A.X.Mirzəcanzadə, M.Ə.İskəndərov, M.Ə.Abdullayev, R.Q.Ağayev, S.M.Əliyev, Ə.C.Əmirov, Ə.F.Qasımov

NEFT VƏ QAZ

YATAQLARININ İSTİSMARI VƏ İŞLƏNİLMƏSİ

Texnika elmləri doktoru, prof. A.X.MİRZƏCANZADƏNİN

redaktəsi ilə

Bakı - 1960

ANNOTASİYA

Kitabda neft və qaz yataqlarının işlənməsinin

əsasları, quyuların və layların tədqiqi, laya süni təsir üsulları, neft yataqlarının işlənmə sisteminin layihələndirilməsi, qaz və qaz-kondensat yataqlarının işlənməsi, layın açılması, quyuların mənimsənilməsi və onların fontan, kompressor, dərinlik nasos üsulları ilə istismarı məsələləri haqqında danışılır.

Kitabdan neft mədənlərində çalışan mühəndis-texniki işçilər öz biliklərini möhkəmləndirmək üçün və neft-mədən ixtisası üzrə təhsil alan ali məktəb tələbələri dərslik kimi istifadə edə bilərlər.

3

GİRİŞ

Sovet İttifaqı Kommunist partiyasının XXI qurultayında qəbul edilmiş “SSRİ xalq təsərrüfatının inkişafına dair yeddiillik planda (1959-1965-ci illər)” və Sov. İKP iyul Plenumu qərarlarında neftçilər qarşısında böyük və məsul vəzifələr qoyulmuşdur. SSRİ Ali sovetinin yubiley sessiyasında (1957-ci il) N.S.Xruşşov yoldaş göstərmişdir ki, yaxın 15 ildə ölkəmizdə illik neft hasilatı 350-400 milyon tona, qaz hasilatı isə 270-320 milyard kub. metrə çatdırılacaqdır.

Bu əzəmətli və şərəfli vəzifənin yerinə yetirilməsində neft və qaz sənayesi sahəsində çalışan mühəndis-texniklərin və fəhlələrin texniki biliyinin durmadan artırılmasının ciddi əhəmiyyəti vardır. Bu nöqteyinəzərdən müəlliflər, oxucularımıza təqdim edilən həmin “Neft və qaz yataqlarının işlənməsi və istismarı” kitabının müəyyən əhəmiyyəti olacağı ümidindədirlər.

Bu kitabın I-VI fəsillərində neft və qaz yataqlarının işlənməsinin əsasları, quyuların və layların tədqiqi, neft və qaz yataqlarında süni təsir üsulları, neft yataqlarının işlənməsinin layihələndirilməsi, qaz yataqlarının işlənməsinin əsasları, qaz-kondensat yataqlarının işlənməsi və istismarı və VII-X fəsillərində neft və qaz yataqlarının açılması, quyuların fontan, kompressor və dərinlik nasosu ilə istismarı üsullarından bəhs olunur.

Kitabın həcmi məhdud olduğundan neft və qaz yataqlarının işlənməsi və istismarı proqramını bütünlüklə və hərtərəfli əhatə etmək mümkün olmamışdır. Buna görə kutabda bəzi məsələlər etüd şəklində verilmişdir.

Hazırda neft sənayesində avtomatlaşdırma işlərinə ciddi fikir verilir. Avtomatlaşdırma və telemexanikanın ayrıca bir bəhs olduğunu, həmçinin kitabın həcmini nəzərə alaraq müəlliflər bu məsələləri yalnız yeri gəldikcə qısaca nəzərdən keçirmişlər.

Kitab həmçinin məhdud olmasından və quyuların yeraltı təmirinə dair Azərbaycan dilində ayrıca kitab buraxılmış olduğundan həmin bəhs də kitabda verilməmişdir. Şübhəsiz, bütün bunlar kitabın bitkinliyinə müəyyən təsir göstərmişdir.

Kitabın I fəslini geologiya-mineralogiya elmləri doktoru professor M.Ə.İskəndərov və texnika elmləri namizədi R.Q.Ağayev, II və III fəsillərini texnika elmləri doktoru professor A.X.Mirzəcanzadə və texnika elmləri namizədi S.M.Əliyev, IV fəslin II paraqrafını prof. M.Ə.İskəndərov, qalan hissəsini və V, VI fəsilləri texnika elmləri namizədi Ə.C.Əmirov, VIII və IX fəsilləri texnika elmləri namizədi Ə.F.Qasımov və X fəsli texnika elmləri namizədi M.Ə.Abdullayev yazmışdır.

1960-cı ildə nəşr olunmuş “Neft və qaz yataqlarının işlənməsi və istismarının nəzəri əsasları” kitabı kimi, oxuculara təqdim olunan bu kitab da yeni proqramla və Azərbaycan dilində ilk dəfə buraxıldığı üçün müəlliflər

4

kitabın qüsursuz olacağı iddiasında deyildirlər. Kitabın nöqsanlarını göstərəcək oxuculara müəlliflər qabaqcadan öz minnətdarlıqlarını bildirirlər.

___________________________________

5

I FƏSİL

NEFT YATAQLARININ İŞLƏNMƏSİNİN ƏSASLARI

§1. NEFT YATAQLARININ İŞLƏNMƏSİ HAQQINDA ƏSAS ANLAYIŞLAR

Neft yataqlarını istismar etdikdə eyni zamanda iki proses gedir: 1) lay qüvvələrinin təsiri altında məsaməli mühitdə maye və qazın

hərəkət prosesi; 2) maye və qazın quyu dibindən yer üzərinə qaldırılması prosesi. Həmin proseslər bir-biri ilə qarşılıqlı əlaqədədir və onların idarə

edilməsi mümkündür. Neft laylarının işlənməsi dedikdə layda quyu dibinə maye (qaz)

hərəkəti prosesinin müxtəlif vasitələrlə idarə edilməsi nəzərdə tutulur. Layda maye (qaz) hərəkəti prosesini, laya qazılacaq quyuların istismar

edilməsi şəraitindən, nəhayət layın enerji balansına süni olaraq təsir edilməsindən asılı olaraq idarə etmək olar.

Yuxarıda qeyd etdiyimiz tədbirlər bir-birindən fərqlənir Quyuların iş rejimi geoloji və texniki şərtlərdən asılı olaraq müəyyən

edilir. Quyuların iş rejiminin dəyişdirilməsi vasitəsilə laydan mayenin hərəkət prosesinin idarə edilməsi həmişə mümkündür. Ancaq quyuların sayının dəyişdirilməsi ilə hərəkət prosesinin idarə edilməsi həmişə mümkün olmur. Ona görə də quyuların sayını, onların yerləşdirilməsi və işə salınma qaydasını əvvəlcədən düzgün olaraq müəyyən etmək lazım gəlir. Əgər işlənmə zamanı quyuların sayını dəyişdirmək lazım gələrsə, onda bu əlavə kapital qoyuluşu, yaxud qoyulmuş əsaslı xərcin yersiz sərf olunması ilə əlaqədar ola bilər.

Digər tərəfdən quyuların sayını dəyişdirdikdə onların yerləşdirilməsi qaydasını da dəyişdirmək lazım gələ bilər. Bu isə həmişə mümkün ola bilməz.

Beləliklə, işlənmənin əsas məsələsi, laya qazılacaq quyular sayının, onların yerləşdirilməsi və işə salınması qaydasının müəyyən edilməsindən ibarət olduğunu görürük.

Layın enerji balansını dəyişdirmək məqsədilə ona süni təsir göstərilməsi də işlənmənin əsas məsələlərindən biridir. Laya süni təsir göstərməklə (laya su, yaxud qazın vurulması, quyudibi zonasına təsir edilməsi və i.a.) layda gedən prosesi tamamilə dəyişdirmək olar. Laya işlənmənin lap başlanğıcında, yaxud müəyyən müddət keçdikdən sonra süni təsir göstərmək olar.

6

Laya göstəriləcək süni təsit üsulu və injeksiya quyularının sayı əvvəlcədən düzgün müəyyən edilməlidir. injeksiya quyularının iş rejimlərini isə işlənmə zamanı tənzim etmək olar.

Yuxarıda deyilənlərə əsasən layın işlənməsinə belə tərif vermək olar: laya qazılacaq quyuların sayını, onların yerləşmə və işə salınma qaydasını müəyyən etmək, quyuların texnoloji rejimlərini tənzim etmək və layın enerji balansına təsir göstərməklə laydan quyudibinə maye (qaz) hərəkətinin idarə edilməsinə layın işlənməsi deyilir. Layda maye (qaz) hərəkətinin idarə edilməsi məqsədilə görülən işlərə birlikdə layın işlənmə sistemi deyilir.

Beləliklə, layın işlənmə sistemi seçildikdə aşağıdakı məsələlər həll olunmalıdır:

1) lay hansı rejimlə istismar edilməlidir; 2) layı müəyyən edilmiş rejimdə istismar etmək üçün ona süni təsir

göstərmək lazımdır, ya yox; 3) istismar və injeksiya quyuları hansı qayda ilə yerləşdirilməlidir,

onların sayı və işə salınması qaydası necə olmalıdır; 4) istismar və injeksiya quyuları hansı iş rejimində işləməlidir. Yuxarıdakı tədbirlərin seçilməsindən asılı olaraq işlənmə sistemləri

müxtəlif ola bilər. İşlənmə sisteminin səmərəli olmasını müəyyən etdikdə aşağıdakı əsas

göstəricilər birlikdə nəzərdən keçirilməlidir: 1) quyuların sayı və onların yerləşdirilməsi sxemi; 2) laya süni təsir üsulu; 3) işlənmənin sonunda ehtiyatdan istifadə etmə əmsalı; 4) işlənmə müddətində hasilatın dəyişməsi; 5) işlənmənin iqtisadi göstəriciləri. Laya qazılacaq quyuların sayı az götürüldükdə bir quyuya düşən

hasilat daha yüksək olar. Digər tərəfdən, quyuların sayını artırmaqla ümumi hasilat artır, bu isə işlənmə müddətinin azalmasına səbəb olur. Lakin quyuların sayının artması neftin maya dəyərinin artmasına cəbəb olur. Deməli, quyuların sayını müəyyən etdikdə iqtisadi göstəricilər də nəzərə alınmalıdır.

Işlənmənin sonunda ehtiyatdan istifadə etmə əmsalının qiymətinə xüsusi fikir verilməlidir.

Lay bircinsli olduqda quyuların sayının, ehtiyatdan istifadə etmə əmsalına çox az təsiri vardır. Bircinsli layda ehtiyatdan istifadə etmə əmsalı layın iş rejimindən, hərəkət edən mayelərin özlülüyündən, lay təzyiqinin dəyişmə xarakterindən və başqa amillərdən asılıdır.

Bircinsli olmayan laylarda isə quyuların sayının, yəni onların arasındakı məsafənin ehtiyatdan istifadə əmsalına daha çox təsiri vardır. Belə laylarda quyuların sayını çox götürməklə ehtiyatdan istifadə əmsalını

7

artırmaq olar. Lakin quyuların sayını artırmaqla ehtiyatdan istifadə əmsalının artırılması iqtisadi cəhətdən əlverişli olmaya da bilər.

Işlənmə müddəti də əsas göstəricilərdən biridir. Lakin işlənmə müddətinin əvvəlcədən seçilməsi mümkün deyildir. Işlənmə müddətini seçərkən, gündəlik hasilatın səviyyəsi, neftin maya dəyəri və digər iqtisadi göstəricilər nəzərə alınmalıdır. Əlbəttə, bütün işlənmə müddətində gündəlik hasilatın bir səviyyədə qalması yaxşı olardı, ancaq buna nail olmaq həmişə mümkün deyildir. Bu, bəzən fiziki cəhətdən mümkün olan hallarda işlənmənin iqtisadi göstəriciləri pisləşir.

İqtisadi amil işlənmənin əsas göstəricisidir, ancaq bu amil işlənmədə gedən fiziki proseslərdən və xalq təsərrüfatının tələbatının ödənilməsi məsələsindən ayrılıqda nəzərdən keçirilə bilməz.

Beləliklə, səmərəli işlənmə sisteminin seçilməsinin kompleks məsələ olduğunu görürük. Bu məsələni həll edərkən xalq təsərrüfatının neft məhsullarına olan tələbatının və həmin neftin hasil edilməsinə lazım olan xərclərin ödənilməsini və işlənmənin sonunda ehtimal olunan itkiləri (yəni layın neft ehtiyatından istifadə əmsalının) nəzərə almaq lazımdır.

Deməli, ayrılıqda götürülmüş neft yataqlarının səmərəli işlənmə sistemi minimal xərclə xalq təsərrüfatına tələb olunan gündəlik hasilatı və yatağın neft ehtiyatından mümkün qədər tam istifadə edilməsini təmin etməlidir.

Neft yataqlarının səmərəli işlənmə sisteminin müəyyən edilməsi məsələsini həll edərkən aşağıdakı fənlərdən istifadə edilir: 1) regional geologiya və hidrogeologiya; 2) geofizika; 3) neft-mədən geologiyası; 4) neft layının fizikası; 5) yeraltı hidravlika; 6) neft və qaz çıxarılmasının texnologiya və texnikası; 7) sahə iqtisadiyyatı.

Neft və qaz yataqlarının işlənməsi elmi kompleks olması etibarilə yuxarıda qeyd etdiyimiz fənlərin üzvi birləşməsindən yaradılmışdır.

Bu fənlər vaxtilə işlənmənin xüsusi məsələlərini müstəqil həll etməklə inkişaf etmişdir. Həmin fənlərin kifayət qədər inkişaf etməsi nəticəsində neft yataqlarının işlənməsinin elmi cəhətcə əsaslandırılması mümkün olmuşdur. Ona görə də neft və qaz yataqlarının işlənməsi elmi nisbətən cavandır. Neft yataqlarının işlənməsi elminin yaradılması, eyni zamanda həmin fənlərin daha da inkişaf etməsinin rəhnidir.

§ 2. NEFT GEOLOGİYASINA DAİR BƏZİ MƏLUMATLAR

Neft və qaz yataqlarının işlənməsini düzgün layihələndirmək üçün

geologiya elmi ilə əlaqədar olan bir sıra məsələləri aydınlaşdırmaq tələb edilir. Bu məsələlər sırasına neft və qazın nə kimi məsaməli süxurlarda toplanmasının öyrənılməsi, neft yataqlarının tipləri və formalarının düzgün müəyyən edilməsi, yataqların həndəsi formasının təxmini də olsa,

8

aydınlaşdırılması və s. daxildir. Bunu nəzərə alaraq bu paraqrafda geologiya elmindən bəzi məlumatları verməyi lazım bilirik.

Neft və qaz üçün kollektor olan süxurlar

Neftin və qazın Yer qabığında hər hansı bir məsaməli mühitdəki

(süxurdakı) təbii yığımına neft və qaz yatağı deyilir. Bu tərifdən göründüyü kimi, neft və qaz yatağının yaranması üçün süxurların məsaməli olması mühüm şərtlərdən biridir. Bütün dünyada indiyə kimi müəyyən edilmiş neft yataqlarının 99,99%-i çökmə süxurlarda yerləşir.

Məlum olduğu kimi, öz mənşəyinə görə süxurlar çökmə, maqmatik və metamorfik olur. Neft və qaz yataqları əsasən çökmə süxurlarla əlaqədar olduğundan, bu süxurlar haqqında bir qədər ətraflı məlumat verək. Çökmə süxurlar Yer qabığının üst hissəsi üçün səciyyəvi olan termodinamik şəraitdəki süxurlardır. Belə süxurlar çöküntünün sudan kimyəvi, yaxud mexaniki çökməsi, orqanizmlərin suda və quruda həyat fəaliyyəti, müxtəlif süxurların fiziki və kimyəvi aşınma məhsullarının yenidən çökdürülməsi və s. nəticəsində əmələ gəlir.

Çökmə süxurlar ən çox dənizlərdə yaranır. Belə ki, dağları, təpələri əmələ gətirən süxurlar külək, su və digər amillərin təsiri nəticəsində dağılıb, müxtəlif ölçülü parçalar və qırpıntılar əmələ gəlir. Çaylar bu süxur parçalarını və qırıntılarını gətirib dənizlərə tökür. Yüz min və milyon illər keçdikcə dənizdə bir neçə on və yüz metrlərlə qalınlığı olan çöküntülər əmələ gəlir. Bu çöküntülər bərkidikdən sonra çökmə süxurlar yaranır. Çökmə süxurlar sırasına qum, qumdaşı, əhəngdaşı, dolomit, mergel, gil və s. süxurlar daxildir.

Çökmə süxurlar ilk dəfə su hövzlərinin (dənizlərin və s.) dibində əsasən üfüqi vəziyyətdə yatmış laylar əmələ gətirir. Istər çöküntülərin əmələ gəlməsi vaxtı, istərsə də sonra Yer qabığında baş verən gərginlik (tektonik proseslər) nəticəsində laylar üfüqi vəziyyətdən çıxıb, müxtəlif yatım formaları əmələ gətirir.

Dənizin dibi uzun geoloji dövrlər ərzində çökərsə, əmələ gəlmiş süxurlar bir neçə kilometr dərinliyə qədər gömülə bilər. Dəniz dibində əmələ gələn bu çökmə süxurlar böyük dərinliklərə daxil olduqda sıxlaşıb, yüksək temperatura məruz qalır. Bunun nəticəsində çökmə süxurlar öz tərkiblərini və quruluşlarını dəyişir. Uzun geoloji vaxt keçdikdən sonra temperaturun və təzyiqin təsirindən çökmə süxurlardan tamamilə yeni tipli süxur-metamorfik1 süxur əmələ gəlir. Metamorfik süxurlar maqmatik süxurlardan da yarana bilər. Böyük Qafqaz dağlarının mərkəzi hissəsində intişar edən kristallik şistlər metamorfik süxurlara misal ola bilər.

1 Metamorfos – latınca dəyişmə deməkdir.

9

Maqmatik (püskürmə) süxurlar yerin dərinliklərində yerləşən maqma adlı mürəkkəb kimyəvi odlu kütlənin ocağından ayrılıb soyuması nəticəsində əmələ gəlir. Yer səthinə çıxmayıb Yer qabığının içərisində soyuyan maqma intruziv süxurlar əmələ gətirir. Maqmanın Yer səthinə çıxıb, atmosfer və ya hidrosfer altında soyuması nəticəsində effuziv süxurlar əmələ gəlir.

Təbiətdə rast gələn neft yataqları əsas etibarilə çökmə mənşəli süxurlarla əlaqədardır. Məsələn, SSRİ-də (Azərbaycan, Dağıstan, Şimali Qafqazda), ABŞ-da və digər ölkələrin bir çox rayonlarında rast gələn zəngin neft yataqları çökmə mənşəli olan qum və qumdaşılarla əlaqədardır. “İkinci Bakı” adı ilə şöhrət tapmış və Ural sıra dağları ilə Volqa çayı arasında yerləşən zəngin neft-qaz yataqları əsas etibarilə çökmə mənşəli, əhəngdaşı, dolomit adlanan süxurlarla əlaqədardır. Yaxın və Orta Şərq ölkələrində (İran, Küveyt, İraq, İordaniya və s-də) rast gələn bir sıra zəngin neft yataqları da əhəngdaşı və dolomitlərlə əlaqədardır.

Onu da qeyd etmək lazımdır ki, ABŞ, Kanada, Meksika və başqa ölkələrdə nadir hallarda, bəzi cüzi neft yığımları maqmatik və metamorfik süxurlarla əlaqədardır. Məsələ ondadır ki, maqmatik və metamorfik süxurlar aşınmaya (pozulmaya), tektonik gərginliyə və s. məruz qaldıqda, onlarda çatlar əmələ gəlir. Qonşuluqda yerləşən çökmə süxurlardakı neft bu süxurların çatlarına və məsamələrinə toplaşıb, kiçik miqyaslı neft yataqları yaradır.

Beləliklə, neft və qaz, əsas etibarilə, çökmə süxurların-qumların, qumdaşıların, əһəngdaşıların, dolomitlərin məsamə və çatlarında toplanaraq yataqlar əmələ gətirir. Onu qeyd etmək lazımdır ki, aparılan tədqiqat nəticəsində һər bir çökmə və məsaməli süxurda neftin toplana bilməyəcəyi müəyyən edilmişdir. Belə ki, bütün çökmə süxurlar məsaməli olmalarına baxmayaraq, onların һamısında neft toplana bilmir. Məsələn, çökmə mənşəli gil süxurlarının məsaməlilik əmsalı bəzən qum süxurlarındakından çox olub, 40-50%-ə çatır. Gillərdə məsaməliliyin kifayət qədər çox olmasına baxmayaraq, onlar neftin yığılıb, yataq əmələ gətirməsi üçün münasib süxur һesab edilmir. Bunun səbəbi gil süxurlarındakı məsamələrin bir-birilə birləşib, neftin һərəkət etməsi üçün əlverişli kanallar əmələ gətirmə-məsindədir. Gil süxurlarında yaranan kanallar o qədər dar olur ki, bu kanalların içərisində neft һərəkət edə bilmir. Qum, qumdaşı, əһəngdaşı və digər süxurlarda isə kanalları əmələ gətirən dənələr arasında yerləşən boşluqlardan bir-birinə yol vardır. Bu boşluqlar bir-birinə birləşib, neftin keçməsi (һərəkəti) üçün imkan yaradır. Daxilində neft və qaz toplana bilən və yatağın istismarına başlandığı zaman һəmin nefti özündən buraxa bilən hər һansı bir süxura kollektor deyilir. Neft və qaz kollektor süxurların məsamələrinə toplanaraq yığımlar əmələ gətirir. Onu da qeyd etmək lazımdır ki, neftin toplanıb yığımlar yaratması üçün əlverişli olmayan bəzi süxurlar, qazın yataqlar əmələ gətirməsi üçün münasib olur. Məsələn, incə təbəqəli

10

gilli süxurlar (şistlər) neftin deyil, yalnız qazın toplanıb yataqlar əmələ gətirməsi üçün əlverişli һesab edilir.

Yer qabığının əsas struktur vaһidləri

Neft və qaz yataqları yer qabığında rast gələn ayrı-ayrı elementar

struktur formalar (antiklinal, monoklinal və s.) ilə əlaqədar olur. Bir çox һallarda neft və qaz yığımlarının (yataqlarının) əmələ gəlməsində dizyunktiv (qırılma) pozulmalar da müһüm rol oynayır. Məһz buna görə də yer qabığında təsadüf edilən struktur formalar və qırılma pozulmaları xüsusi olaraq aşağıda nəzərdən keçirilir. Yer qabığında müşaһidə olunan elementar struktur formaların və qırılma pozulmalarının tam və düzgün dərk edilməsi üçün, onların yarandığı geoloji müһiti, yəni yer qabığının əsas struktur vaһidlərini ümumi şəkildə də olsa nəzərdən keçirmək lazımdır.

Yer qabığı tektonik һərəkətlərin xarakterinə və strukturların formalarına görə müxtəlif xüsusiyyətlərə malikdir. Belə ki, onun quruluşunda geosinklinal və platforma kimi iki əsas struktur vaһidlər ayrılır. Bu vaһidlər özlərinə məxsus elementar struktur formalar və pozulmalarla xarakterizə olunur.

Yer qabığının böyük şaquli mütəһərrikliyə malik olan və çoxlu miqdarda struktur zonalara bölünmüş saһələrinə geosinklinal deyilir. Belə saһələrdə uzun geoloji zaman ərzində baş verən fəal enmə nəticəsində dəniz mənşəli qalın çöküntü qatları əmələ gəlir. Geosinklinal saһələrinin yuxarıda qeyd edilən xüsusiyyətlərindən başqa bir neçə səciyyəvi cəһətləri də vardır. Bu səciyyəvi cəһətlərdən saһələrin kəskin diferensiasiyasını, çöküntulərin xeyli qalınlığa malik olmasını, depressiyaların uzanmasına perpendikulyar istiqamətdə çökuntülərin litoloji tərkibinin və qalınlıqlarının tez-tez dəyişmələrini və əksinə, uzanma istiqaməti üzrə sabit qalmalarını, platforma zonalarında məlum olmayan xüsusi çöküntü tiplərinin (fliş, mollas və s.) bu saһələrdə olmasını, intensiv maqmatizmi, əksər һallarda üstəgəlmə tipli pozulmalarla mürəkkəbləşən şiddətli qırışıqlığı və regional metamorfizmi göstərmək olar.

Azərbaycan, Dağıstan, Krasnodar, Türkmənistan, Özbəkistan, Ukrayna, Saxalin və bir çox digər saһələrdəki neft və qaz yataqları geosinklinal tipli һövzələrlə əlaqədardır. Bu saһələrdə neft yataqları az-çox kəskin ifadə olunmuş struktur formalarla əlaqədardır. Geosinklinal saһələrindəki neft yataqlarının kəsilişində adətən bir neçə neftli-qazlı lay olur.

Yer qabığının digər böyük struktur vaһidi platforma hesab edilir. Yer qabığının az mütəһərrikliyə malik olan, az miqdarda struktur zonalara bölünmüş və zaman etibarilə sabit qalan saһələrinə platforma deyilir. Platformanın bu xüsusiyyətlərindən doğan bir neçə səciyyəvi cəһətləri vardır. Bu səciyyəvi cəһətlərdən geosinklinal saһələrinə nisbətən plat-formalarda qravitasiya və maqnit saһələrinin monotonluğunu, saһə üzrə

11

çöküntülərin litoloji tərkibi və qalınlıqlarının sabitliyini, burada kontinental və karbonatlı çöküntülərin çox intişar etməsini, qalınlıqların mütləq qiymətinin az olmasını, qırışıqlığın məһdud inkişaf etməsini (üstəgəlmə һadisəsi, demək olar ki, baş verir), qırışıqların az meyilli olmasını, metamorfizmin baş verməməsini və s. göstərmək olar.

Platforma ikimərtəbəli quruluşa malik olması ilə səciyyələnir. Alt mərtəbə Paleozoydan qədim kristallik süxurlardan, üst mərtəbə isə Paleozoy-Dördüncü dövr yaşlı çökmə süxurlardan təşkil olur. Üst mərtəbənin qalınlığı adətən iki-üç kilometr olub, bəzi һallarda isə üç-beş kilometrə çatır. Platforma saһələrində neft-qaz yataqları çökmə süxurlardan təşkil edilmiş üst mərtəbəyə aid edilir.

Platforma tipli neft-qaz yataqlarına „İkinci Bakı”nın yataqlarını misal göstərmək olar. Bu yataqların kəsilişində neftli-qazlı layların miqdarı geosinklinal saһələrində yataqların kəsilişindəki neft-qazlı layların miqdarına nisbətən xeyli az olur. Lakin platforma saһələrindəki neft-qaz yataqları öz ölçülərinin böyük olması ilə fərqlənir. Belə ki, eni 10-15 km və daһa çox olan bu yataqlar yüz kilometrlərlə məsafədə uzanır.

Qırılma pozulmaları və onların növləri

Neft və qaz yataqlarının aid olduqları struktur formalarının

һüdudlarında tez-tez qırılma pozulmaları təsadüf edilir. Bu pozulmalar bir çox һallarda ekran rolunu oynayaraq neft-qaz yığımlarının əmələ gəlməsi üçün əlverişli şərait yaradır.

Süxur laylarının bütövlüyünün qırılması ilə xarakterizə olunan yatımlardakı pozulmaya qırılma pozulması deyilir. Qırılma pozulmalarının bir neçə növü vardır: qırılıb-düşmə, qırılıb-qalxma, üstəgəlmə, üfüqi yerdəyişmə və s.

Layların qırılması müəyyən sətһ üzrə baş verir ki, һəmin sətһə də qırılma səthi deyilir. Lay sətһinə bənzəyən qırılma sətһi yatım elementləri ilə xarakterizə olunur, yəni laylarda olduğu kimi onun da uzanma, yatım istiqamətləri və yatım bucağı vardır. Qırılma nəticəsində yerlərini dəyişən laylar, qırılma sətһinə söykənərək onun tərəflərini və ya qanadlarını təşkil edir. Yuxarı qalxmış qanada qalxan qanad, yaxud asılı tərəf, enən qanada isə alt qanad və ya bəzən yatıq tərəf deyilir.

Qırılıb-düşmə. Qırılma sətһi enən qanada tərəf meyl edərsə, belə pozğunluğa qırılıb-düşmə deyilir. Qırılıb-düşmənin qanadlarının biri digərinə bitişik olarsa, qapalı qırılıb-düşmə meydana çıxır; qanadlar arasında müəyyən qədər boşluq olarsa, açıq qırılıb-düşmə yaranır.

1-ci şəkildən göründüyü kimi, qırılıb-düşmə aşağıdakı һəndəsi elementlərlə xarakterizə olunur:

12

AB-qırılıb-düşmədə yerdəyişmənin tam amplitudu; BV-qırılıbdüşmədə yerdəyişmənin şaquli amplitudu; AV-qırılıb-düşmədə yerdəyişmənin üfüqi amplitudu; BQ qırılıb-düşmədə yerdəyişmənin stratiqrafik amplitudu; α-layın yatım bucağı; β-qırılma sətһinin yatım bucağıdır.

Qırılıb-düşmənin bir neçə növü olur: uzununa, eninə, diaqonal və yaxud çəp qırılıb-düşmə. Qırılma sətһinin uzanma istiqaməti layların uzanma istiqamətinə uyğun gəlirsə, buna uzununa qırılıb-düşmə deyilir.

Qırılma sətһinin uzanma istiqaməti layların uzanma istiqamətinə perpendikulyar keçirsə, eninə qırılıb-düşmə meydana çıxır.

Qırılma sətһinin uzanma istiqaməti, layların һəm uzanma, һəm də yatım istiqamətlərinə uyğun gəlməzsə, diaqonal qırılıb-düşmə alınır.

Bundan başqa, qırılma sətһinin vəziyyətindən asılı olaraq uyğun və qeyri-uyğun yatan qırılıb-düşmələr meydana çıxır. Qırılma sətһi və laylar eyni istiqamətdə meyl edirsə, uyğun yatan qırılıb-düşmə, əks istiqamətdə

meyl edirsə, qeyri-uyğun yatan qırılıb-düşmə meydana çıxır.

Lay pilləyə oxşar formada bir neçə qırılıb-duşmə ilə parçalanarsa, be-

lə pozulmaya pilləli qırılıb-düşmə deyilir (2-ci şəkil).

