СПОСОБ И СИСТЕМА ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПОДЗЕМНОЙ ФОРМАЦИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ОТКЛОНЕНИЯ ОБРАБАТЫВАЮЩИХ ТЕКУЧИХ СРЕД

1. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:
a) обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и, по меньшей мере, двумя целевыми зонами для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной;
б) размещение в скважине гибкой насосно-компрессорной трубы;
в) введение в скважину обрабатывающего состава;
г) осуществление контакта целевой зоны, расположенной под , по меньшей мере, одной целевой зоной в подземной формации и обрабатывающего состава;
д) введение отклоняющего агента через гибкую насосно-компрессорную трубу в указанную целевую зону, расположенную под, по меньшей мере, одной целевой зоной ;
повторение этапов с в) по г) для более чем одной целевой зоны.
2. Способ по п.1, в котором отклоняющий агент содержит разлагающийся материал.
3. Способ по п.1, дополнительно содержащий повторение этапа д).
4. Способ по п.1, дополнительно содержащий повторение этапов a) и б) перед повторением этапов с в) по г).
5. Способ по п.1, в котором отклоняющий агент состоит из неразлагающегося материала.
6. Способ по п.3, в котором отклоняющий агент размещают в  гибкой насосно-компрессорной трубе между этапами введения отклоняющего агента в интервал.
7. Способ обработки более чем одной целевой интересующей зоны в подземной формации, содержащий следующие этапы:
a) закачка обрабатывающего состава для контакта с, по меньшей мере, одной целевой зоной с обрабатывающим составом;
б) контроль закачки обрабатывающего состава и измерение параметра, характерного для обработки;
в) закачка отклоняющего агента в желаемый интервал для отклонения в скважине;
г) контроль закачки отклоняющего агента и измерение параметра, характерного для отклонения, которое содержит измерение микросейсмической активности;
д) закачка обрабатывающего состава для контакта с, по меньшей мере, одной другой целевой интересующей зоной;
е) модификация, по меньшей мере, одного из этапов a) и в) на основании, по меньшей мере, одного из измеренных параметров.
8. Способ по п.7, в котором, по меньшей мере, часть скважины содержит в основном наклонную или горизонтальную секцию.
9. Способ по п.7, в котором, по меньшей мере, один интервал для отклонения или целевая зона расположены в основном в горизонтальной секции.
10. Способ по п.7, дополнительно содержащий повторение этапов с a) по г).
11. Способ по п.7, дополнительно содержащий этап нагнетания обрабатывающего состава в кольцевое пространство между гибкой насосно-компрессорной трубой и скважиной.
12. Способ по п.7, в котором отклоняющий агент содержит волокно.
13. Способ по п.12, в котором волокно содержит разлагающийся материал.
14. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:
a) размещение гибкой насосно-компрессорной трубы в скважине, при этом сообщение устанавливается с помощью одной или нескольких перфораций, струйных каналов, скользящей муфты или открытием клапана, и обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой зоной для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной;
б) введение обрабатывающего состава в скважину для контакта углеводородонесущей подземной формации с обрабатывающим составом;
в) введение отклоняющего агента через гибкую насосно-компрессорную трубу в желаемый интервал скважины;
г) измерение скважинного параметра во время выполнения, по меньшей мере, одного из этапов б) или в), при этом указанное измерение содержит измерение микросейсмической активности .
15. Способ по п.14, в котором обрабатывающий состав содержит жидкость для разрыва формации, и измеренный скважинный параметр является характерным для гидравлического разрыва в подземной формации.
16. Способ по п.14, дополнительно содержащий этап выполнения, по меньшей мере, измерения в соседней скважине или контроля скважины.
17. Способ по п.14, дополнительно содержащий этап определения геометрии гидравлического разрыва на основании, по меньшей мере, частичного измерения микросейсмической активности.
18. Способ по п.14, в котором измеренный скважинный параметр является характерными для отклонения.
19. Способ по п.14, дополнительно содержащий модификацию, по меньшей мере, одного из этапов введения отклоняющего агента и введения обрабатывающего состава на основании измеренного скважинного параметра.
20. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:
a) измерение скважинного параметра для установления базового значения;
б) введение отклоняющего агента через гибкую насосно-компрессорную трубу в желаемый интервал в скважине;
в) введение обрабатывающего состава в скважину для контакта целевой зоны в подземной формации с обрабатывающим составом;
г) измерение скважинного параметра во время выполнения, по меньшей мере, одного из этапов б) и в), при этом указанное измерение содержит  измерение микросейсмической активности.
