Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Разработка нефтяных и газовых месторождений. 2

Содержание

Введение………………………………………………………….…………….……..2

Геологическая часть……………………………………………..……….…….3

Общие сведения о месторождении………………………………..………………3

Технико-технологическая часть………………………………….……………5

Расчет коэффициента нефтиотдачи (КИН) по геолого-физическим характеристикам........................................................................................................................5
Расчет основных технологических показателей разработки на перспективный период (20 лет)…………………………………………………..………………………5
Расчет запасов природного газа по формуле и графическим методом…………..….22

Заключение…………………………………………………………………………24

Литература………………………………………………………………………….25

Приложение

Введение

Нефтяная промышленность сегодня - это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Что значит нефть сегодня для народного хозяйства страны. Это сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста. В настоящее время нефтяная промышленность Российской Федерации занимает 3 место в мире. Нефтяной комплекс России включает 148 тыс. нефтяных скважин, 48,3 тыс. км магистральных нефтепроводов, 28 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью более 300 млн. т/год нефти, а также большое количество других производственных объектов. На предприятиях нефтяной промышленности и обслуживающих ее отраслей занято около 900 тыс. работников, в том числе в сфере науки и научного обслуживания - около 20 тыс. человек.

Нефть - наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.

Система разработки – совокупность мероприятий, направленных на перемещение нефти (газа) в продуктивных пластах к забоям добывающих скважин. Включает последовательность и темп разбуривания залежи; число, соотношение, расположение нагнетательных, добывающих, специальных (контрольных и др.) скважин; мероприятия (методы) по воздействию на продуктивные пласты с целью получения заданных темпов извлечения углеводородов; мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки залежей.

Нефтяные месторождения следует разрабатывать по системе, обеспечивающей наилучшее использование природных свойств нефтяного пласта, режима его работы, технологии и техники эксплуатации при обязательном соблюдении норм охраны недр и окружающей среды. Система разработки залежи должна учитывать её технико-экономические показатели, схему расположения скважин, число их и режим работы, возможность наиболее полного отбора нефти. Она должна обеспечить непрерывный контроль и регулирование процесса разработки месторождения с учетом новых сведений о геологическом строении, получаемых при разбуривании и эксплуатации залежи.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении.

Тип коллектора – терригенный (Т).

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина (h_н), 11,3 м.

Среднее значение коэффициента пористости (m), 0,14 доли единицы.

Среднее значение коэффициента проницаемости (k), 0,124 мкм².

Начальное значение нефтенасыщенности пор (S_н), 0,81 доли единицы.

Коэффициент песчанистости (k_п), 0,88 доли единицы.

Коэффициент расчлененности (k_р), 7,29 доли единицы.

Начальная пластовая температура (t₀), 24⁰С.

Начальное пластовое давление (Р₀), 24,4 МПа.

Давление насыщения пластовой нефти газом (Р_нас), 15,46 МПа.

Размер водонефтяной зоны (Н), 0,9 доли единицы.

Плотность нефти в пластовых условиях (r_пл), 739кг/м³.

Плотность дегазированной нефти (r_дег), 840 кг/м³.

Динамическая вязкость пластовой нефти (μ_пл), 1,2 мПа*с.

Динамическая вязкость дегазированной нефти (μ_дег), 4,2 мПа*с.

Газовый фактор (Г_ф), 190,83 м³/т.

Объемный коэффициент пластовой нефти (b), 1,38 доли единицы.

Коэффициент вытеснения (k_выт), 0,618 доли единицы.

Начальные извлекаемые запасы нефти (Q_изв.), 9527 тыс.т.

Балансовые (геологические) запасы нефти (Q_бал), 22006 тыс.т.

Плотность сетки скважин (S), 25 га/скв.

Добыча (отбор) газа за 5 лет, 2099,0 млн.м³.

Для расчета дебита одной добывающей скважины по нефти, по жидкости и приемистости нагнетательной скважины принимаем число работы скважины в году – 350 дней.

Исходные показатели разработки на первые 10 лет.

