EA013610B1 - Technique for monitoring of hydraulic fracturing (embodiments) - Google Patents

Abstract

A technique that is usable with a well includes deploying an assembly into a wellbore. The assembly includes at least one sensor. A fracturing fluid is injected under pressure into the wellbore to hydraulically fracture a subterranean formation of interest. The technique includes isolating the sensor from the fracturing and measuring acoustical energy that is generated by the hydraulic fracturing using the sensor(s).

Description

Настоящее изобретение относится к способу и устройству для гидравлического разрыва пласта и мониторинга.The present invention relates to a method and apparatus for hydraulic fracturing and monitoring.

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.Hydraulic fracturing is used to increase the permeability of a subterranean formation to extract or extract hydrocarbons to allow injection of fluid into the subterranean formation or injection wells. In conventional hydraulic fracturing operations, frac fluid is injected under pressure into the formation through the wellbore. A granular material, known as a proppant, can be added to the fracturing fluid and placed in the fracture during its formation to keep the fracture open after depressurization of the hydraulic fracturing.

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.When applying hydraulic fracturing fluid from the surface to the subterranean formation along the wellbore, it is important that the fracturing fluid under pressure is directed into the formation or formations of interest. Typically, a subterranean formation or formations are hydraulically fractured through perforations in a cased wellbore or through an insulated section of a non-cased borehole. One important condition for fracturing for hydrocarbon production or waste disposal is the direction of the fracture to the desired formation. The orientation of the hydraulic fracturing is governed by the characteristics of the reservoir and the mode of stress in the reservoir. It is important to monitor the fracture in the process of formation, to ensure that it does not pass beyond the designated zone and its necessary length and orientation.

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 (8) сдвига) создаются вполне с достаточными для регистрации, действующими на расстоянии датчиками. Соответственно посредством обнаружения и регистрации Р- и 8-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.It is known that work on hydraulic fracturing in the wellbore creates significant seismic activity as a result of increasing crack propagation into the subterranean formation. Fluid that is injected under pressure into a subterranean formation causes an increase in pressure before overcoming local stress in the subterranean formation, resulting in a formation fracture that extends some distance from the wellbore. This fracturing creates a series of small micro earthquakes known as microseismic. This discrete localized microseismic takes place during the growth of cracks, and the amplitudes of seismic or acoustic energy (pressure waves (P) and shear waves (8)) are created with sufficient distance-acting sensors. Accordingly, by detecting and recording P- and 8-waves and their respective arrival times at each of the sensors, the acoustic signals can be processed according to the well-known seismic or earthquake monitoring methodology to determine the position of microseismics. Therefore, the fracture geometry and its location can be predicted. One way to determine the orientation of cracks resulting from hydraulic fracturing is described in US Pat. No. 6,985,816, incorporated herein by reference.

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.One known method for monitoring the location and size of a fracture fracture is called microseismic mapping. In this method, the second adjacent well is used to monitor the effects of hydraulic fracturing in the main treatment or injection well. In microseismic mapping, a multitude of acoustic sensors (for example, seismographs) are installed at the desired location in the well adjacent to the well to be fractured. These sensors in the adjacent well are used to record signals from microseismic phenomena caused by the voltage induced in the underground surfaces of the reservoir by an increase in the pressure of the hydraulic fracturing fluid in the treatment or injection well.

Примеры микросейсмического мониторинга описаны в патентах США № 5771170, ^1Г8 и др. и 5996726 8оггек и ХУагрпъкг 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.Examples of microseismic monitoring are described in US Pat. Nos. 5771170, ^ 1Г8 et al. And 5996726 US Pat. injection well.

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 специальSeparate special monitoring wells, however, significantly increase costs in these methods. Limited efforts have been made to use devices deployed in treatment or injection wells for microseismic monitoring. US Pat. No. 6,935,424 describes a method for reducing the risk of a negative impact on the productivity of hydrocarbon production (i.e., shielding) during hydraulic fracturing by monitoring the process of hydraulic fracturing. The method uses tiltmeters connected to the wall of the casing or wellbore that undergoes hydraulic fracturing for mechanical measurement of deformation, deformations are used to make assumptions about the size of the cracks. In this method, however, less than the desired connection of tiltmeters with the wall of the casing string or borehole significantly affects the intended dimensions. In US Pat. No. 5,532,225, acoustic sensors are deployed in an injection well for microseismic monitoring. The sensors isolate the annular space of the injection well disposal waste, while the sensors are generally attached to the tubing string. In this configuration, however, the acoustic noise in the tubing at the bottomhole, due to the injection of fluid, should be perceived by such a system and probably should significantly mask any detectable microseismic phenomena. Although these methods eliminate the need for expensive spec.

- 1 013610 ных скважинах мониторинга, ограничения каждого из них препятствуют их использованию для точного распознавания микросейсмических явлений.- 1,013,610 wells of monitoring, the limitations of each of them prevent their use for accurate recognition of microseismic phenomena.

Таким образом, целью настоящего изобретения является создание более надежного и точного способа мониторинга гидравлического разрыва пласта и операций нагнетания текучей среды гидроразрыва.Thus, the aim of the present invention is to provide a more reliable and accurate method for monitoring hydraulic fracturing and injection operations for fracturing fluid.

