Параметр А. П. Крылова для одного элемента

Параметр А. П. Крылова для одного элемента

Параметр Крылова. Коэффициент компенсации. Коэффициент обводненности. Параметром Крылова NКР называется отношение извлекаемых запасов N к общему числу скважин n: NКР = N/n; [NКР] = тонн/скв. Физический смысл параметра Крылова — это количество извлекаемых запасов, приходящихся на одну эксплуатационную скважину. Грубо говоря, что хочется добыть посредством эксплуатации одной скважины. Пусть nр – число резервных скважин, которые бурятся дополнительно к основному фонду с целью вовлечения в разработку частей пласта, неохваченных разработкой, в результате выявившихся в процессе эксплуатационного бурения неизвестных ранее особенностей геологического строения пласта (литологической неоднородности, тектонических нарушений), неньютоновских свойств нефти. Для оценки числа резервных скважин по отношению к запланированному эксплуатационному фонду скважин используют параметр n np  p  . Коэффициент компенсации определяется отношением объема закаченной в пласт жидкости за определенный период времени Vзак(t), например, с начала разработки или за год, к объему добытой жидкости Vдоб(t) за тот же период времени. ( ) ( ) V t V t k доб зак k  Коэффициент компенсации характеризует использование закачиваемой в пласт воды для поддержания пластового давления и последующего вытеснения нефти. Если объем закачиваемой воды значительно превышает объем добываемой жидкости, то часть воды расходуется не рационально, например, уходит в законтурную область или засчет заколонных скважинных перетоков в другие пласты. Если kk  1 , то режим жесткий упруговодонапорный. Коэффициент обводненности или обводненность определяется как отношение объема добытой воды к общему объему добытой жидкости или отношение дебита воды к суммарному дебиту воды и нефти. Определяется после разделения продукции на поверхности. в н в в н в ж в q q q V V V V V       , (3.1) Vж=Vв+Vн , qж=qв+qн Vж , Vв , ,Vн – объемы добытой жидкости, воды и нефти за определенный период времени, qж , qв ,,qн – дебиты жидкости, воды и нефти. 3.6.4.Темпы разработки нефтяных месторождений Темп разработки определяется как: N Q t z t тек ( ) ( )  , где Qтек(t) – текущая добыча нефти, N – извлекаемые запасы. Темп разработки от остаточных запасов ; ( ) ( ) ( ) N t Q t t ост тек   ( ) ( ) ( ) 0 N t N Q t dt N Q t нак t ост   тек    Существует связь между z(t) и (t).