2. Изолирующее устройство 50 и, если оборудованы, дополнительное изолирующее устройство или устройства отделяют скважинный блок 10 мониторинга от текучих сред гидравлического разрыва пласта и работ, выполняемых в стволе скважины над изолирующим устройством 50. Изолирующее устройство 50 может быть любым пакером, надувным или механическим устройством, способным крепиться и высвобождаться, которое создает достаточное давление уплотнения в стволе скважины для изоляции скважинного блока 10 мониторинга от текучей среды гидравлического разрыва пласта или нагнетания под давлением. В вариантах осуществления изобретения, где скважинный блок 10 мониторинга развертывается в стволе скважин под изолирующим устройством 50, изолирующее устройство 50 включает в себя проходные устройства подачи, предоставляющие возможность прохождения линии связи 40 через изолирующее устройство 50 и скважинный блок 10 мониторинга. Некоторые варианты осуществления могут включать в себя жесткие подвески или стержни развертывания для использования при развертывании скважинного блока 10 мониторинга в наклонных, горизонтальных или под избыточным давлением скважинах.-6 013610 Согласно вариантам осуществления изобретения, описанным в этом документе, показанный на фиг. 3 способ 200 может использоваться для мониторинга гидравлического разрыва пласта конкретного пласта, представляющего интерес. Согласно способу 200 скважинную компоновку 100 спускают в скважину в нужное положение на стадии 204, причем скважинная компоновка содержит акустический датчик. Затем выполняют работу гидравлического разрыва пласта посредством закачки текучей среды гидроразрыва в ствол скважины под давлением на стадии 206. Один или несколько акустических датчиков используют для мониторинга акустической энергии на стадии 208. Акустическая энергия, мониторинг которой осуществляется, может происходить от работ гидроразрыва или может являться результатом работ гидроразрыва, в которых текучая среда гидравлического разрыва пласта содержит элемент, генерирующий акустический сигнал, такой как шумовой расклинивающий агент, описанный в патенте США 7134492, включенном в этот документ во всей полноте путем ссылки. Датчик 160 используется для мониторинга работ или сигналов, создаваемых элементом, создающим акустический сигнал. Хотя гидравлический разрыв пласта и мониторинг единственного пласта, представляющего интерес, или зоны описан в этом документе с целью разъяснения некоторых аспектов изобретения, отмечается, что возможны другие варианты осуществления, находящиеся в рамках объема прилагаемой формулы изобретения. Более конкретно, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения скважинная компоновка 100 может использоваться совместно с гидроразрывом пласта и мониторингом нескольких зон в скважине. При этом способе, как показано на фиг. 4, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения способ 250 включает в себя спуск на стадии 254 перфорирующего устройства на забой скважины на конкретную глубину. Перфорирующее устройство затем используется для перфорации обсадной колонны или ствола скважины на стадии 258. Скважинная компоновка 100 устанавливается в нужное место в скважине на стадии 262. Затем крепится изолирующее устройство 50 на стадии 266, последовательно выполняются работы гидроразрыва и используются датчики 160 для мониторинга работ на стадии 270. В некоторых вариантах осуществления может устанавливаться и обновляться модель гидроразрыва с использованием измерений датчика 160. После завершения работ гидравлического разрыва пласта на стадии 274 выполняется определение,подлежит ли гидроразрыву другая зона. Если нет, тогда скважинную компоновку 100 поднимают из скважины на стадии 278. Если другая зона подлежит гидроразрыву, перфорируют следующую зону на стадии 254 и на стадии 258, 262, 266 и 270 выполняют гидравлический разрыв пласта и осуществляют мониторинг в другой зоне. Таким образом, согласно способу 250 в зонах может выполняться гидроразрыв и осуществляться мониторинг в скважине, как предложено на фиг. 4. Отмечается, что способ 250 представлен в качестве примера, поскольку другие способы могут использоваться для целей гидравлического разрыва пласта и мониторинга, согласно другим вариантам осуществления изобретения. Как показано на фиг. 5, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения способ 300 включает в себя спуск на стадии 304 перфорирующего устройства на забой скважины на конкретную глубину. Перфорирующее устройство затем используют для перфорирования обсадной колонны или ствола скважины на стадии 308. Скважинную компоновку 100 устанавливают в нужное место в скважине на стадии 312. В некоторых вариантах осуществления скважинная компоновка 100 может содержать перфорирующее устройство. Последовательно выполняют работы гидроразрыва и используют датчики 160 для мониторинга работы на стадии 320. После завершения работы гидравлического разрыва пласта выполняют на стадии 324 определение,подлежит ли гидроразрыву другая зона. Если нет, тогда скважинную компоновку 100 поднимают из скважины на стадии 328. Если другая зона подлежит гидроразрыву, перфорирют следующую зону на стадии 324 и согласно стадиям 304, 308, 312, 320 выполняется гидравлический разрыв