Cтраница 2
Учитывая, что в настоящее время наблюдается тенденция к уплотнению сетки скважин в большей степени на участках месторождения с повышенной мощностью пласта, начальные извлекаемые запасы нефти на скважину были взяты приближенно одинаковыми для всех скважин. Соотношение нагнетательных и эксплуатационных скважин взято равным 1: 4; коэффициент эксплуатации скважин - 0 95; темп разбуривания месторождения - 300 скважин в год. [16]
Учитывая, что в настоящее время наблюдается тенденция к уплотнению сетки скважин в большей степени на участках месторождения с повышенной мощностью пласта, начальные извлекаемые запасы нефти на скважину были взяты приближенно одинаковыми для всех скважин. Соотношение нагнетательных и эксплуатационных скважин взято равным 1: 4; коэффициент эксплуатации скважин - 0 95; темп разбуривания месторождения - 300 скважин в год. [17]
Добыча жидкости уменьшается при переходе от варианта мгновенного ввода к варианту разбуривания месторождения в течение трех лет и, наконец, к варианту с темпом разбуривания месторождения за о лет при одинаковой плотности сетки скважин. [18]
По числу эксплуатационных скважин варианты существенно отличаются друг от друга. Наибольший среднедействующий фонд эксплуатационных скважин в варианте 1а при плотности размещения скважин 20 га / скв и одновременном вводе всех скважин в эксплуатацию. Так, за период 5 и 10 лет эксплуатационный фонд подданному варианту составил 845 скважин. Минимальное средне-действующее число эксплуатационных скважин отмечается в варианте Шв при плотности размещения скважин 42 га / скв и темпе разбуривания месторождения 6 лет. За 5 и 10 лет число среднедей-ствующих эксплуатационных скважин равно 282 и 386 соответственно. [19]