21. Способ по п.20, дополнительно содержащий перед выполнением этапа б) этап обеспечения сообщения между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой зоной для обработки в подземной формации, пересекаемой скважиной.
22. Способ по п.20, дополнительно содержащий этап измерения скважинного параметра непрерывно при осуществлении этапов введения отклоняющего агента и введения обрабатывающего состава.
23. Способ по п.20, дополнительно содержащий этап изменения базового значения измеренного скважинного параметра на значение скважинного параметра, измеренного на этапе г).
24. Способ по п.20, дополнительно содержащий этап модификации способа обработки на основании измерения скважинного параметра на этапе г).
25. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:
a) обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой зоной для обработки в подземной формации, пересекаемой скважиной;
б) размещение в скважине гибкой насосно-компрессорной трубы;
в) введение в скважину обрабатывающего состава;
г) осуществление контакта целевой зоны в подземной формации и обрабатывающего состава;
д) введение отклоняющего агента через кольцевое пространство, образованное между скважиной и гибкой насосно-компрессорной трубой, в интервал в скважине;
повторение этапов с в) по д) для более чем одной целевой зоны.
26. Скважинная система, содержащая насосно-компрессорную трубу, источник обрабатывающей текучей среды для введения обрабатывающего состава в скважину для контакта углеводородоносной подземной формации с обрабатывающим составом,  источник отклоняющего агента для введения отклоняющего агента через насосно-компрессорную трубу в интервал в скважине  и микросейсмическое оборудование для измерения скважинного параметра.
27. Система по п.26, в которой источник отклоняющего агента способен вводить отклоняющий агент через насосно-компрессорную трубу для дополнительных интервалов скважины.
28. Система по п.26, в котором отклоняющий агент способен изолировать область скважины в месте контакта обрабатывающего состава с формацией.
29. Система по п.26, дополнительно содержащая подсистему контроля, расположенную в скважине для контроля, по меньшей мере, одного параметра, связанного с введением обрабатывающего состава, при этом источник обрабатывающей текучей среды способен управляться на основе упомянутого, по меньшей мере, одного параметра.
30. Система по п.26, дополнительно содержащая подсистему контроля, расположенную в скважине для контроля, по меньшей мере, одного параметра, связанного с введением отклоняющего агента, при этом источник отклоняющего агента управляется на основе упомянутого, по меньшей мере, одного параметра.
31. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:
введение текучей среды, содержащей агент для управления потерей текучей среды, в интервале скважины;
после введения указанной текучей среды и в присутствии указанной текучей среды струйное введение суспензии в интервал формации для прохождения околоскважинного повреждения формации.
32. Способ по п.31, в котором текучая среда содержит загуститель.
33. Способ по п.32, в котором загуститель содержит, по меньшей мере, один из полимера и вязкоупругого поверхностно-активного вещества.
34. Способ по п.33, в котором вязкоупругое поверхностно-активное вещество является разлагающимся.
35. Способ по п.31, в котором текучая среда содержит, по меньшей мере, один из твердого материала и волоконного материала.
36. Способ по п.31, в котором суспензия содержит твердые частицы, включающие, по меньшей мере, песок или расклинивающий наполнитель.
37. Способ по п.31, в котором суспензия содержит кислоту.
38. Способ по п.31, в котором интервал является не обсаженным интервалом.
39. Способ по п.31, дополнительно содержащий этап завершения интервала с помощью щелевой облицовки.
40. Способ по п.31, в котором интервал содержит одну из следующих формаций: карбонатная формация и песчаниковая формация, сланцевая формация или угольная формация.
41. Скважинная система, содержащая гидромониторный наконечник, размещенный в скважине, первый источник для подачи текучей среды, содержащей агент для управления потерей текучей среды в интервале скважины, и второй источник для следующей  после введения текучей среды и в присутствии указанной текучей среды подачи суспензии для обеспечения создания гидромониторным наконечником струи для прохождения околоскважинных повреждений в формации.
42. Система по п.41, в которой первый источник содержит загуститель.
43. Система по п.41, в которой суспензия содержит кислоту.
44. Система по п.41, в которой суспензия содержит твердые частицы, включающие, по меньшей мере, песок или расклинивающий наполнитель.