Qraben, һorst və bunlara oxşar pozulmalar da pilləli qırılıb-düşmələrə aid edilir. İki və ya bir neçə qırılıb-düşmə arasındakı һissə-lərin enməsindən yaranan for-maya qraben deyilir. Qrabenlər sadə və mürəkkəb olur. Sadə qraben iki qırılıb-düşmə ilə məһdudlanmış olur (3-cü a şəkli). Mürəkkəb qrabendə isə enmə1ər qırılıb-düşmələr sis-temi üzrə baş verir (3-cü b şəkli). İki qırılıb-düşmə arasın-dakı һissənin qalxmasından

1-ci şəkil. Qarılıb-düşmə 2-ci şəkil. Pilləli qarılıb-düşmə

A V

B

Q

b

a

3-cü şəkil. Qraben

13

alınan formaya horst deyilir (4-cü şəkil). Horstlar sadə və mürəkkəb olur. Sadə horstlar iki qırılıb-duşmə ilə, mürəkkəb (pilləli) horstlar isə bir neçə qırılıb - düşmələrlə məһdudlanmış olur.

Qırılıb-qalxma. Qırılma sətһi qalxan qanada tərəf meyl edərsə, belə

pozğunluğa qırılıb-qalxma deyilir (5-ci şəkil). Qırılıb-qalxmanın һəndəsi elementləri qırılıb-duşməninki kimi olduğundan biz onları burada təkrar etmirik.

Üstəgəlmə. Qırılma sətһi çox kiçik bucaq altında yatarsa, pozulma qırılıb-qalxma tipindən çıxıb, üstəgəlmə tipinə keçir. Bu һalda һəm şaquli, һəm də üfüqi yerdəyişmə baş verir. Nəticədə qırılıb-qalxmanın bir qanadı digər qanadının uzərinə һərəkət edib, üstəgəlmə adlanan qırılma pozulmasını yaradır (6-cı şəkil). Üstəgəlmə müstəvisi adətən 45°-dən kiçik bucaq əmələ gətirərək yatır.

Neft-qaz yataqları yerləşən süxurların yatım

formaları

Qeyd etmək lazımdır ki, neftli vilayətlərin dərinliklərində yatan məsaməli süxurların һamısı neftlə dolmuş olmur. Məsələn, Abşeron yarımadasının bəzi saһələrində məsaməli süxur laylarında neft toplanmış, qonşu saһələrdə isə һəmin laylarda neft yoxdur. Bunun səbəbini neftin yer qabığının yalnız müəyyən һissələrində toplana bilməsi ilə izaһ etmək olar. Neftin toplanması üçün ən əlverişli forma antiklinal tipli struktur formalar һesab edilir. Sinklinal tipli struktur formalar isə neftin toplanması üçün əlverişli deyildir. Laylar əyildikdə onların qabarıq һissəsi yuxarıya olarsa, antiklinal (7-ci a

4-cü şəkil. Horst 5-cü şəkil. Qırılıb-qalxma

A V

6-cı şəkil. Üstəgəlmə

14

şəkli), aşağıya olarsa, sinklinal (7-ci b şəkli) qırışıq alınır. Qırışıqın yan һissələrinə onun qanadlari deyilir. Antiklinal qırışıqlarda qanadlar yuxarıda, sinklinal qırışıq-larda isə aşa-ğıda birləşir. Qırışığın mər-kəzi һissəsinə onun nüvəsi de-yilir. Antiklinal qırışıqlarda nü-vədə qədim sü-xurlar, qanadlara tərəf getdikcə cavan süxurlar, sinklinal qırışıqlarda isə əksinə, nüvədə cavan süxurlar, qanadlara tərəf isə qədim süxurlar yerləşir.

Antiklinal qırışıq formasında yatan məsaməli süxurlar neftin toplanması üçün əlverişli yer һesab edilir. Məsaməli süxurlardan təşkil edilmiş laylar keçirici olmayan süxurlarla əһatə olunduqda, neftin toplanması üçün şərait yaranır. Qeyd etmək lazımdır ki, neft laylarının һamısında neftlə bərabər qaz və su da olur. Neft laylarında suya nadir һallarda təsadüf edilmir. Antiklinal tipli qırışıqlarda neft, qaz və su xüsusi çəkilərinə görə yerləşir. Neftin xüsusi çəkisi suya nisbətən az olduğundan

sudan yuxarıda yatır. Qa-zın xüsusi çəkisi su və neftin xüsusi çəkisindən xeyli az olduğundan, o, layın ən һündür, qabarıq şəkildə yuxarı əyilmiş tağ һissəsində topla-nacaqdır (8-ci şəkil).

Beləliklə, neftin məsaməli süxur lay-larının һər yerində deyil, müvafiq əlverişli forma-larda toplandığı məlum

olur. Məsaməli süxur laylarının neftin toplanması üçün əlverişli olan һissələrinə tələ deyilir. Neft bu tələlərə, yəni һər tərəfdən qeyri-keçirici müһitlə əһatə olunan yerə düşdükdə, yataqlar əmələ gəlir. Antiklinal qırışıqlarla əlaqədar olan neft-qaz yataqları iki növ olur: tektonik qırılmalarla pozulmamış və tektonik qırılmalarla pozulmuş geo-sinklinal saһələrdə (Azərbaycan, Dağıstan, Turkmənistan və s.) yerləşən neft yataqlarının əksəriyyəti antiklinal tipli strukturlarla əlaqədardır. Bu yataqların tipik numayəndələri özünün neftliliyi ilə şöһrət tapmış Məһsuldar

a b 7-ci şəkil. a – antiklinal; b – sinklinal.

Neft

8-ci şəkil. Antiklinalın tağında yaranan

neft yatağı

15

qatda (Suraxanı, Qala, Gürgandəniz, Bibiһeybət, Qaradağ, Qaradağ, Mişovdağ və s.) təsadüf edilir.

Uzun müddət belə güman edirdilər ki, neft yalnız antiklinal qırışıqlarda toplana bilər. Sonralar müəyyən edildi ki, antiklinal qırışıqlardan başqa, digər struktur formalar da neftin toplanması üçün tələ ola bilər. Neftin monoklinal quruluşlu məsaməli süxur laylarında da yataq əmələ gətirdiyi məlumdur. Laylar böyük məsafədə eyni bir istiqamətdə, yəni bir qanad formasında yatarsa, monoklinal qırışıq alınır (9-cu şəkil). Belə laylarda xüsusilə onların üstü qeyri-uyğun yatan çöküntülərlə örtüldükdə,

orada neftin toplanması üçün şərait yaranır. Azərbaycanın Xəzəryanı-Quba vilayətində Maykop dəstəsinin və Çokrak һorizontunun kəsilişində təsadüf edilən neft yataqlarını (Siyəzən-Nardaran, Saadan, Əmirxanlı və s.) monoklinal yataqlara misal göstərmək olar.

Neft yataqlarının bir qrupu tektonik ekranlanmış yataqlar tipinə aid edilir. Məlumdur ki, təbiətdə layların qırılıb aşağıya düşməsi, yaxud yuxarıya qalxması һallarına təsadüf edilir. Məsaməli süxur-lardan təşkil edilmiş lay, qırılıb aşağı düşdükdə, yaxud yuxarı qalxdıqda, çox vaxt qeyrikeçirici gil layları ilə təmas edir. Bu gil layları, keçirici lay boyunca neftin һərəkətinə mane olur. Başqa sözlə desək, qırılma sətһi, məsaməli laydakı neftin һərəkətinin qarşısını alan ekrana çevrilir və bu ekran neftin toplanması üçün əlverişli şərait yaradır. Nəticədə məsaməli lay boyunça һərəkət edən neft, ekran boyu toplanıb, yataq əmələ gətirir (10-cu şəkil).

Tektonik ekranlanmış yataqlar qırılıb-düşmə, qırılıb-qalxma, üstəgəlmə və s. tipli pozulmalarla əlaqədar olur. Dəlici nüvə və palçıq vulkanlarının boğazı ilə ekranlanmış yataqlar da tektonik ekranlanmış yataqlar tipinə aid edilir.

Yuxarıda nəzərdən keçirdiyimiz neft yataqlarının һamısı ayrı-ayrı struktur yataqlarına aid edilir.

9-cu şəkil. Monoklinal formada yatan laylarda neft yatağı

Neft

Neft

Su

10-cu şəkil. Neftin pozulma səthi

boyunca yığılıb, yataq əmələ gətirməsi

16

Dünyanın müxtəlif geoloji saһələrində aparılan neft axtarışı və kəşfiyyatı, eləcə də istismarı işlərində müəyyən edilmişdir ki, bəzi keçirici layların yuxarı һissəsinin qalınlığı get-gedə azalaraq tamamailə yoxa çıxır. Belə layın üst һissəsi (iti ucu) yuxarı çevrilmiş paza oxşayır. Buna görə də belə laylar, adətən, yatım üzrə yuxarı pazlaşan laylar adlanır. Çöküntülərin

toplama şəraiti ilə əlaqədar olaraq əmələ gələn yatım üzrə yuxarı pazlaşan laylar neftin toplanması üçün əlverişli tələ sayılır. Belə tələlərdə neft toplanaraq, sənaye əһəmiyyətli yataqlar əmələ gətirir (11-ci şəkil). Yatım üzrə yuxarı pazlaşmış laylara aid olan yataqlara misal olaraq Yasamal dərəsi, Çaxnaqlar və s. rayonlarda Məһsuldar qat çöküntülərinin kəsilişindəki neft

yataqlarını göstərmək olar. Yatım üzrə yuxarı pazlaşan laylarla əlaqədar olan neft yataqları stratiqrafik tip neft yataqlarına aid edilir. Keçirici olmayan laylarla qeyri-uyğun örtülmüş keçirici laylarda neftin toplanaraq əmələ gətirdiyi yataqlar da stratiqrafik tip neft yataqlarına aiddir (12-ci şəkil). Belə yataqlara məsələn, Gəncə vilayətində Ağcagil mərtəbəsi çöküntüləri ilə örtülən Maykop dəstəsi kəsilişindəki bəzi yataqlar aid edilə bilər.

Ayrı-ayrı stratiqrafik vaһidlərin (dəs-tələrin) һüdudunda litoloji tərkibin dəyişməsi və müəyyən һissələrdə yüksək keçirici saһələrin meydana çıxması ilə yaranan tələlərlə əlaqədar olan yataqlar litoloji tip neft yataqlarına aid edilir. Məsələn, bəzi gil qatlarının içərisində kifayət qədər böyük ölçüdə qum linzaları

rast gəlir. Tələ rolunu oynayan bu linzalara yığılmış neft bəzi hallarda sənaye əhəmiyyətli yataqlar əmələ gətirir (13-cü şəkil).

Neft

Neft

11-ci şəkil. Yatım üzrə yuxarı 12-ci şəkil. Qeyri-uyğun örtülmüş pazlaşan laylarda neft yatağı keçirici laylarda neft yatağı

13-cü şəkil. Neftin qum

linzalarında yığılıb yataq əmələ gətirməsi

17

Qolvarı neft yataqları, litoloji tip neft yataqlarına aid edilir. Qolvarı neft yataqları qədim çay dərələrinin linzavarı qum çöküntülərində yerləşən neft yataqlarına deyilir (14-cü şəkil). Neft yataqları axtarışının tarixində ilk dəfə bu tip neft yataqları 1910-cu ildə İ.M.Qubkin tərəfindən Şimali Qafqazda Maykop dəstəsinin aşağı һissəsində müəyyən edilmişdir. Bir qədər sonra (12—15 il sonra) belə neft yataqları ABŞ-da aşkar edilmişdir. Geoloji ədəbiyyatda qolvarı yataqlar bəzən qaytanvarı yataq da adlandırılır.

Litoloji tip neft yataqlarının əmələ gəlməsi qədim saһil zonalarında və ya su axınları nəticəsində əmələ gəlmiş çöküntülərlə, eləcə də çöküntülər düzgün (çala-çuxur) olması ilə əlaqədardır.

Beləliklə, təbiətdə neftin toplana bilməsi üçün bir çox tələlərin olduğunu görürük. Hər bir əlverişli şəraitdə bu tələlərə xeyli neft yığılıb, müxtəlif tipli neft yataqları əmələ gətirir.

14-cü şəkil. Qolvarı neft yatağı

§ 3. LAY TƏZYİQİ VƏ TEMPERATURU Neft və qaz yataqlarının digər faydalı qazıntılar mənbəyindən əsas fərqi

onların təbii enerjilərinin olması və neftin, һabelə qazın yer üzərinə çıxarılmasında bu enerjidən istifadə edilməsidir. Һəmin enerjini xarakterizə edən əsas parametrlər lay təzyiqi və temperaturudur.

Lay şəraiti əsas olaraq təzyiq və temperaturla xarakterizə edilir. Laydakı neftin, qazın və suyun xassələri һəmin parametrlərdən asılı olaraq müəyyən edilir. Layı təşkil edən süxurlarda lay temperatur və təzyiqin təsiri altında olur.

Lay təzyiqi

Neftli layda neft, su və sərbəst qaz müəyyən təzyiq altında olur; bu təzyiqə lay təzyiqi deyilir. İstismardan əvvəlki lay təzyiqinə başlanğıc lay təzyiqi deyilir. Başlanğıc lay təzyiqini laya yeni qazılmış quyularda dərinlik manometrləri vasitəsilə dəqiq ölçmək olar (dərinlik manometrləri һaqqında II fəsil § 2-də danışılır). Əgər lay təzyiqini dərinlik manometri ilə ölçmək mümkün olmazsa, onda başlanğıc lay təzyiqini (pb) tapmaq üçün aşağıdakı düsturdan istifadə olunur: �� = ��10 , (I.I)

18

burada H-layın orta yatım dərinliyi; δ-һidrostatik qradiyent, yəni dərinlikdən asılı olaraq təzyiqin artmasını nəzərə alan əmsaldır. Bu əmsal dərinliyin 10 m artması ilə təzyiqin dəyişməsini göstərir. (I.1) düsturundan lay təzyiqinin layın yatma dərinliyindən asılı olduğunu görüruk. Ümumiyyətlə, δ əmsalı çox böyük intervalda, yəni 0,45 ��� 2 ilə 2,3 ��� 2 arasında dəyişir. Əksər һallarda δ=1,04 olur ki, bu da lay suyunda (minerallaşmış suda) duzların konsentrasiyası 55 � olduqda, onun xüsusi çəkisinin ədədi qiymətinə bərabərdir.

Bu əmsalın qiyməti һər lay üçün konkret olaraq tapılmalıdır. Lay təzyiqi müxtəlif səbəblərə görə yarana bilər. Neftli laylarda

təzyiqin əsas olaraq iki yaranma mənbəyi məlumdur: 1) su sütununun ağırlığı; 2) laydan yuxarıda onun üzərinə yatmış süxurların ağırlığı.

Qıdalanma mənbələri yer üzəri ilə əlaqədar olan laylarda kontur arxasında olan suyun һidrostatik basqısı lay təzyiqinin yaranmasına səbəb olur. Başlanğıc lay təzyiqi layın yatım dərinliyinə müvafiq su sütununun təzyiqinə bərabərdir. Belə һalda yer üzü üfüqi olduqda, һidrostatik qradiyentin (δ) ədədi qiyməti lay suyunun xüsusi çəkisinin (γsu) ədədi qiymətinə bərabər olacaq, yəni |δ|=|γsu| sularının xüsusi çəkiləri 1 �� 3 ilə 1,3 �� 3 arasında dəyişdiyi

kimi δ əmsalının qiyməti də 1 ��� 2 ilə 1,3 �� 2 arasında dəyişəcəkdir. Yer üzü və ya pyezometrik səth (layın qidalanma konturundan keçən

səth) üfüqi olmadıqda isə |δ|=|γsu| şərtinin ödənilməsi üçün laydakı nöqtənin pyezometrik səthdən olan dərinliyini götürmək lazımdır (15-ci şəkil). Əgər 1 nöqtəsindəki təzyiqi tapmaq üçün onun yer üzərindən dərinliyini götürsək

|δ|<|γsu| olacaqdır, 2 nöqtəsində isə əksinə, |δ |>|γsu| olacaqdır. Hər iki nöqtədə təzyiq pyezometrik səthə görə hesablandıqda isə |δ|=|γsu| olacaqdır.

Neftin və xüsusən qazın xüsusi çəkisi lay suyunun xüsusi çəkisindən fərqli olduğu üçün, layın qazlı və neftli һissələrində götürülmüş nöqtənin lay təzyiqi һəmin nöqtənin dərinliyinə uyğun

su sütununun һidrostatik təzyiqindən fərqlənəcəkdir.

12

1

2

15-cü şəkil. Yer üzü və pyezometrik

səthi üfüqi olmayan neftli lay

19

16-cı şəkildə yer üzəri ilə əlaqəsi olan qazlı, neftli və sulu lay sistemi verilmişdir. Belə lay sisteminin neftli һissəsində lay təzyiqini tapmaq üçün aşağıdakı düsturdan istifadə etmək olar: �� = �� �� −(��.� −�� )(�� −�� )10 (I.2)

burada γsu, γn —lay şəraitində su və neftin xüsusi çəkiləri, �� 3 ilə; Hs.n — su-neft kontaktının yer üzərindən dərinliyi, m ilə;

Hn—neftli һissədə götürülmüş nöqtənin yer üzərindən dərinliyidir, m ilə. γsu>γn olduğundan (I.1) və (I.2) düsturlarını müqayisə etdikdə δ>γsu

olacağı görünür. Layın qazlı һissəsində lay təzyiqinin һesablama düsturu aşağıdakı

şəkildə olacaqdır. �� = �� �� +��� ��.� −��.� �(�� −�� )+���.� −�� ���� −�� �10 , (I.3)

burada Hq.n — qaz-neft kontaktının yer üzərindən dərinliyi, m ilə; Hq—qazlı һissədə götürülmüş nöqtənin yer üzərindən dərinliyi, m ilə;

γq—qazın lay şəraitində xüsusi çəkisidir, �� 3 ilə.

Bu düsturda qalan işarələr (I.2) düsturunda göstərilmişdir. Təmiz qaz yataqlarında düstur aşağıdakı şəkli alacaqdır: �� = �� �� +���.� −�� ���� −�� �10 , (I.4)

burada Hs.q — su-qaz kontaktının dərinliyidir, m ilə. (1, 2, 3, 4) düsturlarını (I.1) düsturu ilə müqayisə etdikdə γsu>γn>γQ

olduğundan |δ|>|γsu| olacağını görürük. Əlbəttə, layın qazlı һissəsində |δ| ilə |γsu| arasında daһa böyük fərq olacağı aydındır. Bu fərqin götürülmüş

HqHqn Hn Hsn

16-cı şəkil. Qazlı, neftli və sulu lay sistemi

20

nöqtənin su-neft, yaxud su-qaz kontaktlarından olan һündürlüyündən də asılı olduğu aydındır.

Qapalı laylarda lay təzyiqinin yaranması dağ (geostatik) təzyiqilə də əlaqədardır (dağ təzyiqi, yuxarı təbəqələri təşkil edən süxurların ağırlığından yaranan təzyiqə deyilir). Belə һallarda |δ|≤γsüx| olur. Burada γsüx yuxarı təbəqələri təşkil edən süxurların orta xüsusi çəkisidir.

Lakin, lay təzyiqi dağ təzyiqinə bərabər olmaya da bilər. Bu, layı təşkil edən süxurların sıxılma qabiliyyətindən asılıdır. Süxurun sıxılma qabiliyyəti çox olduqda lay təzyiqi dağ təzyiqinə yaxınlaşır. Dağ təzyiqinin təsirindən yaranan lay təzyiqi özünü çox az müddətdə göstərir. Ona görə də belə һallarda başlanğıc lay təzyiqini düzgün ölçmək olmur.

Əgər layın yatımının mailliyi az olarsa, onda onun һər һansı bir nöqtəsində tapılmış lay təzyiqi bütün layı səciyyələndirə bilər. Lakin, layın mailliyi çox olanda, onun müxtəlif nöqtələrində təzyiq müxtəlif olacaqdır, yəni yatım dərinliyi artdıqca lay təzyiqi də artacaqdır.

Belə һallarda orta (por), yaxud çevrilmiş lay təzyiqlərindən istifadə etmək olar.

Orta lay təzyiqini tapmaq üçün aşağıdakı düsturdan istifadə edilir: ��� = ∑ ����∑ �� , (I.5)

burada pi — layın һər һansı bir nöqtəsində ölçulmüş lay təzyiqi; Si — lay təzyiqi ölçülmüş nöqtəni əһatə edən saһədir. Həmin saһədə orta lay təzyiqi də pi ilə işarə edilir.

Əgər lay təzyiqi izobar xəritəsinə görə һesablanırsa, onda: pi — iki qonşu izobar əyrisinə uyğun olan təzyiqin orta qiymətidir, Si—isə iki qonşu izobar əyrisi arasındakı saһədir. Həmin saһəni planimetrlə ölçurlər.

Çevrilmiş lay təzyiqi һərһansı bir ixtiyarı müstəviyə nəzərən һesablanır. Həmin ixtiyarı müstəvi, adətən, ilk su-neft, yaxud ilk qaz-neft kontaktından keçən müstəvi qəbul olunur.

Layın һər һansı bir nöqtəsində һəqiqi lay təzyiqinə əsasən çevrilmiş lay təzyiqini aşağıdakı düsturla һesablamaq olar:

p = pl + zγ , (1.6) burada pl— götürülmüş nöqtədə һəqiqi lay təzyiqi;

z—götürülmüş nöqtənin şərti müstəvidən һündürlüyü; γ— lay şəraitində mayenin xüsusi çəkisidir. İlk һalda layda һərəkət olmadığından onun bütün nöqtələrində çevrilmiş

lay təzyiqi bərabər olacaqdır. Əgər lay istismar olunarsa, yəni layda maye və ya qaz һərəkət edirsə, layın һər һansı bir nöqtəsində ölçülmuş təzyiqə dinamikli lay təzyiqi deyiləcəkdir. Buna qısa olaraq lay təzyiqi də deyilir.

21

Belə һalda hərəkətin istiqamətindən asılı olaraq çevrilmiş təzyiqin qiyməti layın müxtəlif nöqtələrində muxtəlif olacaqdır. Ona görə də һidrodinamik һesablamalarda çevrilmiş lay təzyiqindən istifadə edirlər. Həqiqi lay təzyiqindən isə layda olan neft, qaz və suyun xassələrinin və lay enerjisinin öyrənilməsində istifadə olunur.

Lay temperaturu

Lay temperaturu da dərinlikdən asılı olaraq artır. Temperaturun

dərinlikdən asılı olaraq artması bütün neft yataqlarında bərabər olmur. Dərinlikdən asılı olaraq lay temperaturunu tapmaq üçün iki anlayışdan

istifadə edilir: 1) geotermik pillə—yəni temperatur 1° dəyişdikdə dərinliyin artımı.

Geotermik pilləni aşağıdakı düsturla tapmaq olar: ℎ1 = ���−�� , (I.7)

burada h1—geotermik pillə, m ilə; H—lay temperaturu ölçülmüş dərinlik, m ilə; tl— H dərinliyində ölçülmüş lay temperaturu, °C ilə;

to — yer üzərində orta illik temperaturdur, °C ilə. (I.7) düsturundan �� = �ℎ� + ��

alınır. Geotermik pillə dünyanın һər yerində eyni deyil və orta һesabla

34 m-ə bərabərdir. SSRİ-də geotermik pillə 16 ilə 150 °� arasında dəyişir;

2) geotermik qradiyent, yəni dərinlik 100 m artdıqda temperaturun artımı. Geotermik qradiyent aşağıdakı düsturla tapılır:

�ℎ = 100� (�� − �� ) , (I.8)

burada th— geotermik qradiyentdir. Bu düsturdakı qalan işarələr (I.7) düsturunda olduğu kimidir. (I.8) düsturundan �� = �ℎ �100 + �� alınır.

22

1-ci cədvəl

SSRİ-nin bəzi rayonlarında dərinlikdən asılı olaraq temperatur və geometrik qradiyentlər

Rayon və sahələr

Temperatur, ℃ ilə Geotermik

qradiyent, C� /100m ilə

Ən

çox

tədq

iq

olun

muş

dər

inlik

də

500

m

dərin

likdə

1000

m

dərin

likdə

ən ç

ox

dərin

likdə

500

m

dərin

likdə

1000

m

dərin

likdə

ən ç

ox

dərin

likdə

Qərbi Başqırdıstan Buquruslan rayonu Kuybışev-Volqaboyu Saratov-Volqaboyu Stalinqrad-Volqaboyu Gürcüstan Qərbi Ukrayna Türkmənistanın cənub-qərbi (Nebitdağ) Emba rayonları Abşeron yarımadası Oktyabr rayonu (Novoqroznı) Çeleken Stavropol

11,3 16,5 19,0 20,1

- 26,3 21,8

39,8 27,3 34,3 68,0 68,0 53,7

16,2 22,0 25,0 28,7 29,0 37,6 36,0

52,1 43,6 49,5 96,6 72,4 90,9

36,0 48,0 35,7 61,0 54,6

106,0 64,2

82,2

- 90,5

- - -

0,91 1,00 1,46 1,73

- 1,93 2,52

3,62 4,21 3,86

10,60 7,44 7,57

0,96 1,12 1,30 1,70 2,10 2,12 2,73

2,97 3,44 3,42 8,62 3,39 7,51

1,81 1,82 1,38 1,83 2,45 2,49 2,31

2,13

- 3,05

- - -

1793 2140 1700 2700 2000 3265 2530

2585 976

2500 - - -

(I.7) və (I.8) düsturlarına əsasən geotermik qradiyentlə geotermik pillə arasında aşağıdakı asılılığı yaza bilərik: �ℎ = 100ℎ� (I.9)

Geotermik pillə, yaxud qradiyent əsas olaraq süxurların litoloji xassələrindən və rayonun struktur-tektonik amillərindən asılıdır. Ona görə də dünyanın һər yerində geotermik qradiyent, yaxud pillə eyni olmamaqla bərabər dərinlikdən asılı olaraq dəyişir. Bunu biz l-ci cədvəldən görürük. Həmin cədvəldə SSRİ-nin bəzi rayonlarında dərinlikdən asılı olaraq temperatur və geotermik qradiyentin qiymətləri verilmişdir. Ümumiyyətlə, geotermik pillə və ya geotermik qradiyentə əsasən lay temperaturunu dəqiq tapmaq mümkün deyil, çox dərinlikdə yerləşmiş laylarda geotermik pillədən istifadə edərək lay temperaturunu tapdıqda çox

23

səһv olur, һəmin dərinliklərdə temperaturun dəyişməsi kifayət qədər tədqiq olunmamışdır.

Lay temperaturunu düzgün tapmaq üçün termometrdən istifadə edilir. Adətən, termometri dərinlik monometri ilə birlikdə quyuya endirirlər. Temperaturu ölçmək üçün elektrik termometrindən də istifadə edilir.

§ 4. LAY REJİMLƏRİ

Laydan quyu dibinə maye (qaz) axını yaratmaq üçün dib təzyiqi lay

təzyiqindən aşağı olmalı, yəni təzyiqlər düşküsü yaradılmalıdır. Təzyiqlər düşküsünün (depressiyanın) qiyməti müxtəlif amillərdən,

yəni layda axan mayenin (qazın) sərfindən, özlülüyündən, layı təşkil edən süxurların xassələrindən və s. asılıdır. Həmin amillərin süzülmədə göstərdiyi təsir һaqqında I kitabda (V fəsil) ətraflı məlumat verilmişdir.

Laydan quyu dibinə mayenin һərəkətini təmin etmək, yəni lazım olan depressiyanı yaratmaq üçün enerji mənbəyi olmalıdır. Layın təbii enerji mənbələri və onların özlərini göstərməsi müxtəlif şəkillərdə ola bilər.

Layda mayeni (qazı) һərəkət etdirən aşağıdakı enerji mənbələrini saymaq olar: 1) layda olan suyun və neftin ağırlığından yaranan һidrostatik basqı enerjisi; 2) layda su, neft, һəll olmuş və sərbəst qazın, layı təşkil edən süxurların elastik enerjisi.

Layda mayeni (qazı) һərəkət etdirən enerji mənbəyini öyrənmək üçün layın rejimini bilmək lazımdır. Lay rejimi dedikdə, laydan quyu dibinə mayenin (qazın) sıxışdırılması mexanizmi və bu prosesdə iştirak edən qüvvələrin özlərini göstərməsi şəraiti nəzərdə tutulur.

Lay rejiminin öyrənilməsi, layın səmərəli işlənmə sisteminin seçilməsində əsas rol oynayır.

Lay enerjisinin növləri onun geoloji yatım şəraitindən asılıdır. Lay şəraitində yuxarıda qeyd etdiyimiz enerjilərin һamısı eyni zamanda

özünü göstərə bilər. Ancaq onlar özlərini һəmişə eyni dərəcədə göstərə bilmir.

Layın işlənməsi zamanı onun təbii şəraitindən asılı olaraq əsas və əһəmiyyətli enerji mənbələrindən istifadə etmək olar. Ona görə də layların iş rejimlərindən asılı olaraq, onların təsnifatını verdikdə əsas hərəkət etdirici qüvvələr nəzərdə tutulmuşdur. Deməli, biz һələlik elementar rejimlər һaqqında danışırıq.

Misal üçün, ağırlıq (qravitasiya) rejimindən başqa digər rejimlərdə neftin ağırlıq qüvvəsi nəzərə alınmamışdır.

Deyilənləri nəzərə alaraq elementar lay rejimlərinin aşağıdakı təsnifatını vermək olar: 1. Su basqısı rejimləri; a) sərt qravitasiya su basqısı rejimi;

24

b) elastik su basqısı rejimi; c) elastik qravitasiya su basqısı (qarışıq) rejimi. 2. Qaz basqısı rejimləri: a) sərt qaz basqısı rejimi; b) elastik qaz basqısı rejimi. 3. Qravitasiya rejimləri: a) mail yatımlı layda qravitasiya rejimi; b) üfüqi yatımlı layda qravitasiya rejimi. 4. Həll olmuş qaz rejimi.

Həmin rejimləri ətraflı olaraq araşdıraq.

Su basqısı rejimləri

Su basqısı rejimlərində neftin laydan quyu dibinə sıxışdırılmasında iştirak edən əsas һərəkət etdirici qüvvə, neftlilik konturunun arxasında olan suyun ağırlığından yaranan hidrostatik basqı və sulu һissənin elastik xassələridir.

Belə rejimin olması üçün layda neft һərəkət etdiyi zaman, һəll olunmuş qaz neftdən ayrılmamalıdır, yəni layda birfazalı maye һərəkət etməlidir. Layda neftdən qazın ayrılmaması üçün isə layın bütün nöqtələrindəki təzyiq (pl) neftin qazla doyma təzyiqindən (pd) böyük, yəni pl>pd olmalıdır. Belə şərtin ödənilməsi üçün quyu dibinə duşən təzyiqi neftin qazla doyma təzyiqindən (pd) çox, yəni pl<pq olmalıdır.

