19) Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной скважины –отношение годовой закачки воды q_зак нагнетательных скважин n_наг и количеству дней в году Т_г, с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин К_э.н:

q_скв.н= *1000 (19)

q_скв.н1= *1000= *1000=52,56 м³/сут

q_скв.н2= *1000= *1000=31,45 м³/сут

q_скв.н3= *1000= *1000=15,82 м³/сут

q_скв.н4= *1000= *1000=22,37 м³/сут

q_скв.н5= *1000= *1000=33,54 м³/сут

q_скв.н6= *1000= *1000=27,95 м³/сут

q_скв.н7= *1000= *1000=33,55 м³/сут

q_скв.н8= *1000= *1000=33,55 м³/сут

q_скв.н9= *1000= *1000=24,22 м³/сут

q_скв.н10= *1000=

---

*1000=27,96 м³/сут

q_скв.н11= *1000= *1000=41,93 м³/сут

q_скв.н12= *1000= *1000=85,37 м³/сут

q_скв.н13= *1000= *1000=0м³/сут

q_скв.н14= *1000= *1000=0м³/сут

q_скв.н15= *1000= *1000=0 м³/сут

q_скв.н16= *1000= *1000=0 м³/сут

q_скв.н17= *1000= *1000=0 м³/сут

q_скв.н18= *1000= *1000=0 м³/сут

q_скв.н19= *1000= *1000=0 м³/сут

q_скв.н20= *1000= *1000=0 м³/сут
20) Пластовое давление на 20-й год разработки имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального, так как накопленная компенсация в пределах от 4,96% до 180%,в частности 120%

Пластовое давление на 20-й год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация менее 120 %; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150 %, то пластовое давление близко или равно начальному; если накопленная компенсация более 150 %, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального.

---

4 Графическая часть

4.1 График разработки по основным показателям на фактический и перспективный период (20 лет)










Заключение
Рассчитав все основные показатели разработки можно сделать вывод, что:

Максимальная годовая добыча нефти достигнута на пятый год разработки и

равна 15,9 тыс. т;

Накопленная добыча нефти на последний расчётный год разработки равна

144,045 тыс. т, что составляет 24 % от начальных извлекаемых запасов;

КИН на последний расчетный год – 0,080 дол.ед;

максимальный годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов 2,68 %, на последний расчетный год 0,383%;

обводнённость добываемой продукции – 87,53 %;

годовая закачка воды – 454,31 тыс.м3;

компенсация отбора жидкости закачкой воды текущая и накопленная составляют соответственно 173,79 и 149,69 %;

средние дебиты добывающих скважин по нефти и жидкости равны соответственно 11,93 и 50,88 т/сут;

средняя приёмистость одной нагнетательной скважины – 85,38 м3/сут;

текущее пластовое давление – 15,9 МПа, что ниже начального на 0,6 МПа.

Список используемых источников

1. 
   Методические указания по курсовому проектированию
   
2. 
   Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. – М.: Недра, 1994 – 308 с.
   
3. 
   Геолого-физические условия эффективного применения методов увеличения
   

нефтеотдачи пластов / М.Л. Сургучев [и др.] // Нефтяное хозяйство. 1974– № 4 – С.29–34. 6 Желтов Ю.П. Гидравлический разрыв пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1957 –98 с.

4. 
   Нефтепромысловое оборудование: справочник / под ред. Е.И.Бухаленко.– 2-е изд. перераб. и доп. – М.: Недра, 1990 – 559 с..
   
5. 
   Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: учебник для вузов. –Уфа: Дизайн-Полиграф сервис, 2005 – 528 с.
   

---

---

Смотрите также файлы

• Сущность и содержание бухгалтерского учета.docx

• Анпоо колледж воронежского института высоких технологий.docx

• Разработка технологического процесса обработки ступенчатого вала.docx

• Обеспечение безопасности людей при пожаре.docx

• Бекітемін Шоласор жалпы орта білім беру мектебіні директорыны м а. Д. М. Жунусова Шоласор жалпы орта білім беру мектебінде 2022 жылы Оуа штар мектеп.docx