Годы	Годовая добыча нефти	Годовая добыча жидкости	Годовая закачка агента (воды)	Количество добывающих скважин на конец года	Количество нагнетательных скважин на конец года	Среднее пластовое давление на конец года
Годы	Q_н	Q_ж	Q_зак	N_доб	N_нагн	Р_пл
1	28,8	28,8	-	1	-	24,4
2	54,4	54,7	-	5	-	20,8
3	65,5	66,2	-	9	-	20
4	124,0	125,1	-	14	-	19,46
5	187,1	189,4	17,0	24	1	18,81
6	213,5	215,5	251,9	32	7	18,44
7	276,7	278,8	465,5	38	10	18,61
8	378,2	392,6	480,0	49	10	18,54
9	389,4	448,0	531,8	50	12	18,72
10	402,0	446,5	535,0	53	12	18,47

Определим утвержденный коэффициент извлечения нефти (КИН), доли единицы:

КИН = Q_низ / Q_бал = 9527 / 22006 = 0,43

2. Технико-технологическая часть.

2.1. Расчет (оценка) коэффициента нефтеотдачи (КИН) по геолого-физическим характеристикам.

Определим расчетный коэффициент нефтеотдачи (КИН) для карбонатных коллекторов при водонапорном режиме по формуле:

КИН= 0,195-7,8µ_о^.10^-3 + 0,082ℓgK + 1,46t_о^.10^-3 +3,9h^.10^-3 + 0,180К_п –

- 0,054Н_внз + 0,275S_н – 0,86S^.10^-3 .

Здесь относительная вязкость – отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента (воды), K – средняя проницаемость пласта в мкм², t_о – начальная пластовая температура в ^оС, h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м, К_п – коэффициент песчанистости в долях единицы, Н_внз – отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи в долях единицы, S_n – начальная нефтенасыщенность пласта в долях единицы, S – плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех пребывших в эксплуатации скважин, га/скв.

КИН = 0,195-7,8*1,2/4,2*10^-3+0,082*ℓg0,124+1,46*24*10^-3+3,9*11,3*10^-3+

+0,18*0,88-0,054*0,9+0,275*0,81-0,86*25*10^-3= 0,48

2.2. Расчет основных технологических показателей разработки на перспективный период (20лет).

1. Определим добычу нефти, тыс.т с начала разработки:

∑Q_нак сумма годовых отборов нефти на текущий год, ∑Q_нак = Q_{н
год n} + Q_{н год n+1}

формула	расчет	Q_нак(тыс. т)
∑Q_{нак 1} = Q_{н год1}		28,8
∑Q_{нак 2} = ∑Q_{нак 1} + Q_{н год2}	28,8+54,4	83,2
∑Q_{нак 3} = ∑Q_{нак 2} + Q_{н год3}	83,2+65,5	148,7
∑Q_{нак 4} = ∑Q_{нак 3} + Q_{н год4}	148,7+124,0	242,7
∑Q_{нак 5} = ∑Q_{нак 4} + Q_{н год5}	242,7+187,1	459,8
∑Q_{нак 6} = ∑Q_{нак 5} + Q_{н год6}	459,8+213,5	673,3
∑Q_{нак 7} = ∑Q_{нак 6} + Q_{н год7}	673,3+276,7	950
∑Q_{нак 8} = ∑Q_{нак 7} + Q_{н год8}	950+378,2	1328,2
∑Q_{нак 9} = ∑Q_{нак 8} + Q_{н год9}	1328,2+389,4	1717,6
∑Q_{нак 10} = ∑Q_{нак 9} + Q_{н год10}	1717,6+402,0	2119,6

2. Определим годовые темпы отбора нефти от утвержденных извлекаемых запасов, % от начальных:

t _низ отношение годовой добычи нефти (Q_н) к начальным извлекаемым запасам нефти (Q_низ), t _низ = q_н / Q_низ где Q_низ = 9527 тыс.т

формула	Q_н	Q_низ	t _низ %
t _низ1= Q_н1 / Q_низ	28,8	9527	0,30
t _низ2= Q_н2 / Q_низ	54,4	9527	0,57
t _низ3= Q_н3 / Q_низ	65,5	9527	0,69
t _низ4= Q_н4 / Q_низ	124,0	9527	1,30
t _низ5= Q_н5 / Q_низ	187,1	9527	1,96
t _низ6= Q_н6 / Q_низ	213,5	9527	2,24
t _низ7= Q_н7 / Q_низ	276,7	9527	2,90
t _низ8= Q_н8 / Q_низ	378,2	9527	3,97
t _низ9= Q_н9 / Q_низ	389,4	9527	4,09
t _низ10= Q_н10 / Q_низ	402,0	9527	4,22