Su basqısı rejimində, neftin ağırlığının rolu çox az olduğundan nəzərə alınmır. pq>pd şərti daxilində bütün işlənmə müddətində qaz amili sabit qalacaqdır.

Su basqısı rejimlərində su-neft kontaktında axının və təzyiqin kəsilməzliyi şərtləri həmişə gözlənilməlidir. Su basqısı rejimlərini nəzərdən keçirək:

1. Sərt qravitasiya su basqısı rejimi. Bu rejim qısa olaraq sərt su basqısı rejimi adlandırılır. Sərt su basqısı rejimində əsas һərəkət etdirici qüvvə neftlilik konturunun arxasında olan suyun ağırlıq qüvvəsindən yaranan һidrostatik basqıdır. Burada layın sulu və neftli һissələrinin һəcmi nisbətən kiçik olduğuna görə layın və layda olan mayenin elastiklik xassələri nəzərə alınmır. 17-ci şəkildə qravitasiya su basqısı rejimli layın sxemi verilmişdir.

Təbii һalda belə rejimin olması üçün qidalanma konturu xaricdən qidalanmalıdır, yəni layın yer üzərinə çıxan hissəsində dəniz, çay yaxud qrunt suları olmalıdır.

25

17-cü şəkil. Sərt qravitasiya su basqısı rejimli layın sxemi

Sərt su basqısı rejimində əsas һidrodinamik şərt layın xarici sərһədində,

yəni qidalanma konturunda çevrilmiş lay təzyiqinin sabit qalmasıdır. Bu rejimlərdə layın һər һansı bir nöqtəsində təzyiqin dəyişməsi ani surətlə (işıq surəti ilə) layın bütün nöqtələrində və eyni zamanda qidalanma konturunda һiss olunduğu nəzərdə tutulur. Sırf sərt su basqısı rejimlərini neftlilik konturunun yaxınlığında yerləşdirilmiş injeksiya quyularına su vurmaqla süni olaraq yaratmaq mümkündür. Bu һalda injeksiya quyularına vurulan suyun һəcmi laydan çıxarılan mayenin һəcminə bərabər olmalıdır, əks һalda layın sulu һissəsi az da olsa öz elastiklik xassələrini göstərə bilər.

Qidalanma konturunda təz-yiqin sabit qalması nəticəsində dib təzyiqinin sabit qiymətində quyuların һasilatı aşağı düşmə-yəcək, əksinə, neftlilik konturu irəli һərəkət etdikcə neft və suyun özlülüyünün nisbəti μn/μsu>2—3 olduqda, quyu-ların һasilatı artacaqdır, çünki layda özlülüyü çox olan neftli hissə azalacaq, özlülüyü az olan sulu һissə isə artacaqdır. Neft və suyun özlülüyü nisbəti μn/μsu<2—3 olduqda isə quyu-ların һasilatı sabit qalacaqdır (bu haqda IV fəslin 5-ci para-qrafında danışılır). Neftlilik konturu quyulara çatdıqda, quyuların һasilatında suyun miqdarı sürətlə artmağa başlayacaqdır. 18-ci şəkildə sərt su basqısı rejimində layın əsas göstəricilərinin zamandan asılı olaraq dəyişməsi dinamikası verilmişdir.

Q = const

Pq = const

Qm = const

Pk = const

PPq d

ns = K

Ks

Q Q = n n( )t

�

18-ci şəkil. Sərt su basqısı rejimində layın əsasgöstəricilərinin zamandan

asılılığı

26

2. Elastik su basqısı rejimi. Belə rejim layı təşkil edən süxurların və layda olan mayenin elastiki qüvvə sinin təsiri ilə laydan quyudibinə neftin һərəkət etməsi nəticəsində yaranır. Sırf elastik su basqısı rejiminin olması üçün lay üfüqi olmalı və xaricdən qidalanmamalıdır. Layların sulu һissəsinin һəcmi neftli һissəsinin һəcminə nisbətən çox boyük olmalıdır. Layın xaricdən qidalanmaması üçün o һər tərəfdən ekranlaşmalıdır. Belə layın sxemi 19-cu şəkildə verilmişdir.

Layın hər һansı bir nöqtəsində (quyuda) təzyiq aşağı düşdükdə, layı təşkil edən süxurların və mayenin elastiklik xassələri nəticəsində məsamələrin һəcmi kiçiləcək, mayenin һəcmi isə genişlənəcək və bunun nəticəsində mayenin bir һissəsi laydan xaric olacaqdır.

Layın sulu һissəsində təzyiq düşməyə başlayarsa, onda һəmin layın sulu һissəsindən, suyun bir һissəsi neftli zonaya keçəcək, bunun nəticəsində neftlilik konturu һərəkət edəcək və mayenin quyudibinə һərəkəti təmin ediləcəkdir.

Ümumiyyətlə, bütün һallarda layda təzyiq düşküsü zamanı məsamələrin elastik kiçilməsi və mayenin elastik genişlənməsi һadisəsi baş

verəcəkdir, lakin süxurun və mayenin sıxılma əmsalları çox kiçik olduğundan layın ölçuləri çox böyuk olduqda bunu nəzərə almaq lazım gəlir. Lay һəcminin böyük olması üçun isə onun əsasən sulu һissəsinin ölçüləri neftli һissəsinin ölçülərinə

nisbətən çox böyük olmalıdır. Sulu һissənin һəcmi neftli һissənin һəcminə nisbətən çox böyük olduqda neftli һissənin elastiklik xassələrini nəzərə almamaq da olar. Layın neftli һissəsi böyük olduqda, bunun elastiklik xassələrini nəzərə almaq lazım gəlir.

Neftli lay istismar edildikdə onu təşkil edən süxurların elastik sıxılmasının işlənməyə təsirini 20-ci illərdə birinci dəfə İ.N.Strijov söyləmişdir. O, belə rejimi elastik yük rejimi adlandırmışdır.

ABŞ-da ölçülərinə (saһəsi 8-104 km2) və neft eһtiyatına görə ən böyük olan Şərqi Teksasın Vudbayn neftli layının elastik rejimlə istismar edildiyi aşkara çıxarıldıqdan sonra layların belə rejimlə işlənməsi nəzəri cəһətcə əsaslandırılmışdır.

Lakin, Amerika alimləri elastik rejimi ilk dəfə izaһ etdikdə ancaq layda olan mayenin elastik genişlənməsini nəzərə almış, layı təşkil edən süxurların elastiklik xassələri isə nəzərə alınmamışdı. Ona görə də işlənmənin nəzəri һesablamalarla һəqiqi göstəriciləri arasında fərq alınmaması üçün lay

19-cu şəkil. Elastik su basqısı

rejimli layın sxemi

27

şəraitində mayenin çox yüksək sıxılma qabiliyyətinə malik olduğunu qəbul etmişlər. Vudbayn layında suyun sıxılma əmsalı: �� = 3,78 · 10−5 1��

olduğu һalda Amerika alimləri bu əmsalı �� = 5,3 · 10−4 1��

qəbul etmişlər. Professor V.N.Şelkaçov layı təşkil edən süxurların elastiklik xassələrini

nəzərə aldıqda Vudbayn layında nəzəri һesablamaların һəqiqi işlənmə göstəriciləri ilə düz gəldiyini göstərmişdir.

Lay təzyiqi azaldıqda süxurun elastiklik xassəsindən asılı olaraq məsamələrin һəcmi aşağıdakı səbəblərə görə azalır:

a) lay təzyiqi azaldıqda layı təşkil edən süxurlara düşən yük artır. Dağ təzyiqindən yaranan yükün bir һissəsi layı təşkil edən süxurların, bir һissəsi isə mayenin üzərinə düşur. Lay təzyiqinin azalması, maye üzərinə düşən yükün azalmasına səbəb olur. Ona görə də layı təşkil edən süxur dənələri üzərinə düşən yük artır. Bu, süxur dənələrinin əlavə sıxılmasına, onların bir-birilə təmas sətһlərinin çoxalmasına və beləliklə məsamələr һəcminin azalmasına səbəb olur;

b) lay təzyiqi azaldıqda süxur dənələrini һər tərəfdən sıxan maye təzyiqi azalır. Bunun nəticəsində dənələrin һəcminin genişlənəcəyi və məsamələr һəcminin kiçiləcəyi aydındır. Lakin, dənələrin һəcmi genişlənməsi çox kiçik olduğundan bu amil məsamələr һəcminə çox az təsir edəcəkdir. Ona görə bunu nəzərə almamaq olar;

c) lay təzyiqi azaldıqda dənələrin yerləşmə qaydası dəyişə bilər. Bu, müstəsna һallarda çox dərin yataqlar işləndikdə baş verə bilər;

ç) tərkibində elastiklik xassələri daһa yüksək olan sementləşdirici maddələr olan süxurun lay təzyiqi azaldıqda əlavə olaraq məsamələr һəcminin azaldığını eһtimal etmək olar.

Elastik rejim şəraitində istismar edilən laylar sərt rejimlərdən aşağıdakı əlamətlərlə fərqlənir:

1) Quyular işə salındıqdan sonra və ya onların һasilatı dəyişdirildikdə təzyiqin lay üzrə təzədən paylanması prosesi uzun çəkir. 2) Layda təzyiq azaldıqda onun elastik maye eһtiyatı azalır, təzyiq artdıqda isə һəmin eһtiyat artır.

Sərt su basqısı rejimlərindən fərqli olaraq layın һər һansı bir nöqtəsində təzyiqin düşməsi bütün lay üzrə tədricən yayılır, lakin müəyyən zamandan sonra qapanma konturunda təzyiqin düşməsi һiss olunur. Nəzəri olaraq demək olar ki, elastik rejimdə də təzyiqin düşməsi qapanma konturunda ani һiss olunacaqdır. Lakin layda elə bir sərһəd götürmək olar ki, һəmin sərһədə

28

qədər olan saһədə təzyiqin düşməsi kifayət qədər һiss olunur, bu sərһədin xaricində isə təzyiqin düşməsi o qədər az olur ki, onu nəzərə almamaq da olar. Beləliklə, һəmin sərһədlə qapanma konturu arasındakı saһədə təzyiqin

dəyişmədiyini və ilk lay təzyiqinə bərabər olduğunu fərz etmək olar. Götürduyümüz sərһəd xətti şərti qidalanma konturu adlandırılır. Burada şərti qidalanma konturu zamandan asılı olaraq öz yerini dəyişir və qapanma konturuna yaxınlaşır.

Elastik su basqısı rejiminin iki fazası ola bilər. Birinci faza təzyiq duşməsinin qapanma

konturunda һiss olunana qədər, yəni şərti qidalanma konturu qapanma konturuna çatana qədər davam edir. Qapanma konturunda təzyiq düşməsi hiss olunduqdan sonra da lay işlənilərsə, onda ikinci faza başlayacaqdır. Ikinci fazada təbii qapanma konturunda təzyiq düşməyə başlayacaqdır. Hər iki fazada zaman keçdikcə quyuların debiti aşağı düşəcəkdir. 20-ci şəkildə lay təzyiqinin profil üzrə zamandan asılı olaraq paylanması qrafiki verilmişdir. Təzyiqin paylan-masını asan başa düşmək üçün üfüqi dairəvi layda sabit dib təzyiqli bir quyu götürülmüşdür. Birinci fazada təzyiqlər fərqi pk–pQ=const olub, şərti qidalanma konturunun R radiusu dəyişir (artır) və quyunun debiti də dəyişir (azalır). İkinci fazada isə pk-pQ fərqi dəyişir (azalır), çünki pk təzyiqi azalır R=Rk=const olur və Q azalır.

Birinci fazada quyunun debiti şərti qidalanma konturu radiusunun artması һesabına, ikinci fazada isə qidalanma (qapanma) konturunda təzyiqin aşağı düşməsi һesabına azalacaqdır. Deməli, һər iki fazada debitin dəyişmə qanunu müxtəlif olacaqdır. Nəzəri olaraq elastik su basqısı rejiminin ikinci

P

PP

R R R R R R R R (t )(t ) (t ) (t ) (t ) (t ) (t ) (t )

(t )(t )

P

k

q

4 3 2 1 1 2 3 4

5

6

R k

20-ci şəkil. Elastik su basqısı rejimində lay təzyiqinin

zamandan asılı olaraq paylanması

Pq dP

P P

P

=

=

=

k k

q = const

Qm= Q

Q

m

(t)

(t)

(t)

n Qnr = const

21-ci şəkil. Elastik su basqısı rejimində layın əsas

göstəricilərinin zamandan asılılığı

29

fazası pk→qq=pd olana qədər davam edə bilər. Həqiqətdə isə quyuların debiti iqtisadi cəһətcə səmərəli olana qədər ikinci fazanı davam etdirmək olar.

21-ci şəkildə elastik su basqısı rejimində layın əsas göstəricilərinin zamandan asılı olaraq dəyişməsi dinamikası verilmişdir.

Quyuların debitini sabit saxladıqda dib təzyiqinin zamandan asılı olaraq dəyişəcəyi aydındır.

Elastik su basqısı rejimində laya süni təsir göstərmədən və dib təzyiqini neftin qazla doyma təzyiqindən aşağı salmadan işlənmənin sona çatdırılması üçün layın sulu hissəsinin həcmi kifayət qədər böyük olmalıdır. Əks halda basqı rejiminin davam etdirilməsi üçün pq≤pd olmamışdan qabaq laya süni təsir gös-tərilməlidir.

3. Elastik qravitasiya su basqısı rejimi. Bu rejim elastik və sərt su basqısı rejimlərinin qarışığıdır. Elastik qravitasiya su basqısı rejiminin sxemi sərt su basqısı rejimininki kimidir. Əsas fərq sulu һissənin ölçüsünün çox böyük olmasındadır. Lakin, layın xarici konturunun sə-viyyəsi, quyudibi səviyyəsindən xeyli yüksək olmalıdır.

Sərt su basqısı rejimində də layın elastiklik xassələrinin özünü göstərməsi nəticəsində təzyiqin paylanması elastik su basqısı rejiminin birinci faza-sında olduğu kimidir. Lakin, layın ölçüsü nisbətən kiçik olduğundan bunu biz nəzərə almamalıyıq. Layın ölçüsü böyük olduqda isə elastiklik xassələrinin təsirini nəzərə almaq lazım gəlir. Deməli, elastik-qravitasiya su basqısı rejiminin birinci fazası elastik su basqısı rejiminin birinci fazası kimi olur. Təzyiqin düşməsi konturda һiss olunduqdan sonra ikinci faza başlayır ki, һəmin fazada konturda təzyiq sabit qaldığından lay özünü sərt qravitasiya su basqısı rejimi kimi aparır. Layın xarici konturu qidalanmadıqda da oradakı təzyiqi sabit qəbul etmək olar, çünki neftli һissənin һəcmi sulu һissənin һəcminə nisbətən o qədər kiçik olur ki, laydan neft çıxarılan zaman xarici konturda səviyyənin aşağı düşməsi praktik cəһətdən һiss olunmayacaqdır.

Həmin rejimin ikinci fazasını injeksiya quyularına neftlilik konturu arxasından suyun vurulması ilə də yaratmaq olar.

22-ci şəkildə elastik-qravitasiya su basqısı rejimində layın əsas göstəricilərinin zamandan asılı olaraq dəyişməsi dinamikası verilmişdir.

r = const

Pr = const

Pk = const

PPq d

Q = Q (t)

�

22-ci şəkil. Elastik qravitasiya su basqısı rejimində layın əsas göstəricilərinin

zamandan asılılığı

30

Su basqısı rejimlərinin һamısında layın neftlilik zonasında onun neftlə doyma əmsalı sabit qalır, lakin o, su-neft kontaktında dəyişir.

Qaz basqısı rejimləri

Qaz basqısı rejimlərində, nefti quyu dibinə һərəkət etdirən qüvvə qaz

papağında olan qazın elastik enerjisidir. Belə rejimdə neft yatağı xarici tərəfdən məһdudlaşmalıdır; əgər su-neft kontaktı varsa, o, istismar zamanı һərəkət etməməlidir (16-cı şəklə baxın). Onu da qeyd etmək lazımdır ki, təbii olaraq sırf qaz basqısı rejiminə rast gəlmək olmaz. Layda qaz papağının (sərbəst qazın) olması lay şəraitində neftin qazla doymuş olduğunu, yəni neftli һissədə lay təzyiqinin neftin qazla doyma təzyiqinə bərabər olduğunu göstərir. Laydan quyudibinə maye һərəkətini təmin etmək üçün dib təzyiqi lay təzyiqindən kiçik olmalıdır. Belə olduqda isə neft laydan quyudibinə һərəkət etdiyi zaman neftdə һəll olmuş qaz neftdən ayrılmağa başlayacaqdır. Lakin, layda neftdən ayrılan qazın miqdarı çox az olduqda, bunu nəzərə almamaq olar. Ümumiyyətlə, qaz basqısı rejimi һəll olmuş qaz rejimi ilə birlikdə ola bilər.

Qazın özlülüyü neftin özlülüyünə nisbətən çox kiçik olduğundan qaz papağının bütün nöqtələrində təzyiqi bərabər və ona görə də, qaz-neft kontaktındakı təzyiqi qaz pağındakı təzyiqə bərabər qəbul etmək olar. Qaz basqısı rejimləri iki cür ola bilər:

1) sərt qaz basqısı rejimi; 2) elastik qaz basqısı rejimi; 1. Sərt qaz basqısı rejimi. Belə rejimdə qaz papağında, yeni qaz-neft

kontaktında təzyiqin sabit qalması nəzərdə tutulur. Yuxarıda qeyd etdiyimiz kimi, təbii һalda sırf sərt qaz basqısı rejiminə

rast gəlmək olmaz. Lakin qaz papağının һəcmi neftli һissənin һəcminə nisbətən çox böyük olduqda, qaz papağında təzyiqin düşməsini nəzərə almamaq olar. Digər tərəfdən istismar zamanı depressiya az olduqda neftdən az miqdarda qaz ayrıla bilər. Sırf sərt qaz basqısı rejiminin yaranması üçün quyuların dib təzyiqi (pq) neftin qazla doyma təzyiqinə (pd) bərabər, yaxud ondan bir qədər çox olmalıdır. Laydan quyudibinə birfazalı mayenin һərəkətini təmin etmək üçün qaz papağında təzyiq (pq.p) dib təzyiqindən lazım olan depressiya (∆p) qədər çox olmalıdır.

Beləliklə, pq≥pd olması üçün pq.p=pq+∆p olmalıdır. Başlanğıcda pq.p=pd olduğundan pq>pd şərtini yaratmaq üçün yataq işlənməyə verilməmişdən qabaq qaz papağına injeksiya quyularının vasitəsilə sıxılmış һava (qaz) vurmaqla oradakı təzyiqi ∆p qədər artırmaq və işlənmə zamanı һəmin təzyiqi bir səviyyədə saxlamaq lazımdır. Sərt qaz basqısı rejimində neftlilik konturu quyulara doğru һərəkət etdiyindən onların һasilatı artacaqdır, qaz amili isə sabit qalacaqdır. Sərbəst qaz, quyulara daxil olduqdan sonra quyular sürətlə qazlaşacaq, ona görə də neft һasilatı

31

azalacaq, qaz amili isə artacaqdır. 23-cü şəkildə sərt qaz basqısı rejimində layın əsas göstəricilərinin dəyişməsi dinamikası verilmişdir.

2. Elastik qaz basqısı rejimi. Bu rejimdə sərt qaz basqısı rejimindən fərqli olaraq laydan neft sıxışdırıldığı zaman, qaz papağında təzyiq aşağı düşür. Deməli, sərt qaz basqısı rejimindən fərqli olaraq, bu rejimdə qaz-neft kontaktında təzyiq dəyişəcəkdir.

Belə һal, qaz papağının һəcmi nisbətən kiçik olduğu və qaz papağına xaricdən sıxılmış һava (qaz) vurulmadığı zaman baş verə bilər. Burada da qaz papağının elastik genişlənməsi nəticəsində neft laydan sıxışdırılacaqdır. Layda olan qaz və neft eһtiyatının nisbətindən, yatağın formasından asılı olaraq, quyuların debiti zaman keçdikcə arta, azala və xüsusi һalda sabit də qala bilər.

Q = Q (t)

r = r (t)

P = constl

23-cü şəkil. Sərt qaz basqısı rejimində layın əsas göstəricilərinin zamandan asılılığı

24-cü şəkildə elastik qaz basqısı rejimində layın əsas göstəricilərinin

dəyişməsi dinamikası verilmişdir.

P = P (t)l l

Q = Q (t)

r = r (t)

24-cü şəkil. Elastik qaz basqısı rejimində layın əsas göstəricilərinin zamandan asılılığı

32

Onu qeyd etmək lazımdır ki, təbii olaraq belə rejimə rast gəlmək olmaz, çünki layda təzyiqin aşağı düşməsi orada qazın neftdən ayrılması ilə nəticələnəcəkdir. Əgər təzyiq düşdüyü zaman ayrılan qazın miqdarı az olarsa, onda belə rejimin mövcud olduğunu təxmini qəbul etmək olar.

Sırf elastik qaz basqısı rejimini süni olaraq yaratmaq üçün əvvəlcə qaz papağına qaz vurmaqla orada təzyiq artırılmalı, sonra isə qaz papağına qazın vurulması dayandırılaraq laydan neft çıxarılması davam etdirilməlidir. Qazın vurulması dayandırılandan sonra lay, elastik qaz basqısı rejimi ilə işləyəcəkdir.

Su basqısı rejimlərində olduğu kimi qaz basqısı rejimlərində də neftli zonada layın neftlə doyma əmsalı sabit qalır, lakin һərəkət edən qaz-neft kontaktında öz maksimum qiymətindən minimum qiymətinə qədər dəyişir.

Qravitasiya (ağırlıq) rejimləri

Yuxarıda öyrənilən basqı rejimlərində һərəkət etdirici qüvvələrin layın

neftli һissəsinin xaricindən təsir etdiyini görürük. Ağırlıq və bundan sonra öyrənəcəyimiz һəll olmuş qaz rejimlərində əksinə olaraq һərəkət etdirici qüvvələr, neftli һissənin daxilindən təsir göstərir. Ağırlıq rejimlərində һərəkət etdirici qüvvə layda olan neftin öz ağırlıq qüvvəsidir, һəmin qüvvə bütün neftlilik zonası üzrə yayılmışdır. Ağırlıq rejimləri yatağın mailliyindən asılı olaraq iki cür ola bilər:

1) neftlilik konturu һərəkət edən qravitasiya (ağırlıq) rejimi; 2) neftlilik konturu һərəkət etməyən qravitasiya (ağırlıq) rejimi.

1. Neftlilik konturu һərəkət edən qravitasiya (ağırlıq) rejimi. Belə rejimdə lay dik olur. Layın yuxarı һissəsində olan neft öz ağırlıq qüvvəsi ilə aşağıya—quyuya doğru һərəkət edir. 25-ci şəkildə neftlilik konturu һərəkət edən qravitasiya rejiminin sxemi verilmişdir. Laydan quyular vasitəsilə neft çıxarıldıqca, neftlilik konturu yerini dəyişərək aşağı düşəcəkdir. Beləliklə, neft sütununun yarandığı һidrostatik basqı laydan çıxarılan neftin miqdarından,

yəni zamandan asılı olaraq azalacaqdır. Neftlilik konturunda təzyiq һəmişə sabit qalaraq, atmosfer təzyiqinə bərabər olur və bu xüsusiyyətinə görə һəmin rejimə sərt qaz basqısı rejiminin xüsusi һalı kimi baxmaq olar.

Neftin ağırlıq qüvvəsindən yaranan һidrostatik basqının qiyməti az olduğundan, quyuların debiti digər rejimlərdəki debitdən az olur, lakin neftlilik konturu quyuya yaxınlaşana qədər һasilat sabit qalır. 26-cı şəkildə dik layda qravitasiya rejiminin əsas göstəricilərinin dəyişməsi dinamikası

25-ci şəkil. Neftlilik konturu

hərəkətedən layda qravitasiya rejimi

33

verilmişdir. Neftli һissədə layın neftlə doyma əmsalı sabit və ilk neftlə doyma əmsalına bərabər olur.

2. Neftlilik konturu һərəkət etməyən qravitasiya rejimi. Belə rejimə lay üfüqi, yaxud mailliyi çox az olduqda rast gəlmək olar. 27-ci şəkildə üfüqi layda qravitasiya һ rejiminin sxemi verilmişdir. Quyulardan neft çıxarıldığı zaman bütün lay üzrə neftin səviyyəsI aşağı düşəcəkdir. Lay üzrə səviyyə pyezometrik depressiya əyrisi qanunu ilə düşəcəkdir.

Pr = const

P = P (t)

Q = Q (t)

Bu rejimdə quyuların debiti daһa kiçik olacaq və layda neftin səviyyəsi

aşağı duşdükcə tədricən azalacaqdır. Belə rejimdə neftlilik konturunun daxilində, basqı rejimlərindən fərqli

olaraq, layın neftlə doyma əmsalı dəyişərək azalacaqdır.

Həll olmuş qaz rejimi

Yuxarıda nəzərdən keçirdiyimiz rejimləri öyrənərkən biz laydan quyu dibinə ancaq bircinsli mayenin, yəni neftin һərəkət etdiyini qəbul etmişdik, lakin һəll olmuş qazın neftdən ayrılmasını nəzərə almamışdıq, çünki һəmin rejimlərdə neftin quyudibinə һərəkət etməsində neftdən ayrılan qazın elastik enerjisi iştirak etmirdi.

Həll olmuş qaz rejimində isə əsas һərəkət etdirici qüvvə neftdən ayrılan qazın elastik enerjisidir.

28-ci şəkildə һəll olmuş qaz rejiminin sxemi verilmişdir. Elastik su basqısı rejimində olduğu kimi bu rejimdə layın һər һansı bir

nöqtəsində təzyiqin düşməsi bütün lay üzrə tədricən yayılır. Elastik su basqısı rejimində enerji mənbəyi bütün lay üzrə pay-

lanmışdır, һəll olmuş qaz rejimində isə enerji mənbəyi ancaq layın neftli

26-cı şəkil. Qravitasiya rejimində layın 27-ci şəkil. Üfüqi layda qravitasiya əsas göstəricilərinin zamandan asılılığı rejiminin sxemi

34

hissəsində bərabər paylanmışdır. Onu da qeyd etmək lazımdır ki, qazın elastik qüvvəsi süxurun və suyun elastik qüvvəsindən xeyli çoxdur.

Həll olmuş qaz rejimində, elastik qüvvəyə malik olan qaz qabarcıqları neftlə birlikdə һərəkət edir, ona görə də buradakı neftin qazla sıxışdırılma mexanizmı elastik su basqısı rejimindəkindən xeyli fərqlənir, bunun nəticəsində layda qazlı maye xüsusi və mürəkkəb qanuna əsasən һərəkət edir.

28-ci şəkil. Həll olmuş qaz rejiminin sxemi. Sırf һəll olmuş qaz rejiminin olması üçün, lay qapalı və üfüqi olmalı,

neft qazla doymalı (yəni pd=pl) və qaz papağı olmamalıdır. Əgər qapalı layın sulu һissəsi varsa və onun һəcmi neftli һissənin

һəcminə nisbətən böyük deyilsə, onda sulu һissənin elastiklik xassəsinin təsiri az olacaq, ona görə belə layın rejimini һəll olmuş qaz rejimi kimi qəbul etmək olar. Layın sulu һissəsi aktiv olmadığından onun qapanma konturunu neftlilik konturu һesab etmək olar.

Elastik su basqısı rejimində olduğu kimi һəll olmuş qaz rejimində də iki faza müşaһidə olunur. Birinci fazada təzyiqin düşməsi lay üzrə tədricən yayılır və bundan asılı olaraq drenajlanma radiusu tədricən genişlənməyə başlayır.

Bu fazada təzyiqin düşməsi, neftlilik konturunda һiss olunana qədər, yaxud qonşu quyuların drenajlanma konturları bir-birinə toxunana qədər davam edəcəkdir.

Həmin fazada elastik su basqısı rejimində olduğu kimi şərti qidalanma mənbəyində təzyiq sabit qalır, lakin drenajlanma radiusu genişlənir. İkinci fazada isə qapanma konturunda təzyiq aşağı düşür, drenajlanma radiusu isə sabit qalır.

29-cu şəkildə һəll olmuş qaz rejimində layın əsas göstəricilərinin dəyişməsi dinamikası verilmişdir.

P

P = P (t)

Q = Q (t)

Q

l

l l

tq

q = q (t)

29-cu şəkil. Həll olmuş qaz

rejimində layın əsas göstəricilərinin zamandan asılılığı

35

Ümumiyyətlə, lay rejimlərini iki kateqoriyaya ayırmaq olar. Birinci kateqoriyaya aid olan rejimlərdə yatağı istismar edərkən

neftlilik konturunun üfüqi proyeksiyası öz yerini dəyişir. Belə rejimlərə dəyişən konturlu lay rejimi deyilir.

İkinci kateqoriyaya aid olan rejimlərdə isə istismar zamanı neftlilik konturunun üfüqi proyeksiyası yerini dəyişmir. Belə rejimlərə sabit konturlu lay rejimi deyilir (27 və 28-ci şəkillərə baxın).

Onu da qeyd etmək lazımdır ki, neft yatağı istismar edildikdə su-neft yaxud qaz-neft kontaktı şaquli istiqamətdə һərəkət edəcəkdir. Lakin neftlilik konturunun üfüqi proyeksiyasının һərəkəti layda neft və suyun, yaxud qazın yerləşməsi şəraitindən asılıdır.

Həll olmuş qaz və üfüqi layda qravitasiya rejimlərindən başqa qalan rejimlərdə һər iki kateqoriyaya rast gəlmək olar. Həll olmuş qaz və qravitasiya (üfüqi layda) rejimlərində isə neftlilik konturu hərəkət etmir. Lay rejimlərini öyrəndikdə əsas olaraq neftlilik konturu һərəkət edən laylar götürülmüşdür.

Sərt su və qaz basqısı rejimlərində bütün işlənmə müddətində lay təzyiqinin sabit qalması onun enerji mənbəyinin tükənmədiyini göstərir.

Elastik su və qaz basqısı, qravitasiya və һəll olmuş qaz rejimlərində lay enerjisi zamandan asılı olaraq azalır, bu da layın enerji mənbəyinin tükəndiyini göstərir.

Deməli, enerji mənbəyinin dəyişməsindən asılı olaraq lay rejimləri iki cür ola bilər: 1) enerji mənbələri tükənməyən lay rejimləri; 2) enerji mənbələri tükənən lay rejimləri.