Сущность изобретенияSummary of Invention

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;According to the invention, a method has been created for fracturing a formation comprising the following stages: placement of an assembly comprising at least one sensor in a wellbore; injecting a fracturing fluid under pressure into the wellbore to hydraulic fracture a subterranean formation of interest;

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;isolating at least one sensor from frac fluid by installing an isolation device below said subsurface formation and above at least one sensor;

измерение акустической энергии, создаваемой гидравлическим разрывом пласта, с использованием по меньшей мере одного датчика.Measurement of acoustic energy generated by hydraulic fracturing using at least one sensor.

Изоляция датчика может содержать установку пакера компоновки.Sensor isolation may include a packer installation.

Способ может дополнительно содержать установку по меньшей мере одного датчика под пакером.The method may further comprise installing at least one sensor under the packer.

Способ может дополнительно содержать освобождение пакера, размещение скважинной компоновки в другое местоположение в стволе скважины и повторение нагнетания текучей среды гидроразрыва и изоляции датчика.The method may further comprise releasing the packer, placing the borehole assembly at a different location in the wellbore, and repeating the injection of fracturing fluid and isolation of the sensor.

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.The arrangement of the arrangement may comprise arranging the arrangement on the column and additionally expanding the communication line in the column to establish communication between at least one sensor and the surface of the well.

При осуществлении способа можно использовать множество датчиков, которые размещают на расстоянии друг от друга вдоль ствола скважины.In the implementation of the method, you can use a variety of sensors that are placed at a distance from each other along the wellbore.

Способ может дополнительно содержать извлечение компоновки из ствола скважины.The method may further comprise extracting the assembly from the wellbore.

Измерение акустической энергии может осуществляться одновременно с нагнетанием.Measurement of acoustic energy can be carried out simultaneously with injection.

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.The method may further comprise storing data characteristic of acoustic energy measured by the at least one sensor in the layout memory, and retrieving data from the memory after retrieving the layout from the well.

Согласно изобретению создан способ мониторинга гидроразрыва пласта, содержащий следующие стадии:According to the invention, a method has been created for monitoring a hydraulic fracturing comprising the following steps:

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;a) deploying a borehole assembly in a wellbore on a flexible tubing pipe having a communication line located therein, wherein the borehole assembly comprises a downhole monitoring unit located under the packer and containing at least one acoustic energy sensor;

б) расположение скважинного блока мониторинга ниже подземного пласта, представляющего интерес;b) the location of the downhole monitoring unit is below the subterranean formation of interest;

в) установка пакера ниже подземного пласта, представляющего интерес;c) installing a packer below the subterranean formation of interest;

г) нагнетание текучей среды гидроразрыва под давлением вниз по кольцевому пространству, тем самым осуществляя гидравлический разрыв подземного пласта, представляющего интерес;d) injecting a fracturing fluid under pressure down the annulus, thereby carrying out hydraulic fracturing of the subterranean formation of interest;

д) использование по меньшей мере одного датчика акустической энергии для выполнения измерения акустической энергии, создаваемой гидравлическим разрывом пласта.e) using at least one acoustic energy sensor to measure acoustic energy generated by hydraulic fracturing.

Способ может дополнительно содержать выбор линии связи из группы, состоящей из каротажного кабеля, тросового каната, оптоволоконного кабеля и оптоволоконного фала.The method may further comprise selecting a communication link from the group consisting of a wireline cable, a wire rope, a fiber optic cable, and a fiber optic halyard.

Скважинный блок мониторинга может содержать несколько датчиков акустической энергии, расположенных на расстоянии друг от друга вдоль ствола скважины и отделенных от подземного пласта пакером.The downhole monitoring unit may contain several acoustic energy sensors located at a distance from each other along the wellbore and separated from the subterranean formation by a packer.

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.The method may further comprise a step (e) of releasing the packer and a step (g) of moving the wellbore assembly in the wellbore, with the steps from (b) to (e) being repeated.

При измерении акустической энергии можно осуществлять связь через линию связи.When measuring acoustic energy, you can communicate through the communication line.

Стадия нагнетания текучей среды гидроразрыва может дополнительно содержать модификацию, основанную на измерении акустической энергии.The step of injecting a fracturing fluid may further comprise a modification based on the measurement of acoustic energy.

Способ может дополнительно содержать извлечение скважинной компоновки из ствола скважин.The method may further comprise removing a wellbore assembly from the wellbore.

Способ может дополнительно содержать создание модели гидроразрыва и обновление модели гидроразрыва с использованием по меньшей мере одного измерения акустической энергии.The method may further comprise creating a fracture model and updating the fracture model using at least one measurement of acoustic energy.

Согласно изобретению создан способ мониторинга гидроразрыва пласта, содержащий следующие стадии:According to the invention, a method has been created for monitoring a hydraulic fracturing comprising the following steps:

а) развертывание в стволе скважинной компоновки, содержащей скважинный блок мониторинга, размещенный под пакером и содержащий по меньшей мере один датчик акустической энергии;a) deploying a wellbore assembly in a wellbore comprising a downhole monitoring unit located under the packer and comprising at least one acoustic energy sensor;

б) нагнетание текучей среды гидроразрыва под давлением, тем самым осуществляя гидроразрыв подземного пласта, представляющего интерес;b) injecting a fracturing fluid under pressure, thereby conducting hydraulic fracturing of a subterranean formation of interest;

в) установка изолирующего устройства ниже указанного подземного пласта и выше по меньшей мере одного датчика акустической энергии для изоляции указанного датчика от текучей среды гидроразc) installing an isolation device below said subsurface formation and above at least one acoustic energy sensor to isolate said sensor from fluid hydraz

- 2 013610 рыва и использование указанного датчика для выполнения измерения акустической энергии.- 2 013610 jerk and use of the specified sensor to perform measurement of acoustic energy.

