Система й спосіб для визначення характеристик колектора

Реферат: Спосіб для визначення характеристик пласта, що має стовбур свердловини, створений у ньому, включає позиціонування датчика усередині стовбура свердловини, закачування флюїду в стовбур свердловини й щонайменше у частину пласта, що прилягає до датчика, генерування моделі даних, що представляє температурні характеристики пласта, й аналіз моделі даних на основі набору команд для екстраполяції характеристик пласта. Модель даних може представляти фактичні теплофізичні характеристики щонайменше частини ділянки інтервалу. Модель даних одержують із сигналу зворотного зв'язку, обумовленого флюїдом, що закачують. Датчик генерує сигнал зворотного зв'язку, що представляє температуру, обмірювану датчиком. UA 103584 C2 (12) UA 103584 C2 UA 103584 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Рівень техніки [0001] Твердження в цьому розділі лише забезпечують додаткову інформацію, що стосується цього розкриття сутності винаходу, і не можуть представляти відомий рівень техніки. [0002] Це розкриття сутності винаходу стосується, у загальному випадку, обробки стовбура свердловини й розробки колектору і, зокрема, до системи й способу для визначення характеристик колектору під час робіт у стовбурі свердловини, таких як, не обмежуючись перерахованим, операція обробки стовбура свердловини, операції буріння з негативним диференціальним тиском або тому подібне. [0003] У цей час волоконно-оптична технологія розподіленого вимірювання температури (РВТ)(DTS) надає кошти для практично миттєвого вимірювання температури в стовбурі свердловини. У типовому випадку РВТ включає волоконно-оптичний кабель, розташований у стовбурі свердловини (наприклад, за рахунок постійної волоконно-оптичної лінії зв'язку, зацементованої в обсадній колоні, причому волоконно-оптичної лінія зв'язку розміщається з використанням гнучких насосно-компресорних труб або обладнання для роботи в свердловині за допомогою талевого каналу). Волоконно-оптичний кабель вимірює розподіл температури уздовж його довжини, використовуючи оптичний вимір у тимчасовій області (наприклад, оптичну тимчасову рефлектометрію (ОТР)(OTDR), яка широко використовується в індустрії телекомунікацій). [0004] Однією з переваг технології РВТ є здатність збирати за короткий проміжок часу розподіл температури уздовж свердловини, без необхідності переміщати датчик, як при традиційному каротажі свердловини, що може зайняти багато часу. Технологія РВТ ефективно забезпечує "моментальний знімок" температурного профілю в свердловині. Технологія РВТ використовувалася для вимірювання змін температури в стовбурі свердловини після закачування для збудження свердловини, на підставі яких може бути виконана якісна оцінка розподілу потоку флюїду, який закачується. [0005] Закачування порцій гарячого флюїду в стовбур свердловини є іншим корисним способом для профілювання потоку за допомогою розподіленого виміру температури (РВТ). Традиційний спосіб генерування порції гарячого флюїду включає закачування в колектор великого обсягу флюїду й потім закриття свердловини для нагрівання флюїдів над продуктивним пластом. Температура флюїдів поруч із продуктивним пластом зростає значно повільніше, оскільки продуктивний пласт значно холодніший через флюїди, закачані раніше. Таке диференціальне нагрівання створює температурний фронт, який може бути відстежений за допомогою РВТ для профілювання потоку. [0006] За рахунок одержання й аналізу декількох температурних профілів РВТ можуть бути визначені характеристики й властивості потоку для різних шарів пласта. [0007] Нижче докладно розглядаються кілька способів кількісної характеристики колектору й визначення розподілу потоку в ньому на підставі виміру РВТ. Суть винаходу [0008] Варіант здійснення способу для визначення характеристик пласта, що містить стовбур свердловини, створений у ньому, включає кроки: позиціонування датчика усередині стовбура свердловини, де датчик генерує сигнал зворотного зв'язку, що представляє температуру в ньому; закачування флюїду в стовбур свердловини; генерування моделі даних, що представляє температурні характеристики пласта, де модель даних