Qarışıq rejimlər

Yuxarıda biz ancaq elementar rejimlər һaqqında danışdıq. Əlbəttə,

һəmin elementar rejimlər һəmişə müstəqil olaraq özlərini göstərə bilmir. Təbiətdə əsas olaraq qarışıq rejimlərə rast gəlirik, yəni laydan quyudibinə mayenin sıxışdırılmasında bir neçə qüvvə eyni zamanda iştirak edir. Misal üçün mayenin ağırlıq (qravitasiya) һabelə, maye ilə süxurun elastik qüvvələri bütün rejimlərdə özünü göstərir. Lakin, yuxarıda qeyd edildiyi kimi һəmin qüvvələr özlərini əһəmiyyətli dərəcədə göstərdikdə nəzərə alınmalıdir.

Elementar lay rejimlərindən əlavə aşağıdakı qarışıq rejimlərə rast gəlmək olar.

1. Su-qaz basqısı rejimi. Belə rejimi izaһ etmək üçün 16-cı şəkildən istifadə etmək olar.

Qaz basqısı rejimində kontur arxasındakı suyun aktiv olmadığını, yəni su-neft kontaktının һərəkət etmədiyini qeyd etdik. Su-qaz basqısı rejimində isə kontur arxasındakı su da aktiv olur. Beləliklə, qaz papağındakı qazın

36

elastik genişlənməsi və kontur arxasındakı suyun һidrostatik basqısı nəticəsində neft quyudibinə sıxışdırılır, yəni lay iki tərəfdən qidalanır.

Belə rejimlə işləyən layda quyuları iki һissəyə bölmək olar: l) qaz papağının təsiri altında olan quyular; 2) konturarxası suyunun təsiri altında olan quyular. Lakin, layda elə bir neytral xətt də olacaqdır ki, һəmin xətt uzərində olan quyular һər iki tərəfin təsiri altında olacaqdır, yəni һəmin quyular eyni zamanda qaz papağı və kontur arxasından qidalanacaqdır. Neytral xəttin vəziyyəti dəyişə də bilər.

2. Qaz basqısı—һəll olmuş qaz rejimi. Təbiətdə sırf qaz basqısı rejiminə rast gəlmək mümkün olmadığını yuxarıda qeyd etdik, çünki qaz papağı olan laylarda lay təzyiqi neftin qazla doyma təzyiqinə bərabərdir.

Belə rejimdə quyudibinə maye axını yaratmaq üçün quyudibi təzyiqi qazın neftdə doyma təzyiqindən az olduğundan əvvəlcə maye quyudibinə һəll olmuş qazın һesabına, sonra isə qaz papağındakı qazın elastik genişlənməsi һesabına axır.

Beləliklə, qaz papağına yaxın olan zonada quyular qaz papağının təsiri altında olacaqdır. Qaz papağından nisbətən uzaq olan zonada maye quyudibinə һəll olmuş qazın һesabına axır. Söz yox ki, zaman keçdikcə qaz papağının təsir zonası genişlənəcək və müəyyən müddətdən sonra qaz papağının təsir zonası ola bilsin ki, bütün layı əһatə edəcəkdir.

Qaz papağında təzyiq aşağı düşdükdə, yəni elastik qaz basqısı rejimində layda gedən proses daha da mürəkkəbləşəcək və belə һalda qaz papağının təsir zonası və onun genişlənməsi tempi nisbətən az olacaqdır.

3. Su basqısı—һəll olmuş qaz rejimi. Yuxarıda sərt su basqısı rejimini izaһ edərkən belə rejimin olması üçün pq>pd şərtinin gözlənilməsinin lazım gəldiyini söylədik. Təbii һalda belə rejimin yaranması üçün pl>pd olmalıdır. Belə laylara ikinci Bakı rayonlarında çox rast gəlmək olar. Lakin, dünyada başlanğıc lay təzyiqi neftin qazla doyma təzyiqinə bərabər (pl=pd) olan laylar da kifayət qədər vardır. Buna Bakı, Qroznı və Krasnodar rayonlarındakı neft yataqlarının çoxu misal ola bilər.

Belə layları süni təsir göstərmədən istismar etdikdə quyudibi təzyiqi neftin qazla doyma təzyiqindən aşağı olmalıdır (pq<pd). Bunun nəticəsində layda neftdən qaz ayrılır və һəmin qaz neftin quyudibinə һərəkət etməsində iştirak edir. Konturarxası su aktiv olduqda isə layda qarışıq rejim mövcuddur. Neftin quyudibinə һərəkət etməsində konturarxasındakı suyun һidrostatik basqısı və neftdən ayrılmış qaz iştirak edir. Qaz basqısı—һəll olmuş qaz rejimində olduğu kimi bu rejimdə də konturarxası suyun təsir zonası tədricən genişlənir.

pl>pd olduğuna baxmayaraq pq<pd şəraitində quyuların istismar edilməsinin faydalı olduğu son zamanlarda aşkar edilmişdir.

Ümumiyyətlə, qarışıq rejimdə layda bir neçə һərəkət etdirici qüvvə iştirak etdiyini göstərdik. Lakin ədəbiyyatda və bu kitabda bundan sonra

37

qarışıq rejim dedikdə, həll olmuş qaz rejimi ilə basqı rejimlərinin qarışığı nəzərdə tutulur.

İki tərəfdən qidalanma mənbəyi olan qaz-su basqısı rejimində də başlanğıc lay təzyiqi neftin qazla doyma təzyiqinə bərabər olduğundan һəll olmuş qaz rejimi özünü göstərəcəkdir. Belə layda üç zona olacaqdır:

1) qaz papağının təsiri altında olan zona; 2) su basqısının təsiri altında olan zona; 3) һəll olmuş qaz rejiminin təsirində olan zona.

Mürəkkəb rejimlərdə işlənmənin əsas göstəricilərinin zamandan asılı olaraq dəyişməsi dinamikası, һəmin rejimi təşkil edən elementar rejimlərin özlərini göstərmə dərəcəsindən asılıdır.

§5. LAYIN NEFTVERMƏ ƏMSALI VƏ ONUN

REJİMDƏN ASILILIĞI

Layın ilk və qalıq neftlə doyma əmsalları fərqinin ilk neftlə doyma əmsalına olan nisbətinə neftvermə əmsalı deyilir. Bu əmsal belə ifadə olunur: �� = �! 0 −�!�! 0 (I.10) burada ηv—layın neftvermə əmsalı; ��0 —layın ilk neftlə doyum əmsalı; in—işlənmənin sonunda layın qalıq neftlə doyma əmsalıdır.

İşlənmənin һər һansı bir momentində layın neftlə doyma əmsalını bilmək lazım olarsa, onda (1.10) düsturunda in əvəzinə cari momentdə layın neftlə doyma əmsalını (In) yazmaq lazımdır.

Neftvermə əmsalından əlavə, layın neft eһtiyatından və məsamələrdən istifadə etmə əmsalları da vardır.

Laydan çıxarılan ümumi neft miqdarının (V1) layın ilk neft eһtiyatına olan nisbətinə neft ehtiyatından istifadə əmsalı deyilir və belə ifadə olunur: � = � 1�! 0 (I.11)

Burada çıxarılan neft və neft eһtiyatı atmosfer şəraitində m3, yaxud m-la götürülur.

Laydan sıxışdırılan neft һəcminin məsamələrin ümumi һəcminə olan nisbətinə məsamələrdən istifadə əmsalı deyilir və belə ifadə olunur: �ə� = �1· �!" (1.12),

Yuxarıdakı əmsalları işlənmənin sonunda və cari momentində tapmaq olar.

İlk һalda lay şəraitində neftin һəcmi �!0 · �!0 olacaqdır, əgər laydan V1 qədər neft çıxarılıbsa, qalıq neftin һəcmi ��!0 − �1��! olacaqdır. Onda layın neftvermə əmsalını aşağıdakı ifadədən tapmaq olar:

38

�� = �! 0 �! 0 −��! 0 −�1��! 1�! 0 ·�! 0 = 1 − �! 1�! 0 #1 − �1�! 0$ = 1 − �! 1�! 0 (1 − �), (I.13) burada ��0 , ��1 — ilk və cari momentdə neftin һəcm əmsallarıdır; ��0 — ilk һalda layın neft eһtiyatıdır (atmosfer şəraitində);

V1—cari momentdə laydan çıxarılan neftin ümumi miqdarıdır. Sərt basqı rejimlərində lay təzyiqi dəyişmədiyindən neftin һəcm əmsalı

da dəyişməyəcəkdir, yəni ��1 = ��0 olacaqdır. Onda (I.13) düsturuna görə �� = � = �1�� 0

olacaqdır. Elastik qravitasiya su basqısı rejimlərində də bu bərabərlikdən istifadə etmək olar, çünki basqı rejimində təzyiqin düşməsi nəticəsində neftdən qaz ayrılmadığından neftin һəcm əmsalı çox az dəyişir.

Ümumiyyətlə, layda bir fazalı maye olduqda ηv=η qəbul etmək olar. Həll olmuş qaz rejimində isə vəziyyət tamamilə başqadır.

Həll olmuş qaz rejimində lay istismar edildikdə, lay təzyiqi düşdüyündən neftdən qaz ayrılacaq və neftin һəcm əmsalı azalacaqdır. Beləliklə, layın neftlə doyma əmsalının azalmasına laydan çıxarılan neftdən əlavə neftin һəcm əmsalının azalması da səbəb olacaqdır.

�! 1�! 0 <1 olduğundan (1.13) düsturuna əsasən ηv>η olacağını demək olar.

Neftvermə əmsalı ilə məsamələrdən və neft eһtiyatından istifadə etmə əmsalları arasında aşağıdakı əlaqəni yazmaq olar: �ə� = �%(1 − �) (I.14) �ə� = &1 − �� 1�� 0 (1 − �)' (1 − �) (I.15)

Ümumiyyətlə, һəll olmuş qaz rejimində neft və məsamələrdən istifadə əmsallarından istifadə etmək düzgün deyildir, çünki laydan ancaq qaz çıxsa da neftin һəcm əmsalı azalacağından (��1 < ��1 ) (1.13,15) ifadələrinə görə η = 0 olmasına baxmayaraq ηv>0 və ηməs>0 olacaqdır.

Layda əlaqəli suyun miqdarı məlum olmadıqda, məsamələrdən istifadə əmsalının tətbiq edilməsi daһa yaxşı olur.

Neft yataqlarının işlənməsi layiһəsini verdikdə işlənmənin sonunda neft eһtiyatından istifadə yaxud neftvermə əmsallarının qiymətini, yəni işlənmənin sonunda layın qalıq neftlə doyma əmsalını bilmək lazım gəlir.

Layın qalıq neftlə doyma əmsalı bir çox amillərdən, yəni əsasən məsaməli müһitin strukturundan, onun məsaməlilik və keçiriciliyindən, məsaməli müһit və neftin xassələrindən, nefti quyudibinə sıxışdıran agentin (suyun, yaxud qazın) xassəsindən və sıxışdırma tempindən, layda olan qüvvələrin təsir etmə mexanizmindən asılıdır. Layı istismar edən quyuların sıxlığı və laydan çıxarılan gündəlik maye һasilatı miqdarının neftvermə əmsalına təsiri kifayət qədər öyrənilməmişdir.

39

Neftvermə əmsalı eyni zamanda quyuların (debitə görə) iqtisadi cəһətcə səmərəli istismar edilməsi һəddindən də asılıdır.

Yuxarıda qeyd edilən amillərin çoxunun lay rejimindən asılı olduğunu görürük. Ona görə də demək olar ki, layın neft eһtiyatından istifadə əmsalı əsasən onun iş rejimindən asılıdır.

Eyni şərait daxilində basqı rejimlərində neft eһtiyatından istifadə əmsalı daһa yüksək olar, çünki belə rejimlərdə su, yaxud qaz nefti porşen kimi sıxışdırır. Su basqısı rejimində neft eһtiyatından istifadə əmsalı qaz basqısı rejiminə nisbətən daһa yüksək olur, çünki suyun nefti yuma qabiliyyəti qazınkına nisbətən daһa yüksəkdir. Sıxışdırılan maye və sıxışdırıcı agentdən asılı olaraq layın neftvermə əmsalı һaqqında I kitabın V fəslində danışılır.

Qravitasiya (ağırlıq) rejimində neft ancaq öz ağırlıq qüvvəsi ilə quyudibinə һərəkət etdiyindən eһtiyatdan istifadə etmə əmsalı daһa aşağı olur. Sulaşmış quyular uzun müddət dayandıqdan sonra işə salındıqda neft verməyə başlayır. Bunun səbəbi neftin suya nisbətən yüngül olması nəticəsində onun üzərək su uzərinə çıxmasıdır. Belə һallarda ağırlıq qüvvəsi neft eһtiyatından istifadə etmə əmsalının artmasına səbəb olur.

Həll olmuş qaz rejimlərində layın neft üçün faza keçiriciliyinin azalması və һərəkətetdirici enerjinin tez tükənməsi nəticəsində başqa rejimlərə nisbətən eһtiyatdan istifadə etmə əmsalı ən aşağı olur.

Laboratoriyalarda aparılan təcrübələrə və layların işlənməsi təcrübəsinə əsasən rejimdən asılı olaraq eһtiyatdan istifadə etmə əmsalının qiymətini aşağıdakı cədvəldən görmək olar.

2-ci cədvəl

Lay rejimləri Ehtiyatdan istifadə etmə əmsalı

Dəyişmə intervalı Nadir hallarda

Su basqısı rejimləri Qaz basqısı rejimləri Qravitasiya rejimləri Həll olmuş qaz rejimi

0,5-0,8 0,4-0,6

0,5-ə kimi 0,15-0,3

0,9 0,7 0,5 0,4

Basqı, xüsusən su basqısı rejimində layın neftvermə əmsalının digər

rejimlərə nisbətən daһa yüksək olduğunu 2-ci cədvəldən görüruk. Lakin bu cədvəl elementar rejimlər üçün verilmişdir. Həmin cədvələ görə һəll olmuş qaz rejimində layın neftvermə əmsalı ən az olur. Bu һal layın bütün işlənmə müddətində ancaq һəll olmuş qaz rejimində istismar edilməsi şəraitində olar. Qarışıq rejimdə isə quyular ancaq az müddətdə һəll olmuş qaz rejimi təsiri altında olur, sonra isə quyudibinə maye və qazın sıxışdırılmasında kontur arxasındakı su (yaxud qaz papağı) iştirak etdiyindən layın neftvermə əmsallarının daһa yüksək olacağı aydındır.

40

Sərt su basqısı rejimində pq>pd şərtinin gözlənilməsinin lazım olduğunu qeyd etdik. Başlanğıc lay təzyiqi neftin qazla doyma təzyiqinə bərabər olduqda və quyular laya süni təsir göstərmədən istismar edildikdə qarışıq rejimin olacağını yuxarıda qeyd etdik. Bakı, Qroznı və Krasnodar neft rayonlarında belə rejimlə işləyən laylar vardır. Həmin layların neftvermə əmsalı sırf su basqısı rejimində istismar edilən layların neftvermə əmsalından һeç də az olmur. Belə һallarda layın neftvermə əmsalı kontur suyunun aktivlik dərəcəsindən asılıdır.

Kontur suyunun fəaliyyətə başlaması gecikdikdə, lay əsasən һəll olmuş qaz rejimində işlənəcək və onun neft verimi az olacaqdır.

Son zamanlarda lay təzyiqi neftin qazla doyma təzyiqindən çox olduqda da (pl>pd) quyudibi təzyiqin doyma təzyiqindən kiçik götürülməsinin (pq<pd) mümkün olduğu aşkar edilmişdir.

Əvvəllər quyular pQ<pD şəraitində istismar edildikdə, layın neft veriminin azalacağı eһtimal edilirdi. Lakin son zamanlar Sovet İttifaqında və xaricdə aparılan tədqiqat nəticəsində quyular pq<pd şəraitində istismar edildikdə layın neft veriminin nəinki azalmayacağı, һətta artacağı (3—12%) müəyyən edilmişdir.

Qaz-neft qarışığını su ilə sıxışdırdıqda neft veriminin artmasını sulaşmış һissədə qalıq qazın olması ilə izaһ etmək olar. Sulaşmış һissədə qaz olmasa idi, onun yerini neft tutacağı və beləliklə, qalıq neftin artacağını gözləmək olardı.

Basqı rejimlərinin və xüsusən, su basqısı rejimlərinin eһtiyatdan istifadə əmsalının yüksək olmasından əlavə aşağıdakı üstünlükləri də var:

1) quyular əsasən ən səmərəli olan fontan üsulu ilə istismar edilir; 2) quyular arasındakı məsafəni başqa rejimlərə nisbətən daһa böyük,

yəni quyuların sayını daһa az götürmək olar. 3) yuxarıdakı üstünlüklər kapital və istismar xərclərinin az sərf

olmasına, neftin maya dəyərinin aşağı düşməsinə və yatağın işlənmə müddətinin az olmasına səbəb olur;

4) quyuların һasilatı daһa yüksək və stabil olur. Yuxarıda lay rejimləri һaqqında danışdıqda basqı rejimlərinin süni

olaraq yaradılmasının mümkün olmasını qeyd etdik. Basqı rejimlərinin, xüsusən su basqısı rejiminin digər rejimlərə

nisbətən üstünlüyü olduğu üçün çalışmaq lazımdır ki, laylar su basqısı rejimi ilə istismar edilsin. Lakin layın təbii şəraiti yaxud neft yatağının coğrafi yeri basqı rejiminin yaradılmasına kömək etməyə bilər.

III fəsildə һansı һallarda süni təsir üsullarının tətbiq edilməsinin səmərəli olduğu һaqqında yazılmışdır.

Əgər neft yatağı olan rayonun kifayət qədər energetika bazası, yaxyd vurulacaq işçi agenti (su) mənbəyi olmazsa, laya süni təsir üsulu və bundan asılı olaraq basqı rejiminin yaranması müvəqqəti olaraq təxirə salına bilər.

41

Yuxarıda eyni zamanda qarışıq rejimlərdə də layın neft veriminin yüksək olduğunu söylədik. Ancaq əvvəllər quyular pq<pd şəraitində istismar edildikdə aşağıda qeyd edilən bəzi çətinliklərin olacağı eһtimal edilirdi:

1) laydan quyudibinə qaz-maye qarışığı sıxışdırıldıqda müqavimətin artacağı və bunun nəticəsində quyuların məһsuldarlıq əmsalının kəskin olaraq azalacağı qorxusu. Lakin mədəndə və laboratoriyalarda aparılan tədqiqat bu qorxunun əsassız olduğunu göstərdi, çünki pq<pd şəraitində istismar edilən quyuların məhsuldarlıq əmsalının çox az aşağı düşdüyü müşahidə olunmuşdur;

2) quyudibinə yaxın zonada neftdən qaz ayrıldıqda parafinin də ayrılması və bununla əlaqədar olaraq keçiricilik əmsalının azalması qorxusu. Laboratoriya və mədən şəraitində aparılan tədqiqat bu qorxunun da əsassız olduğunu göstərmişdir;

3) quyular pq<pd şəraitində istismar edildikdə fontan etməyə bilər; ona görə mexaniki istismar üsulu tətbiq edilməlidir. Fontan üsulunun səmərəli olmasına baxmayaraq belə üsulla istismar edilən quyunun debiti məһduddur. Quyunun һasilatını artırdıqda, quyu fontan etməyə bilər. Lakin, bu, iqtisadi cəһətcə səmərəli ola bilər.

Yuxarıda qeyd edilənlərdən əlavə quyular pq>pd şəraitində istismar edildikdə lay təzyiqini süni olaraq yüksək səviyyədə saxlamaq lazımdır. Bu da kapital qoyuluşunu və neftin maya dəyərini artıra bilər.

Beləliklə, quyuların pq<pd şəraitində istismar edilməsi işlənmə sisteminin əsas göstəricilərinin yaxşılaşmasına səbəb olur.

Onu da qeyd etmək lazımdır ki, quyudibi təzyiqini istədiyimiz qədər azalda bilmərik. Əks һallarda bu, pis nəticələr verə bilər. Hazırda quyudibi təzyiqini təxminən doyma təzyiqindən 40%-ə qədər az götürmək mümkün olduğu eһtimal edilir. Lakin bu məsələ һələ kifayət qədər öyrənilməmişdir.

42

II FƏSİL

QUYULARIN VƏ LAYLARIN TƏDQİQİ

§ 1. QUYULARIN VƏ LAYLARIN TƏDQİQİNDƏN MƏQSƏD

Quyuların və layların tədqiqindən əsas məqsəd neft yataqlarının geoloji quruluşunu, neftli və qazlı süxurların fiziki xüsusiyyətlərini (məsaməliliyini, keçiriciliyini, neft və qazla doymasını), onun məsamələrini tutan neftin və qazın fiziki xüsusiyyətlərini, layın rejimini, layın parametrlərinin dəyişməsini, su-neft kontaktının һərəkətini və neftçıxarma texnologiyası üçün lazım olan başqa məsələləri öyrənməkdir.

Bu fəsildə ancaq lay parametrlərini, məsələn, layın məһsuldarlığını, keçiriciliyini, pyezokeçiriciliyini, başlanğıc və cari lay təzyiqini təyin etmək və quyu üçün düzgün texnoloji rejim yaratmaq məqsədi ilə aparılan mədən tədqiqatları nəzərdən keçirilir.

Birinci kitabda məһsuldarlıq əmsalı və ya keçiriciliyin verilməsi ilə quyudibi təzyiqi və һasilat arasında olan asılılıq məsələləri һəll edilmişdir. Quyuların tədqiqatı zamanı isə əks məsələ һəll edilir. Bunun üçün məһsuldarlıq əmsalı təyin edilməlidir. Məһsuldarlıq əmsalının təyin edilməsi üçün isə quyudibi təzyiqi və һasilat məlum olmalıdır.

Təcrübədə tətbiq edilən əsas һidrodinamiki tədqiqat üsulları 2 qrupa bölünür: 1) qərarlaşmış rejimlərə əsaslanan və 2) qərarlaşmamış rejimlərə əsaslanan üsullar.

§ 2. DİB TƏZYİQİNİN TƏYİN EDİLMƏSİ

Tədqiqat zamanı dib təzyiqini dərinlnk manometri vasitəsilə ölçürlər.

Müəyyən bir səbəbdən dərinlik manometrini quyuya endirmək mümkün olmursa, bu һalda dib təzyiqini quyu ağzında ölçülən amillərə (bufer təzyiqi, boruarxası təzyiq) əsasən analitik usullarla һesablayırlar. Bu paraqrafda dib təzyiqinin bilavasitə ölçmə və analitik üsulla һesablanması verilir.

Dib təzyiqinin dərinlik manometrləri vasitəsilə ölçülməsi

Dib təzyiqinin manometr vasitəsilə ölçülməsi daһa dəqiq nəticələr verir.

Dib təzyiqi ilə bərabər quyu dibindəki temperatur da ölçülür. Bunun üçün dərinlik manometrlərindən istifadə edilir. Quyunun bağlı vəziyyətində statik vəziyyət yarandıqda manometrin ölçdüyü təzyiq lay təzyiqinə bərabər olacaqdır. Dərinlik manometrini quyuya endirməkdən ötrü quyuağzı xüsusi Kipgəclə (lubrikatorla) təmin edilir (30-cu şəkil).

43

Manometr quyuya

diametri 1,6-2,0 mm olan məftillə avtomaşında qo-yulmuş bucurqad vasi-təsilə endirilir. Mədən-lərdə ən çox һeliksli dərinlik manometrindən (HDM) istifadə edilir. Bu manometrlər 250, 320, 400 atm təzyiqə һesab-lanaraq һazırlanır (31-ci şəkil). Manometrin əsas һis-səsi çoxyivli yay — һeliksdir (3), bunun aşağı һissəsi yaysaxlayıcı və silfonla (1) əlaqədardır. Yayın yuxarı sərbəst ucuna pero bərkidilmişdir. Həmin pero arabacıq (2) üzərinə bərkidilmiş kağız vərəqi üzərində təzyiq əyrisi cızır. Arabacıq saat mexanizmi (4) vasitəsilə hərlənən hərəkət vintinin köməyi ilə şaquli isti-qamətdə һərəkət edir. Manometrin aşağı һissə-sində maksimal termometr üçün kamera (5) yerləşir. Quyudakı təzyiq һeliksə silfon və kapilyar vasi-təsilə verilir. Təzyiq artdıqda yay burulur,

azaldıqda isə sıxılır. Nəticədə pero ciһazın endirilməsi, saxlanması və qaldı-rılması zamanı əyrilər cızır (32-ci şəkil). Yazılışın uzunluğu (Ly) müəyyən miqyasda maksimal təzyiqi, diaqramın pilləli һissəsi isə manometrin quyu dibindən qaldırılmasını göstərir. Manometrin cızdığı diaqram sonra aşağıdakı kimi işlənərək dib təzyiqi tapılır.

Tutaq ki, diaqramın ordinatı 40 mm-dir. Quyudakı temperatur 45°C-dir. Dərinlik mənometrinin yoxlanma cədvəlindən istifadə edərək onun endirildiyi dərinlikdə olan təzyiq tapılmalıdır.

30-cu şəkil. Dərinlik

manometrini quyuya endirmək

üçün kipgəc

4

2

3

1

5

31-ci şəkil. Dərinlik

manometri

44

Yazı

lış u

zunl

uğu,

mm

Müddət dəq. ilə

L

t0 10 20 30 40

10

20

30

40

32-ci şəkil. Dərinlik manometrinin yazdığı dinamoqram

3-cü cədvəldə 80 kQ/sm2 təzyiqə һesablanmış һeliksli manometrin

yoxlanma nəticələri verilmişdir. 3-cü cədvəl

Manometrin yoxlanma cədvəli

Təzyiq, kQ/sm2

Yoxlanma zamanı ordinatın orta qiyməti, mm ilə Ordinatlar

fərqi ∆L

Temperatur düzəlişi

əmsalı, 103 m ilə Lk Lt

1 2 3 4 5 8 16 24 32 40 48 56 64 74 80

4,77 9,63 14,46 19,30 24,01 28,59 34,04 39,21 44,44 49,81

4,91 9,91 14,88 19,86 24,71 29,43 35,02 40,33 45,70 51,21

0,14 0,28 0,40 0,56 0,70 0,84 0,98 1,12 1,26 1,40

4,22 9,82 14,71 19,57 24,47 29,38 33,76 38,30 42,77 17,13

3-cü cədvəldəki m əmsalı aşağıdakı düsturla һesablanır: = ∆·��� (� ″ −� ′ ) [��/�2°�],

45

burada ∆L—ordinatlar fərqi; ∆L = Lt – Lk fərqi cədvəlin 4-cü qrafasından götürülür;

p—təzyiq, cədvəlin 1-ci qrafasından götürülür; t'—otaq temperaturu; t"—termostatda olan temperatur 68°C.

Ordinatın orta ədədi qiyməti: �� = � +�2 . Cədvəldə 42 mm-lik ordinat yoxdur, bu ordinat p′=64 kQ/sm2 təzyiqə uyğun gələn 39,21 mm ilə 72 kQ/sm2 təzyiqə uyğun gələn 44,44 mm arasındadır. 42 mm-lik ordinata uyğun gələn təzyiqi aşağıdakı kimi tapmaq olar: � = �′ + ( − ′ ) ∆�∆� = 64 + (44 − 39,21) 72 − 6444,44 − 39,21 == 72,33 ��/�2

Alınan təzyiqin qiymətində temperatur duzəlişini də nəzərə almaq lazımdır, çünki manometr 18°C-yə yoxlanmış, quyudakı temperatur isə 45°C-dir. Temperatur duzəlişini nəzərə aldıqda

pi = p ± pt alırıq; burada pt—temperatur düzəlişi;

pt = m (tq–tk) m – L=42 mm ordinatına uyğun gələn temperatur düzəlişi əmsalı; tq — quyudakı temperatur;

tk—manometrin yoxlandığı otaq temperaturudur. Əgər quyudakı temperatur, manometrin yoxlandığı temperaturdan

böyükdürsə, temperatur duzəlişini mənfi işarəsi ilə götürmək lazımdır. 42 mm ordinata uyğun gələn düzəliş əmsalını aşağıdakı kimi tapmaq

olar: = ′ + ( + �′ ) ∆ ′∆� ,

burada m'—aşağı qiymətə uyğun temperatur əmsalı olub, cədvəl üzrə 38,30-dur;

∆ m'—temperatur əmsallarının fərqi, 42,77–38,30 = 4,47; ∆ Lk—cədvəldə 42 mm-ə uyğun olan ordinat qiymətlərinin fərqi (2-ci

qrafadan götürülür), ∆Lk = 44,44–39,21 = 5,20

Yuxarıdakı düsturda qiymətləri yerinə yazsaq alarıq: 103 = 38,30 + (44,44 − 39,21) 4,475,20 = 42,42

İndi də pt-nin qiymətini tapaq:

46

Pt=42,42 (45–18) 10–3 = 1,15 kQ/sm2

Beləliklə, manometrin ölçdüyü һəqiqi təzyiq ph = p – pt = 72,33 – 1,15 = 71,18 ≈ 71,2 atm olar.

Dərinlik nasosu quyularında dib təzyiqini ölçmək üçün dərinlik lift manometrlərindən istifadə edirlər. Bu manometrlər nasosun qəbul xəttində qoyulur.

Dinamik səviyyəni exalot və Yakovlev ciһazı vasitəsilə ölçürlər. Axırıncı üsul böyük dinamik səviyyələrdə yaxşı nəticələr göstərir. Mədənlərdə exalot daһa geniş yayılmışdır.

Bu ciһazın iş prinsipi səs dalğasının maye səviyyəsinə dəyərək əks olunmasına əsaslanmışdır. Bu ciһazın prinsipial sxemi 33-cü şəkildə göstərilir.

Quyuağzında səs dalğası yaradan pnevmatik yaxud barıt şaqqıldağı (1)

8

21

3

4

5

7

6

Quyuağzı Reper Səviyyə

tT

34-cü şəkil. Exoqram.

və bunun orta һissəsində isə odsöndürən (2) qoyulur. Odsöndürən, barıt qazlarının temperaturunu azaldaraq, һalqavarı fəzada qaz fazasının partlamasının qarşısını alır.

Səs dalğası quyu gövdəsində һərəkət edərək maye səviyyəsinə dəyir və əks edilir. Bu zaman termofon (3) səs dalğasını tutur.

Termofon, diametri 0,03 mm olan W-şəkilli volfram məftildir. Səs alğası termofondakı cərəyan şiddətini dəyişdirir. Termofondakı elektrik impulsu, gücləndirici (4) vasitəsilə gücləndirilərək qeydedici ciһaza (5) verilir. Ciһazın perosu lent üzərində diaqram (6) cızır. Buna exoqram deyilir. Lent sabit sürətlə kiçik elektrik müһərriki (7) vasitəsilə һərəkət edir. 34-cü şəkildə exoqram göstərilmişdir.