Скважинная компоновка может дополнительно содержать вспомогательный датчик.The well assembly may further comprise an auxiliary sensor.

Текучая среда гидроразрыва может содержать элемент, создающий акустическую энергию или шумовой расклинивающий агент.The fracturing fluid may contain an element that generates acoustic energy or a noise propping agent.

Способ может дополнительно содержать стадию (г) перемещения от скважинной компоновки в стволе скважины, при этом стадии от (б) до (в) повторяют.The method may further comprise the step (d) of moving from the well assembly in the wellbore, with the steps from (b) to (c) being repeated.

Вспомогательный датчик может быть датчиком акустической энергии.The auxiliary sensor can be an acoustic energy sensor.

Способ может дополнительно содержать использование выходных данных вспомогательного датчика при обработке измерения акустической энергии.The method may further comprise using the output of the auxiliary sensor in the processing of the measurement of acoustic energy.

Способ может дополнительно содержать ориентацию скважинной компоновки.The method may further comprise orienting the well assembly.

Преимущества и другие признаки изобретения должны стать более ясными из следующих чертежей, описания и формулы изобретения.The advantages and other features of the invention should become more clear from the following drawings, descriptions and claims.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

Фиг. 1 изображает скважину согласно варианту осуществления изобретения.FIG. 1 shows a well according to an embodiment of the invention.

Фиг. 2 показывает схему зонда с датчиком согласно варианту осуществления изобретения.FIG. 2 shows a probe circuit with a sensor according to an embodiment of the invention.

Фиг. 3 показывает блок-схему способа мониторинга акустической энергии, создаваемой гидравлическим разрывом пласта согласно варианту осуществления изобретения.FIG. 3 shows a flow chart of a method for monitoring acoustic energy generated by a hydraulic fracturing according to an embodiment of the invention.

Фиг. 4 показывает блок-схему способа гидравлического разрыва пласта в различных зонах скважины и мониторинга гидроразрыва согласно варианту осуществления изобретения.FIG. 4 shows a flow chart of a method of hydraulic fracturing in various zones of a well and monitoring of a fracture in accordance with an embodiment of the invention.

Фиг. 5 показывает блок-схему способа мониторинга акустической энергии, создаваемой гидравлическим разрывом пласта согласно варианту осуществления изобретения.FIG. 5 shows a flow chart of a method for monitoring acoustic energy generated by a hydraulic fracturing according to an embodiment of the invention.

Подробное описание изобретенияDetailed Description of the Invention

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.As shown in FIG. 1, in accordance with an embodiment of the invention, well 8 includes acoustic energy sensors 160 placed at the bottom of the well to monitor acoustic energy generated by hydraulic fracturing. Sensors 160 may be isolated from formation 60 of interest, in which hydraulic fracturing occurs. Due to the isolation, the flow noise applicable to the operation of the fracture does not affect the measurement of the sensor 160, while the sensors 160 are protected from the effects of the fracturing treatment.

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.In accordance with some embodiments of the invention, sensors 160 are part of probes 120 with sensors (probes 1201, 1202 and 1203 with sensors shown as an example in FIG. 1) of the monitoring assembly 10 of the bottomhole borehole assembly 100. In addition to the monitoring well 10, the layout 100 includes if possible, an isolation device, such as an isolation device 50 (pressure-sealed packer; mechanically mounted packer; hydraulically-mounted packer; weight-packer; swellable chamber; tampon, etc.) just a few examples) to isolate the probes 120 with sensors (and, hence, the sensors 160) from the fracturing operation.

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.The well assembly 100 may descend into the well 8 using one of the many descent mechanisms, such as tubing 30 shown in FIG. 1. In a specific example, column 30 may be a flexible tubing.

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.In general, the ground-based data acquisition system 80 may be connected to the wellbore arrangement 100 via a communication link 40, such as a wireline cable, a wire rope, a fiber optic cable, or a fiber optic halyard. Fiber optic is called fiber optic cable, placed in a protective coating or protective tubing tube of small diameter. One example of a data receiving and processing system that can serve as a ground data collection system 80 is described in US Pat. No. 6,552,665, which is fully incorporated into the present description by reference. Communication link 40 may be contained or deployed in string 30 to create a link from the surface control system to the borehole assembly 100 or from the borehole assembly 100 to the surface control system or in both directions. Communication and / or power may be provided via communication lines 40, depending on the particular embodiment of the invention. The downhole monitoring unit 10 may be a unit or tool configured to monitor acoustic signals in the wellbore. In accordance with some embodiments of the invention, each probe 120 of the downhole monitoring unit 10 may be a sensor similar to the sensor of the probe described in US Pat. No. 6,170,601, which is fully incorporated into the present description by reference.