3. Определим годовые темпы отбора нефти от утвержденных извлекаемых запасов, % от текущих (остаточных):

t _оиз отношение годовой добычи нефти (q_н) к остаточным извлекаемым запасам (Q_оиз), t _оиз = Q_н / Q_оиз = Q_н / Q_низ – ∑Q_нак

формула	Q_н	расчет			Q_оиз%
t _оиз1= Q_н1 / Q_оиз1 = Q_н1 / Q_низ – ∑Q_нак1	28,8	9527 -	28,8		0,303
t _оиз2= Q_н2 / Q_оиз2 = Q_н2 / Q_низ – ∑Q_нак2	54,4	9527 -	83,2		0,576
t _оиз3= Q_н3 / Q_оиз3 = Q_н3 / Q_низ – ∑Q_нак3	65,5	9527 -		148,7	0,698
t _оиз4= Q_н4 / Q_оиз4 = Q_н4 / Q_низ – ∑Q_нак4	124,0	9527 -		242,7	1,336
t _оиз5= Q_н5 / Q_оиз5 = Q_н5 / Q_низ – ∑Q_нак5	187,1	9527 -		459,8	2,063
t _оиз6= q_н6 / Q_оиз6 = q_н6 / Q_низ – ∑Q_нак6	213,5	9527 -		673,3	2,411
t _оиз7= Q_н7 / Q_оиз7 = Q_н7 / Q_низ – ∑Q_нак7	276,7	9527 -		950	3,226
t _оиз8= Q_н8 / Q_оиз8 = Q_н8 / Q_низ – ∑Q_нак8	378,2	9527 -		1328,2	4,613
t _оиз9= Q_н9 / Q_оиз9 = Q_н9 / Q_низ – ∑Q_нак9	389,4	9527 -		1717,6	4,986
t _оиз10= Q_н10 / Q_оиз10 = Q_н10 / Q_низ – ∑Q_нак10	402,0	9527 -		2119,6	5,427

4. Определим отбор нефти от утвержденных извлекаемых запасов, %: С_Q отношение накопленного отбора нефти (Q_нак) к (Q_низ), С_Q= ∑Q_нак / Q_низ

формула	расчет	С_Q %
С_Q1= ∑Q_нак1 / Q_низ	28,8 / 9527	0,302
С_Q2= ∑Q_нак2 / Q_низ	83,2 / 9527	0,873
С_Q3= ∑Q_нак3 / Q_низ	148,7 / 9527	1,561
С_Q4= ∑Q_нак4 / Q_низ	242,7 / 9527	2,547
С_Q5= ∑Q_нак5 / Q_низ	459,8 / 9527	4,826
С_Q6= ∑Q_нак6 / Q_низ	673,3 / 9527	7,067
С_Q7= ∑Q_нак7 / Q_низ	950 / 9527	9,972
С_Q8= ∑Q_нак8 / Q_низ	1328,2 / 9527	13,941
С_Q9= ∑Q_нак9 / Q_низ	1717,6 / 9527	18,029
С_Q10= ∑Q_нак10 / Q_низ	2119,6 / 9527	22,248

5. Определим коэффициент нефтеотдачи (КИН) или нефтеизвлечения, дол. ед.:

КИН отношение накопленного отбора нефти (Q_нак) к начальным геологическим или балансовым запасам (Q_бал), КИН = ∑Q_нак / Q_бал

формула	∑ Q	Q бал	КИН (доли единиц)
КИН₁ = ∑Q_нак1 / Q_бал	28,8	22006	0,001
КИН₂ = ∑Q_нак2 / Q_бал	83,2	22006	0,004
КИН₃ = ∑Q_нак3 / Q_бал	148,7	22006	0,007
КИН₄ = ∑Q_нак4 / Q_бал	242,7	22006	0,011
КИН₅ = ∑Q_нак5 / Q_бал	459,8	22006	0,021
КИН₆ = ∑Q_нак6 / Q_бал	673,3	22006	0,031
КИН₇ = ∑Q_нак7 / Q_бал	950	22006	0,043
КИН₈ = ∑Q_нак8 / Q_бал	1328,2	22006	0,060
КИН₉ = ∑Q_нак9 / Q_бал	1717,6	22006	0,078
КИН₁₀ = ∑Q_нак10 / Q_бал	2119,6	22006	0,096