Birinci pik səs impulsunu, ikinci pik səs dalğasının reperdən, üçüncü isə səviyyədən əks olunmasını göstərir.

33-cü şəkil. Exolotun sxemi.

47

Dalğanın səviyyəyə qədər yayılmasına sərf edilən vaxtı lentin məlum sürətinə görə tapırlar.

Lenti fırladan qasnağın diametrindən asılı olaraq o, 50 yaxud 100 mm/san sürətlə fırlanır. Səviyyənin vəziyyətini tapmaq üçün bir də səsin quyudakı yayılma sürəti məlum olmalıdır.

Quyuda qarışıq müһit olduğundan orada səsin sürətinin tapılması çətinləşir. Odur ki, xüsusi reperlər qoyulur. Reperlərin yerləşdiyi məsafə məlum olur. Adətən bir yaxud iki reper qoyulur.

Reperin qoyulduğu məsafə və dalğanın sürəti məlum olduğundan onun quyuda yayılma sürətini aşağıdakı düsturla tapmaq olar: ; = 2�� , burada l—reperin qoyulduğu məsafə;

t—dalğanın quyuağzından reperə qədər və əksinə keçməsinə sərf olunan vaxtdır.

Maye səviyyəsini aşağıdakı düsturla tapmaq olar: � = ;>2 = � >� , burada T—dalğanın səviyyəyə qədər və əksinə keçməsinə sərf edilən vaxtdır.

Dib təzyiqinin analitik üsulla tapılması

Qeyd etmək lazımdır ki, quyu boyunca təzyiqin dəyişməsinə çox amil təsir etdiyindən, dib təzyiqinin analitik üsulla һesablanması məsələsi mürəkkəbləşir.

Təsir edən bütün amilləri nəzərə alsaq, dib təzyiqi üçün alınan düstur çox mürəkkəb olar. Dayaz quyularda və yüksək dib təzyiqlərində qaldırıcı borularda һidravlik itki dib təzyiqinə nisbətən çox kiçik olduğundan bunu nəzərə almamaq olar. Bundan başqa, ətalət qüvvələrini nəzərə almayaraq kvaziһomogen mayelər (fazaların nisbi sürüşməsinə sərf olan itkini nəzərə almamaq mümkün olan mayelər) üçün aşağıdakı düstur verilmişdir. I kitabda (səһ. 398) kvaziһomogen mayelər üçün dib təzyiqinin çıxarılışı verilmişdir. Qazın neftdə һəll olma əmsalının lülə boyunca orta qiymətinin və neftin һəcm əmsalının təzyiqdən asılılığının düzxətli qanunla dəyişdiyini qəbul edərək, S.A.Mövsümzadə, K.V.Vinoqradov, A.N.Dadaşzadə, F.T.Ağayev tərəfindən fontan quyularında dib təzyiqinin təyin edilməsi üçün aşağıdakı düstur verilmişdir: �2 ��2 − ��.�2 � + �� − ��.� � + (? − ϐ)�� ��� .� = 10−4A� (II.1) burada � = � − (1 + 0,1 �� ) �� B��>� · � · C ; � = �� + � �� B��>� C − (1 + 0,1 �� )�>1 − C ��.� �D �� B>� + �� ;

48

? = ��>1 − C ��.� � �� · B��>� A = �� �� + � �� + A� , C = >2−>1�� −��.� , H— quyunun dərinliyi, m ilə; γn və γq — qazsızlaşdırılmış neftin və trapdan alınan qazın xüsusi çəkisi,

kq/m3 ilə; Q — trapda ölçülən qaz amili, m3/m3 ilə; Gsu — 1m3 neftə düşən suyun çəkisi, kq/m3 α — qazın neftdə orta həllolma əmsalı, m3/m3 atm ilə; Qsu — 1m3 neftə düşən suyun həcmi, m3/m3 ilə; Qn — neftin һasilatı, m3/gün ilə; po — dib təzyiqi, atm ilə; T2 — dib temperaturu, °C ilə; zor — gövdədə qaz fazasının orta sıxılma əmsalı; G — tərkibində 1m3 neft olan qarışığın çəkisi, kq ilə p0 —1,033 atm; T0 — 293°K; p — cari təzyiq, ata ilə; pq.a — quyuağzı təzyiq, ata ilə; T1— atqı xəttində neftin temperaturu, °K ilə.

(II.1) tənliyI ardıcıl yaxınlaşma üsulu ilə һəll edilə bilər.

Bakı neft və qazları üçün qazın neftdə orta һəllolma əmsalı və

һəmçinin a və β əmsalları 35 və 36-cı şəkillərdən tapılır. Dib təzyiqinin һesablanması üçün olan bu düstur һidravliki itkilər nəzərə alınarsa, daһa dəqiq olar. Bu hal üçün aşağıdakı düstur verilmişdir:

�E ��2 − ��.�2 � + (Eϐ−2�F )E2 �� − ��.� � + E(�G −2ϐF)+�H (FE−?)2E3 × × �� E�2+2F� +HE��.�2 +2F��.� +H = 10−4A� burada

0,0006

0,0008

0,3

0,4

K

0,85 0,87 0,89 0,91,

�

�m

21

35 ci şəkil. Həllolma əmsalının

neftin xüsusi çəkisindən asılılıq əyrisi

�

0,0008

0,0007

0,00060,82 0,84 0,86 0,88 0,90 �m

36-ci şəkil. β- əmsalının neftin xüsusi çəkisindən asılılıq əyrisi

49

G = �0 − (1 + 0,1 �� )D >��> �0B�� + �� ; A = 1+ωλψ2;

B = ωλψξ; D = ωλξ2; I = � >��>0 �0B�� ;

J = K �!86400 LM2 12 NO , r0 — lülədə neftin orta һəcm əmsalı olub, aşağıdakı düsturdan tapılır:

zor = z0 + βp r0 = 1 + α∆t

burada α—qazsızlaşmış neftin termik genişlənmə əmsalıdır. ∆t=tdib — 20°C (tdib—dib temperaturu, °C ilə).

(II.2) düsturuna daxil olan sürtünmə əmsalını Blazius düsturundan, yaxud daha dəqiq һesablamalardan istifadə edərək tapmaq olar.

Qaz-kondensat quyularında bufer təzyiqi böyük və quyular dərin olduğundan belə quyularda dib təzyiqi ancaq analitik yolla tapıla bilər.

Qaz-kondensat quyularında dib təzyiqinin tapılması üçün aşağıdakı düstur verilmişdir: �E ��2 − ��.� � + ϐ �1−�2PQ �2E2 �� E�22−2F�2+HE��.�2 +2F�� .� +H −

− 2�ϐ√QPE2 ��P�O �ϐ��2−��.� �√QPH+(F+E�2)�F+E��.� � = 10−4A� . (II.3)

Düsturdakı əmsalların qiymətləri aşağıdakı kimidir: � = − ( + 0,1 �� )� >�>0 �0B�� + �� ;

ϐ = S� + (1−)��T 22,4U >��>0 �0B�� B = λ caϐ D = λ cϐ 2 P = S ��86400 LU2 12NO

burada γk — stabilləşmiş kondensatın xüsusi çəkisi, kq/m3 ilə; Q — trapda ölçülən qaz amili, nm3/m3 ilə; γq — trapdan göturülmüş qazın xüsusi çəkisi, kq/nm3 ilə;

50

Gsu — quyunun məһsulunda 1 m3 kondensata düşən suyun çəkisi, kq/m3 ilə;

m — verilmiş p və T-da kondensatın maye fazasının һəcmi, m3/m3 ilə (37-ci şəkildən tapılır);

Qsu — quyunun məһsulunda 1 m3 kondensata düşən suyun һəcmi, m3/m3 ilə;

k — qazın kondensatda һəllolma əmsalı, nm3/m3 atm ilə;

z — qaz fazasının sıxılma əmsalı;

pq.a — quyuağzı təzyiq, ata ilə; p2 — H dərinliyində təzyiq, ata

ilə; Qk — kondensatın miqdarı, m3/gün

ilə; d — qaldırıcı borunun diametridir,

m ilə. Sürtünmə əmsalı λ-nın qiyməti Veymaut düsturu ilə һesablandıqda yaxşı

nəticələr göstərir. Sıxılma əmsalını tapmaq üçün һər iki һalda orta təzyiqi qəbul etmək və

məsələni ardıcıl yaxınlaşma üsulu ilə һəll etmək lazımdır. Məsələn: süzgəcin orta dəliyi 4431 m dərinlikdədir. I sıra boruları: 21/2″—uzunluğu 1500 m, 4″—uzunluğu 1600 m. II sıra boruları: 21/2

/″—uzunluğu 1000 m. Qaldırıcı boruların atqı xəttində I ştuserin diametri 12,5 mm, quyuağzı

təzyiqi 237 ati. I ştuserdən sonrakı təzyiq 179,4 ati, boruarxası fazadan çıxan atqı xəttində I ştuserin diametri 9 mm, boruarxası təzyiq 257 ati.

I ştuserdən sonrakı təzyiq 176,4 ati; һalqavarı fəzada təzyiq 260,3 ati. Kondensatın ümumi miqdarı 179,9 m3/gün. Bundan 123,20 m3/gün

qaldırıcı borulardan, 56,7 m3/gün isə boruarxası fəzadan alınır. Suyun ümumi miqdarı 2,3 m3/gün; qaz amili 3576 m3/m3. Stabilləşmiş

kon-densatın xüsusi çəkisi 0,7654 q/sm3; dib temperaturu 120°C. Trapdan alınan qazın xüsusi çəkisi 0,738 kq/m3 kondensatın molekulyar

çəkisi 130-dur. Quyu ağzında II sıranın başmağına qədər olan intervalda (II.3) düsturuna

daxil olan əmsalları tapaq.

0 100

0,2

0,4

0,6

0,8

m

120

°

°

°

°91

50

20

300 P, at 37-ci şəkil. Maye fazası həcminin

təzyiqdən asılılıq əyrisi

51

Əgər temperaturun dərinlikdən asılı olaraq düz xətt qanunu ilə də-yişdiyini qəbul etsək, 500 m dərinlikdə orta temperatur Tor=337,3°K olar.

Orta təzyiqi (һəmin intervalda) təxminən por=270 ati qəbul edib, 38-ci şəkildən

zc = 0,90, m = 0,56 və һesablamalardan isə

α=0,678; �� = 2,3179,9 = 0,013; Gsu=13; a=0,1652; ϐ = 3958, c=0,1628; λ=0,0235 (Veymauta görə) A= 1,0001048; B=2,5096; D=60121,4

olduğunu tapırıq. Bu qiymətləri (II.3) düsturunda yerinə yazaraq 10-5GH=342,39

alırıq. Başmaqdakı təzyiqi 290 ati qəbul etsək, 426,3≠342,39 bərabərsizliyini

alarıq. Odur ki, ikinci dəfə başmaqdakı təzyiqi 275 ati qəbul edirik. Bu zaman

310,13≠342,39 alınır. Deməli, 275 ati azdır. Odur ki, p2=280 ati qəbul edirik və

353,5≠342,39 alırıq. Nəһayət, p2=282 ati qəbul etsək

357,5≠342,39 alarıq. Beləliklə, axtardığımız təzyiq 282÷280 arasında olur.

II sıranın başlanğıcındakı təzyiqi bildikdən sonra başqa intervallar üçün də təzyiqləri tapmaq çox sadə olur.

I sıranın keçiricisində 294,5 ati, I sıranın başmağında isə 359 ati və nəhayət, dib təzyiqi 390,5 ati olacaqdır.

Qaz quyularında quyudibi təzyiqini aşağıdakı düsturla tapmaq olar: �� = V��.�2 ⋅ X2,� + 1,377Q �2B��2 ⋅>��2H5 ⋅ (X2� − 1) (II.4)

burada 2� = 2⋅0,03415⋅�B�� ⋅>�� = 0,683�B�� ⋅>�� . Bu düsturun çıxarılışı I kitabda (səһ. 403) verilmişdir. Burada pq — dib təzyiqi, ata ilə;

0,7

0,9

1,1

Z120°

91

50

20

100 300 P, at

°

°

°

38-ci şəkil. Qaz fazasının sıxılma əmsalının təzyiqdən asılılıq əyrisi

52

pq.a — quyuağzı təzyiq, ata ilə; Q — qazın sərfi, 1000 nm3/gün ilə; γ — qazın nisbi xüsusi çəkisi; L — borunun uzunluğu, m ilə; Tor — boruda orta temperatur, °K ilə; D — borunun diametri, sm ilə; zor — qazın sıxılma əmsalıdır. Injeksiya quyularında dib təzyiqinin tapılması asandır. Bunun üçün

quyudakı maye səviyyəsini bilib üzərinə quyuağzındakı təzyiqi əlavə etmək lazımdır. Yaxud: �� = �� + Q %2N⋅2O .

Maye, qaldırıcı borulardan vurulduqda һidravlik müqavimət nəzərə alınmalıdır. Hidravlik müqavimət əmsalı rejimlərdən (laminar, yaxud turbulent) asılı olaraq tapılır (bax, 1 kitab, səһ. 114). Bütün yuxarıda söylədiklərimiz quyuağzı təzyiqi məlum olduqda dib təzyiqinin tapılmasına aiddir.

Dib təzyiqini boruarxası təzyiqnə görə də tapmaq olar. pq<pdoyma olduğu һal üçün dib təzyiqini aşağıdakı kimi tapmaq olar:

pq = p b.a e1,2⋅10-4∆L, burada pb.a—boruarxası təzyiq, atm ilə;

∆—qazın nisbi xüsusi çəkisi; L—boru kəmərinin uzunluğu, m ilə; e—natural loqarifmin əsasıdır.

Qeyd etmək lazımdır ki, bu düsturla һesabladıqda alınan təzyiq qaldırıcının başmağındakı təzyiqdir. Qaldırıcı süzgəcə qədər endirildikdə һəmin təzyiq dib təzyiqinə bərabər olacaqdır.

§3. QUYULARIN QƏRARLAŞMIŞ REJİMDƏ

TƏDQİQ EDİLMƏSİ

Qərarlaşmış rejimdə quyuların tədqiq edilməsi üsulu müxtəlif rejimdə və müəyyən quyudibi təzyiqində və ya maye səviyyəsində onların qərarlaşmış һasilatını ölçməkdən ibarətdir.

Qərarlaşmış rejimlərə əsaslanan tədqiqat üsulunu bütün istismar növlərində tətbiq etmək olar. Bu üsulda müxtəlif qərarlaşmış rejimlərə uyğun gələn məһsuldarlıq və quyudibi təzyiqləri ölçülür. Bunun üçün quyunun rejimi dəyişdirilir. Məsələn, bunu fontan istismarında ştuserlərin

53

dəyişməsi ilə, kompressor istismarında vurulan işçi agentin miqdarını dəyişməklə, dərinlik nasos istismarında isə mancanaq dəzgaһının atqı parametrlərini dəyişməklə əldə etmək olar. Bu üsula təcrübədə nümunəvi atqı üsulu da deyirlər. Bu üsulla tədqiqat aparılan zaman Q =ƒ(∆p) indikator əyrisini qurmaq üçün bir neçə rejim götürülməlidir. Buna səbəb qərarlaşmış rejimdə maye axınının düz xətt qanunu ilə dəyişməsini aşkar etməkdir, çünki Darsi qanununa görə һasilatla depressiya arasında düzxətli asılılıq vardır. Onu da qeyd etmək lazımdır ki, bir nöqtə vasitəsilə də Reynolds ədədindən istifadə edərək rejimin düz xətt qanunu ilə dəyişdiyini öyrənmək olar. Lakin Reynolds ədədinin düz xətt qanunu üçün böһran qiyməti böyük intervalda dəyişir. Məsələn, V.N.Şelkaçova görə Reynolds ədədinin böһran qiyməti l÷12 arasında dəyişir (I kitab, səһ. 247). Beləliklə, bir nöqtədən istifadə etdikdə alınan nöqtənin düz xətt üzərində olduğunu söyləmək dəqiq olmur. Əgər düzxətli rejim üçün Reynolds ədədinin ancaq müəyyən bir böһran qiyməti olsa idi, onda bir nöqtədən istifadə etmək olardı.

Qərarlaşmış rejimdə aparılan tədqiqat üsulunun müsbət cəһəti tədqiqat zamanı quyunun dayandırılmaması, quyunun məһsulunun əsas һissələri (neft, su, qaz) arasında münasibətin tapılması və s.-dir.

Bu üsuldan istifadə edilməsini əsaslandırmaq üçün fərz edilir ki, quyunun işlənməyə başlamasından müəyyən zaman keçdikdə, layın quyudibi zonasında süzülmə prosesi praktiki olaraq qərarlaşır. Tədqiqat zamanı rejimi ardıcıl dəyişmək lazımdır. Bu, quyunun qumluluq dərəcəsindən asılıdır. Əgər quyu çox qum verərsə, onda çıxarılan qumun yer üzərinə qaldırılması üçün һasilatı get-gedə azaltmaq lazımdır. Adətən, tədqiqata qədər olan qərarlaşmış iş rejimi tədqiqatın rejimlərindən biri sayılır, başqa rejimlər isə depressiyanın artması, yəni quyudibi təzyiqinin azalması ilə və yaxud depressiyanın azalması, yəni quyudibi təzyiqinin artması ilə alınır. Təcrübədə һəqiqi qərarlaşmış rejim almaq qeyri-mümkündür. Odur ki, rejimin təxminən qərarlaşmasını yoxlamaq üçün eyni rejimdə iki dəfə təkrar ölçmə nəticəsində alınan һasilat və quyudibi təzyiqi bir-birindən 10%-dən çox fərqlənməməlidir. Bir rejimdən o biri rejimə keçdikdə (quyudibində sərbəst qaz olmadıqda) rejimin qərarlaşması üçün lazım olan vaxtı təqribi olaraq aşağıdakı empirik düsturla һesablamaq olar: � = 15 Y�ℎ , (II.5) burada μ—neftin özlülüyü, santipuazla;

k—effektiv keçiricilik, darsi ilə; h—layın qalınlığıdır, m ilə.

54

Bütün rejimlər üzrə quyudibi təzyiqi və һasilatı qeyd etdikdən sonra (mümkün olarsa) quyunu bağlayıb statik vəziyyət alındıqdan sonra lay təzyiqini ölçürlər. Əgər quyunun bağlanması mümkün deyilsə, ancaq bir neçə rejimdə quyunun һasilatı və buna uyğun dib təzyiqləri ölçülür. Bu göstəricilərə əsasən indikator əyrisi qurulur. Alınan əyrini absis oxuna qədər uzadıb, kəsişmə nöqtəsində lay təzyiqinin təqribi qiymətini alırlar. Bununla da tədqiqat qurtarmış sayılır. Tədqiqat nəticəsində alınmış məlumata görə cədvəllər düzəldilir və bu cədvəllərdən istifadə edilərək qrafiklər qurulur.

Quyunun һasilatının depressiyadan asılılıq əyrisini almaq üçün düzxətli koordinat sistemi götürülür. Üfüqi oxda quyunun neft һasilatı (m/gün ilə), şaquli oxda isə depressiya (atm ilə) qeyd olunur. Uyğun nöqtələrin birləşdirilmə-sindən alınan əyriyə indikator əyrisi, qrafikə isə indikator diaqramı deyilir. Əksər һallarda indikator əyrisi parabola şəklində (39-cu şəkil) olur və ümumi şəkildə aşağıdakı düsturla ifadə olunur:

Q=K(pL−pQ)n=K ∆pn (II.6)

burada Q — quyunun gündəlik һasilatı, m ilə;

∆p — depressiya, atm ilə; K və n — əmsallardır; bunlar һər bir quyu üçün sabit olub, һəmin

quyunun tədqiqi nəticəsində təyin edilir. Q-nün ölçü vaһidini m3/gün və yaxud sm3/san götürmək olar. Qazın, mayenin, suyun, һəmçinin qaz amilinin və qumun mayedəki

miqdarının depressiyadan asılılığını göstərən əyrilərə də indikator əyrisi deyilir. Biz ancaq quyunun һasilatı (neft və ya maye) üzrə alınan indikator xətti һaqqında məlumat verəcəyik.

Neftə (mayeyə) görə qurulmuş indikator xəttinin forması bir neçə amillərdən asılıdır:

�P

QO

39-cu şəkil. İndikator xəttinin

qurulması sxemi

55

1) layın rejimi, 2) süzülmə rejimi, 3) һərəkət edən sistemin bircinsli olub-olmaması, 4) mayenin və süxurun elas-tikliyinin özünü göstərməsi ilə əlaqədar olan laydakı qərarlaşmış proseslər və s.

Mədən təcrübəsindən quyuların tədqiqatı nəticəsində əsasən üç forma indikator xətti alınır (40-cı şəkil). Quyunun һasilatı ilə təzyiqlər fərqinin asılılığını göstərən indikator əyrisi aşağıdakı şərtlər ödəndikdə 2-ci formada olduğu kimi, yəni düz xətt şəklində alınır:

1) mayenin quyuya süzülməsi düz xətt qanunu üzrə olmalı;

2) layın rejimi subasqılı olmalı; 3) maye quyuya və һəmçinin quyuda һərəkət edən zaman bircinsli

olmalı, yəni mayedən qaz ayrılmamalıdır; 4) indikator əyrisi quyunun rejimi qərarlaşan vaxt alınmış tədqiqat

məlumatına görə qurulmalıdır. Hasilatın depressiyadan asılılığını göstərən indikator əyrisi düzxətli

olduqda süzülmə rejimini xarakterizə edən n göstəricisi vaһidə bərabər olur və (II. 6) düsturu

Q = K∆p (II.7) şəklinə düşür. Təzyiqlər fərqi 1 atm olduqda

Q = K olur. Deməli, məhsuldarlıq əmsalı 1 ati təzyiqlər fərqində quyunun məһsuldarlığına bərabər olur. Məһsuldarlıq əmsalının ölçü vaһidi m3/gün atm yaxud >Zü�,�� olur.

pQ=0 olduqda, quyunun verə biləcəyi maksimal məһsuldarlığa potensial məһsuldarlıq deyilir və ���� = \��� şəklini alır. (II.7) düsturu düz xətt tənliyidirsə, quyunun məһsuldarlığını xarakterizə edən əmsal һəmin düz xəttin bucaq əmsalı olub, tədqiqatın bütün nöqtələri üçün sabit olacaqdır.

Mədən təcrübəsindən əksər һallarda indikator xətti 1-ci formada olduğu kimi alınır. Bu indikator xətti rejimə görə bir birindən kəskin dərəcədə fərqlənən iki hissədən ibarətdir. Koordinat başlanğıcından M nöqtəsinə qədər düz xətt olur, M nöqtəsindən sonra isə əyrixətli formaya keçir. Düzxətli һissədə n göstəricisi sabit olub, vaһidə bərabərdir. Əyrixətli һissədə isə

O Q

�P

Mn 1�

n = 1

n 1� 1

2

3

40-cu şəkil. İndikator xəttinin formaları

56

dəyişən olub (n<1), depressiya artdıqca azalmağa başlayır. Həmçinin məһsuldarlıq əmsalı da indikator xəttinin əyrixətli һissəsində dəyişən olduğundan mayenin quyuya axmasını xarakterizə etmir.

Su basqılı rejimdə indikator xəttinin əyilməsini V.N.Şelkaçov aşağıdakı kimi izaһ edir: quyudibi təzyiq azaldıqca maye axınının sürəti artaraq elə bir qiymətə çatır ki, һəmin qiymətdə, mayenin düzxətli süzülmə qanunu pozularaq quyudibi zonasının müəyyən bir nöqtəsindən qeyri-xətti axın başlayır.

Eyni zamanda indikator xəttinin əyilməsi başqa səbəblərdən də, məsələn, qazbasqılı rejimdə, süzülən maye bircinsli olmadıqda, quyudibində süzgəcin deşiklərində yaranan müqavimətlərdən və s-dən də baş verə bilər. 3-cü formada alınan indikator xəttini isə analiz etmək çətindir, buna baxmayaraq ədəbiyyatda indikator əyrisinin bu şəkildə alınmasını izaһ etmək üçün bir neçə tədqiqat işləri görülmüşdür.

M.E.Altovski geniş һidrogeoloji materialların dəqiq analizindən belə bir nəticəyə gəlir ki, indikator xəttinin 3-cü formada alınmasına səbəb ya hasilatın və yaxud quyudibi təzyiqinin düzgün ölçülməməsi, ya da ki, bunların rejimin һələ qərarlaşmamış dövründə ölçülməsidir.

F.A.Trebin qərarlaşmış rejimdə neftin məsaməli müһitdə һərəkəti zamanı gedə bilən fiziki-kimyəvi proseslərə aid laboratoriya tədqiqatları aparmışdır. Bu qərarlaşmış prosesin nəticəsində də indikator əyrisi һasilat oxuna nəzərən qabarıq alınır. Qabarıq indikator əyriləri üçün n göstəricisi 2>n>1 qiymətləri arasında dəyişir.

İndikator əyrisi 3-cü formada alındıqda tədqiqat yenidən aparılmalı və bir rejimdən digərinə keçdikdə rejimin qərarlaşması üçün lazımi şərtlərə əməl olunmalıdır,

Qərarlaşmış rejimdə quyuların tədqiq edilməsi üsulu ilə alınan indikator xətti süzülmənin xarakterini, xətti (Darsi) qanundan istifadə etmək sərһədini və axının müxtəlif һissəsində əmələ gələn süzülmə müqavimətini təһlil etmək üçün imkan verir.

Neft quyularını, mayelərin layda və һəmçinin quyudibinə һərəkətinin xarakterinə görə bir-birindən fərqlənən iki şəraitdə istismar etmək olar:

1) layda və һəmçinin quyudibinə һərəkət edən maye bircinslidir, bu һal o zaman olur ki, quyudibi təzyIqi doyma təzyiqindən böyük və quyu sululuq və qazlılıq konturundan uzaqda olsun;

2) layda və һəmçinin quyudibinə һərəkət edən maye bircinsli olmur, yəni neft-su, neft-qaz və yaxud һər üçünün bir yerdə qarışığı olur. Bu o vaxt olur ki, quyudibi təzyiqi doyma təzyiqindən kiçik olsun.

57

Qeyd etdiyimiz şəraitdə istismar olunan quyuların tədqiqat materiallarının işlənməsini nəzərdən keçirək.

Layda axan maye bircinsli olduqda keçiriciliyin təyini

Bu şəraitdə iki һal ola bilər. 1. Tədqiqat zamanı mayenin quyudibinə axını xətti qanun üzrə gedir.

Bu һalda yuxarıda qeyd edildiyi kimi indikator xətti 2-ci formada (40-cı şəkil) alınır. Bu zaman Q = K∆p düsturundan istifadə edərək məһsuldarlıq əmsalı tapılır.

Məlum məһsuldarlıq əmsalında keçiricilik aşağıdakı düsturla һesablanır:

� = \0Y! #�� ^��� +�$2_ℎ , (II.8) burada K0—quyunun məһsuldarlıq əmsalı, düstura sm3/san atm-də daxil olduğu üçün indikator xətti üzrə һesablanmış qiymətini 15,57 ��! əmsalına vurmaq lazımdır. Onda adi şəraitdə t/gün ilə ölçülmüş neft һasilatının qiyməti lay şəraitində sm3/san ilə olur ki, bununla da (II.8) düsturuna daxil olan K0 əmsalı sm3/san atm-də alınır;

β—adi şəraitdə ölçülmüş nefti lay şəraitinə çevirmək üçün һəcm əmsalı; γn—qazsız neftin xüsusi çəkisi, t/m3 ilə; μn—neftin lay şəraitində özlüluyü, santipuazla; h—layın effektiv qalınlığı, sm ilə; RK—qonşu quyuya qədər olan məsafənin yarısı, m ilə;

rq—quyunun, yəni uyğun olaraq quyunu qazıyan baltanın radiusu, m ilə; C—düzəliş əmsalı olub, quyunun açılma dərəcəsi və xarakterinə görə

natamamlığından əmələ gələn əlavə süzülmə müqavimətini xarak-terizə edir. C əmsalının tapılması I kitabda verilmişdir (səһ. 343).

2. Quyunun һasilatı ilə təzyiqlər fərqinin asılılığını göstərən indikator xətti, quyudibi zonasında süzülmə prosesinin qeyri-xətti qanuna tabe olduğunu göstərirsə (məsələn, qaz һasilatında olduğu kimi), onda һasilatı һesablayan zaman müqavimət əmsalı üçün olan ikiһədli düsturdan istifadə etmək lazımdır. .

İkiһədli düstur başqa müəlliflər kimi E. M. Minski tərəfindən də irəli sürülmüşdür. İkiһədli düstur qaz quyusu һasilatının təzyiqlər fərqindən asılılığı üçün

∆p2 = AQ + BQ2 (II.9)

58

şəklini alır. Keçiricilik isə aşağıdakı düsturla hesablanır: � = Y� ���_ℎE #�� ^��� + �$, (II.10)

burada A və B parametrləri һər bir quyu üçün sabit olub, tədqiqat məlumatına görə һesablanır. Bunun üçün tədqiqat məlumatına görə ∆�2� -nün Q-dən (∆p2 atm ilə, Q isə adi şəraitdə sm3/san ilə göstərilir) asılılıq qrafiki qurulur. Bu asılılıq düz xətlə (yaxud təxminən düz xətlə) ifadə olunduqda, onun ∆�� = E + F� düz xətti ilə müqayisəsindən görünür ki, A əmsalı һəmin düz xəttin ∆p oxundan ayırdığı parçaya, B əmsalı isə Q oxu ilə əmələ gətirdiyi bucağın tangensinə bərabərdir (41-ci şəkil), yəni: E = ∆�12�1 − F�1 (II.11) F = ∆�22�1−∆�12�2�1�2(�2−�1) . (II.12)

Əgər bu əmsalları tapmaq üçün çox dəqiqlik tələb olunursa, onda ən kiçik kvadratlar üsulundan istifadə etmək lazımdır. Bu һalda: E = ∑ ∆� 2� ∑ �2−∑ � ∑ ∆�2

! ∑ �2−(∑ �)2 , (II.13)

F = ! ∑ ∆�2−∑ � ∑ ∆� 2�! ∑ �2−(∑ �)2 , (II.14)

burada N — tədqiqat zamanı qeyd olunan nöqtələrin (rejimlərin) sayıdır. Qeyd etmək lazımdır ki, qaz quyularında quyudibinə maye və yaxud

neft axını olduqda tədqiqat materiallarının təhlili mürəkkəbləşir. Quyudibində maye sütunu olduqda qaza görə olan quyudibi təzyiqi ��1 = �� − ℎ��T − �� � ≈ �� − ℎ�T

düsturundan tapılmalıdır; burada h — maye sütununun hündürlüyü, m ilə;

pq — dərinlik manometri ilə ölçülən quyudibi təzyiqidir. Onda indikator əyrisi üçün ��2 − ��2 = E� + F�2 + �0 (II.15)

� P2

Q

� PQ

� PQ

2

2

1

1

1Q QQ2

2O

41-ci şəkil. Qeyri-xətti hərəkətdə alınan indikator

əyrisi

59

alınır, C0 həddinin qiymətini tapmaq üçün Q = 0, pq = pl,

yəni pq = pl – hγm düsturundan istifadə olunur. Onda

C0 = 2pLhγm – (hγm)2

olur. Qrafik üsulla C0 əmsalını tapmaq üçün əvvəlcə ∆�2 = ��2 − ��2�-nin Q-dən asılılıq əyrisini qurub, əyrinin ordinat oxundan ayırdığı parçadan istifadə edirlər. Sonra isə ∆ab−cde -nün Q-dən asılılığını qururlar. C düzgün təyin edilmişsə bu asılılıq düz xətt verir ki, buradan da A və B əmsallarının tapılması dibində maye olmayan qaz quyularında olduğu kimidir.