пласта и осуществляется мониторинг в другой зоне. Таким образом, согласно способу 300 в зонах может выполняться гидроразрыв и осуществляться мониторинг в скважине, как предложено на фиг. 5. Отмечается, что способ 300 представлен с целью примера, поскольку другие технологии могут использоваться для целей гидравлического разрыва пласта и мониторинга, согласно другим вариантам осуществления изобретения. Скважинный блок 10 мониторинга и способы, описанные в данном документе, могут обеспечить одно или несколько преимуществ и/или улучшений по сравнению с обычными технологиями и устройствами гидравлического мониторинга. В частности, размещение скважинного блока мониторинга в нагнетательной скважине вместо отдельной скважины мониторинга сокращает время и затраты, требуемые для бурения отдельной скважины. Размещение акустических датчиков под пакером изолирует датчики от текучей среды гидроразрыва и уменьшает риск повреждения датчиков от текучей среды гидроразрыва,когда она закачивается вниз по стволу скважины. Аналогично, размещение линии 40 связи в колонне 30 изолирует ее от текучей среды гидроразрыва, закачиваемой вниз по кольцевому пространству, и значительно уменьшает возможность эрозии или повреждения линии связи. Дополнительно к этому, размещение датчиков 160 под изолирующим устройством 50 имеет эффект изоляции от шума, наведенного прохождением потока.-7 013610 До настоящего изобретения шум, генерируемый закачкой текучей средой гидроразрыва в ствол скважины, ослаблял возможность выполнения успешных микросейсмических измерений в нагнетательной скважине. В настоящем изобретении используются, индивидуально или в комбинации, несколько элементов для изоляции и ослабления шума в стволе скважины. Размещение датчика или датчиков акустической энергии под изолирующим устройством 50 создает барьер прямому шуму прохождения потока. Изолирующее устройство 50 разработано с предоставлением возможности эффективного крепления/раскрепления, очистки от песка, отложившегося сверху, и обеспечения использования шумоизолирующих технологий (например, ослабления кабелей). Компоновка датчиков 160 в блоке датчиков акустической энергии и механическая изоляция блока 140 датчиков (см. фиг. 2) от корпуса 124 инструмента может использоваться для ослабления шума (известного как трубные волны), распространяющегося в стволе скважины в текучей среде. Ослабление линии 40 связи может использоваться для ослабления шума, распространяющегося вдоль линии 40 связи или скважинного блока 10 мониторинга. Изолирующее устройство 50 может содержать компрессионное крепление, функциональное при перемещении вниз,предусматривающее ослабление линии 40 связи. Гасители колебаний, выполненные с возможностью ослабления шума, распространяющегося в компоновке низа бурильной колонны, могут вставляться между изолирующим устройством 50 и акустическими датчиками. Цифровая фильтрация может использоваться для идентификации распространяющегося вверх и вниз шума с характеристиками, явно отличающимися от микросейсмики. Такие технологии цифровой фильтрации, как адаптивное формирование диаграммы направленности или скоростная фильтрация, могут использоваться для ослабления шума. Подгруппа гидрофонов, размещенных в группе,геофонов или акселерометров может быть полезной для идентификации и удаления распространяющихся волн в текучей среде (трубных) волн. Кроме того, шум закачки имеет низкие частоты (20 Гц), значительно ниже типичной полосы частот микросейсмики и может, по существу, удаляться обычными фильтрами пропускания верхних частот. Скважинная компоновка 100 может дополнительно включать в себя другие измерительные устройства, такие как устройства измерения давления, температуры, гироскопы или любые другие устройства,пригодные для измерений индикации характеристик гидроразрыва. Скважинная компоновка 100 может также включать в себя инструменты гидроразрыва, установленные в нужное место над изолирующим устройством 50, для использования в процессе гидроразрыва пласта, такие как гидромониторная насадка промывки, порт очистки и т.п. В дополнение к этому, скважинная компоновка 100 может включать в себя изолирующее устройство однократного или многократного крепления над измерительными устройствами для защиты их от воздействия обработки гидроразрыва. Хотя направляющие и термины ориентации, такие как "вертикальный", "верх", "низ" и т.п., использовались для удобства в приведенном выше описании, понятно, что такие направления и ориентация не являются необходимыми для воплощения изобретения. Например, согласно другим вариантам осуществления изобретения скважинная компоновка 100 может использоваться в боковом стволе скважины. Поэтому многие изменения являются приемлемыми и входят в объем прилагаемой формулы изобретения. Хотя настоящее изобретение описано в отношении ограниченного числа вариантов осуществления,специалистам в области техники, воспользовавшимся выгодами настоящего раскрытия, должны быть ясны его многочисленные модификации и изменения. Прилагаемая формула изобретения предназначается для охвата всех таких модификаций и изменений, подпадающих под сущность и объем настоящего изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ мониторинга гидроразрыва пласта, содержащий следующие стадии: размещение в стволе скважины компоновки, содержащей по меньшей мере один датчик; нагнетание текучей среды гидроразрыва под давлением в ствол скважины для гидравлического разрыва подземного пласта, представляющего интерес; изоляция по меньшей мере одного датчика от текучей среды гидроразрыва посредством установки изолирующего устройства ниже указанного подземного пласта и выше по меньшей мере одного датчика; измерение акустической энергии, создаваемой гидравлическим разрывом пласта, с использованием по меньшей мере одного датчика. 