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 ζ). Из фиг. 2 вместе с фиг. 1 видно, что зонд 120 может такжеFIG. 2 shows an example embodiment of a probe 120 according to some embodiments of the invention. In general, the probe 120 includes a tool body 124 having a cavity 130 in the channel of the wall of the tool body 124. The cavity 130 receives the energy sensor module 140, which is placed in the cavity 130 and mounted on elastic supports 150 (for example, springs) to press the sensor module 140 against the borehole wall (or casing 22, if the well is cased), with sensor insulation 160 16 from the pressure disturbances transmitted by the fluid. Probe 120 may include three sensors 160, each of which detects acoustic energy along different axes (x, y or ζ axes). From FIG. 2 together with FIG. 1 shows that probe 120 can also

- 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.- 3 013610 include a lever 136 that is actuated to press the probe 120 against the wall of the well bore (or casing 22 if the well is cased) in order to place the sensors 160 close to the well bore or column 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.As shown in FIG. 1 and noted above, well 8 may be cased (casing 22) or uncased, depending on the particular embodiment of the invention. If installed, the casing 22 may extend from the surface along the entire length of the wellbore 20 well or only along a portion of the wellbore 20. In addition to this, according to another embodiment of the invention, the wellbore 20, in which the well assembly 100 is deployed, may be a deviated or lateral wellbore. In some embodiments, for rejected or lateral boreholes, a tractor hoist may be used to deploy the borehole assembly 100. In addition, well 10 may be underground or subsea, depending on the particular embodiment of the invention. Thus, numerous variations are possible within the scope of the appended claims.

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.In the state of the well shown in FIG. 1, well 8 has already been perforated in the previous voyage with a perforator to form corresponding perforations in the casing 22 and corresponding perforations 61 passing into formation 60 of interest.

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.The well assembly 100 is deployed in well 8 for the purpose of hydraulic fracturing and monitoring of hydraulic fracturing. Such hydraulic fracturing may be desirable or performed for various purposes, such as, but not limited to, increasing or improving the recovery of hydrocarbons from the formation 60 of interest, or injecting fluid such as water, commercial water, oil recovery improvement fluids. or gas into reservoir 60 of interest. The term fracturing fluid, as used herein, includes any fluid that is injected for the purpose of fracturing, and includes, but is not limited to, treatment fluids, recovery improvement fluids and recyclable fluids. FIG. 1 shows only one subterranean formation 60 of interest to simplify the display.

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.It is assumed that in any wellbore 20, there may be numerous subsurface formations 60 of interest, and these multiple formations may be subjected to hydraulic fracturing individually, together or in various combinations as desired by the operator.

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.Isolation device 50 is also deployed in the wellbore on the string 30, as part of the well assembly 100. More specifically, the isolation device 50 can be positioned in the desired position on the string 30 above the downhole monitoring unit 10.

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.Sensors 160 form a group of sensors and can be selected from any suitable sensitive devices, such as geophones, hydrophones or accelerometers, and their various combinations that generate signals in response to received acoustic energy. Acoustic energy sensor of one type or combination of types can be used. The sensor or sensors of acoustic energy should have a good sensitivity to acoustic energy in the frequency band of microseismic oscillations above 30 Hz. This band can reach, for example, up to 4 kHz.

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.Several acoustic energy sensors can be used in combination with acoustic sensors to form the acoustic energy sensor module. Embodiments of the invention may contain multiple three-coordinate (3 orthogonal) geophones to provide sensitivity in three directions. Such acoustic sensor modules can be spaced at desired intervals (for example, 50 feet) along the borehole 20. The acoustic sensor module may be connected to the borehole wall or casing 22 by an anchorone system for borehole seismic tools.

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.The signals generated by each sensor 160 in response to acoustic energy are digitized and transmitted via link 40 to ground data collection system 80 on the surface near the well 8. Sensors 160 can transmit a digital or optical signal directly to link 40 or can use a converter for converting the acoustic signals received by the sensors into digital or optical signals for transmission. In some embodiments, the ground-based data acquisition system 80 may employ some methods, such as using digital filters, to remove the noise of a fracturing injection operation from the generated signals. In some embodiments, the signals generated by each sensor are recorded in one or more storage devices, which may be part of the downhole monitoring unit 10, the storage devices that are generally retrievable with the downhole monitoring unit 10. In such embodiments using memory devices, signals can also be transmitted via communication line 40, while in other embodiments signals are not transmitted over the communication line, since sensor data is stored in memory devices that can be retrieved after removing the well assembly 100 of wells.

- 4 013610- 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.As shown in FIG. 1, the downhole monitoring unit 10 and the acoustic energy sensors 160 therein are installed at the right place in the wellbore that does not adjoin the formation 60 of interest. The downhole monitoring unit 10 may be installed at the desired location below the formation 60 of interest. If the wellbore is cased, the downhole monitoring unit 10 may be installed at the desired location in the wellbore that is not adjacent to the perforated area of the casing. The downhole monitoring unit 10 may be stirred under the perforated zone in such a manner as shown in FIG. 1, probes 120 may be suspended from a cable to a tubular body that is installed on an isolation device 50 and forms the lower end of a string 30. An isolation device 50 is deployed in a wellbore 20 to separate a well block 10 of monitoring from a subterranean formation 60 of interest. In this way, the downhole monitoring unit 10 is isolated from hydraulic fracturing or pumping action conducted in the subsurface formation 60 of interest.