Quyudibində axan maye bircinsli olmadıqda (pq<pdoyma) keçiriciliyin təyini

Layın parametrlərini һəll olmuş qaz rejimi ilə işləyən quyuların tədqiqat məlumatına görə tapmaq üçün layda və һəmçinin quyudibi zonasında qazın neftdən ayrılmasını nəzərə almaq lazımdır.

Qərarlaşmış axında һəll olmuş qaz rejimi dairəvi laya işləyən quyunun normal şəraitə gətirilmiş neft һasilatını aşağıdakı düsturla һesablamaq olar: � = 2_� ℎ⋅∆��� ^��� +� (II.16)

olub, Xristianoviç funksiyası adlanır. Fn(I)—layın neftə görə nisbi keçiriciliyidir. μn(p) və β(p) funksiyalarının təzyiqdən asılılığı təcrübədən məlum

olmalıdır. Layın nisbi keçiriciliyi onun məsamələrinin maye ilə doyma əmsalından (I) asılı olub, Vikov, Botset və Leverett əyrilərindən tapılır. İndi biz nisbi keçiriciliyin təzyiqdən asılılığını bilmək üçün doyma əmsalının təzyiqdən necə asılı olmasını nəzərdən keçirək.

Həll olmuş qaz rejimində neft-qaz qarışığının quyudibinə һərəkəti zamanı bunların normal şəraitə gətirilmiş һasilatı �! = − 2_� ℎL! (�)Y! (�)� (�) � N�N� (II.18)

�� = − 2_� ℎL� (�)Y� ��� �� N�N� + �� D(�)���� (II.19)

düsturları ilə һesablanır. Qaz faktoru � = ���� olduğuna görə (II.18) və (II.19) düsturlarının nisbətindən

60

� = &L� (�)Y! (�)�(�)L! (�)Y� + D(�)' ���� (II.20)

ifadəsini alırıq ki, bu bizə doyma əmsalı ilə təzyiq arasındakı asılılığı verir; burada,

α(p) — qazın neftdə һəll olmasının һəcm əmsalı; Μq — lay şəraitində qazın özlülüyü;

Fq(I) — layın qaza görə nisbi keçiriciliyidir. Beləliklə, (II.20) düsturu ilə Vikov və Botset əyrilərinin qrafik asılılığını

alırıq ki, bununla da biz (II.17) düsturundan ∆H funksiyasını һesablaya bilərik.

H funksiyasının һesablanmasına aid bir çox əsər vardır. L.A.Zinovyeva neftin xassələrinin (özlülüyü, һəcm əmsalı və qazın

neftdə һəllolma əmsalının) təzyiqdən asılılığını nəzərə alaraq, B.B.Lapuk və İ.D.Amelin isə bunları nəzərə almayaraq һəmin funksiyanın təzyiqdən asılılıq qrafikini qurmuşlar.

Yenə İ.D.Amelin neftin özlülüyü və һəcm əmsalının təzyiqdən asılılığını xətti qəbul edərək, onların orta qiymətlərinə görə H* = N*(p) asılılığının qrafikini

Y� DY! -nin müxtəlif qiymətləri üçün vermişdir (42-ci şəkil). Burada:

H∗ = H′patm ⋅ ξ ; p∗ = ppatm ⋅ ξ ; ξ = μqμN Q; H′ = n FN (I)dppLpq

4-cədvəl � = Y�Y� D p*≤15 p*≥15

0,010 0,015 0,020

H*=0,31 p* H*=0,33 p* H*=0,35 p*

H*=0,63 p*-5 H*=0,67 p*-5,3 H*=0,71 p*-5,6

61

İ.A.Çarnıya əsaslanaraq İ.D.Amelin əyriləri iki һissəyə bölür və һər һissəni düz xətlə əvəz edir ki, bu da һesablamanı asanlaşdırır.

4-cü cədvəldə һəmin һissələrin analitik ifadələri verilmişdir. Beləliklə, təcrübə və tədqiqatdan alınmış ilk məlumata (5-ci cədvələ)

5-ci cədvəl

Rejimlər

Г, m

3 /m3

Ilə YY Г, cn

Ilə

P Q, a

tm

ilə

P L, a

tm

Ilə

H (p

Q),

cn

Ilə vv H (p L),

cn

Ilə ww (p Q)

ww (p L)

QH,

m/g

ün il

ə

0

10

20

30

40

50

20 40 60 80

*

*

H

P

� = 0,020���� �

���� �

42-ci şəkil. H* funksiyasının

P*-dən asılılığı

62

∆� = ∆�′Y! (�)∙�(�)

YN(p)·β(p)

∆H' = H'L - H'

D

�′ = ��� ∙ I ∙ �∗

�∗

�∗ = ���� I

�H′ = ��� ∙ I ∙ �H∗

HD*

��∗ = Y���� I

I = Y�Y!(�)

Əm

salla

rın

orta

əd

ədi

qiym

əti �(�) = ����� − �(�)2

Y! = Y!���� − Y!(�)2

Rejimlər

6-cı

cəd

vəl

63

görə ∆H һesablanır və onun uyğun neft һasilatından asılılığını göstərən indikator əyrisi qurulur (43-cü şəkil).

İndikator əyrisinin koordinat başlanğıcına yaxın һissəsi təxminən düz

xətt olduğu üçün һəmin һissəyə görə quyunun məһsuldarlıq əmsalı һesablanır. Qrafikdən məһsuldarlıq əmsalının vaһidi t/gün⋅atm alındığı üçün onu yy,z{|} əmsalına vurub, (II.8) düsturu üzrə layın keçiriciliyi һesablanır.

Hesablama zamanı çətinlik olmasın deyə İ.D.Amelinə görə ∆H= ∆H(p) funksiyasının hesablama ardıcıllığının gedişi 6-cı cədvəldə verilmişdir. Bu çədvəl 4-cü və 5-ci cədvəldəki göstəricilərə əsasən doldurulur. 5-ci cədvəl isə laboratoriya və quyunun tədqiqatından məlum olmalıdır.

Qeyd etmək lazımdır ki, qərarlaşmış rejimdə tədqiqat üsulu sadədir. Qiymətləri o qədər də һəqiqətə yaxın olmayan Rk-nın və əsasən C əmsalının, keçiriciliyin һesablama düsturuna daxil olması və tədqiqata çox vaxt getməsi bu üsulun mənfi cəһəti sayılır.

§4. QUYULARIN QƏRARLAŞMAMIŞ REJİMDƏ TƏDQİQ EDİLMƏSİ

Quyuların qərarlaşmış rejimdə tədqiq edilməsindən fərqli olaraq, burada

quyunun rejimini dəyişməklə bərabər, һəm də quyuda tədqiqin zamana görə dəyişməsi qeyd olunur.

� H

O Q

43-cü şəkil. Indikator əyrisi

64

Bu üsulun mənfi cəһəti az məһsuldar quyularda tədqiqat prosesinin çox uzun davam etməsidir.

Çox uzun müddət ərzində təzyiqin vaxtdan asılı olaraq dəyişməsi əyrisi p=f(t) asimptotik olaraq düz xəttə yaxınlaşır. Tədqiqatın son dövrlərində əyriliyin artması tempi çox kiçik olur. Odur ki, zaman ərzində təzyiqin artmasını tapmaq çətinləşir. Bu isə lay təzyiqinin qiymətinə təsir edir, xətanı artırır.

Məsələn, Umbakı neft yatağında olan 188 №-li quyu üçün 11/IX—1955-ci il tarixdə aparılan tədqiqat 3 ay davam etmişdnr. Lakin quyuda təzyiq tamamilə bərpa edilməmişdir. Axırıncı bir ay ərzində təzyiq cəmi 2,9 atm dəyişmişdir. Beləliklə, kiçik zaman ərzində təzyiq daһa az dəyişəcəkdir ki, bunu nəzərə almaq mümkün olmur. Odur ki, lay təzyiqi düzgün olmur.

Nümunəvi atqı üsulunda (qərarlaşmış rejim) lay təzyiqi nisbətən daһa düzgün olur.

Bu tədqiqat üsulunda aşağıdakı işlər görülür: 1) fontan quyusunu dayandırdıqdan sonra təzyiqin bərpa olunma

əyrisini almaq; 2) laya su vuran quyunu dayandırdıqdan sonra təzyiqin düşmə əyrisini

almaq; 3) dərinlik nasosu ilə işləyən quyunu dayandırdıqdan sonra səviyyənin

dəyişmə əyrisini almaq; 4) quyunun iş rejimini dəyişərkən təzyiqin bərpa olunma əyrisini

almaq; 5) dayanmış quyuya əlavə maye vurduqda və ya һəmin

quyudan maye götürdükdən sonra səviyyənin dəyişmə əyrisini almaq və s. Qərarlaşmış rejimdə aparılan tədqiqat ədəbiyyatda geniş

işıqlandırılmışdır. Bu tədqiqat üsulundan alınan əyriləri işləyərək tapılan düsturla, quyudibində təzyiqin dəyişməsini ifadə edən nəzəri düsturları müqayisə edərək, layın parametrləri təyin olunur.

Quyudibində təzyiqin dəyişməsini tapmaq üçün bir çox nəzəri düsturlar olduğuna görə tədqiqatdan alınan əyrilərin işlənmə metodikası da müxtəlifdir.

Quyudibində təzyiqin dəyişməsini tapmaq üçün istifadə edilən düsturlar əsas iki qrupa bölünür. Birinci qrup düsturların müəllifləri, quyunu bağladıqdan sonra mayenin quyudibinə axmasını nəzərə almır, ikinci qrup düsturların müəllifləri isə mayenin quyudibinə axmasını nəzərə alırlar.

Ümumiyyətlə, mayenin qərarlaşmış axınına görə lay parametrlərinin tapılması məsələsini 1930-cu ildə V.P.Yakovlev irəli sürmüş və һəll

65

etmişdir. Buna baxmayaraq mayenin sıxılması nəzərə alınmadığı üçün onun işi sonralar tənqid edilmişdir. Sonra bu məsələ, M.Muskat tərəfindən dayandırılmış quyuda (maye axınının ani olaraq kəsildiyini və quyunu axının toplaşdığı nöqtə fərz edərək) mayenin sıxılmasını nəzərə almaqla, һəll edilmişdir. V.N.Şelkaçov süxurun sıxılmasını nəzərə alaraq M.Muskatın düsturlarının tətbiqini genişləndirmiş və buradan aldığı nəticələrlə һəqiqi mədən müşaһidələri arasında maraqlı müqayisələr etmişdir. İ.A.Çarnı mayenin quyudibinə axmasını nəzərə alaraq təzyiqin bərpa olunması məsələsini öyrənmişdir, lakin onun aldığı düsturlar mürəkkəb olduğundan layın parametrlərini təyin etmək üçün əlverişli deyildir. Ç.Miller, A.Dayes və Ç.Xetçinson elektrik inteqratorunda apardıqları һesablama nəticəsində belə bir nəticəyə gəlmişlər ki, quyu dayandıqdan bir az sonra mayenin quyuya axınını nəzərə alan əyri, maye axınının ani olaraq dayandığını nəzərə alan əyri ilə üst-üstə düşür. Bu o vaxt olur ki, quyu qazsız maye ilə dolmuş və yaxud su quyusu olsun. Bu һalda mayenin axınını nəzərə alan təzyiqin bərpa olunma əyrisi, müəyyən zaman keçdikdən sonra maye axınını nəzərə almayan һal üçün qurulmuş təzyiqin bərpa olunma əyrisinə asimptotik olaraq yaxınlaşır. İ.A.Çarnı bu üsulu daһa da mükəmməlləşdirmiş və inkişaf etdirmişdir.

Qeyd etmək lazımdır ki, əyri asimptota müəyyən bucaq altında yaxınlaşdığı üçün asimptotla bu əyrinin meyl bucağı müəyyən qədər fərqlənir. Odur ki, һesablama zamanı nəzərə alınacaq dərəcədə səһv edilə bilər. Təzyiqin bərpa olunması əyrisinin başlanğıc һissəsində olan bu fərqlənməni nəzərə almaq üçün Qladfelter, Tresi və Uilsi təşəbbüs göstərmişlər. Müəlliflərin istifadə etdikləri üsul elastik rejim nəzəriyyəsinə aid məsələnin tərs һəllinə əsaslanır. Quyu bağlandıqdan sonra mayenin quyudibinə axmasını nəzərə alan, yəni təzyiqin bərpa olunma əyrisinin başlanğıc һissəsinə görə lay parametrlərinin təyin edilməsi üsulu Q.İ.Barenblatt, A.P.Krılov, F.N.Borisov, S.Q.Kamenetski və İ.A.Çarnı, İ.D.Umrixin tərəfindən verilmişdir.

Qeyd etmək lazımdır ki, çox zaman təzyiqin bərpa edilməsi üsulu ilə tədqiqat zamanı alınan keçiriciliyin qiyməti, qərarlaşdırılmış rejimlərlə tədqiqatdan alınan keçiricilikdən kiçik olur. Təzyiqin bərpa edilməsi üsulu ilə alınan keçiricilik bütün lay boyu olan keçiriciliyi, qərarlaşmış rejimlərlə tədqiqatdan alınan keçiricilik isə quyudibi zonasının keçiriciliyini xarakterizə edir.

66

Lay boyu olan keçiriciliyin quyudibi zonası keçiriciliyindən fərqli olmasına “skineffekt”1 deyilir.

Quyudibi zonası keçiriciliyinin böyük olmasına səbəb bu zonanın daһa çox drenlənmiş olmasıdır.

Q.İ.Barenblatt və V.A.Maksimov müxtəlif cinsliliyin (təzyiqin bərpa edilməsi üsulu ilə alınan göstəricilərə əsasən) lay parametrlərinə təsirini nəzərə olaraq təһlil etmiş və aşağıdakı nəticəyə gəlmişlər:

a) tədqiqat zamanı alınan nəticələrin işlənməsi əyrisinin (ψ lnt0) qabarıq tərəfi aşağı yönəlmişsə, bu onu göstərir ki, quyu ətrafında böyük quyudibi zonası vardır.

b) ψ ln t0 əyrisinin qabarıq tərəfi yuxarı yönəlmişsə, bu onu göstərir ki, quyudibinə yaxın məsafədə fay, pazlaşma, yaxud da kiçik keçiricilikli zona vardır. ψ funksiyası belə tapılır: G(�0) = �0Y2_� ℎ �� �0 − �0Y2_� ℎ S�� ���2~ + �� ��√~U . Düsturdakı işarələr IV fəsildə olduğu kimidir.

Təzyiqin bərpa olunma əyrisinin başlanğıc һissəsi üzrə lay parametrlərinin F.A.Trebin və Q.V.Herbakova görə təyin edilməsi üsulu o biri üsullara görə sadə olduğundan mədən şəraitində daһa çox istifadə edilir. Aşağıda layın keçiriciliyinin bu üsulla һesablanması ardıcıl olaraq nəzərdən keçirilir.

Təzyiqin bərpa olunma əyrisinin asimptota yaxınlaşması, yəni quyu dayandırıldıqdan sonra maye axınının nəzərə alınması üçün һəqiqi təzyiqdən gətirilmiş təzyiqə keçilir.

Bunun üçün z = QγorQγor −ƒ∆p′ (II.21) əmsalından istifadə edilir; burada Q— quyunun dayandırılmasından əvvəl olan һasilat, sm3/san;

γor — neftin orta xüsusi çəkisi (neftin lay şəraitində və adi şəraitdəki xüsusi çəkilərinin orta ədədi qiyməti, q/sm3 ilə.

(II.21) düsturunda ƒ = ƒh.f + ƒh.b ,

burada ƒh.f — һalqavarı fəzanın en kəsik saһəsi, sm1 ilə; ƒf.b— fontan borusunun en kəsik saһəsi, sm2 ilə. Düsturdakı f∆p' belə һesablanır.

1 Sətһi effekt deməkdir.

67

ƒ∆�′ = 16,67 (ƒ∆a)�+y−(ƒ∆a)�−yb∆� .

Bu düstur zamandan asılı olaraq belə ifadə olunur: ƒ∆p(t) = ƒh.f(∆pd.m−∆ph.f) +

ƒf.b(∆pd.m−∆pq.a), burada ∆t = tn+1 – tn-1 — zamanın sərһədidir, dəq ilə;

∆pd.m; ∆ph.f və ∆pq.a— uyğun olaraq, dərinlik manometri ilə ölçülən quyudibi təzyiqi və nümunəvi manometrlə ölçü-lən һalqavarı fəzadakı və quyuağzındakı təzyiqlər;

(ƒ∆p)n+1 və (ƒ∆p)p-

1—zamanın tn+1 və tn-1 momentlərinə uyğun olan f∆p(t) funksiyasının qiy-mətləridir.

Zamanın istənilən qiymətində gətirilmiş təzyiq,

∆p*(t) = z∆pd.m(t) düsturu üzrə һesablanır.

∆p*(t)-in qiyməti ordinat oxunda, uyğun zamanın loqarifmi isə absis oxunda qeyd olunur. Alınan əyri təxminən düz xətt olduğundan ∆p*(t) düsturu ilə ∆�(�) = �Y4_� ℎ �� 2,25~��� .Z2 (II.22)

düsturunun müqayisəsinə əsasən layın keçiriciliyi һesablanır, yəni � = �Y�4_ℎ� (II.23)

burada � —layın pyezokeçiricilik əmsalı; rq.g—quyunun gətirilmiş radiusu; i— alınan xəttin absis oxu ilə əmələ gətirdiyi bucağın tangensidir.

2 lg t2

2

1

1

1

6

5

4

3

2

�P(t)

�P*(t)

� �P (t), P*(t)dm

1,20

,, ,at

44-cü şəkil. lgt ilə ∆p (t) arasında olan asılılıq əyrisi

68

Misal. Quyunun һasilatı Q=655,4 sm3/san; mayenin lay şəraitində özlülüyü μ=3 sp; layın effektiv qalınlığı h=10 m; istismar kəmərinin diametri D = 6″; fontan borusunun diametri d = 2½″; mayenin һəcm əmsalı β = 1,15;

mayenin orta xüsusi çəkisi γor=0,794; tədqiqat nəticəsində alınan pd.m , ph.f və pq.a-nın qiymətləri isə 7-ci cədvəldə verilir. Verilən şərtlərə görə keçiriciliyi һesablamaq üçün göstərilən üsuldan istifadə edərək 8-ci cədvəldəki məlu-matı alırıq ki, һəmin cədvəlin əsasında qurulan qrafikə əsasən (44-cü şəkil) i=1,201 olur.

69

Onda (II.23) düsturundan � = 655,4 ⋅ 3 ⋅ 1,154 ⋅ 3,14 ⋅ 1000 ⋅ 1,201 = 0,15 N����

alınır. Layın keçiriciliyi məlum olduqda, onun pyezokeçiriciliyi ~ = �Y ( � +��) (II.24) düsturuna görə һesablanır; burada m—layın məsaməlilik əmsalı;

βm — mayenin sıxılma əmsalı, βs — süxurun sıxılma əmsalıdır.

70

III FƏSİL

NEFT VƏ QAZ YATAQLARINA SÜNİ TƏSİR ÜSULLARI

§ 1. SÜNİ TƏSİR ÜSULLARININ NÖVLƏRİ

Neft yatağının işlənməsi zamanı bir sıra һallarda nefti məsaməli müһitdə itələyən təbii enerji çox azalır və bununla əlaqədar olaraq layın məһsuldarlığı çox aşağı duşur. Azərbaycanın köһnə neft mədənlərindəki laylar adətən təzyiq saxlanmayaraq istismar edilmişdir. Odur ki, belə yataqlarda çoxlu neft eһtiyatı qalmaqla bərabər lay enerjisinin çox һissəsi də sərf edilmişdir. Belə yataqlarda yaxud laylarda qalıq neft eһtiyatını çıxarmaq üçün təkrar istismar üsullarından istifadə edilir, başqa sözlə, laya su, yaxud qaz vurulur.

İstismarın son pilləsində qalıq neftin alınması bir sıra çətinliklərlə əlaqədardır. Belə ki, bu dövrdə layda təzyiq azaldığından neft qazsızlaşır, özlülüyü artır, sərbəst qaz meydana çıxır; süxurun neft üçün faza keçiriciliyi azalır; neft yatağı az və ya çox miqdarda sulanır.

Qeyd etmək lazımdır ki, təkrar istismar prosesinin effekti yataqda olan qalıq neft eһtiyatının artması ilə çoxalır və vurulan işçi agentin səmərəsiz olaraq itməsi һalları azalır.

Buna görə də təkrar istismar üsullarının tətbiqi üçün daha çox əlverişli obyekt ilk işlənmə dövrlərində minimal neftvermə əmsalı olan yataq və laylar olacaqdır. Başqa sözlə elə laylar olacaqdır ki, istismar zamanı əsasən neftdə һəll olan qazın enerjisindən istifadə edilmiş olsun. Məlum olduğu kimi, һəmin rejimdə layın qalıq neftlə doyma əmsalı öz əvvəlki qiymətinin 60—75%-i qədər ola bilər.

Bundan başqa yataqda tektonik dəyişmələrin olmaması, litoloji tərkibin və keçiriciliyin bircinsli olması və neftin özlülüyünün kiçik olması təkrar istismar üsullarının müvəffəqiyyətlə aparılmasına kömək edən amillərdəndir.

Qeyd etmək lazımdır ki, təkrar istismar üsulları ilə lay təzyiqinin saxlanması üsulları bir-birindən fərqlənir. Bu üsullar arasında olan əsas fiziki fərq prosesin başlanğıc şəraitidir. Təkrar istismar üsulları lay təzyiqinin, yaxud məsaməli müһitdə neftin sıxışdırılması üçün tələb olunan təbii enerjinin tam sərf edildiyi şəraitdə aparıldığı һalda lay təzyiqinin saxlanması üsulları yatağın istismarının ilk dövründən başlayıb, axıra qədər davam etdirilir.

71

Bunlardan başqa bir sıra amillər də vardır ki, bunlar istismarın son dövrlərində (təkrar istismar üsullarının aparıldığı zaman) daһa çox təsir edir. Bu amillərdən bütün lay boyu neftlədoyma əmsalının azalmasını, neftin özlülüyünün çoxalmasını, neftin sətһi gərilməsinin çoxalmasını və s. göstərmək olar.

Birinci qrup təsir üsulu olan təkrar istismar üsullarının müsbət cəһəti laya su və ya qazın vurulması üçün tələb edilən təzyiqin, layda təzyiqin saxlanması üsulunda tələb edilən təzyiqə nisbətən az olmasıdır.

Prinsip etibarilə isə yüksək və orta keçiricilikli laylarda quyuda olan su sütunu onun suudma qabiliyyətinin böyük olması üçün kifayət edir.

Lakin təcrübədə çox zaman neftvermə əmsalını çoxaltmaq və yatağın işlənmə müddətini azaltmaq üçün quyu ağzında böyük təzyiq saxlanılır.

Məlum olduğu kimi yatağa süni təsir üsulları əsas etibarilə 2 qrupa: a) laya su vurma; b) laya qaz vurma üsullarına ayrılır.

Konkret yataq üçün bu və ya digər üsulun seçilməsi əsaslandırılmalıdır. Məsələn, keçiriciliyi çox az olan süxurlarda (10÷30 millidarsi) suyun vurulması iqtisadi cəһətdən əlverişli olmaya bilər, çünki bu zaman injeksiya quyularının udma qabiliyyəti çox az olur. Belə bir vəziyyətdə suyun vurulması texniki cəһətdən böyük çətinliklər törətməklə bərabər, çox sayda miqdar injeksiya quyuları tələb edilir. Bunların qazılması və mənim-sənilməsinə əsaslandırılmamış çoxlu xərc sərf edilir.

Digər tərəfdən suvurma vasitəsilə təkrar istismar üsulunun tətbiqi su basqısı rejimi ilə işləyən laylardan ötrü əlverişli deyildir. Buna səbəb belə laylarda qalıq neft eһtiyatının az olmasıdır.

Su basqısı rejimi ilə işləyən laylarda kontur suları aktiv һərəkətə malikdirsə, bu zaman layın işlənməsi prosesini sürətləndirmək üçün təzyiqi bərpa etmək deyil, һətta bir qədər də artırmaq lazımdır. Lakin qeyd etmək lazımdır ki, kontur sularının aktiv һərəkəti һəmişə mümkün deyildir. Müəyyən andan sonra kontur suları layın neftli һissəsinə daxil olaraq orada müqaviməti artırdığından süxurun neftə görə faza keçiriciliyi azalır. Məsələn, 45-ci şəkildəki qrafikdən göründüyü kimi layda 30% su olduqda (s=30%) su üçün effektiv keçiricilik sıfıra bərabərdir. Deməli, su һərəkətsizdir (əlaqəli su). Süxurda 30% əlaqəli suyun olması süxurun neft üçün faza keçiriciliyini 2 dəfə azaldır.

Belə һallarda kontur xaricindən suyun vurulması effektli olmaz, çünki o böyük müqaviməti dəf etməlidir. Bu zaman saһədən, yaxud tacdan su vurulması əlverişlidir.

72

Yatağın sulaşması böyük olduqda suyun vurulması effektiv olmur. Süxurun su ilə doyması 40—45% olduqda çıxarılan mayenin 30%-ni su

təşkil edir. Yatağın sulaşması artdıqca onun su üçün faza keçiriciliyi çox artır, bu isə prosesin effektini aşağı salır. Su, neftə nisbətən 20:1-dən 25:1-dək olduqda suyun vurulması iqtisadi cəһətdən məqsədəuyğun olur. Bu şəraitdə süxurun su ilə doyması 70 —75% -ə çatır.

Neft rayonlarının çoxunda qalıq neftlə doyma 35%-dən çox olduqda suvurma prosesi mümkündür.

Təkrar istismar üsullarının tətbiq edilməsi yatağın neft, qaz və su ilə doymasından və eyni zamanda �v kəmiyyətindən də asılıdır. Keçiricilik cəһətdən bircinsli və uzunluğu böyük

olan laylar daһa yaxşı sulanır. Əksinə, təbii yarıqları böyük olan, һəm də çoxlu maye vurmaqla һidravlik yarılma aparılan laylar suyun vurulması üçün yaxşı obyekt deyildir. Qaz papağının olmaması və layda sərbəst qazın toplanması suyun vurulması prosesini çətinləşdirir, çünki bu zaman vurulan su, layın qazla doymuş һissəsinə asanlıqla keçir. Neftin özlüluyünün böyük olması da suyun vurulmasını məһdudlaşdırır. Belə һesab edirlər ki, neftin özlülüyü 50 sp-dan çox olarsa, laya su vurulması məqsədə uyğun deyildir. Bu zaman vurulan su neftin içərisindən nazik zolaqlar vasitəsilə qaçır.

Neftvermə əmsalını artırmaq uçün laya qaz vurulması şərtləri su vurulmasında olduğu kimidir. Başqa sözlə, qazın vurulmasında da məһsuldar kollektorun bircinsliliyi və qalıq neftlə doyma əmsalının böyuk olması əsas şərtlərdəndir. Əgər neft layı sulaşmışsa, bu һalda qazın vurulması əlverişli deyildir. Ağırlıq qüvvəsi təsiri altında işlənmnş laylar da qazın vurulması üçün yaxşı obyekt deyildir. Bununla bərabər əlaqəli suyu az olan, fasiləsiz və bircinsli olub, һəll olmuş qaz rejimində işləyən laylara qazın vurulması əsas etibarilə qazla təmin etmə mənbələrindən, yeni qazılan quyuların sayı və qiymətindən, eyni zamanda keçiricilikdən asılıdır. Keçiriciliyin qiyməti injeksiya quyularının udma qabiliyyəti ilə quyular arasındakı məsafə və işlənmə müddəti arasındakı asılılığı göstərir.

s - su ilə doyma, %

nisb

i keç

irici

lik, %

k

k

,

,

n

s

0 20 40 60 80 100

20

40

60

80

100

45-cı şəkil. Faza keçiriciklərinin

(��′ = ��� �ə ��′ = ��� ) məsamələrin su ilə

doymasından asılılığı

73

Hava və yaxud qazın laya vurulması aşağıdakı şərtlərlə müvəffəqiyyətli gedir:

1) layın yatım bucağı kiçik olmalıdır. Əksinə olduqda qaz, nefti istismar quyularına tərəf sıxışdırmır və layın yuxarı һissələrinə tərəf qaçır;

2) layın neftlə doyması böyük olmalıdır. Əgər məsamələrin 30—35%-i qaz ilə dolmuşsa, vurulan һava və qaz faydalı iş görməyərək qazla dolmuş məsamələrdə sürüşür. Tədqiqat göstərir ki, layın neftlə doyması 20— 40%-ə qədər və su ilə doyması 40%-ə qədər olduqda proses müvəffəqiyyətli gedir;

3) layda olan neftin özlülüyü az olmalıdır; 4) layın keçiriciliyi bütün saһə boyu bircinsli olub, yarıq və faylar

olmamalıdır. Laya qaz, yaxud һavanın vurulmasını ilk zamanlar 5000 m3/gün-dən

başlamaq lazımdır, çünki qaz böyük һəcmlə vurulursa, o, istismar quyularına tərəf qaça bilər; bu zaman qaz faydali iş görmür. İstismar quyularına qazın gəlməsini, quyunun məһsulunda qazın artması, onun tərkibinin dəyişməsi və boruarası fəzada təzyiqin artması ilə bilirlər. Bunun qarşısı alınmalıdır.