одержують із сигналу зворотного зв'язку; і аналіз моделі даних на основі набору команд для екстраполяції характеристик пласта. [0009] В іншому варіанті здійснення спосіб для визначення характеристик пласта, що містить стовбур свердловини, створений у ньому, включає кроки: позиціонування датчика усередині стовбура свердловини, де датчик забезпечує практично постійний моніторинг температури уздовж заздалегідь установленого інтервалу стовбура свердловини, і де датчик генерує сигнал зворотного зв'язку, що представляє температуру, обмірювану датчиком; закачування першого флюїду в стовбур свердловини й, щонайменше, у частину пласта, що примикає до інтервалу; генерування моделі даних, що представляє фактичні теплові характеристики, щонайменше, частини ділянки інтервалу, де модель даних одержують із сигналу зворотного зв'язку; і аналіз моделі даних, на основі набору команд для екстраполяції характеристик пласта. [0010] У ще одному варіанті здійснення спосіб для визначення характеристики пласта, що містить стовбур свердловини, створений у ньому, включає кроки: а. позиціонування розподіленого датчика температури усередині стовбура свердловини, де датчик забезпечує практично постійний моніторинг температури уздовж заздалегідь установленого інтервалу стовбура свердловини, і де датчик генерує сигнал зворотного зв'язку, що представляє температуру, обмірювану датчиком; 1 UA 103584 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 б. розміщення гнучких насосно-компресорних труб у стовбур свердловини; в. закачування першого флюїду через гнучкі насосно-компресорні труби в стовбур свердловини; г. генерування моделі даних, що представляє теплові характеристики, щонайменше, частини ділянки інтервалу, де модель даних одержують із сигналу зворотного зв'язку; д. аналіз моделі даних на основі набору команд для екстраполяції характеристик пласта; і е. повторення кроків - від кроку в) до кроку д) для кожної із сукупності частин ділянок, що визначають інтервал усередині стовбура свердловини, з метою генерування профілю, що представляє весь інтервал. Короткий опис креслень [0011] Ці й інші характеристики й переваги цього винаходу будуть більш зрозумілі з посиланням на наведений нижче докладний опис при розгляді разом із прикладеними кресленнями, де: [0012] Фіг. 1 - структурна схема варіанта здійснення системи обробки стовбура свердловини; і [0013] Фіг. 2 - схематичне представлення системи обробки стовбура свердловини на Фіг. 2, що показує графічне зображення відповідної діаграми термометрії свердловини, обмірюваної системою. Докладний опис винаходу [0014] З посиланням на Фіг.12 - представлений варіант здійснення системи визначення характеристик колектору, зазначеної у загальному випадку, позицією 10. Як показано, система 10 включає пристрій (пристрої) закачування флюїду 12, свердловинний датчик 13, розташований поруч зі стовбуром свердловини 11, дебітомір 14 і процесор 15. Зрозуміло, що система 10 може включати додаткові вузли. [0015] Обладнання закачування флюїду 12, у типовому випадку, включає гнучкі насоснокомпресорні труби 16, які можуть бути розміщені в стовбурі свердловини, такому як стовбур свердловини 11, створений у пласті, для виборчого напрямку флюїду на певну глибину або в певний шар пласта. Наприклад, обладнання закачування флюїду 12 може направляти агент, що закупорює, у безпосередній близькості до шару пласта, щоб закрити пласт і мінімізувати провідність шару. Як інший приклад, обладнання закачування флюїду 12 може направляти флюїд для впливу на пласт поруч із шаром для його збудження. Зрозуміло, що можна використовувати інші засоби для спрямування флюїдів (наприклад, бурових розчинів) на різні глибини й у різні шари, що очевидно для фахівця в області буріння й обробки стовбура свердловини. Також зрозуміло, що для обробки різних шарів конкретного пласта можуть використовуватися різні бурові розчини, рідини для обробки пласта агенти, що закупорюють, і рідини для збудження пласта. [0016] У деяких варіантах здійснення винаходу перший флюїд або хімічний реагент закачується в стовбур свердловини через гнучкі насосно-компресорні труби 16, а другий флюїд або хімічний реагент закачується в