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.In some embodiments of the invention, a noise suppression device or device, such as an oscillation damper, may be equipped with placement between the isolation device 50 and the downhole monitoring unit 10. In some embodiments, noise suppression methods, such as loosening connecting cables between components, may be used to reduce the possibility of transmitting noise. Noise suppression devices or methods can similarly be used between sensors 160 in a group. In some embodiments of the invention, noise suppression can be performed by digitally processing the signals generated by measurements performed by acoustic energy sensors.

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.The borehole assembly 100 may also include devices or components for use in a hydraulic fracturing process. In case the descent vehicle is a flexible tubing, one such device can be a jetting nozzle 86 that is placed above the isolation device 50 to allow fluids to be pumped through the column 30 and through the jetting nozzle 86 to clean up waste, such as sand that can accumulate over the packer 50. The jetting nozzle 86 can also be used to perforate the casing 22 and form the perforations 61 instead perforating gun. In such a case, the abrasive fluid can be supplied to the bottom of the well through the central passageway of the string 30, and the abrasive fluid is directed by radially jetting nozzles 86 to the casing 22 so that the jetting jets under pressure can be perforated into the surrounding formation.

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.The well assembly 100 may include an element such as a flush hole that can selectively open and close and is positioned above the isolation device 50 to allow, if necessary, fluid to be pumped down the annular space to reverse the flow of fluid up the flexible pumping well. -Compressor pipe. Techniques such as ball dumping or mechanical actuation can be used to selectively open and close the wash hole.

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.In some embodiments, the borehole assembly 100 may include one or more additional isolation devices located above the downhole monitoring unit 10. Additional insulating device can be single or multiple mounting.

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 3С поляризации прихода прямой продольной Р-волны, описанный в работе Вссс|ису. М. и ОиЬс55с1. М., 1990, Тйтее-сотроиеи! юпбе опеп1;Шоп ίη а бс\за1сб \ус11 (краткая запись): Ссор11у5Ю5. 8ос1е(у о£ Ехр1отайоп. Сеорйуыск, 55, 1386-1388.The borehole assembly 100 may include one or more additional devices providing information on the wellbore. For example, the borehole assembly 100 may further include a pressure and / or temperature sensor. In some embodiments of the invention, a gyroscope may be provided for use in orienting the sensors 160 or determining the orientation of the downhole monitoring unit 10 to enable further correction of the data. Alternatively, the sensors can be oriented by such methods as the analysis of a three-component hologram in which a calibration explosion is used in a well near or on a surface. By recording and analyzing one or more of these explosions, the orientation of the tool can be calculated by known methods, such as using plane geometry and assuming a direct beam from the source to the receiver; projecting the beam onto the perpendicular plane and rotating the projection through the horizontal polarization angle to give direction to the x-component sensor and the relative azimuth angle or the method of calculating the relative azimuth angle from the 3C polarization of the arrival of a direct longitudinal P-wave, described in Vsss | M. and OiS55s1. M., 1990, Tytee-sotroiei! yupbe opep1; Shop ίη a bs \ za1sb \ us11 (short record): Ssor11u5Yu5. 8oste (y o £ Expytayop. Seoruysk, 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 соAccording to some embodiments of the invention, the borehole assembly 100 may include other devices directed to other functions. For example, according to some embodiments of the invention, the borehole assembly 100 may include a casing coupling locator 87 that is used to accurately locate the borehole assembly 100 or another tool at the bottom of the well. In this regard, the locator 87 couplings

- 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.- 5 013610 casing joints can be a magnetically sensitive device that generates a signal (observed on the surface near well 8) in order to detect the joints of the casing 22 for precise location of the assembly 100. This can be useful for accurate location of jetting nozzles 86 when jetting nozzles 86 washing perforate the casing 22 and the reservoir 60 of interest. As another example of a possible downhole assembly device 100 according to some embodiments of the invention, the assembly 100 may include a tension control adapter 85 placed under the isolation device 50 and used to monitor the tension of the cable passing to the probes 120. In this regard, if the cable or probes 120 is stuck in the borehole 8, the corresponding tension characteristic of this event is detected by the tension control adapter 85 and communicated to the surface of the well. Thus, remedial measures can be taken to safely release the stuck probes 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.As another example, the downhole assembly may include an auxiliary sensor, such as a pressure or temperature sensor, capable of providing downhole measurements. In this regard, a measurement obtained using an auxiliary sensor can be used jointly or separately from measurements obtained using sensors 160 to monitor hydraulic fracturing. In some embodiments, the auxiliary sensor may be an additional acoustic sensor, such as a hydrophone, useful for measuring noise in the form of acoustic waves in the wellbore. Auxiliary sensor can be an accelerometer. In some embodiments, a plurality of auxiliary sensors may be equipped, especially acoustic sensors. The output from these auxiliary sensors can be used to digitally suppress or remove noise by processing measurements of the acoustic sensor (s). This use differs from using acoustic sensors in a group to remove noise through cumulative processing of measurements, such as those known for vertical seismic profiles.

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.The well assembly 100 may also include, according to an embodiment of the invention, a remotely operated safety catch, or connector assembly 90, for the purpose of selectively connecting the well assembly 100 and releasing the assembly 100 from the string 30 (thereby leaving the assembly 100 at the bottom of the well) when a plurality of zones, as further described below. Thus, many changes are possible and are within the scope of the attached claims.

