Измерение забойных параметров в режиме реального времени для повышения эффективности кислотных обработок на месторождении каспийского региона Мансур Аглямов, Данияр Агрынов, Артем Савин, Николай Кулинич, Антон Буров, Общество инженеровнефтяников, Константин Бурдин, Общество инженеров-нефтяников, Шлюмберже Авторское право 2014 г., Общество инженеров нефтегазовой промышленности Этот доклад был подготовлен для презентации на Ежегодной Каспийской технической конференции и выставке SPE, 12 -14 ноября, 2014, Астана, Казахстан.Данный доклад был выбран для проведения презентации Программным комитетом SPE по результатам экспертизы информации, содержащейся в представленном авторами реферате. Экспертиза содержания доклада Обществом инженеров нефтегазовой промышленности не выполнялась, и внесение исправлений и изменений является обязанностью авторов. Материал в том виде, в котором он представлен, не обязательно отражает точку зрения SPE, его должностных лиц или участников. Электронное копирование, распространение или хранение любой части данного доклада без предварительного письменного согласия SPE запрещается. Разрешение на воспроизведение в печатном виде распространяется только на реферат объемом не более 300 слов; при этом копировать иллюстрации не разрешается. Реферат должен содержать явно выраженную ссылку на авторское право SPE.

Carbonate acidizing is one of the main techniques for improving the production and injectivity in oil and gas fields. Various studies and field stimulation results were analyzed to develop a fit-for-purpose acid stimulation treatment design placed with coiled tubing in which diversion is achieved by using in-situ gelation, emulsified diverting acid, degradable fibers, or combinations of these methods.The lack of downhole fluid placement control during the pumping of stimulation treatments may cause these jobs to not achieve the maximum stimulation effect or even fail, which may eventually call for more costly solutions.An innovative stimulation approach was applied on a sour gas injector well in a carbonate oil field in the Caspian region. The field is characterized as a naturally fractured, thick, and prolific carbonate formation with high H 2 S content. To dispose of H 2 S and improve oil recovery, the produced sour gas is injected back into the reservoir through injector wells. An innovative method using fiber optic technology for acquiring distributed temperature survey (DTS) measurements and a real-time downhole sensor tool providing pressure and temperature measurements and casing collar location were used in this well to improve its injection potential.DTS technology was utilized to better understand the movement of stimulation fluids into the reservoir through real-time monitoring, thus providing the capability to optimize the acid injection along the target zone. The DTS analysis during the post-acid injection stage identified crossflow and provided good correlation between acid reaction with carbonates and proportional warm-back trends along the formation.The adoption of the technique enabled increased overall confidence in decision making during treatment execution, which allowed an improved placement strategy, resulting in increased stimulation effectiveness. This technology has the potential to become the next important step in the evolution of acid stimulation strategies in the Caspian region.