Курсовая работа Даниловское месторождение г.Урай ТПП Урайнефтегаз. Курсовой проект 2. 1. 1 Географическое расположение

• Название: 1. 1 Географическое расположение
• Анкор: Курсовая работа Даниловское месторождение г.Урай ТПП Урайнефтегаз
• Дата: 17.02.2023
• Размер: 1.69 Mb.
• Имя файла: Курсовой проект 2.docx
• Тип: Реферат; #942430
• страница: 5 из 7

5) Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти (Q_нак) – сумма годовых отборов нефти на текущий год.

Q_нак1=q_t1=2,4 тыс. т

Q_нак2= Q_нак1+q_t2=2,4+4,1=6,5тыс. т

Q_нак3= Q_нак2+q_t3=6,5+4,3=10,8 тыс. т

Q_нак4= Q_нак3+q_t4=10,8+8,1=18,9 тыс. т

Q_нак5= Q_нак4+q_t5=18,9+15,9=34,8 тыс. т

Q_нак6= Q_нак5+q_t6=34,8+9,9=44,7 тыс. т

Q_нак7= Q_нак6+q_t7=44,7+13,4=58,1 тыс. т

Q_нак8= Q_нак7+q_t8=58,1+13,6=71,7 тыс. т

Q_нак9= Q_нак8+q_t9=71,7+12,0=83,7 тыс. т

Q_нак10= Q_на9+q_t10=83,7+12,8=96,5 тыс. т

Q_нак11= Q_нак10+q_t11=96,5+9,63=106,13 тыс. т

Q_нак12= Q_нак11+q_t12=106,13+7,59=113,72 тыс. т

Q_нак13= Q_нак12+q_t13=113,72+6,17=119,89 тыс. т

Q_нак14= Q_нак13+q_t14=119,89+5,13=125,02 тыс. т

Q_нак15= Q_нак14+q_t15=125,02+4,35=129,57 тыс. т

Q_нак16= Q_нак15+q_t16=129,57+3,74=133,11 тыс. т

Q_нак17= Q_нак16+q_t17=133,11 +3,25=136,36 тыс. т

Q_нак18= Q_нак17+q_t18=136,36 +2,86=139,23 тыс. т

Q_нак19= Q_нак18+q_t19=139,23+2,53=141,77 тыс. т

Q_нак20= Q_нак19+q_t20=141,77 +2,26=144,04 тыс. т
6) Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов – отношение накопленного отбора нефти Qнак к Qниз, %:

С_Qt= *100 (6)

С_Q1= *100= *100=0,405%

С_Q2= *100= *100=1,09%

С_Q3= *100= *100=1,82%

С_Q4= *100= *100=3,19%

С_Q5= *100= *100=5,87%

С_Q6= *100= *100=7,55%

С_Q7= *100= *100=9,81%

С_Q8= *100= *100=12,1%

С_Q9= *100= *100=14,13%

С_Q10= *100= *100=16,3%

С_Q11= *100= *100=17,92%

С_Q12= *100= *100=19,2%

С_Q13= *100= *100=20,25%

С_Q14= *100= *100=21,1%

С_Q15= *100= *100=21,85%

С_Q16= *100= *100=22,48%

С_Q17= *100= *100=23,03%

С_Q18= *100= *100=23,5%

С_Q19= *100= *100=23,94%

С_Q20= *100= *100=24,3%
7) Коэффициент нефтеотдачи (КИН) или нефтеизвлечения – отношение накопленного отбора нефти Q_нак к начальным геологическим или балансовым запасам Q_бал, дол. ед.:

КИН= (7)

КИН₁= =0,0013 дол. ед.

КИН₂= =0,0036 дол. ед.

КИН₃= =0,06 дол. ед.

КИН₄= =0,010 дол. ед.

КИН₅= =0,019 дол. ед.

КИН₆= =0,0249 дол. ед.

КИН₇= =0,032 дол. ед.

КИН₈= =0,039 дол. ед.

КИН₉= =0,0466 дол. ед.