стовбур свердловини через кільцевий простір 17, створений між стовбуром свердловини 11 і гнучкими насосно-компресорними трубами 16. Зрозуміло, що другий хімічний реагент може закачуватися між ділянкою пласта й зовнішнім корпусом гнучких насосно-компресорних труб 16 з використанням інших засобів закачування або трубопроводу. [0017] Перший хімічний реагент і другий хімічний реагент вибираються таким чином, щоб генерувати порцію гарячого флюїду при змішуванні. Як приклад, що не має обмежувального характеру, першим хімічним реагентом є азотнокислий натрій (NaNO 2), а другим хімічним реагентом –хлорид амонію (NH4Cl), а хімічна реакція для генерування порції гарячого флюїду з метою профілювання потоку з РВТ: NaNO2+NH4Cl →NaCl+H2O+N2. Хімічна реакція генерує тепло й азот у газовій фазі (N2). Як приклад, що не має обмежувального характеру, реакція є високоекзотермичною ((80 Ккал/моль), а швидкість реакції може регулюватися за рахунок pН системи. Різниця температур внаслідок реакції може регулюватися за рахунок концентрації реагентів. Зрозуміло, що реагенти - азотнокислий натрій (NaNO2) і хлорид амонію (NH4Cl) дуже добре розчинні у воді. Також зрозуміло, що до флюїдів/хімічних реагентів для вспінювання й захоплення газоподібного N2 може додаватися поверхнево-активна речовина, щоб ізолювати флюїди/хімічні реагенти й, таким чином, забезпечити моніторинг на додатковий час. [0018] Екзотермічні реакції, у загальному вигляді, можуть бути виражені як: A + В +….---(каталізатор/інгібітор C) → D+E +……тепло [0019] Щоб відбулася реакція, необхідна присутність усіх реагентів (тобто A і В у наведеному вище прикладі). Бажано час від часу регулювати швидкість реакції, яка може змінюватися за рахунок присутності каталізатора або інгібітору С, згаданих вище. Як зазначалося вище, приклад екзотермічної реакції, що підходить для генерування порції гарячого флюїду для 2 UA 103584 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 профілювання потоку за допомогою РВТ - це: NaNO2+NH4Cl (NaCl+H2O+N2. Реакція в цьому прикладі каталізується кислотою, і, тому, швидкість реакції (тобто прискорення або вповільнення реакції), може регулюватися за рахунок регулювання pН реакції. [0020] Реакція може регулюватися за рахунок поділу реагентів і/або каталізатора/інгібітора й, потім, регулювання зони змішування реагентів з метою завдання виділення тепла в конкретну зону або зони. Реакція може регулюватися за рахунок поділу реагентів шляхом закачування реагентів з різних напрямків потоків (наприклад, один реагент – через гнучкі насоснокомпресорні труби 16, а інший реагент – через кільцевий простір 17). Реакція може регулюватися за рахунок регулювання місця розташування зони змішування шляхом зміни швидкостей закачування A і B. Реакція може регулюватися шляхом поділу реагентів на два окремі флюїди й закачування двох флюїдів послідовно, наприклад, у гнучкі насоснокомпресорні труби 16, з опціональним буферним розчином між флюїдами. У такій ситуації об'єм буферного розчину визначає час реакції, а реакція буде відбуватися на поверхні розділу. Реакція може регулюватися за рахунок герметизації або генерування на місці одного з реагентів, каталізатора або інгібітору для реакції. Для таких реакцій, у яких каталізатор необхідний у малих концентраціях, може виявитися більш легким відділення каталізатора. Для зазначеної вище реакції кислотний каталізатор для реакції (наприклад, щавлева або лимонна кислота) може бути герметизований в етилцелюлозі або в парафіні (воску). Якщо використовується парафін, він може плавитися в міру руху флюїдів через стовбур свердловини й вивільняти каталізатор для реакції. Реакція також може регулюватися шляхом нанесення каталізатора на поверхню, де бажано проводити реакцію, таку як, не обмежуючись зазначеним, зовнішня поверхня гнучких насосно-компресорних труб 16. Реакція також може регулюватися шляхом закачування реагентів як рідини для попереднього промивання свердловини або рідини для промивання свердловини після обробки, де реакція, і, отже, порція гарячого флюїду будуть виникати під час зворотного потоку, коли реагенти змішуються. Як приклад, що не має обмежувального характеру, NH4Cl може