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.Hydraulic fracturing and monitoring can take place as follows according to some embodiments of the invention. The borehole 20 is first finished with the casing 22, and then the casing 22 is perforated in one or more subterranean formations 60 of interest. According to embodiments of the invention, the downhole monitoring unit 10 may descend into the wellbore 20 on the string 30. Simultaneously, the isolation device 50 descends into the wellbore 20 on the string 30 in the desired position from above. The insulating device 50 is mounted in place to create a seal in the annular space between the column 30 and the casing 22, thereby isolating the downhole monitoring unit 10 in the wellbore 20 of the well under the insulating device 50. If additional insulating devices are equipped, they can be actuated or mounted on a place to create additional insulation between the downhole monitoring unit 10 and the isolation device 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 СО₂.Hydraulic fracturing fluid or pumping fluid is then pumped under pressure downward into the annular space formed between the string 30 and the casing 22 or the wall of the wellbore into the subterranean formation 60 of interest. Hydraulic fracturing fluid can be any fluid suitable for fracturing a subterranean formation, including, but not limited to, wellbore treatment fluids, hydrocarbons, water, commercial water, recyclable water, foamed fluids or gases, such as natural gas and CO 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.An isolation device 50 and, if equipped, an additional isolation device or devices separate the downhole monitoring unit 10 from hydraulic fracturing fluids and work performed in the wellbore above the isolation device 50. The isolation device 50 may be any packer, inflatable or mechanical device capable of fasten and release, which creates a sufficient compaction pressure in the wellbore to isolate the downhole monitoring unit 10 from the hydraulic fracturing fluid p asta or pressure injection. In embodiments of the invention, where the downhole monitoring unit 10 is deployed in the wellbore under the isolation device 50, the isolation device 50 includes feedthroughs that allow the communication line 40 to pass through the isolation device 50 and the downhole monitoring unit 10. Some embodiments may include rigid suspensions or deployment rods for use when deploying the monitoring well assembly 10 in inclined, horizontal, or over-pressure wells.

- 6 013610- 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.According to the embodiments of the invention described in this document, shown in FIG. 3, method 200 may be used to monitor the hydraulic fracturing of a specific formation of interest. According to method 200, the borehole assembly 100 is lowered into the borehole at the desired position in step 204, with the borehole assembly comprising an acoustic sensor. A hydraulic fracturing operation is then performed by injecting a fracturing fluid into the wellbore under pressure in step 206. One or more acoustic sensors are used to monitor the acoustic energy in step 208. The acoustic energy that is monitored can occur from the fracture operation or may result from fracturing jobs in which a hydraulic fracturing fluid contains an element that generates an acoustic signal, such as noise wedging the agent described in US patent No. 7134492 included in this document in its entirety by reference. Sensor 160 is used to monitor the work or signals generated by the element generating the acoustic signal.

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.Although hydraulic fracturing and monitoring of a single formation of interest or zones is described in this document for the purpose of clarifying certain aspects of the invention, it is noted that other embodiments are possible that are within the scope of the appended claims. More specifically, according to some embodiments of the invention, the borehole assembly 100 may be used in conjunction with hydraulic fracturing and monitoring of several zones in the well.

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.In this method, as shown in FIG. 4, in accordance with some embodiments of the invention, method 250 includes descending at stage 254 of a perforating device to the bottom of a well to a specific depth. The perforating device is then used to perforate the casing or wellbore at stage 258. The wellbore assembly 100 is installed at the desired location in the borehole at stage 262. Then, the isolation device 50 is mounted at stage 266, fracturing operations are performed sequentially and sensors 160 are used to monitor the work at 270. In some embodiments, a fracture model may be installed and updated using sensor measurements 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.After completion of the hydraulic fracturing operations at stage 274, a determination is made as to whether another zone is to be fractured. If not, then the borehole assembly 100 is lifted out of the well at stage 278. If another zone is to be fractured, the next zone is perforated at stage 254 and a hydraulic fracturing is performed at stage 258, 262, 266 and 270 and monitored in another zone.

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.Thus, according to method 250, fracturing can be performed in zones and monitored in the well, as suggested in FIG. 4. It is noted that method 250 is presented as an example, since other methods can be used for hydraulic fracturing and monitoring, according to other embodiments of the invention.

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.As shown in FIG. 5, in accordance with some embodiments of the invention, method 300 includes descending, at a stage 304, a perforating device to the bottom of a well to a specific depth. The perforating device is then used to perforate the casing or wellbore at step 308. The wellbore assembly 100 is installed at the desired location in the well at stage 312. In some embodiments, the wellbore arrangement 100 may include a perforating device. Consequently, fracturing operations are performed and sensors 160 are used to monitor the operation at stage 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.Upon completion of the hydraulic fracturing operation, it is performed at stage 324 to determine whether another zone is to be fractured. If not, then the well assembly 100 is lifted out of the well at stage 328. If another zone is fractured, the next zone is punched at stage 324 and hydraulic fracturing is performed according to stages 304, 308, 312, 320 and monitored in another zone.

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.Thus, according to the method 300, fracturing can be performed in zones and monitored in the well, as proposed in FIG. 5. It is noted that method 300 is presented for the purpose of example, since other technologies may be used for hydraulic fracturing and monitoring, according to other embodiments of the invention.