КИН₁₀= =0,053 дол. ед.

КИН₁₁= =0,059 дол. ед.

КИН₁₂= =0,063 дол. ед.

КИН₁₃= =0,0668 дол. ед.

КИН₁₄= =0,0696 дол. ед.

КИН₁₅= =0,072 дол. ед.

КИН₁₆= =0,074 дол. ед.

КИН₁₇= =0,0758 дол. ед.

КИН₁₈= =0,077 дол. ед.

КИН₁₉= =0,079 дол. ед.

КИН₂₀= =0,080 дол. ед.
8) Добыча жидкости за год перспективный период можно принять постоянной на уровне фактически достигнутой на 10-й год (с учетом п. 20).

q_ж11…20=q_ж10=18,2 тыс. т

9) Добыча жидкости с начала разработки Q_ж – сумма годовых отборов жидкости на текущий год.

Q_зак1=q_зак1=2,5 тыс. т

Q_зак2= Q_зак1+ q_зак2=2,5+5,1=7,6 тыс. т

Q_зак3= Q_зак2+ q_зак3=7,6+6,9=14,5 тыс. т

Q_зак4= Q_зак3+ q_зак4=14,5+11,3=25,8 тыс. т

Q_зак5= Q_зак4+ q_зак5=25,8+19,8=45,6 тыс. т

Q_зак6= Q_зак5+ q_зак6=45,6+12,2=57,8 тыс. т

Q_зак7= Q_зак6+ q_зак7=57,8+14,2=72тыс. т

Q_зак8= Q_зак7+ q_зак8=72+15,3=87,3 тыс. т

Q_зак9= Q_зак8+ q_зак9=87,3+16=103,3 тыс. т

Q_зак10= Q_зак9+ q_зак10=103,3+18,2=121,5тыс. т

Q_зак11= Q_зак10+ q_зак11=121,5+18,2=139,7тыс. т

Q_зак12= Q_зак11+ q_зак12=139,7+18,2=157,9 тыс. т

Q_зак13= Q_зак12+ q_зак13=157,9+18,2=176,1тыс. т

Q_зак14= Q_зак13+ q_зак14=176,1+18,2=194,3 тыс. т

Q_зак15= Q_зак14+ q_зак15=194,3+18,2=212,5 тыс. т

Q_зак16= Q_зак15+ q_зак16=212,5+18,2=230,7тыс. т

Q_зак17= Q_зак16+ q_зак17=230,7+18,2=248,9тыс. т

Q_зак18= Q_зак17+ q_зак18=248,9+18,2=267,1тыс. т

Q_зак19= Q_зак18+ q_зак19=267,1+18,2=285,3тыс. т

Q_зак20= Q_зак19+ q_зак20=285,3+18,2=303,5 тыс. т

10) Среднегодовая обводнённость продукции скважин W, %, – отношение годовой добычи воды q_в к годовой добыче жидкости q_ж:

W= *100% (10)

W₁= *100%= *100%=4%

W₂= *100%= *100%=19,6%

W₃= *100%= *100%=37,68%

W₄= *100%= *100%=28,31%

W₅= *100%= *100%=19,69%

W₆= *100%= *100%=18,85%

W₇= *100%= *100%=5,63%

W₈= *100%= *100%=11,1%

W₉= *100%= *100%=25%

W₁₀= *100%= *100%=29,67%

W₁₁= *100%= *100%=47,08%

W₁₂= *100%= *100%=58,29%

W₁₃= *100%= *100%=66,09%

W₁₄= *100%= *100%=71,81%

W₁₅= *100%= *100%=76,1%

W₁₆= *100%= *100%=79,45%

W₁₇= *100%= *100%=82,1%

W₁₈= *100%= *100%=84,28%

W₁₉= *100%= *100%=86,1%

W₂₀= *100%= *100%=87,53%
11) Закачка воды за год (q_зак) на перспективный период принимается в объёмах, обеспечивающих накопленную компенсацию отбора жидкости на 20-й год разработки в размере 110–120 %