закачуватися в гнучкі насосно-компресорні труби 16 як рідини для промивання свердловини після обробки для інтенсифікації припливу. Рідина для обробки й рідина для промивання свердловини після обробки (NH4Cl) протікають назад через кільцевий простір 17, а за ними іде NaNO2 (тобто другий реагент), що закачується у гнучкі насосно-компресорні труби 16. Біля зон від стовбура свердловини 11 будуть створюватися порції гарячого флюїду, які виносять NH4Cl, коли NaNO2 вступає в реакцію з NH4Cl, який можна використовувати як індикатор для очищення конкретної зони (тобто якщо в цей момент детектується NH4Cl, що випливає із цього шару, то це буде означати, що зона ще не очищена, і може знадобитися більший перепад тиску, або тому подібне). [0021] Свердловинний датчик 13 у типовому випадку включає технологію розподіленого виміру температури (РВТ), що включає волоконно-оптичний кабель 18, розміщений у стовбурі свердловини (наприклад, по постійній волоконно-оптичній лінії зв'язку, зацементованій в обсадній колоні, причому волоконно-оптична лінія зв'язку розміщається з використанням гнучких насосно-компресорних труб або обладнання для роботи у свердловині за допомогою талевого каналу). Волоконно-оптичний кабель 18 вимірює розподіл температури по його довжині, використовуючи оптичний вимір у тимчасовій області (наприклад, оптичну тимчасову рефлектометрію). У деяких варіантах здійснення винаходу свердловинний датчик 13 включає пристрій виміру тиску 19 для виміру розподілу тиску в стовбурі свердловини й навколишньому пласті. Тут у деяких варіантах здійснення винаходу свердловинний датчик 13 аналогічний технології РВТ, розкритій в патенті США 7055604 B2. Для вимірювання температур у стовбурі свердловини практично в реальному масштабі часу можуть використовуватися й інші датчики температури стовбура свердловини. [0022] Дебітомір 14 у типовому випадку являє собою витратомір для вимірювання, щонайменше, видобутку вуглеводнів (тобто дебіту газу) зі стовбура свердловини. Однак, зрозуміло, що може бути використаний будь-який датчик або обладнання для вимірювання дебіту газу конкретного стовбура свердловини. [0023] Процесор 15 обмінюється даними зі свердловинним датчиком 13 для одержання сигналів даних (наприклад, сигналу зворотного зв'язку) від нього й аналізу сигналів на основі, наприклад, заздалегідь установленого алгоритму, математичного процесу або рівняння. Як показано на Фіг.1, процесор 15 аналізує й оцінює отримані дані на основі набору команд 20. Набір команд 20, який може бути реалізований усередині будь-якого машиночитаємого носія, включає виконувані процесором команди для вибору конфігурації процесора 15 з метою виконання комплексу завдань і розрахунків. Як приклад, що не має обмежувального характеру, набір команд 20 може включати повний комплект рівнянь, що визначає фізичне явище потоку флюїду в пласті, потік флюїду в стовбурі свердловини, взаємодію флюїд - пласт (наприклад, 3 UA 103584 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 гірська порода) у випадку флюїду для реакційного збудження, потік флюїду в тріщині і її деформацію у випадку гідравлічного розриву, і передачу тепла в стовбур свердловини й у пласт. Як інший приклад, що не має обмежувального характеру, набір команд 20 включає повну чисельну модель для кислотної обробки карбонату, такий як описана в Society Petroleum Engineers (SPE) Paper 107854, під заголовком "A'n Experimentally Validated Wormhole Model for Self-Diverting and Conventional Acids in Carbonate Rocks Under Radial Flow Conditions," авторами P. Tardy, B. Lecerf і Y. Christanti. Зрозуміло, що для моделювання потоку флюїду й передачі тепла в стовбур свердловини й прилягаючий пласт можуть бути використані будь-які рівняння, що очевидно для фахівця в галузі обробки стовбура свердловини. Також зрозуміло, що процесор 15 може здійснювати безліч функцій, таких як керування різними установками свердловинного датчика 13 і, наприклад, пристрою закачування флюїду 12. [0024] Як приклад, що не має обмежувального характеру, процесор 15 включає запам'ятовувальний пристрій 22. Запам'ятовувальний пристрій 22 може бути одиночним запам'ятовувальним пристроєм або може являти собою