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.The downhole monitoring unit 10 and the methods described herein may provide one or more advantages and / or improvements over conventional technologies and hydraulic monitoring devices. In particular, placing a well monitoring unit in an injection well instead of a separate monitoring well reduces the time and cost required to drill a single well. Placing the acoustic sensors beneath the packer isolates the sensors from the fracturing fluid and reduces the risk of damage to the sensors from the fracturing fluid when it is pumped down the wellbore. Similarly, placing the link 40 in the column 30 isolates it from the fracturing fluid injected down the annulus, and significantly reduces the possibility of erosion or damage to the link. In addition to this, the placement of the sensors 160 under the insulating device 50 has the effect of isolating from the noise induced by the flow.

- 7 013610- 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.Prior to the present invention, the noise generated by the injection of fracturing fluid into the wellbore weakened the ability to perform successful microseismic measurements in the injection well. In the present invention, several elements are used, individually or in combination, to isolate and attenuate noise in the wellbore. Placing the sensor or acoustic energy sensors under the isolation device 50 creates a barrier to the direct noise of the flow. Isolation device 50 is designed to allow for efficient fastening / unfastening, cleaning of sand deposited from above, and ensuring the use of noise insulating technologies (for example, cable loosening). The arrangement of the sensors 160 in the acoustic energy sensor unit and the mechanical isolation of the sensor unit 140 (see FIG. 2) from the tool body 124 can be used to attenuate noise (known as tube waves) propagating in the well bore in the fluid. The attenuation of the communication link 40 may be used to attenuate noise propagating along the communication link 40 or the downhole monitoring unit 10. Isolation device 50 may include a compression mount, functional while moving down, providing for loosening the link 40.

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.Vibration dampers, made with the possibility of reducing the noise propagating in the layout of the bottom of the drill string, can be inserted between the insulating device 50 and acoustic sensors. Digital filtering can be used to identify up and down propagating noise with characteristics that are clearly different from microseismic. Digital filtering technologies such as adaptive beamforming or high-speed filtering can be used to reduce noise. A subgroup of hydrophones placed in a group of geophones or accelerometers can be useful for identifying and removing propagating waves in a fluid (tube) waves. In addition, injection noise has low frequencies (<20 Hz), well below the typical microseismic frequency band and can be essentially removed by conventional high pass filters.

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.The well assembly 100 may additionally include other measuring devices, such as pressure, temperature, gyroscopes, or any other devices suitable for measuring indications of fracture characteristics. The borehole assembly 100 may also include fracturing tools installed at the desired location above the isolation device 50 for use in the fracturing process, such as a jetting nozzle, a cleaning port, and the like.

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.In addition, the downhole assembly 100 may include a single or multiple attachment device over measuring devices to protect them from the effects of fracture treatment.

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.Although guides and orientation terms, such as vertical, top, bottom, etc., have been used for convenience in the above description, it is understood that such directions and orientation are not necessary to implement the invention. For example, according to other embodiments of the invention, the borehole assembly 100 may be used in a lateral wellbore. Therefore, many changes are acceptable and are included in the scope of the attached claims.

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.Although the present invention has been described in relation to a limited number of embodiments, it will be clear to those skilled in the art who take advantage of the benefits of the present disclosure that there are numerous modifications and changes. The appended claims are intended to cover all such modifications and changes that fall within the spirit and scope of the present invention.

Claims (25)