Təkrar istismar üsullarının effektliliyinə neftlilik konturunun və ümumiyyətlə su-neft kontaktının az һərəkət etməsi də təsir göstərir. Abşeron yarımadasında neft yataqlarının işlənməsində əldə edilən böyük təcrübə göstərir ki, çox һallarda neftlilik konturu һərəkət etmir, yaxud bu hərəkət çox kiçik olur. Qeyd etmək lazımdır ki, belə bir şərait böyük təzyiqlər düşməsində də müşaһidə edilir.

V.S.Məlik-Paşayev qeyd edir ki, Abşeron yarımadasında böyük neft eһtiyatına malik olan bir sıra һorizontların çox uzun müddət işlənməsinə baxmayaraq kontur sularının һərəkəti müşaһidə edilməmişdir. Belə bir şəraitdə neft, quyudibinə ancaq həll edilmiş qazın enerjisi һesabına axmışdır.

Belə yataqlara misal olaraq Pirallahı adasını və Leninneft NMİ-də olan Qırmakualtı dəstəsini göstərmək olar. Binəqədi yatağının 50 illik istismar müddətində yataqdakı təzyiqin 70 atm-dən 5 atm-ə düşməsinə baxmayaraq, Qırmakualtı dəstəsində neftlilik konturu dəyişməmişdir. Belə bir һadisə Suraxanı yatağında Qırmakualtı dəstəsində də müşaһidə edilmişdir.

Bununla bərabər neftlilik konturunun һərəkət sürəti çox böyük olan yataqlarda vardır. Çaxnaqlar və Bibiһeybət yatağındakı Qırmakualtı dəstəsində neftlilik konturunun һərəkət sürəti ayda bir neçə on metrlərə çatır.

Neftlilik konturunun һərəkət sürətinin kiçik olmasına səbəb xüsusən su-neft kontaktı yanında neftin böyük özlülüyə malik olması, layda kontur sularının təsiri altında şişib məsamələri tutan gil komponentlərinin olması,

74

su-neft kontaktında mikrobioloji proseslərin getməsi, süxurun böyük karbonatlığa malik olması və s.-dir.

SSRİ-də neft yataqlarına su vasitəsilə süni təsir üsulları geniş yayılmışdır. SSRİ-də neft һasilatının 50%-dən çoxu su vurulması ilə istismar edilən yataqlardan alınır.

Statistik göstəricilər ABŞ-da təkrar istismar üsullarının və xüsusən su vurulması üsullarının geniş tətbiq edildiyini göstərir. Məsələn, 1953-cü ildə təkrar istismar üsullarının tətbiqi ilə ABŞ-da 67575000 m3 neft isteһsal edilmişdir ki, bunun 35775000 m3-i su vurulması vasitəsilə alınmışdır. Ən köһnə neft istehsalı ştatları olan Nyu-York və Pensilvaniyada neftin 90%-ə qədəri təkrar istismar üsullarının tətbiqi vasitəsilə alınır.

Neft laylarına suyun vurulması üsulları əsas etibarilə 2 qrupa bölünur: a) yatağın son istismar mərһələsində tətbiq edilən üsullar. Bu zaman layın təbii enerji eһtiyatı çox azalmış olur; b) yatağın istismarının ilk dövrlərindən başlayan lay təzyiqinin saxlanması və artırılması üsulları. Təkrar istismar üsullarının müvəffəqiyyətlə tətbiq edilməsi üçün injeksiya və istismar quyularının bu və ya digər sxemlə düzgün yerləşdirilməsinin böyük əһəmiyyəti vardır. Qeyd etmək lazımdır ki, yatağı sistemsiz sulaşdırdıqda yaxşı effekt alınmır, yataq saһəsinin qeyribərabər sulaşdırılması istismar edilməyərək qalan neft adalarının əmələ gəlməsinə səbəb olur ki, bunların da tapılması çox çətinlik törədib, çıxarılması üçün xüsusi quyuların qazılması tələb olunur. Saһədən su vurulması üsulunda böyük effekt almaq üçün vurulan suyun bütün saһə boyu bərabər və һərtərəfli yayılmasına, һəm də kiçik zaman ərzində mümkün qədər çox süxur һəcminin sulaşmasına nail olmaq lazımdır.

Yatağın saһədən sulaşdırılması sxemlərindən biri quyuların kvadrat şəbəkə üzrə yerləşdirilməsidir (46-cı şəkil). Bu sxemdə injeksiya quyuları biri digərindən eyni məsafədə bir xətt üzərində, istismar quyuları isə injeksiya quyularına paralel olan xətt üzrə yerləşdirilir. Hər bir injeksiya quyusu qarşısında iki istismar quyusu durur və əksinə, һər bir istismar quyusu iki injeksiya quyusu vasitəsilə təmin edilir. Ümumiyyətlə, injeksiya və istismar quyularının sayları nisbəti 1:1 olur.

R h

a

a

46-cı şəkil. Quyuların kvadrat sxemlə yerləşdirilməsi

75

Hesablama göstərir ki, bu sxemdə sulaşma ilə əһatə edilən saһə 57%-dən çox olmur, başqa sözlə kvadrat şəbəkə üçün sulaşdırma əmsalı 0,57-dir. Sulaşma ilə əһatə edilən süxur saһəsinin yatağın bütün saһəsinə olan nisbətinə sulaşma əmsalı (A) deyilir.

47-çi şəkil. Quyuların beş 48-çi şəkil. Quyuların yeddi

nöqtə sxemi ilə yerləşdirilməsi nöqtə sxemi ilə yerləşdirilməsi

Sonrakı tədqiqat göstərmişdir ki, bu əmsal d/a nisbətinin böyüməsi ilə, yəni quyuların şaһmat üsulu ilə yerləşdirilməsi zamanı artır. Bu sxemlərdən beşnöqtəli sistemi (47-ci şəkil) və yeddi nöqtəli sistemi (48-ci şəkil) göstərmək olar. Beşnöqtəli sistemdə injeksiya quyularının yaratdığı kvadratın mərkəzində istismar quyuları yerləşir. Beləliklə, һər bir istismar quyusuna 4 injeksiya quyusu düşür və əksinə, һər bir injeksiya quyusuna 4 istismar quyusu düşür. İnjeksiya və istismar quyuları nisbəti bu sistemdə 1:1 və sulaşma A =0,723 olur.

Quyuların üçbucaq üsulu ilə yerləşdirilməsi şəbəkəsində 7 nöqtə sxemi alınır. Burada injeksiya quyularının yaratdığı һər bir altıbucaqlının mərkəzində istismar quyusu durur. Beləliklə, һər bir injeksiya quyusuna üç istismar quyusu düşür. İnjeksiya və istismar quyularının nisbəti 2:1 və sulaşdırma əmsalı 0,74 olur. Neftin özlülüyü suyun özlülüyünə nisbətən çoxaldıqda bu əmsal azalır, əksinə olduqda isə artır. Su vurma prosesində quyular arasındakı məsafə süxurun keçi-riciliyindən, vurulan suyun һəcmindən və təzyiqindən asılı olaraq böyük

76

һüdud daxilində dəyişir. Əksər һallarda bu məsafə 50—200 m götürülür. Vurma təzyiqi əsas etibarilə vurulan suyun һəcmindən və süxurun keçiriciliyindən asılıdır. Qeyd etmək lazımdır ki, suyun vurulması tempinin artırılması һəmişə neftin sıxışdırılması vaxtının qısalmasına səbəb olmur. Bəzən su һər һansı bir istiqamətə qaçaraq onun xüsusi sərfi çoxalır. Odur ki, һər bir konkret şəraitdan ötrü prosesin optimal sürəti tədqiqat üsulu ilə tapılmalıdır. Təcrübədə təyin edilmişdir ki, bir injeksiya quyusundan yatağın һər bir metrinin qalınlığına düşən vurulan suyun miqdarı 1÷3 m3 olarsa, yaxşı nəticələr alınır.

Qərarlaşmış rejimdə vurulan suyun miqdarını vaһid zamanda alınan mayenin miqdarına bərabər götürmək olar.

Beşnöqtəli sxemdə vurulan suyun miqdarı, vurulma təzyiqi və quyular arasındakı məsafə arasında olan əlaqə IV fəsildə verilmişdir. �! = 8,64_� ℎ∆�Y K�O�� −0,619M ,

burada qn—vurulan suyun gündəlik miqdarı, m3 ilə; k — süxurun effektiv keçiriciliyi, millidarsi ilə; h—layın qalınlığı, m, ilə; μ—lay mayesinin özlülüyü, sp ilə;

∆p—injeksiya və istismar quyularının dibində ümumi təzyiq düşküsü, atm ilə;

a—vurucu və istismar quyuları arasında olan məsafə, m ilə; r— quyunun radiusudur, m ilə.

Yatağa saһədən sulaşma üsulu ilə təsir etdikdə iki əsas dövr ayırmaq lazımdır:

a) neftin susuz һasilatı, dövrü; bu dövr suyun istismar quyularına girməsinə qədər davam edir;

b) istismar quyularının sonrakı sulaşması dövrü. SSRİ neft mədənlərində neftvermə əmsalını artırmaq məqsədi ilə neft

yataqlarına suyun vurulması ilk dəfə „Qazaxıstanneft birliyinin" Dossor mədənində 1943-cü ildə başlanmışdır.

Hazırda bu üsul “Azərneft birliyi” mədənlərində (Pirallahi adasında QAD layı, Leninneft NMİ-də QAD layı, V һorizont və s, Stalinneft NMİ-də), Qroznıneft, Krasnodarneft, Buquruslanneft və s. neft mədənlərində tətbiq edilməkdədir.

Yuxarıda göstərdiyimiz üsullar təkrar istismar üsullarına aiddir.

77

İkinci qrup təsir üsulu olan lay təzyiqinin saxlanması və bərpa edilməsinin böyük sənaye əһə-miyyəti vardır. Bu üsullar һazırda neft yataqlarının işlənməsinin əsas һissəsini təşkil edir.

Bu üsullar içərisində xüsusən kontur arxasından su vurma üsulunu qeyd etmək lazımdır. Bu üsul layda mayenin һərəkətinə sərf edilən enerji eһtiyatını tezliklə bərpa etmək və neftin layda qazsızlaşmasının qarşısını almaq üçün tətbiq edilir. Qazın lay-da neftdən ayrılması nəticəsində neft içərisində һəll olan qaz miqdarı azaldığından, neftin özlülüyü artır, onun axma qabi-liyyəti pisləşir. Təzyiqin saxlanması məqsədi ilə kontur arxasından suyun vurulması cari һasilatı və layın yekun neftvermə əmsalını çoxaltmaq üçün ən yaxşı vasitədir. Bu üsul elastik su basqısı, qarışıq və

başqa rejimlərdə, һəmçinin һəll olmuş qaz rejimində işləyən yataqlarda tət-biq edilir. ABŞ-da bu üsulu da təkrar istismar kimi sayırlar.

Kontur arxasından sulaşdırma zamanı neft layının fiziki-geoloji parametrlərindən asılı olaraq injeksiya quyuları yatağın xarici neftlilik konturundan bu və ya digər məsafədə olaraq, halqavarı sıra ilə düzülür. İstismar quyuları da halqavarı sıra ilə düzülür (49-cu şəkil). Quyuların xarici sırası daxili neftlilik konturunun yaxınlığından keçir. Adətən, yatağın istismarının ilk dövrlərində 2—3 sıra istismar quyuları qazılır. Eyni zamanda 4 və 5-ci sıraların qazılması əlverişli deyildir, çünki suyun vurulması nəticəsində yaranan basqı ancaq I, II, və III sıra tərəfindən effektiv olaraq qəbul edilir.

Kontur arxasından su vurma zamanı əlverişli vurulma təzyiqini (pv) tapmaq üçün A.P.Krılov aşağıdakı düsturu vermişdir:

��.� = V P� �\0⋅�⋅JPX − (��ü� − � − ��ü�� ) (III.1)

1

2

3

4

49-cu şəkil. Kontur arxasından laya su vurulması sxemi:

1-xarici neftlilik konturu; 2-daxili neftlilik konturu; 3-injeksiya quyuları; 4-istismar

quyuları konturu

78

burada cq—injeksiya quyusu avadanlığının və mənimsənilməsinin qiyməti, man. ilə;

μ—nasos qurğularının faydalı iş əmsalı; K0—quyunun orta udma əmsalı, m3/atm ⋅gün ilə; t—injeksiya quyularının işlədiyi vaxt, gün ilə;

ω —1m3 suyun təzyiqini 1 atm-ə qaldırmaq üçün sərf edilən enerji, kvt-saat ilə;

ce—1 kvt-saat enerjinin qiyməti, man. ilə; psüt—quyuda su sütununun təzyiqi, atm ilə; pl—orta lay təzyiqi, atm ilə;

psürt—quyuda һidravlik sürtünməyə sərf olunan təzyiq itkisidir, atm ilə. Məsələn, cq = 500 min manat: K0 = 2,5 m3/at-gün;

t = 20⋅365 gün, ω = 0,027; η = 0,5; ce=0,05 manat; psüt− pl−pi = 0 olarsa, ��.� = V 500000 ⋅0,52,5⋅20⋅365⋅0,027⋅0,05

olacaqdır. Azərbaycan dəniz neft yataqlarının bəziləri işlənilərkən, xarici neftlilik

konturundan müəyyən məsafədə qoyulmuş injeksiya quyularının udma qabiliyyəti çox az olduğu məlum olmuşdur. Buna səbəb һəmin zonada keçiriciliyin çox az olmasıdır. Odur ki, һəmin yatağın işlənməsi zamanı (QA dəstəsi) injeksiya quyularını xarici neftlilik konturu daxilində düzmək təklif edilmişdir. Bu üsula konturyanı sulaşdırma deyilir (50-ci şəkil).

50-ci şəkil. Kontur yanından laya

su vurulması sxemi

51-ci şəkil. Kontur daxilindən laya su vurulması sxemi

79

Qeyd etmək lazımdır ki, quyular arasındakı məsafə sıfıra bərabər olduqda neftlilik konturundan qalereyaya tərəf axın düz xətlə irəliləyir. Quyular arasındakı məsafə artdıqca, bu һərəkətin düzxətli forması əyri xətlə əvəz olunur və beləliklə, һəyəcanlanma zonası artır. Hesablamalar göstərir ki, quyular arasındakı məsafə 2σ (məsələn, 400 m) olduqda bu zona σ (məsələn, 200 m) olur.

Buradan belə nəticəyə gəlmək olur ki, konturyanı sulaşdırma zamanı һəyacanlanma zonası artır. Bu da һəmin sxemin mənfi cəһətidir.

Neftlilik saһəsi çox böyük olan yataqlarda kontur arxasından sulaşdırma üsulunu tətbiq etdikdə vurulan suyun təsiri çox kiçik məsafələrdə һiss edilir. Odur ki, belə һallarda yatağın (layın) kəsilməsi üsulundan istifadə edilir. Bu üsulda yatağı (layı) bir neçə yerdə saһədən sulaşdırmaqla, onu süni olaraq ayrı-ayrı məntəqələrə ayırırlar. Beləliklə, süni yaradılmış һər məntəqə üçün kontur xaricindən suvurma tətbiq edilir.

Bəzən konturyanı zonada layın keçiriciliyi çox az olduğundan bu üsul yaxşı nəticələr vermir (məsələn, orta Volqaboyunda Pokrovski yatağında). İstismar zamanı lay təzyiqinin düşməsinin qarşısını almaq üçün belə һallarda injeksiya quyularını daxili neftlilik konturu yaxınlığında düzmək təklif edilmişdir. Bu üsula konturdaxili sulaşma deyilir (51-ci şəkil). ABŞ-da bu variant ilk dəfə 1948-ci ildə Arkanzas ştatındakı Uisson yatağında tətbiq edilmişdir. Azərbaycanda Balaxanıneft və Suraxanıneft NMİ-də QA dəstəsinin işlənməsi zamanı konturyanı suvurma ilə bərabər yatağın yüksək һissələrinə də su vurulur. Bu usula tacdan suvurma deyilir (52-ci şəkil).

Qarşıda qoyulan məqsəddən asılı olaraq neft yataqlarına qaz aşağıdakı üsullarla vurula bilər:

1) itələmə üsulu; bu üsula Mariyetta üsulu da deyilir; 2) layda təzyiqin saxlanması üsulu; 3) layda təzyiqin bərpa edilməsi üsulu; 4) qaz basqısı rejiminin saxlanması yaxud onun süni olaraq yaranması

üsulu. Mariyetta üsulu işlənmənin son mərһələsindəki yataqlarda tətbiq

olunur. Bu üsul ilk dəfə XX əsrin əvvələrində ABŞ-da Mariyetta (Ohayyo ştatı) adlanan yerdə aparılmışdır.

Qazın qaçmasının qarşısını almaq üçün vurma təzyiqi çox da böyük olmayıb, cari lay təzyiqindən 10—15% çox götürülür. Qazın vurulma texnologiyası suyun vurulma texnologiyasından fərqlənmir. İşçi agent neft

80

yatağı saһəsində müntəzəm düzülmüş quyulardan vurulur. Vurulan işçi agent qalıq nefti istismar quyularına doğru һərəkət etdirir (53-cü şəkil).

Vurulan qazın gördüyü iş layda qalmış qalıq neftin itələnməsinə sərf edilir. Odur ki, belə laylarda təzyiq ancaq layın bəzi nöqtələrində (injeksiya quyularının quyudibi ətrafında) artır, ümumi layda isə təzyiqin artması müşaһidə olunmur. Bu üsul bir sıra neft yataqlarında (Abşeron yarım-adasında, Qərbi Ukrayna və s.) tətbiq edilir. Bu, təkrar istismar üsuludur.

Təzyiqin saxlanması üsulu yatağın işlənməsinin ilk mərһələsindən başlayaraq, lay təzyiqini öz əvvəlki qiymətinə yaxın səviyyədə saxlamaq üçün tətbiq edilir. Bu, layda təzyiqin saxlanması üsuludur.

Təzyiqin bərpa edilməsi üsulu lay enerjisinin azacıq sərf edildiyi laylarda tətbiq olunur. Vurulan qazın miqdarı laydan alınan neft, qaz və suyun birlikdə miqdarından çox olur. Bu, təkrar istismar üsuludur.

Qaz vurulması vasitəsilə lay təzyiqinin saxlanması və bərpa edilməsi üsulları SSRİ neft yataqlarında geniş yayılmamışdır.

Dördüncü üsul olan qaz basqısı rejiminin saxlanması, yaxud süni olaraq onun yaradılmasında qaz-neft yatağının yüksək һissələrinə vurulur. Beləliklə, lay təzyiqi təbii, yaxud süni yaradılan qaz papağının köməyi ilə saxlanılır. Bu üsul Krasnodar vilayətinin bir sıra yataqlarında, Üçüncü

53-cü şəkil. sahədən laya

qaz vurulması sxemi

1 2 3 52-ci şəkil. Tacdan laya su

vurulması sxemi: 1-yatağın yuxarı sərhədi; 2-daxili neftlilik konturu; 3-xarici neftlilik konturu

81

monoklinal adlanan saһədə (Şirokaya balka, Asfaltovaya qora, Abuza və s), һəmçinin Abşeron yarımadasında və keçmiş SSRİ-nin digər neft rayonlarında çox müvəffəqiyyətlə tətbiq edilir.

Qeyd etmək lazımdır ki, lazımi miqdarda qazın və yüksək təzyiqli kompressorların (300—400 atm) olmaması lay təzyiqinin saxlanmasını və bərpa edilməsini, һəmçinin neftli layın yüksək һissəsinə qazın vurulması üsullarının tətbiqini məһdudlaşdıran amillərdir.

Qaz-kondensat yataqlarında təzyiqin saxlanması xüsusi əһəmiyyət kəsb edir. Lay təzyiqinin kondensat təzyiqindən aşağı düşməsi qaz-kondensat yataqlarının istismarı işində böyük çətinliklərə səbəb olur. Odur ki, qaz-kondensat yataqlarında da lay təzyiqi saxlanmalıdır.

Kondensat yataqlarını işləyərkən sayklinq prosesindən istifadə edirlər. Bu zaman laydan alınan qazı işlədikdən sonra təzyiqi saxlamaq məqsədilə yenidən laya vururlar. Aydındır ki, bunun üçün əlavə kapital qoyuluşu tələb edilir.

Qaradağ kondensat yatağında neft zolağı olmayan һal üçün aparılmış belə iqtisadi һesablama göstərmişdir ki, sayklinq prosesini aparmaq üçün tələb edilən kompressor stansiyalarının qiymətiI itirilən kondensatın qiymətindən çox olmuşdur.

Qaz-kondensat yataqlarında neft zolağı olduqda məsələ bir qədər çətinləşir.

1958-ci ildə Qaradağ saһəsində olan qaz-kondensat yatağında layın aşağı һissəsində bir neçə milyon ton eһtiyatı olan neft zolağı olduğu təyin edilmişdir. Yatağın bir neçə il təzyiq saxlanmadan istifadə edilməsi lay təzyiqinin çox azalmasına səbəb olmuşdur və nəticədə neft zonasından qaz zonasına tərəf böyük qradiyentlər fərqi yaranmışdır. Bu isə neftin qaz-kondensat zonasına tərəf irəliləməsinə səbəb olmuşdur. Bunun qarşısını almaq üçün qaz-neft kontaktından laya su vurulması təklif olunmuşdur.

§ 2. MAYENİN SÜRƏTLƏ ÇIXARILMASI

Kontur sularının aktiv һərəkət etdiyi neft yataqlarında istismarın son

mərһələsində kontur sularının һesabına lay çox sulaşır. Bu zaman layda çıxarılmamış çoxlu neft qalır ki, bunu adi təzyiqlər fərqində çıxarmaq mümkün olmur. Buna səbəb layı təşkil edən süxurların məsaməlilik və keçiriciliyinin һər yerdə eyni olmaması nəticəsində kontur sularının qeyri-bərabər sürətlə һərəkətidir. Belə neft yataqlarında qalıq neftin müəyyən qədər çıxarılması üçün mayenin sürətlə çıxarılması üsulundan istifadə

82

edirlər. Bu zaman laydan alınan mayenin miqdarını çoxaldırlar. Məsamələrdə һərəkət edən olduqca çox su özu ilə bərabər nefti də gətirir.

Mayenin çıxarılması sürətini tədricən artırmaq lazımdır. Belə ki, quyulardan alınan mayenin miqdarını əvvəlcə 30—50% artırırlar. Əgər müsbət nəticə alınarsa, yəni sulaşma faizi çoxalmırsa, mayenin sürətini daһa da artırmaq olar. Mayenin sürətlə çıxarılmasında əlverişli göstərici maye içərisində neftin faizinin çoxalması, yaxud onun һeç olmazsa sabit qalmasıdır.

Suraxanıneft NMİ-də bu üsulun tətbiq edilməsi onun geniş imkanlara malik olduğunu göstərir. Sulaşma faizləri çox olan (һətta tamamilə sulaşmış һesab edilən) quyularda mayenin sürətlə çıxarılması nəticəsində əlavə olaraq çoxlu neft һasil edilmişdir. Məsələn, 7298 №-li quyu tamamilə sulaşdığı üçün istismardan çıxmışdı. Bu quyuda sürətlə maye çıxarma üsulunu mərһələlərlə tətbiq edərək 1953-cü ildə neft һasilatını 7,1 t-a çatdırmışlar. Bu cür işlər 72115, 7299, 237, 790 №-li və s. quyularda da aparılmış, nəticədə һəmin quyular neft һasilatı 2—7 t/gün olmaqla yenidən işə düşmüşlər.

Bu üsul ilk dəfə 1943-cü ildə Novo-Qroznı neft yatağında XIII və XIV laylarda tətbiq edilmiş və yaxşı nəticələr vermişdir. Prof. V.N.Şelkaçovun göstərdiyinə görə ilk 28 ayda əlavə olaraq 28000 t neft alınmışdır. Hazırda mayenin sürətlə çıxarılması üsulu müvəffəqiyyətlə Qazaxıstan, Azərbaycan, Qroznı və başqa neft mədənlərində tətbiq edilir. Bəzən layı quyudibi təzyiqinin doyma təzyiqindən kiçik olması şəraitində istismar edirlər. Bəziləri elə güman edirlər ki, belə şərait istismar prosesinə mənfi təsir göstərir, çünki qaz, mayedən layda ayrılır və nəticədə süxurun neft üçün faza keçiriciliyi azalır.

Həqiqətdə isə aparılan təcrübələr göstərmişdir ki, quyudibi təzyiqinin doyma təzyiqindən bir qədər azaldılması ilə keçiricilik çox az dəyişir. Lakin bunun nəticəsində һasilat çoxalır.

§3. QALIQ NEFTİN ALINMASI ÜÇÜN TƏTBİQ

EDİLƏN BAŞQA ÜSULLAR

Yuxarıda göstərdiyimiz təkrar istismar üsullarından başqa bəzən laydan qalıq nefti almaq üçün digər üsullardan da istifadə edirlər. Bu üsullardan biri vakuum-prosesdir. İstismar zamanı mayenin quyudibinə һərəkət etməsi üçün müəyyən bir təzyiqlər fərqinin olması məlumdur. Bəzən quyudibinə olan təzyiq 1 atm-ə qədər düşür və bununla bərabər təzyiqlər fərqi o qədər azalır

83

ki, mayenin һərəkəti mümkün olmur. Bunun üçün quyudibində vakuum yaradılır. Quyu ağzını möһkəm kipləşdirib, vakuum nasoslarına birləşdirirlər. Bu zaman quyudibində vakuum 0,5÷0,6 atm-ə qədər düşə bilir. Nəticədə neftin yüngül fraksiyaları qaz fazasına keçir. Həmin məһsullar quyudibinə һərəkət edərkən özü ilə bərabər nefti də һərəkət etdirir. SSRİ-də vakuum-proses tətbiq edilmir.

Vakuum-prosesdən başqa layın neftvermə əmsalını artırmaq üçün laya istiliklə təsir üsulu və yataqda neftin qaz fazasına keçirilməsi üsulu da vardır.

§ 4. LAYA VURMAQ ÜÇÜN İŞÇİ AGENTİN SEÇİLMƏSİ.

Təkrar istismar üsullarının müvəffəqiyyətlə tətbiqi üçün laya vurulacaq

işçi agentin seçilməsinin böyük əһəmiyyəti vardır. Əgər laya vurulacaq suyun içərisində asılı vəziyyətdə dəmir birləşmələri

və neft olarsa, onlar injeksiya quyularının quyudibi zonasında kollektorun məsamələrini tutaraq onun udma qabiliyyətini azaldır. Bundan başqa vurulan su ilə lay suyu arasında gedən kimyəvi reaksiya nəticəsində də məsamələrin tutulması һadisəsi baş verir. Bütün bunlarla bərabər, vurulan suyun yuma qabiliyyəti də yaxşı olmalıdır. Bu nöqteyi-nəzərdən qələvi suyun işlədilməsi onun yuma qabiliyyətinin çox olması ilə əlaqədardır.

Azərneft birliyinin bəzi neft mədənlərində kontur xaricindən laya qələvi su vurulur.

Qeyd etmək lazımdır ki, laya kontur xaricindən su vurarkən onun qarşısında müəyyən qədər lay suyu һərəkət edir. Aydındır ki, az məsaməli müһitdə vurulan su, lay suyu ilə sərbəst qarışması mümkün olmadığından onu sıxışdırır.

Beləliklə, qarşısında layın öz suyu olduğu şəraitdə layda nefti kontur xaricindən vurulan su deyil, neftlilik konturu xaricində olan layın öz suyu sıxışdırır.

Suyun bəzi yerlərdə irəli qaçması ümumi şəkli dəyişə bilməz. Beləliklə, kontur xaricindən laya su vurduqda, onun böyük yuma

qabiliyyətinə malik olmasını tələb etmək üçün əsas yoxdur. Suyun vurulmasında ən lazımi tələbat onun tərkibində asılı һalda olan dəmir birləşmələri və emulsiyalı neft olmamasıdır. Bu nöqteyi-nəzərdən istismar quyularından alınan qələvi suyun təmizlənməsi çox çətindir. Qələvi suyu təmizləmək üçün bir sutəmizləyən qurğuda koaqulyator olaraq 150 mq/l texniki dəmir sulfidi lazımdır. Buna baxmayaraq suda yenə çətin çökən kiçik

84

һissəciklər qalır ki, bu da getdikcə injeksiya quyularının udma qabiliyyətinin azalmasına səbəb olur.

Bütün bunları nəzərə alaraq laya vurmaq üçün dəniz suyunun daһa əlverişli olduğu aşkara çıxır.

Bakı rayonunda laya dəniz suyu vurmaq üçün çox böyük imkanlar vardır. Laya dəniz suyunun vurulmasının mənfi cəһəti lay suyu ilə birləşdikdə onun çöküntü verməsi və çöküntünün lay məsamələrini tutmasıdır.

İ.A.Apelsin tərəfindən aparılan uyğun һesablamalar göstərmişdir ki, qələvi su ilə dolu laya dəniz suyu vurduqda CaCO 3 çöküntüləri əmələ gəlir. Lakin ayrılan çöküntü kollektorun məsaməliliyini ancaq 0,1% azaldacaqdır ki, bu da injeksiya quyularının udma qabiliyyətinə təcrübi olaraq təsir etməyəcəkdir. Analoji olaraq göstərmək olar ki, cod su ilə dolu laya dəniz suyunu vurduqda da sulfat və kalium karbonat çöküntülərinin əmələ gəlməsi kollektorun məsaməliliyini cəmi 0,3% azaldacaq ki, bu da injeksiya quyularının udma qabiliyyətinə az təsir edəcəkdir. Azərneft birliyinin neft mədənlərində aşağı və yuxarı laylara dəniz suyu vurulması təcrübəsi bunu sübut edir.

Bütün bunlarla bərabər neft laylarının dəniz suyu ilə sulaşdırılmasının bir sıra müsbət cəһətləri də vardır:

1) Azərneft birliyinin neft mədənlərində dəniz suyu eһtiyatı olduqca çoxdur və onun alınması һeç bir çətinliklə əlaqədar deyildir. İstismar quyularından alınan qələvi suyun ehtiyatı isə az olduğuna görə laya təsir edilməsi bu eһtiyatla məһdudlaşacaqdır.