кілька запам'ятовувальних пристроїв. Крім того, запам'ятовувальний пристрій 22 може бути системою твердотільних запам'ятовувальних пристроїв, системою магнітних запам'ятовувальних пристроїв, системою оптичних запам'ятовувальних пристроїв або будь-якою іншою підходящою системою запам'ятовувальних пристроїв або запам'ятовувальним пристроєм. Зрозуміло, що запам'ятовувальний пристрій 22 пристосований для зберігання набору команд 20. У деяких варіантах здійснення винаходу дані, отримані від свердловинного датчика 13, зберігаються в запам'ятовувальному пристрої 22, наприклад, такі як вимір температури й вимір тиску, і, наприклад, дані про попередні виміри й розрахунки. У запам'ятовувальному пристрої 22 можуть зберігатися інші дані й інформація, такі, наприклад, як параметри, розраховані процесором 15, база даних петрофізичних і механічних властивостей різних пластів, база даних природніх тріщин у конкретному пласті, і таблиці даних, використовувані при характеристиці колектору в різних бурильних операціях (наприклад, при характеристиці буріння з негативним диференціальним тиском). Також зрозуміло, що деякі відомі параметри й чисельні моделі для різних пластів і флюїдів можуть зберігатися в запам'ятовувальному пристрої 22 для добування процесором 15. [0025] Як інший приклад, що не має обмежувального характеру, процесор 15 включає програмувальний пристрій або вузол 24. Зрозуміло, що програмувальний пристрій або вузол 24 може обмінюватися інформацією з будь-яким іншим вузлом системи 10, таким, наприклад, як пристрій закачування флюїду 12 і свердловинний датчик 13. У деяких варіантах здійснення винаходу програмувальний вузол 24 пристосований для керування й контролю обчислювальними функціями процесора 15. При цьому програмувальний вузол 24 пристосований для контролю аналізу сигналів даних (наприклад, сигналу зворотного зв'язку, що генерується свердловинним датчиком 13), отриманих процесором 15. Зрозуміло, що програмувальний вузол 24 може бути пристосований для зберігання даних і інформації в запам'ятовувальному пристрої 22, і витягу даних і інформації із запам'ятовувального пристрою 22. [0026] У деяких варіантах здійснення винаходу інтерфейс користувача 26, обмінюється інформацією, прямо або побічно, щонайменше, з одним з пристроїв закачування флюїду 12, свердловинним датчиком 13 і процесором 15, щоб дозволити користувачеві вибірково взаємодіяти з ними. Як приклад, що не має обмежувального характеру, інтерфейсом користувача 26 є інтерфейс людина-машина, що дозволяє користувачеві вибірково й у ручному режимі змінювати параметри розрахункової моделі, що генерується процесором 15. [0027] При використанні свердловинний датчик 13 розташовується уздовж інтервалу усередині стовбура свердловини для забезпечення практично безперервного моніторингу температури уздовж інтервалу, де свердловинний датчик 13 генерує сигнал зворотного зв'язку, що представляє обмірювану в такий спосіб температуру. У деяких варіантах здійснення винаходу генерується модель даних, що представляє температурні характеристики пласта, отримані із сигналу зворотного зв'язку. Процесор 15 аналізує модель даних, ґрунтуючись на наборі команд 20, щоб екстраполювати характеристики пласта, включаючи профіль потоку стовбура свердловини. Як приклад, що не має обмежувального характеру, процесор 15 аналізує модель даних (наприклад, діаграму термометрії свердловини в реальному масштабі часу) шляхом порівняння температурних характеристик пласта, щонайменше, з одним з наступних параметрів: геотермальним градієнтом, динамічним забійним тиском і гирловим тиском. Як інший приклад, що не має обмежувального характеру, модель даних рівняється з відомими даними каротажу або розрахунковими петрофізичними характеристиками (включаючи природні тріщини) пласта на різних глибинах. Зрозуміло, що цей процес може повторюватися 4 UA 103584 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 для кожного із сукупності частин ділянок, що визначають інтервал усередині стовбура свердловини для того, щоб згенерувати профіль, що представляє весь інтервал. [0028] Як ілюстративний приклад Фіг.2 включає графічне зображення 28, що показує діаграму термометрії