6. Определим добычу жидкости, тыс.т с начала разработки:

∑Q_ж сумма годовых отборов жидкости на текущий год, ∑Q_ж = Q_{ж
год n} + Q_{ж год n+1}

Формула	расчет	Q_ж
∑Q_{ж 1} = Q_{ж год1}		28,8
∑Q_{ж 2} = ∑Q_{ж 1} + Q_{ж год2}	54,7+28,8	83,5
∑Q_{ж 3} = ∑Q_{ж 2} + Q_{ж год3}	66,2+83,5	149,7
∑Q_{ж 4} = ∑Q_{ж 3} + Q_{ж год4}	125,1+149,7	274,8
∑Q_{ж 5} = ∑Q_{ж 4} + Q_{ж год5}	189,4+274,8	464,2
∑Q_{ж 6} = ∑Q_{ж 5} + Q_{ж год6}	215,5+464,2	679,7
∑Q_{ж 7} = ∑Q_{ж 6} + Q_{ж год7}	278,8+679,7	958,5
∑Q_{ж 8} = ∑Q_{ж 7} + Q_{ж год8}	392,6+958,5	1351,1
∑Q_{ж 9} = ∑Q_{ж 8} + Q_{ж год9}	448+1351,1	1799,1
∑Q_{ж 10} = ∑Q_{ж 9} + Q_{ж год10}	446,5+1799,1	2245,6

7. Определим среднегодовую обводнённость продукции скважин, %:

W отношение годовой добычи воды (Q_в) к годовой добыче жидкости (Q_ж), W = Q_в / Q_ж = (Q_ж – Q_н) / Q_ж

формула	расчет			W %
W₁ = (Q_ж1 – Q_н1) / Q_ж1	(28,8	- 28,8)	/ 28,8	0
W₂ = (Q_ж2 – Q_н2) / Q_ж2	(54,7	- 54,4)	/ 54,7	0,5
W₃ = (Q_ж3 – Q_н3) / Q_ж3	(66,2	- 65,5)	/ 66,2	1,1
W₄ = (Q_ж4 – Q_н4) / Q_ж4	(125,1	- 124)	/ 125,1	0,8
W₅ = (Q_ж5 – Q_н5) / Q_ж5	(189,4	-187,1)	/ 189,4	1,2
W₆ = (Q_ж6 – Q_н6) / Q_ж6	(215,5	-213,5)	/ 215,5	0,9
W₇ = (Q_ж7 – Q_н7) / Q_ж7	(278,8	-276,7)	/ 278,8	0,8
W₈ = (Q_ж8 – Q_н8) / Q_ж8	(392,6	-378,2)	/ 392,6	3,7
W₉ = (Q_ж9 – Q_н9) / Q_ж9	(448	-389,4)	/ 448	1,31
W₁₀ = (Q_ж10 – Q_н10) / Q_ж10	(446,5	-402)	/ 446,5	1,0

8. Определим закачку воды, тыс.м³ с начала разработки:

∑Q_зак сумма годовых закачек вады на текущий год, ∑Q_зак = Q_{зак
год n} + Q_{зак год
n+1}

формула	расчет	∑Q_зак (тыс.м³)
∑Q_{зак 1} = Q_{зак год1}	-	-
∑Q_{зак 2} = ∑Q_{зак 1} + Q_{зак год2}	-	-
∑Q_{зак 3} = ∑Q_{зак 2} + Q_{зак год3}	-	-
∑Q_{зак 4} = ∑Q_{зак 3} + Q_{зак год4}	-	-
∑Q_{зак 5} = ∑Q_{зак 4} + Q_{зак год5}	17,0	17,0
∑Q_{зак 6} = ∑Q_{зак 5} + Q_{зак год6}	17,0+ 251,9	268,9
∑Q_{зак 7} = ∑Q_{зак 6} + Q_{зак год7}	268,9+465,5	734,4
∑Q_{зак 8} = ∑Q_{зак 7} + Q_{зак год8}	734,4+480,0	1214,4
∑Q_{зак 9} = ∑Q_{зак 8} + Q_{зак год9}	1214,4+531,8	1746,2
∑Q_{зак 10} = ∑Q_{зак 9} + Q_{зак год10}	1746,2+535,0	2281,2