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯCLAIM 1. Способ мониторинга гидроразрыва пласта, содержащий следующие стадии:1. The method of monitoring fracturing, containing the following stages: размещение в стволе скважины компоновки, содержащей по меньшей мере один датчик;placing in the wellbore layout, containing at least one sensor; нагнетание текучей среды гидроразрыва под давлением в ствол скважины для гидравлического разрыва подземного пласта, представляющего интерес;injecting a fracturing fluid under pressure into the wellbore to hydraulic fracture a subterranean formation of interest; 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;isolating at least one sensor from frac fluid by installing an isolation device below said subsurface formation and above at least one sensor; измерение акустической энергии, создаваемой гидравлическим разрывом пласта, с использованием по меньшей мере одного датчика.Measurement of acoustic energy generated by hydraulic fracturing using at least one sensor. 2. Способ по п.1, в котором изоляция датчика содержит установку пакера компоновки.2. The method according to claim 1, in which the insulation of the sensor contains the installation of the packer layout. 3. Способ по п.2, дополнительно содержащий установку по меньшей мере одного датчика под пакером.3. The method according to claim 2, further comprising installing at least one sensor under the packer. 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.4. The method of claim 2, further comprising releasing the packer, placing the borehole assembly at a different location in the wellbore, and repeating the injection of fracturing fluid and sensor isolation. 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 мень5. The method according to claim 1, in which the arrangement of the layout contains the layout of the layout on the column and additionally carry out the deployment of the communication line in the column to establish communication at least - 8 013610 шей мере между одним датчиком и поверхностью скважины.- 8 013610 neck between one sensor and the surface of the well. 6. Способ по п.1, в котором используют множество датчиков и размещают их на расстоянии друг от друга вдоль ствола скважины.6. The method according to claim 1, in which use a variety of sensors and place them at a distance from each other along the wellbore. 7. Способ по п.1, дополнительно содержащий извлечение компоновки из ствола скважины.7. The method according to claim 1, further comprising removing the layout from the wellbore. 8. Способ по п.1, в котором измерение акустической энергии осуществляется одновременно с нагнетанием.8. The method according to claim 1, in which the measurement of acoustic energy is carried out simultaneously with the injection. 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.9. The method of claim 1, further comprising storing data characteristic of acoustic energy measured by the at least one sensor in the layout memory, and extracting data from the memory after retrieving the layout from the well. 10. Способ мониторинга гидроразрыва пласта, содержащий следующие стадии:10. The method of monitoring hydraulic fracturing, containing the following stages: 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;a) deploying a borehole assembly in a wellbore on a flexible tubing pipe having a communication line located therein, wherein the borehole assembly comprises a downhole monitoring unit located under the packer and containing at least one acoustic energy sensor; б) расположение скважинного блока мониторинга ниже подземного пласта, представляющего интерес;b) the location of the downhole monitoring unit is below the subterranean formation of interest; в) установка пакера ниже подземного пласта, представляющего интерес;c) installing a packer below the subterranean formation of interest; г) нагнетание текучей среды гидроразрыва под давлением вниз по кольцевому пространству, тем самым осуществляя гидравлический разрыв подземного пласта, представляющего интерес;d) injecting a fracturing fluid under pressure down the annulus, thereby carrying out hydraulic fracturing of the subterranean formation of interest; д) использование по меньшей мере одного датчика акустической энергии для выполнения измерения акустической энергии, создаваемой гидравлическим разрывом пласта.e) using at least one acoustic energy sensor to measure acoustic energy generated by hydraulic fracturing. 11. Способ по п.10, который дополнительно содержит выбор линии связи из группы, состоящей из каротажного кабеля, тросового каната, оптоволоконного кабеля и оптоволоконного фала.11. The method according to claim 10, which further comprises selecting a communication line from the group consisting of wireline cable, cable rope, fiber optic cable and fiber optic halyard. 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.12. The method according to claim 10, in which the downhole monitoring unit contains several acoustic energy sensors located at a distance from each other along the wellbore and separated from the subterranean formation by a packer. 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.13. The method of claim 10, further comprising the step (e) of releasing the packer and the step (g) of moving the well assembly in the wellbore, wherein the steps from (b) to (e) are repeated. 14. Способ по п.10, в котором при измерении акустической энергии осуществляют связь через линию связи.14. The method according to claim 10, in which when measuring acoustic energy communicate through the communication line. 15. Способ по п.14, в котором стадия нагнетания текучей среды гидроразрыва дополнительно содержит модификацию, основанную на измерении акустической энергии.15. The method of claim 14, wherein the step of injecting a fracturing fluid further comprises a modification based on the measurement of acoustic energy. 16. Способ по п.10, дополнительно содержащий извлечение скважинной компоновки из ствола скважин.16. The method of claim 10, further comprising retrieving the wellbore assembly from the wellbore. 17. Способ по п.10, дополнительно содержащий создание модели гидроразрыва и обновление модели гидроразрыва с использованием по меньшей мере одного измерения акустической энергии.17. The method of claim 10, further comprising creating a fracture model and updating the fracture model using at least one measurement of acoustic energy. 18. Способ мониторинга гидроразрыва пласта, содержащий следующие стадии:18. Method of monitoring fracturing, containing the following stages: а) развертывание в стволе скважинной компоновки, содержащей скважинный блок мониторинга, размещенный под пакером и содержащий по меньшей мере один датчик акустической энергии;a) deploying a wellbore assembly in a wellbore comprising a downhole monitoring unit located under the packer and comprising at least one acoustic energy sensor; б) нагнетание текучей среды гидроразрыва под давлением, тем самым осуществляя гидроразрыв подземного пласта, представляющего интерес;b) injecting a fracturing fluid under pressure, thereby conducting hydraulic fracturing of a subterranean formation of interest; 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.c) installing an isolating device located below said subsurface formation and above at least one acoustic energy sensor to isolate said sensor from fracturing fluid, and using said sensor to measure acoustic energy. 19. Способ по п.18, в котором скважинная компоновка дополнительно содержит вспомогательный датчик.19. The method according to p, in which the downhole assembly further comprises an auxiliary sensor. 20. Способ по п.18, в котором текучая среда гидроразрыва содержит элемент, создающий акустическую энергию.20. The method according to p, in which the fracturing fluid contains an element that creates acoustic energy. 21. Способ по п.18, в котором текучая среда гидроразрыва содержит шумовой расклинивающий агент.21. The method according to claim 18, wherein the fracturing fluid contains a noise proppant. 22. Способ по п.18, дополнительно содержащий стадию (г) перемещения от скважинной компоновки в стволе скважины, при этом стадии от (б) до (в) повторяют.22. The method according to claim 18, further comprising the step (d) of moving from the wellbore assembly in the wellbore, wherein the steps from (b) to (c) are repeated. 23. Способ по п.19, в котором вспомогательный датчик является датчиком акустической энергии.23. The method according to claim 19, in which the auxiliary sensor is an acoustic energy sensor. 24. Способ по п.23, дополнительно содержащий использование выходных данных вспомогательного датчика при обработке измерения акустической энергии.24. The method according to item 23, further comprising using the output of the auxiliary sensor in processing the measurement of acoustic energy. 25. Способ по п.18, дополнительно содержащий ориентацию скважинной компоновки.25. The method according to p, optionally containing the orientation of the downhole layout. - 9 013610- 9 013610