свердловини 30 (тобто модель даних) практично в реальному масштабі часу й заздалегідь установлений геотермальний градієнт 32 для пласта, що містить створений у ньому стовбур свердловини. Зрозуміло, що діаграма термометрії свердловини 30 ґрунтується на даних, зібраних свердловинним датчиком 13. Як показано, вісь X 34 графічного зображення 28 представляє температуру, а вісь Y 36 графічного зображення 28 представляє глибину пласта, обмірювану відносно заздалегідь установленого рівня на поверхні. Як приклад, що не має обмежувального характеру, процесор 15 аналізує діаграму термометрії свердловини 30 на основі набору команд 20, щоб ідентифікувати профілі розподілу температур, такі як локалізовані зменшення температури (тобто найбільш перспективні зони 38), викликані вступом у стовбур свердловини газу. За рахунок аналізу температури по всьому інтервалу стовбура свердловини практично в реальному масштабі часу може бути отримана більш точна характеристика стовбура свердловини. Точна характеристика може вдосконалити розв'язку із закінчення свердловини (особливо для гідравлічного розриву пласта), щоб урахувати цільові точки по припливу газу для поетапного закінчення свердловини. [0029] У деяких варіантах здійснення винаходу система визначення характеристик стовбура свердловини 10 застосовна до операцій буріння з негативним диференціальним тиском (UBD)(БНДД). Під час операції БНДД тиск у стовбурі свердловини підтримується більш низьким, ніж тиск флюїду в пласті, де здійснюється буріння. По мірі буріння свердловини, флюїд пласта протікає в стовбур свердловини й на поверхню. Зрозуміло, що при буравленні з негативним диференціальним тиском в малопроникних колекторах, у загальному випадку, відсутній видобуток води й у типовому випадку відсутня нафта/конденсат. Тому будь-який охолоджуючий ефект, що спостерігається за рахунок аналізу температурних характеристик, представлених моделлю даних, відбувається за рахунок припливу газу в стовбур свердловини (тобто за рахунок ефекту Джоуля-Томпсона, пов'язаного з розширенням газу). Оскільки вимірювання температури свердловинним датчиком 13 відбувається безупинно й уздовж інтервалу стовбура свердловини, будь-які зміни свердловинного тиску приводять до зміни температури, що забезпечує оцінку провідності колектору. [0030] У деяких варіантах здійснення винаходу флюїд закачується в пласт (наприклад, у пласт шаруватої гірської породи) для видалення або обходу ушкодження поблизу від свердловини, яке може бути викликане проникненням бурового розчину або іншими механізмами, або для створення гідравлічного розриву, який простягається на сотні футів у пласт з метою збільшення продуктивності свердловини. Температура флюїду, що закачується, в типовому випадку менше, ніж температура кожного із шарів пласта. Протягом періоду закачування більш холодний флюїд забирає теплову енергію зі стовбура свердловини й навколишніх зон пласта. У типовому випадку, чим вище швидкість припливу в пласт, тим більше об'єм флюїду, що закачується (тобто глибина його проникнення в пласт) і тим більше охолоджена область. У випадку гідравлічного розриву флюїду, що закачується, надходить у створений гідравлічний розрив і охолоджує область, що примикає до поверхні розриву. Коли закачування припиняється, теплопередача з колектора поступово нагріває флюїд у стовбурі свердловини. Там, де частина пласта не одержала приплив під час закачування, вона буде знову нагріватися швидше за рахунок меншої охолодженої області, у той час як пласт, що одержав більший приплив, знову нагрівається повільніше. [0031] У деяких варіантах здійснення винаходу порція гарячого флюїду створюється в стовбурі свердловини. При цьому перший хімічний реагент закачується по гнучких насоснокомпресорних трубах 16 у стовбур свердловини, а другий хімічний реагент закачується через кільцевий простір 17. Порція гарячого флюїду створюється там, де змішуються перший хімічний реагент і другий хімічний реагент. Порція гарячого флюїду може бути виявлена свердловинним датчиком 13. Однак порція гарячого флюїду також може бути виявлена й іншими датчиками температури. Зрозуміло, що оператор може використовувати температурний пік порції