2. Способ по п.1, в котором изоляция датчика содержит установку пакера компоновки. 3. Способ по п.2, дополнительно содержащий установку по меньшей мере одного датчика под пакером. 4. Способ по п.2, дополнительно содержащий освобождение пакера, размещение скважинной компоновки в другое местоположение в стволе скважины и повторение нагнетания текучей среды гидроразрыва и изоляции датчика. 5. Способ по п.1, в котором размещение компоновки содержит размещение компоновки на колонне и дополнительно осуществляют развертывание линии связи в колонне для установления связи по мень-8 013610 шей мере между одним датчиком и поверхностью скважины. 6. Способ по п.1, в котором используют множество датчиков и размещают их на расстоянии друг от друга вдоль ствола скважины. 7. Способ по п.1, дополнительно содержащий извлечение компоновки из ствола скважины. 8. Способ по п.1, в котором измерение акустической энергии осуществляется одновременно с нагнетанием. 9. Способ по п.1, дополнительно содержащий сохранение данных, характерных для акустической энергии, измеренной по меньшей мере одним датчиком в запоминающем устройстве компоновки, и извлечение данных из запоминающего устройства после извлечения компоновки из скважины. 10. Способ мониторинга гидроразрыва пласта, содержащий следующие стадии: а) развертывание скважинной компоновки в стволе скважины на гибкой насосно-компрессорной трубе, имеющей размещенную в ней линию связи, при этом скважинная компоновка содержит скважинный блок мониторинга, размещенный под пакером и содержащий по меньшей мере один датчик акустической энергии; б) расположение скважинного блока мониторинга ниже подземного пласта, представляющего интерес; в) установка пакера ниже подземного пласта, представляющего интерес; г) нагнетание текучей среды гидроразрыва под давлением вниз по кольцевому пространству, тем самым осуществляя гидравлический разрыв подземного пласта, представляющего интерес; д) использование по меньшей мере одного датчика акустической энергии для выполнения измерения акустической энергии, создаваемой гидравлическим разрывом пласта. 11. Способ по п.10, который дополнительно содержит выбор линии связи из группы, состоящей из каротажного кабеля, тросового каната, оптоволоконного кабеля и оптоволоконного фала. 12. Способ по п.10, в котором скважинный блок мониторинга содержит несколько датчиков акустической энергии, расположенных на расстоянии друг от друга вдоль ствола скважины и отделенных от подземного пласта пакером. 13. Способ по п.10, дополнительно содержащий стадию (е) высвобождения пакера и этап (ж) перемещения скважинной компоновки в стволе скважины, при этом стадии от (б) до (е) повторяют. 14. Способ по п.10, в котором при измерении акустической энергии осуществляют связь через линию связи. 15. Способ по п.14, в котором стадия нагнетания текучей среды гидроразрыва дополнительно содержит модификацию, основанную на измерении акустической энергии. 16. Способ по п.10, дополнительно содержащий извлечение скважинной компоновки из ствола скважин. 17. Способ по п.10, дополнительно содержащий создание модели гидроразрыва и обновление модели гидроразрыва с использованием по меньшей мере одного измерения акустической энергии. 18. Способ мониторинга гидроразрыва пласта, содержащий следующие стадии: а) развертывание в стволе скважинной компоновки, содержащей скважинный блок мониторинга,размещенный под пакером и содержащий по меньшей мере один датчик акустической энергии; б) нагнетание текучей среды гидроразрыва под давлением, тем самым осуществляя гидроразрыв подземного пласта, представляющего интерес; в) установка изолирующего устройства, расположенного ниже указанного подземного пласта и выше по меньшей мере одного датчика акустической энергии для изоляции указанного датчика от текучей среды гидроразрыва, и использование указанного датчика для выполнения измерения акустической энергии. 19. Способ по п.18, в котором скважинная компоновка дополнительно содержит вспомогательный датчик. 20. Способ по п.18, в котором текучая среда гидроразрыва содержит элемент, создающий акустическую энергию. 21. Способ по п.18, в котором текучая среда гидроразрыва содержит шумовой расклинивающий агент. 22. Способ по п.18, дополнительно содержащий стадию (г) перемещения от скважинной компоновки в стволе скважины, при этом стадии от (б) до (в) повторяют. 23. Способ по п.19, в котором вспомогательный датчик является датчиком акустической энергии. 24. Способ по п.23, дополнительно содержащий использование выходных данных вспомогательного датчика при обработке измерения акустической энергии. 25. Способ по п.18, дополнительно содержащий ориентацию скважинной компоновки.