9. Определим компенсацию отбора жидкости закачкой воды, % за год (текущая):

К отношение годовой закачки воды (Q_зак) к годовой добыче жидкости (Q_ж), К_г = Q_зак / Q_ж

Формула	Qзак	Qж	К_г %
К_г1 = Q_зак1 / Q_ж1	-	28,8	0
К_г2 = Q_зак2 / Q_ж2	-	54,7	0
К_г3 = Q_зак3 / Q_ж3	-	66,2	0
К_г4 = Q_зак4 / Q_ж4	-	125,1	0
К_г5 = Q_зак5 / Q_ж5	17	189,4	9
К_г6 = Q_зак6 / Q_ж6	251,9	215,5	117
К_г7 = Q_зак7 / Q_ж7	465,5	278,8	167
К_г8 = Q_зак8 / Q_ж8	480	392,6	122
К_г9 = Q_зак9 / Q_ж9	531,8	448	119
К_г10 = Q_зак10 / Q_ж10	535	446,5	120

10. Определим компенсацию отбора жидкости закачкой воды, % с начала разработки (накопленная компенсация):

∑К_нак отношение накопленной закачки воды (Q_зак) к накопленному отбору жидкости (Q_ж), ∑К_нак = ∑Q_зак / ∑Q_ж

Формула	∑Q зак	∑Q жид	∑К_нак %
∑К_нак1 = ∑Q_зак1 / ∑Q_ж1		28,8	0
∑К_нак2 = ∑Q_зак2 / ∑Q_ж2		83,5	0
∑К_нак3 = ∑Q_зак3 / ∑Q_ж3		149,7	0
∑К_нак4 = ∑Q_зак4 / ∑Q_ж4		274,8	0
∑К_нак5 = ∑Q_зак5 / ∑Q_ж5	17	464,2	4
∑К_нак6 = ∑Q_зак6 / ∑Q_ж6	268,9	679,7	40
∑К_нак7 = ∑Q_зак7 / ∑Q_ж7	734,4	958,5	77
∑К_нак8 = ∑Q_зак8 / ∑Q_ж8	1214,4	1351,1	90
∑К_нак9 = ∑Q_зак9 / ∑Q_ж9	1746,2	1799,1	97
∑К_нак10 = ∑Q_зак10 / ∑Q_ж10	2281,2	2245,6	102

11. Определим добычу нефтяного попутного газа, млн.м³ за год:

Q_г определяется путем умножения годовой добычи нефти (Q_н) на газовый фактор (Г_ф), Q_г = Q_н * Г_ф

формула	Qн	Гф	Q_г(тыс.м³)
Q_г1 = Q_н1 * Г_ф	28,8	190,83	54,96
Q_г2 = Q_н2 * Г_ф	54,4	190,83	103,81
Q_г3 = Q_н3 * Г_ф	65,5	190,83	124,99
Q_г4 = Q_н4 * Г_ф	124	190,83	236,63
Q_г5 = Q_н5 * Г_ф	187,1	190,83	357,04
Q_г6 = Q_н6 * Г_ф	213,5	190,83	407,42
Q_г7 = Q_н7 * Г_ф	276,7	190,83	528,03
Q_г8 = Q_н8 * Г_ф	378,2	190,83	721,72
Q_г9 = Q_н9 * Г_ф	389,4	190,83	743,09
Q_г10 = Q_н10 * Г_ф	402	190,83	767,14

12. Определим добычу нефтяного попутного газа, млн.м³ с начала разработки:

∑Q_г сумма годовых отборов газа, ∑Q_г = Q_{г год
n} + Q_{г год n+1}

формула	расчет		∑Q_г
∑Q_г1 = Q_г1	54,96		54,96
∑Q_г2 = ∑Q_г1 + Q_г2	54,96	+ 103,81	158,77
∑Q_г3 = ∑Q_г2 + Q_г3	158,77	+ 124,99	283,76
∑Q_г4 = ∑Q_г3 + Q_г4	283,76	+ 236,63	520,39
∑Q_г5 = ∑Q_г4 + Q_г5	520,39	+ 357,04	877,43
∑Q_г6 = ∑Q_г5 + Q_г6	877,43	+ 407,42	1284,85
∑Q_г7 = ∑Q_г6 + Q_г7	1284,85	+ 528,03	1812,88
∑Q_г8 = ∑Q_г7 + Q_г8	1812,88	+ 721,72	2534,6
∑Q_г9 = ∑Q_г8 + Q_г9	2534,6	+ 743,09	3277,69
∑Q_г10 = ∑Q_г9 + Q_г10	3277,69	+ 767,14	4044,83