гарячого флюїду для локалізації поверхні розділу між першим хімічним реагентом і другим хімічним реагентом (місце розташування поверхні розділу важливо в багатьох варіантах моделювання). [0032] Як приклад, що не має обмежувального характеру, перший і другий хімічні реагенти для створення порції гарячого флюїду закачуються спільно; однак, час (і, відповідно, місце розташування) для створення порції гарячого флюїду можуть регулюватися за рахунок швидкості реакції. У якості прикладу, що не має обмежувального характеру, реакція є авто каталітичною. Як інший приклад, що не має обмежувального характеру, швидкість реакції може регулюватися шляхом герметизації одного з хімічних реагентів (такого як етилцелюлоза або 5 UA 103584 C2 5 10 15 20 парафін (віск)). При цьому, коли починається реакція між першим хімічним реагентом і другим хімічним реагентом, збільшення температури розплавляє віск. При частковому розплавлюванні воску вивільняється більше першого й другого хімічних реагентів, що призводить до подальшого збільшення швидкості реакції, яка ще більше розплавляє віск, вивільняючи, таким чином, більшу кількість першого й другого хімічних реагентів. У деяких варіантах здійснення винаходу зовнішня стінка гнучких насосно-компресорних труб 16 також може бути покрита одним з хімічних реагентів (наприклад, NaNO2). Відповідно, буде спостерігатися "розігрів" або температурний пік там, де інший хімічний реагент (наприклад, NH 4Cl) вступає в контакт із хімічним реагентом, що покриває гнучкі насосно-компресорні труби 16. Коли генерується порція гарячого флюїду, свердловина може розроблятися для розрахунків профілю потоку від входу й відстеження температурного піка порції гарячого флюїду в стовбурі свердловини. [0033] Система 10 і способи, описані тут, забезпечують засоби для того, щоб охарактеризувати колектор у різних операціях буріння, включаючи буріння з негативним диференціальним тиском. Використовуючи постійне відстеження температури практично в реальному масштабі часу на додаток до інших вимірів (поверхневих і свердловинних), система 10 може екстраполювати властивості колектора. Наведений вище опис був представлений з посиланням на кращі в даний момент варіанти здійснення винаходу. Вищевикладений опис не слід розглядати як такий, що відноситься тільки до точно описаних і показаних на супровідних кресленнях структур, а, переважно, слід розглядати як відповідний наведеній формулі винаходу і як її обґрунтування, що припускає її найбільш повну й сумлінну область застосування. ФОРМУЛА ВИНАХОДУ 25 30 35 40 45 50 55 60 1. Спосіб для визначення характеристик пласта, що має стовбур свердловини, створений у ньому, який включає позиціонування датчика усередині стовбура свердловини, при цьому датчик генерує сигнал зворотного зв'язку, що представляє температуру в стовбурі свердловини, закачування флюїду в стовбур свердловини, генерування моделі даних, що представляє температурні характеристики пласта, при цьому модель даних одержують із сигналу зворотного зв'язку, обумовленого флюїдом, що закачується; і аналіз моделі даних на основі набору команд для екстраполяції характеристик пласта. 2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що додатково включає крок здійснення в стовбурі свердловини операції буріння з негативним диференціальним тиском. 3. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що додатково включає крок моніторингу поточного дебіту вуглеводню, що витікає зі стовбура свердловини, при цьому набір команд включає порівняння поточного дебіту й температурних характеристик. 4. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що додатково включає крок моніторингу тиску в стовбурі свердловини, при цьому набір команд включає порівняння тиску в стовбурі свердловини й температурних характеристик. 5. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що датчик включає технологію розподіленого виміру температури, що використовує волоконно-оптичний кабель, розташований уздовж інтервалу усередині стовбура свердловини. 6. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що флюїд є, щонайменше, одним з наступного: агент, що закупорює, рідина для збудження пласта й буровий розчин. 7. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що набір команд включає одну з наступних каротажних діаграм: природної тріщини в пласті й петрофізичних властивостей пласта. 8. Спосіб для визначення характеристик пласта, що має стовбур свердловини, створений у ньому, який включає позиціонування датчика усередині стовбура свердловини, при цьому датчик забезпечує практично постійний моніторинг температури уздовж заздалегідь установленого інтервалу стовбура свердловини, і де датчик генерує сигнал зворотного зв'язку, що представляє температуру, обмірювану датчиком, закачування першого флюїду в стовбур свердловини й щонайменше у частину пласта, що примикає до інтервалу, генерування моделі даних, що представляє фактичні теплофізичні характеристики щонайменше частини ділянки інтервалу, при цьому модель даних одержують із сигналу зворотного зв'язку, що виникає внаслідок закачування першого флюїду, і аналіз моделі даних на підставі набору команд для екстраполяції характеристик пласта. 6 UA 103584 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 9. Спосіб за п. 8, який відрізняється тим, що додатково включає крок здійснення в стовбурі свердловини операції буріння з негативним диференціальним тиском. 10. Спосіб за п. 8, який відрізняється тим, що додатково включає крок моніторингу поточного дебіту вуглеводню, що витікає зі стовбура свердловини, де набір команд включає порівняння поточного дебіту й температурних характеристик. 11. Спосіб за п. 8, який відрізняється тим, що додатково включає крок моніторингу тиску в стовбурі свердловини, де набір команд включає порівняння тиску в стовбурі свердловини й температурних характеристик. 12. Спосіб за п. 8, який відрізняється тим, що датчик включає технологію розподіленого виміру температури, що використовує волоконно-оптичний кабель, розташований уздовж інтервалу усередині стовбура свердловини. 13. Спосіб за п. 8, який відрізняється тим, що набір команд включає щонайменше одну з наступних каротажних діаграм: природної тріщини в пласті й петрофізичних властивостей пласта. 14. Спосіб за п. 8, який відрізняється тим, що додатково включає крок закачування другого флюїду в стовбур свердловини для генерування порції гарячого флюїду. 15. Спосіб за п. 14, який відрізняється тим, що перший флюїд включає перший реагент, а другий флюїд включає другий реагент. 16. Спосіб за п. 14, який відрізняється тим, що перший флюїд закачують через гнучкі насоснокомпресорні труби, розташовані в стовбурі свердловини. 17. Спосіб за п. 14, який відрізняється тим, що другий флюїд закачують через кільцевий простір гнучких насосно-компресорних труб, розташованих у стовбурі свердловини. 18. Спосіб для визначення характеристик пласта, що має стовбур свердловини, створений у ньому, який включає а) позиціонування датчика розподіленої температури усередині стовбура свердловини, при цьому датчик забезпечує практично постійний моніторинг температури уздовж заздалегідь установленого інтервалу стовбура свердловини, і де датчик генерує сигнал зворотного зв'язку, що представляє температуру, обмірювану датчиком, б) розміщення в стовбурі свердловини гнучких насосно-компресорних труб, в) закачування першого флюїду через гнучкі насосно-компресорні труби й у стовбур свердловини, г) генерування моделі даних, що представляє теплофізичні характеристики щонайменше частини ділянки інтервалу, при цьому модель даних одержують із сигналу зворотного зв'язку, що виникає внаслідок закачування першого флюїду, д) аналіз моделі даних на підставі набору команд для екстраполяції характеристик пласта, і e) повторення кроків - від кроку в) до кроку г) для кожного із багатьох частин ділянок, що визначають інтервал усередині стовбура свердловини для генерування профілю, що представляє весь інтервал. 19. Спосіб за п. 18, який відрізняється тим, що додатково включає крок закачування другого флюїду в стовбур свердловини для генерування порції гарячого флюїду. 20. Спосіб за п. 19, який відрізняється тим, що перший флюїд включає перший реагент, а другий флюїд включає другий реагент. 7 UA 103584 C2 8 UA 103584 C2 Комп’ютерна верстка І. Мироненко Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 9