13. Определим среднегодовой дебит одной скважины:

Q_скв.д.н отношение годовой добычи нефти (Q_н) к среднегодовому количеству добывающих скважин (n_доб) и количеству дней в году (Т_г), с учетом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (К_э.д), где К_э.д равен отношению отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в тес\чение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году. Q_скв.д.н = Q_н / n_доб * Т_г * К_э.д, Т_г * К_э.д принимаем число работы скважин в году равное 350 дней, тогда Q_скв.д.н = Q_н / n_доб * 350

формула	Qн	n доб	кол-во дней работы	Q_скв.д.н(сут.)
Q_{скв.д.н1} = Q_н1 / n_доб1 * 350	28,8	1	350	82,29
Q_{скв.д.н2} = Q_н2 / n_доб2 * 350	54,4	5	350	31,09
Q_{скв.д.н3} = Q_н3 / n_доб3 * 350	65,5	9	350	20,79
Q_{скв.д.н4} = Q_н4 / n_доб4 * 350	124	14	350	25,31
Q_{скв.д.н5} = Q_н5 / n_доб5 * 350	187,1	24	350	22,27
Q_{скв.д.н6} = Q_н6 / n_доб6 * 350	213,5	32	350	19,06
Q_{скв.д.н7} = Q_н7 / n_доб7 * 350	276,7	38	350	20,80
Q_{скв.д.н8} = Q_н8 / n_доб8 * 350	378,2	49	350	22,05
Q_{скв.д.н9} = Q_н9 / n_доб9 * 350	389,4	50	350	22,25
Q_{скв.д.н10} = Q_н10 / n_доб10 * 350	402	53	350	21,67

14. Определим среднегодовой дебит одной скважины, т/сут по жидкости:

Q_скв.д.ж отношение годовой добычи жидкости (Q_ж) к среднегодовому количеству добывающих скважин (n_доб) и количеству дней в году (Т_г), с учетом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (К_э.д), Q_скв.д.ж = Q_ж / n_доб * Т_г * К_э.д, Т_г * К_э.д принимаем число работы скважин в году равное 350 дней, тогда Q_скв.д.ж = Q_ж / n_доб * 350

формула	Qж	n доб	кол-во дней работы	Q_скв.д.ж(сут.)
Q_{скв.д.ж1} = Q_ж1 / n_доб1 * 350	28,8	1	350	82,29
Q_{скв.д.ж2} = Q_ж2 / n_доб2 * 350	54,7	5	350	31,26
Q_{скв.д.ж3} = Q_ж3 / n_доб3 * 350	66,2	9	350	21,02
Q_{скв.д.ж4} = Q_ж4 / n_доб4 * 350	125,1	14	350	25,53
Q_{скв.д.ж5} = Q_ж5 / n_доб5 * 350	189,4	24	350	22,55
Q_{скв.д.ж6} = Q_ж6 / n_доб6 * 350	215,5	32	350	19,24
Q_{скв.д.ж7} = Q_ж7 / n_доб7 * 350	278,8	38	350	20,96
Q_{скв.д.ж8} = Q_ж8 / n_доб8 * 350	392,6	49	350	22,89
Q_{скв.д.ж9} = Q_ж9 / n_доб9 * 350	448	50	350	25,60
Q_{скв.д.ж10} = Q_ж10 / n_доб10 * 350	446,5	53	350	24,07

15. Определим среднегодовую приемистость одной нагнетательной скважины, м³/сут:

Q_скв.н отношение годовой закачки воды (Q_зак) к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (n_наг) и количеству дней в году (Т_г), с учетом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (К_э.д), Q_скв.н = Q_зак / n_наг * Т_г * К_э.д, Т_г * К_э.д принимаем число работы скважин в году равное 350 дней, тогда Q_скв.н = Q_зак / n_наг * 350