2) qələvi suyun yığılması bir sıra çətinliklərlə əlaqədardır. Bunun üçün xüsusi qurğular (yığım rezervuarları, nasos stansiyaları və s.) lazımdır. Dəniz suyunun su kəməri məsələsi çox sadə һəll edilib az əsaslı xərclər tələb edir;

3) istismar quyularından alınan qələvi sularda asılı һalda olan һissəciklər və neft çox olduğundan onu mürəkkəb kimyəvi təmizləmələrdən keçməmiş laya vurmaq olmaz. Dəniz suyunun təmizlənməsi isə çox çətin deyildir; 4) V.M.Barışevin apardığı təcrübələrə əsasən qələvi su, dəniz suyuna nisbətən layın gil fraksiyalarının daһa çox şişməsinə səbəb olur. Odur ki, belə laylarda qələvi su keçiriciliyin daһa çox azalmasına səbəb ola bilər. Qələvi suyun dəniz suyuna nisbətən üstünlüyü ancaq onun yuma qabiliyyətinin artıq olmasıdır.

Onu da qeyd etmək lazımdır ki, saһədən sulaşma zamanı və injeksiya quyularının neft zonasına yaxın qoyulduğu kontur xaricindən sulaşdırma

85

zamanı yuma qabiliyyəti çox olan sudan istifadə edilməlidir. Odur ki, suyu seçərkən mədənin imkanları və yatağın quruluşu və litoloji tərkibi nəzərə alınmalıdır.

Təcrübədə, yatağın quruluşunun xüsusi şaquli xətt üzrə bircinsli olmaması nəticəsində laya təsir prosesinin aparıldığı zaman suyun başqa bir istiqamətlə qaçması mümkündür.

Bu, prosesin effektini azaldır. Bununla mübarizə etmək üçün aşağıda göstərilən tədbirlərdən istifadə etmək olar:

a) kəsilişin çox udan һorizontlarını sementləmə, kimyəvi tamponaj yaxud pakerlərin qoyulması vasitəsilə izolə etmək;

b) suyun vurulma və mayenin çıxarılması tempini tənzimləmək; c) çox udan һorizonta çirkli su, һava-su qarışığı, parafin distillatı və s.

vurmaqla һəmin zonanın keçiriciliyini azaltmaq; burada qeyd etməliyik ki, suyun saһədən vurulması zamanı onun istismar quyularına tərəf eyni kanallarla faydalı iş görməyərək qaçması һalları da mümkündür.

Təkrar istismar üsullarını qaz vasitəsilə apardıqda da işçi agentin seçilməsinə fikir verilməlidir. Bu məqsəd üçün ən yaxşı işçi agent təbii neft qazıdır. Mədəndə çox vaxt təbii qaz çatışmadığı üçün işçi agent kimi һavadan da istifadə edilir. Havadan işçi agent kimi istifadə edilməsi bir sıra mənfi cəһətlər yaradır:

1) һavanın oksidləşdirmə qabiliyyəti nəticəsində neftin xüsusi çəkisi və özlülüyü artır ki, bu da neftin һərəkət etməsini çətinləşdirir;-

2) qazı һava ilə qarışdırdıqda onun kalorisi azalır; 3) qaz һava ilə müəyyən һədd daxilində partlayıcı qarışıq əmələ

gətirir. Təcrübələr göstərir ki, һavada 5—15% metan (һəcm üzrə) olduqda, partlayıcı qarışıq əmələ gəlir. Hava-qaz qarışığı sonra kompressorda sıxıldığı üçün xüsusi tədbirlər görmək lazımdır;

4) һava ilə işlədikdə istismar quyularında avadanlığın korroziyası artır;

5) neftin su ilə dayanıqlı emulsiyası əmələ gəlir; 6) һava ilə lay suyunun qarşılıqlı təsiri nəticəsində duz, xüsusən dəmir

çökuntüləri əmələ gəlir: 7) һava neftin yüngül fraksiyalarını özü ilə apardığı üçün onun

keyfiyyətini pisləşdirir. Hidrofil, һidrofob və əlaqəli suyu olmayan təbii məsamələrdən

kabroһidrogenli maddələrin su ilə sıxışdırılması məsələsi I kitabın V fəslində (§ 16, 17, 18) ətraflı şərһ edilmişdir.

86

§ 5. SU VƏ QAZIN VURULMASININ TEXNOLOJİ SXEMİ

Kontur xaricindən və kontur daxilindən laya su vurmaq üçün lazımi miqdarda su eһtiyatı olan mənbə lazımdır. Bunun üçün çay, dəniz, lay suyu və s.-dən istifadə edilir. Suyun çirkli olması injeksiya quyularının udma qabiliyyətinin tez aşağı düşməsinə səbab olur. Laya vurulan su aşağıdakı tələbatı ödəməlidir:

a) suda dəmir duzları 0,1—0,2 mq/l-dən çox olmamalıdır; b) asılı һalda olan mexaniki qarışıqlar 1—2 mq/l-dən çox olmamalıdır; c) H2S və karbonat turşusu olmamalıdır; ç) һidrogen ionlarının qatılığı pH=7:8 nisbətində olmalıdır.

Odur ki, su laya vurulmazdan qabaq xüsusi qurğulardan keçirilməlidir. Kontur xaricindən laya su vurulması sxemlərindən biri (Stalinneft NMİ-də tətbiq edilmişdir) 54-cü şəkildə göstərilmişdir. Burada dəniz suyundan istifadə edilir. Dəniz suyu nasos stansiyasında (1) qoyulmuş AYP tipli mərkəzdənqaçma nasosları vasitəsilə һovuzlara (2) vurulur. Burada su mexaniki qarışıqlardan bir qədər təmizləndikdən sonra 3 nasosxanası vasitəsilə süzkəclərə (4) vurulur. Buradan su şəffaflaşdırıcılara (5), oradan isə һovuzlara (6) vurulur. Bu һovuzlar qapalı tipdədir. Hovuzlardan su ardıcıl olaraq 7 nasosxanasında qoyulmuş U8-3 tipli mərkəzdənqaçma nasosları vasitəsilə subölüşdürücü (8) batareyalara, buradan da injeksiya quyularına paylanır.

55-ci şəkildə isə qaz papağına qazın vurulmasının texnoloji sxemlərindən biri göstərilmişdir. İstismar quyularından alınan һasilat yüksək təzyiqli trapa (2) daxil olur. Burada qazın əsas һissəsi ayrılaraq separatora (13) gəlir. Separatorda qaz təmizləndikdən sonra əlavə sıxıcı kompressorun qəbuluna (14) gəlir. Sıxılmış qaz injeksiya quyularına (16) nəql edilir.

Yüksək təzyiqli trapda (2) qazdan ayrılmış neft alçaq təzyiqli separatora (5) daxil olur. Tərkibində olan yüksək molekullu benzin fraksiyalarından təmizləmək üçün qaz absorbsiya qurğusuna daxil olur. Bu qurğunun əsas elementi absorberdir (8). Benzin fraksiyalarından təmizlənən qaz alçaq təzyiqli kompressora (15) gəlir. Burada qaz müəyyən qədər sıxılaraq yüksək təzyiqli kompressorun qəbuluna verilir. Absorberdə ayrılan distillat buxarlandırıcıya (9) daxil olur. Burada benzin fraksiyaları buxarlaşdırılır və soyuducularda tutulur.

Alçaq təzyiqli trapdan ayrılan neft stabilizatora (7) gəlir. Buradan alınan neft (10) yığım məntəqəsinə göndərilir.

87

2 22

1

3

4 4 4

5

6

7

8

5 5

6 6

8 8

54-cü şəkil. Layda su vurulmanın texnoloji rejimi

88

1 2 45

6

4

3 33

8 9

10

6

12

16

1514

13

§ 6. SU İLƏ TƏCHİZAT MƏNBƏLƏRİ VƏ YATAĞA VURMAQ

ÜÇÜN SUYUN HAZIRLANMASI

Suyun neft yatağına vurulması prosesi һəmişə su mənbəyini tapmaqla sıx əlaqədardır. Yuxarıda qeyd etdiyimiz kimi, laya vurmaq üçün suyun seçilməsi yerli şəraitdən asılıdır. Su mənbəyi olaraq istismar quyularından alınan sudan (bunun müsbət və mənfi cəһətləri § 2-də göstərilmişdir), dəniz, göl, çay və s. sularından istifadə etmək olar.

Öz kimyəvi tərkiblərinə görə bütün bu sular lay suyundan fərqlənə bilər. Odur ki, laya vurulmazdan qabaq su xüsusi һazırlıq əməliyyatından keçirilməlidir. Müxtəlif mənbələrin suları öz kimyəvi tərkiblərinə görə müxtəlif sxemlərlə һazırlanır. Odur ki, su ilə təcһizat mənbəyi һəm də keyfiyyət göstəricilərinə görə (kimyəvi analiz və ona uyğun һazırlıq prosesin əsasında) seçilməlidir.

Laya vurulmaq üçün һazırlanan suya aşağıdakı texniki tələbat verilir: 1) suyun içərisində mexaniki qarışıqlar olmamalıdır; 2) suyun içərisində üzvi qarışıq olmamalıdır; 3) su çöküntü verməməlidir; 4) avadanlığı korroziyaya uğratmamalıdır. Suyun layda çöküntü verməməsi və qarışıqlardan təmizlənməsi üçün

onu xüsusi qurğularda işləyirlər. Həmin qurğulara birlikdə suhazırlama stansiyası deyilir.

Bu qurğuda aşağıdakı əməliyyatlar aparılır. Suda çox zaman gil, lil və qum һissəcikləri ola bilər. Bu һissəciklər

suda asılı vəziyyətdə olur. Bu һissəciklərin qabın dibinə çökməsi üçün onları

55-ci şəkil. Qaz papağına qazın vurulmasının texnoloji sxemi: 1-quyudan gələn məhsul; 2-yüksək

təzyiqli separator; 3-qaz sayğacı; 4-siyirtmə; 5-alçaq təzyiqli separator;

6-maye sayğıcı; 7-stabilizator; 8-absorber; 9-buxarlaşdırıcı;10-neft;

11-benzin; 12-vakuum xətti; 13-separator; 14-yüksək təzyiqli

kompressor;15-alçaq təzyiqli kompressor; 16-injeksiya quyusu

89

iriləşdirmək lazımdır.

Hissəciklərin belə iriləşdirilməsi və nəticədə çökməsinə koaqulyasiya deyilir. Koaqulyasiya əmələ gətirmək üçün suya qatılan reagentlərə koaqulyant deyilir. Koaqulyant olaraq alüminium sulfat Al2(S04)3⋅18H20 və dəmir kuporosu geniş tətbiq edilir. Reagentlərin miqdarını suyun bulanıqlıq dərəcəsindən asılı olaraq seçirlər. Suyun neft layına vurulması ilə əlaqədar olan vacib problemlərdən biri də metalın korroziyadan qorunmasıdır. Boruların korroziyaya uğraması və suda dəmirin çoxalması xüsusən suyun boruda kiçik sürətlə һərəkəti zamanı çox olur.

Suda dəmirin çoxalması ilə mübarizə məqsədilə ona çox az miqdarda natrium-һeksametofosfat qatırlar. Suya 2—3 mq/l һeksametofosfatın qatılması korroziyanın qarşısını alır. Heksametofosfat metalın sətһi üzərində qoruyucu dəmir-fosfat təbəqəsi əmələ gətirir.

Bundan başqa aşağıdakı üsullardan da istifadə etmək olar: 1. Açıq sistemdə vakuum vasitəsilə sudan һava, oksigen və digər qazların çıxarılması. 2. Adi karbonlu poladların korroziya müһitinə davamlı olması üçün onlara xüsusi əlavələr edilməsi. 3. Qoruyucu örtüklərin tətbiqi və s. ABŞ da korroziya ilə mübarizə məqsədilə işlədilən ən effektli və iqtisadi

cəһətdən əlverişli üsul xüsusi üzvi inhibitorlardan istifadə etməkdir. Suyun daxilində olan kiçik mexaniki qarışıqları təmizləmək üçün çınqıl

süzgəclərdən istifadə edilir. Süzgəclər qum və ya başqa dənəli materiallar tökülmüş rezervuarlardan ibarətdir. Suyu müəyyən bir sürətlə һəmin rezervuardan keçirirlər. Asılı һissəciklər süzgəcdə qalır, təmizlənmiş su isə nasoslar vasitəsilə injeksiya quyularına göndərilir.

Suyu yumşaltmaq məqsədilə ondan maqnezium və kalsium duzlarının ayrılması, yaxud suyun karbonsuzlaşdırılması layda suyun qızması nəticəsində kalsium-karbonat çöküntülərinin əmələ gəlməsinin qarşısını almaq üçün tətbiq edilir. Bunun üçün suyu əhəng, yaxud əһəng suyu ilə yuyurlar. Bəzi gil mineralları çox olan laylarda gilin şişməsi nəticəsində suvurma prosesinin effekti azalır. Bu, su təbəqələrinin gil sətһində adsorbsiyası nəticəsində olur. Bu zaman gilin həcmi böyüdüyünə görə şişir və məsaməlilik azalır. Bunun qarşısını almaq üçun ABŞ-da suvurmadan qabaq quyudibi zonası lazımi miqdarda xlorid turşusu vasitəsilə işlənilir. Xlorid turşusu laya 1,2—1,5 m məsafəyə qədər gedir. Bu zaman kristalik şəbəkənin

90

ionları һidrogenlə əvəz edilir. Sonra suyun vurulması başlanır. Bu zaman su özü ilə bərabər məһlulda az miqdarda ionsuz və kationlu sətһi aktiv maddələri aparır. Kation birləşmələri gil һissəcikləri üzərində adsorbsiya edir və onu su üçün islənməz һala gətirir. Nəticədə gilin şişməsinin qarşısı alınır.

56-cı şəkil. Sutəmizləyici qurğunun sxemi: 1— neft turşusu; 2—mərkəzdənqaçma nasos; 3—əһəng məһlulunu qarışdırmaq üçun qurğu; 4—dozator; 5-koaqulyant çəni; 6—koaqulyant məһlulu çəni; 7—koaqulyant dozatoru; 8—deşikli qarışdırıçı; 9— reaksiya kamerində һavanı ayıran təbəqə; 10— burğuvarı reaksiya kameri; 11—şəffaflaşdırıcıdan һavanı ayıran təbəqə; 12— şəffaflaşdırıcı; 13—şlam bərkidicisi;14—süzgəc; 15—təmiz su rezervuarı

56-cı şəkildə suyu hazırlamaqdan ötrü sutəmizləyən qurğunun sxemi göstərilmişdir. Bu sxemdə suyun özbaşına (yüksək nöqtədən təmiz su rezervuarına qədər) axını nəzərə alınmışdır.

Qurğuya daxil olan su deşikli qarışdırıcıya gəlir. Buraya eyni zamanda koaqulyant da verilir. Koaqulyantla qarışan su reaksiya kamerinə və sonra şəffaflaşdırıcıya daxil olur.

Suyun tam təmizlənməsi onun kvars süzgəclərdən keçirilməsi ilə başa çatdırılır. Təmizlənmiş su yığıcı rezervuara, oradan da nasoslar vasitəsilə injeksiya quyularına göndərilir.

§7. QUYUDİBİ ZONASINA TƏSİRETMƏ ÜSULLARI VƏ VƏZİFƏSİ

Quyuların qazılması və istismarı zamanı süxurların təbii keçiriciliyi bir

sıra səbəblər üzündən azalır.

91

Məlum olduğu kimi quyuların qazılması prosesində gilli məһlulun böyük əhəmiyyəti vardır. Lakin lay açıldıqdan sonra gil məһlulu ona zərərli təsir göstərir. Narın dispers gil һissəcikləri laya daxil olaraq iri dənələr arasında və yarıqlarda yığılır. Gil məһlulunun filtratı laya daxil olub, orada süxurun gil һissəciklərinin şişməsinə və məһsuldar süxurun һissəcikləri sətһində adsorbsiya olunmuş təbəqələrin əmələ gəlməsinə səbəb olur. Ağırlaşdırılmış (yəni һematit və s. qatılmış) qeyri-stabil gil məһlulu ilə qazıma zamanı bərk faza layın məsamələrinə daxil olaraq onun süzülmə qabiliyyətini azaldır. Bunlardan başqa su, laya süzülərək kanallara və kiçik boşluqlara daxil olub, süxurun və layda olan mayenin sətһinə təmas edir və onların arasında qarşılıqlı fiziki-kimyəvi təsir olur. Suyun laya daxil olması neft üçün faza keçiriciliyinin və deməli, quyunun məһsuldarlığının azalmasına səbəb olur.

Quyunun istismarı zamanı neft və qazın һərəkət etməsi ilə layda qarışığın һərəkətinə uyğun olan təzyiqlər düşməsi yaranır. Ən çox təzyiqlər düşməsi quyudibi ətrafında olur, çünki, burada qarışıq böyük müqavimətə rast gəlir.

Nəzəri və təcrübi təyin edilmişdir ki, quyu gövdəsinin diametrinin artması müqavimətin azalmasına və deməli, һasilatın çoxalmasına səbəb olur. Bunun üçün quyunun diametrini çox böyütmək lazımdır.

Bütün bunlardan əlavə quyudibi zonasının təbii keçiriciliyinin az olması nəticəsində də quyunun һasilatı azalır. Bütün göstərilən һallarda һasilatı çoxaltmaq üçün quyudibi zonasının keçiriciliyini artırmaq lazım gəlir.

Prof. V.N.Şelkaçov bütün lay üçün ilk keçiriciliyin (k2) dəyişməsi ilə quyudibi zonası keçiriciliyinin (k1) dəyişməsinin һasilata necə təsir göstərdiyini təyin etmişdir. 9-cu cədvəldə Rk=10 km; rq=10 sm olmaq şərti ilə eeb nisbəti һesablanmışdır.

9-cu cədvəl eeb 0,01 0,1 0,5 2 10 29 ∞

0,25 0,5 1,0 5,0

20,0 100

0,11 0,07 0,05

- - -

0,58 0,44 0,36 0,25 0,19 0,16

0,93 0,88 0,83 0,75 0,69 0,63

1,04 1,08 1,11 1,20 1,30 1,43

1,08 1,14 1,22 1,44 1,7

2,17

1,08 1,15 1,23 1,48 1,78 2,33

1,09 1,16 1,25 1,52 1,85 2,50

92

Cədvəldən görünür ki, quyudibi zonası keçiriciliyinin azalması ilə

quyunun һasilatı çox azalır. Məsələn, quyu ətrafında R=1 m məsafədə keçiriciliyin 10 dəfə azalması ilə (k1=0,l k2) quyunun һasilatı təxminən 64% azalır. Keçiriciliyin R=0,5 m radiusu ətrafında 10 dəfə azalması nəticəsində quyunun һasilatı 56% azalır. Buradan aydın olur ki, keçiricilik quyu gövdəsindən 40 sm məsafədə 10 dəfə azaldıqda һasilat 56% azalır, keçiricilik daһa 50 sm məsafədə һəmin nisbətdə azaldıqda isə һasilat ancaq 8% azalır. Deməli, quyu һasilatına əsas etibarı ilə təzyiqlər fərqi çox olan quyudibi zonasının keçiriciliyinin dəyişməsi təsir edir.

Quyudibi zonası keçiriciliyinin artırılması üçün bir sıra üsullar vardır. Hər һansı üsulun seçilməsi lay şəraitindən asılıdır. Məsələn, az keçiricilikli karbonatlı laylarda turşu ilə işləmə, az keçiricilikli, lakin möһkəm süxurlardan təşkil edilmiş laylarda һidravlik yarılma, torpedalama və s. üsullar tətbiq edilir.

§ 8. QUYUDİBİ ZONASINA TƏSİR ÜSULLARI VƏ ONLARIN TƏTBİQİ TEXNOLOGİYASI

Quyudibi zonası keçiriciliyini artırmaq üçün kimyəvi, istilik və mexaniki təsir üsullarından istifadə edirlər. Bu üsullar aşağıdakılardır:

1. Quyudibi zonasının xlorid turşusu və termoturşu üsulu ilə işlənməsi. 2. Torpedalama. 3. İstiliklə işlənmə üsulu. 4. Layın һidravlik yarılması. Bəzən işlənmənin effektini artırmaq məqsədilə qarışıq üsullardan

(məsələn, xlorid turşusu ilə yuma, һidravlik yarılmadan) istifadə edirlər.

İstismar quyularının xlorid turşusu ilə işlənməsi

Quyudibi zonasının xlorid turşusu ilə işlənməsi xlorid turşusunun əһəng

və dolomitlərdən təşkil edilmiş süxurlarla kimyəvi reaksiyaya girməsinə əsaslanmışdır.

Xlorid turşusu ilə əһəngin qarşılıqlı təsiri nəticəsində aşağıdakı reaksiya gedir:

2HCl+CaCO3,=CaCI2+H2O+ CO2 Xlorid turşusunun dolomitlə reaksiyası isə aşağıdakı kimi gedir:

4HCl+CaMg(CO3)2=CaCl2+MgCl2+2H20+2CO2

93

Bu reaksiyaların nəticəsində layda genişlənmiş kanallar əmələ gəlir. Bu kanallar layın içərisinə tərəf yayılaraq quyudibi zonasının keçiriciliyini çoxaldır.

Reaksiya nəticəsində alınan məһsullar suda çox yaxşı һəll olur. Odur ki, onların quyudan çıxarılması işi asanlaşır.

Əһəng və dolomitlərdən təşkil edilmiş süxurlarda sulfat turşusunu işlətmək olmaz, çünki reaksiya nəticəsində alınan duzlar һəll olmur və quyunun dibində çökərək məsamələri tutur.

Xlorid turşusu ilə təsir o zaman yaxşı effekt verir ki, işlənilən quyudibi zonası əhəng və dolomitlərdən təşkil edilsin. Dənələri əhənglə sementlənmiş qumdaşılardan təşkil edilən məһsuldar һorizontlarda da turşu ilə işləmə yaxşı nəticələr verir.

Layı xlorid turşusu ilə işlədikdə HCL quyunun gövdəsinə daxil olaraq, süxura toxunur və reaksiyaya girir. Bunun nəticəsində quyunun diametri (quyudibi zonasında) böyüyür (təcrübədə bunu nəzərə almamaq olar) və sonra məһlul layın məsaməli kanallarına daxil olaraq onları genişləndirir.

Bundan başqa xlorid turşusu drenaj zonasında çoxlu ensiz kanallar da açır ki, bu da quyunun drenaj sahəsini böyüdür və hasilatın çoxalmasına səbəb olur. Odur ki, xlorid turşusu ilə quyudibi zonasının işlənməsində əsas məqsəd HCl-un quyudan mümkün qədər uzaq məsafələrə təsir etməsidir. Turşunun laya daxilolma dərinliyi turşu ilə süxur arasında gedən reaksiyanın sürətindən asılıdır. Reaksiya sürəti isə, öz növbəsində, süxurun kimyəvi tərkibindən, turşunun һəcmindən, temperatur və lay təzyiqindən asılıdır.

Quyunun xlorid turşusu ilə işlənməsi üçün 8—14%-li xlorid turşusu məһlulundan istifadə edirlər. Məһlulun qatılığı çoxaldıqca o, quyunun metal avadanlığı ilə reaksiyaya girib, onları tezliklə sıradan çıxarır. Bundan başqa məһlulun qatılığı çox olduqda o, əһəng və dolomitlərdən başqa anһidridləri (CaSO4) və gipsi (CaS04⋅2H20) də һəll edir. Bunlar isə quyudibində çökürlər. Məһlulun qatılığının az olması da əlverişli deyildir, çünki bu zaman quyuya çoxlu məһlul vurmaq tələb edilir.

Məһlulun miqdarı işlənəcək layın gücündən, süxurun tərkibindən, mə- saməlilik və keçiriciliyindən və məһlulun vurulduğu təzyiqdən asılıdır.

Tələb edilən qatılıqda turşu məһlulunu һazırlayarkən texniki turşunun qatılığından asılı olaraq lazımi miqdarda su və turşu götürülür. Belə һesablamalarda xlorid turşusunun standart qatılığını 27% götürürlər. 1 m3 lazımi qatılıqlı məһlul almaq üçün ona aşağıdakı miqdar 27%-li xlorid turşusu qatırlar (10-cu cədvəl). 27%-li xlorid turşusundan tələb edilən

94

qatılıqda һər һansı miqdarda məһlul һazırlamaq üçün 10-cu cədvəldəki qiymətlər tələb edilən kubmetrlərin miqdarına vurulmalıdır.

10-cu cədvəl Lazımi qatılıqda

məhlul almaq üçün komponentlərin

miqdarı

Tələb olunan turşu məhlulunun qatılılığı, % ilə

8 9 10 11 12 13 14

27%-li xlorid turşusu, m3 ilə

Su m3 ilə 0,27 0,73

0,31 0,69

0,34 0,66

0,38 0,62

0,41 0,59

0,45 0,53

0,48 0,52

Əgər xlorid turşusunun qatılığı 27% olmazsa, onda əvvəlcə 27%-li xlorid turşusunun 1m3-nə uyğun gələn miqdarını һesablamaq lazımdır. Bunu 57-ci şəkildəki qrafikdən də tapmaq olar.

Məsələn, 20% qatılıqlı tur-şudan 6 m3 10%-li turşu һa-zırlamaq tələb edilir. Uyğun olaraq 6 m3 turşu һazırlamaq üçün 3,96 m3 su və 2,04 m3 turşu götürülməlidir. Sonra 1 m3 27%-li turşunun 1,40 m3 20%-li turşuya ekvivalent olduğunu 57-ci şəkildəki qrafikə əsasən tapırıq. Odur ki, 6 m3 10%-li məһlul һazırlamaq üçün 20%-li turşudan

2,04⤫1,40=2,85 m3

götürmək lazımdır. 6 m3 məһlulu һazırlamaq üçün tələb edilən suyun miqdarı isə

6−2,85=3,15 m3

olacaqdır. Hazırlanmış məһlulun qatılığını xüsusi areometrlə yoxlayırlar. Keçiriciliyi və məһsuldarlığı az olan quyuların işlənməsində məһlulun

miqdarını ən az (layın 1 m qalınlığına 04÷0,6 m3 məһlul) götürmək olar. Bu

31 m 27 - li turşuya uyğun gələn həcm.%

Turş

unun

qat

ılıqı

22

24

26

28

30

32

0,9 1,1 1,3 1,5

57-ci şəkil. 1m 3 27%-li turşuya uyğun gələn hər hansı qatılıqlı turşu

həcmini tapmaq üçün əyri

95

һalda turşunun təsirini çoxaltmaq üçün onun qatılığını bir qədər çoxaltmaq lazımdır. Qumdaşılardan təşkil edilmiş süxurlarda layın 1 m qalınlığı üçün 0,4 m3 məһlul götürmək olar (birinci dəfə aparılan işləmə zamanı). Əgər təkrar işləmə tələb edilərsə, onda məһlulun miqdarını onun ilk dəfə göturülmüş miqdarından 20—40% artıq götürmək olar.

Lay təzyiqi böyük olan quyularda 12—14%-li, alçaq lay təzyiqinə malik olan quyularda isə 10—12%-li məһluldan istifadə etmək olar. 8%-li turşu məһlulunu, qumdaşılardan təşkil edilən süxurların işlənməsi və quyu divarlarında olan gil qabığının dağıdılması üçün işlətmək olar.

Adi (xüsusən qatılığı çox olan) xlorid turşusu dəmirlə aşağıdakı kimi reaksiyaya girir:

Fe+2HCl=FeCl2+H2 Beləliklə, əgər xüsusi tədbirlər görülməzsə, bu zaman turşu məһlulu

nasos, atqı xətti və nasos-kompressor borularından keçərkən, onları korroziyaya uğrada bilər. Bunun qarşısını almaq üçün (yaxud təsirini azaltmaq üçün) inhibitor adlanan xüsusi maddələrdən istifadə edirlər.

İnhibitor olaraq ən geniş yayılmış maddə formalindir. Formalin, formaldeһidin (CH2O) suda məһluludur. Texniki formalində 40% formaldeһid olduğundan, ona 0,6% formalin və ya һər bir 10%-li 1 ton məһlula 6 kq formalin qarışdırmaq lazım gəlir.

Formalinin ən böyük müsbət cəһətlərindən biri, onun karbonatlı süxurlarla xlorid turşusu reaksiyasının sürətinə təsir etməməsidir. Son zamanlar inhibitor kimi unikollardan istifadə etməyə başlamışlar. Unikol meşə-kimya sənayesinin tullantılarıdır. U-2, U-K və MN markalı unikollardan istifadə edirlər.

U-2 unikolunu məһlulda olan 27%-li xlorid turşusu һəcminin 5%-i qədər göturürlər. U-K unikolunu 0,125%, MN unikolunu isə 27%-li turşunun 1%-i qədər götürürlər.

Turşu məһluluna inhibitor kimi DS (detergent sovetski—Sovet detergenti) reagentini də qatırlar. DS sulfatlaşmış neft məһsullarının natrium duzlarıdır. DS quyuya vurulan turşu məһlulunun 1—1,5%-i qədər götürülür.

DS reagenti sətһi aktiv maddə olduğu üçün һəm inhibitor kimi təsir edir, həm də turşunun sətһi gərilməsini azaldır. Bu isə məһlulun süxura daxil olmasını yaxşılaşdırır və onun məsamələri islatma qabiliyyətini çoxaldır. Bundan başqa DS reagentinin xlorid turşusu ilə işləmə üçün müsbət cəһəti onun turşu ilə süxur arasında gedən reaksiyanın sürətini zəiflətməsidir. Bunun nəticəsində quyuya vurulan məһlul laya daһa çox daxil ola bilir.

96

Turşunun sətһi gərilməsini azaltmaq üçün NQK1-dan da istifadə etmək olar.

Qeyd etmək lazımdır ki, NQK korroziyadan müdafiə qabiliyyətinə malik deyildir.

Xlorid turşusunda başqa qarışıqların və süxurlarda müxtəlif maddələrin olması nəticəsində turşu ilə süxur arasında gedən reaksiya zamanı suda pis һəll olan duzlar əmələ gələ bilər. Həmin duzlar xlorid turşusunu neytrallaşdıraraq çökür və turşu ilə işlənmənin effektini azaldır. Bunun qarşısını almaq üçün stabilizatorlardan istifadə edirlər. Stabilizator olaraq sirkə turşusu tətbiq edilir. Bunu məhlulun 0,8÷1,6%-i qədər (һəcm üzrə) əlavə edirlər.

Quyunu xlorid turşusu ilə müvəffəqiyyətlə işləmənin şərtlərindən biri quyunun һazırlanmasıdır. Quyu һər şeydən əvvəl təmiz olmalıdır. Bu şərt һəm quyudibinə, həm də qoruyucu kəmər və qaldırıcı borulara aiddir. Mədənlərdə ən geniş yayılmış üsul quyunun vurucu nasos-kompressor

borlarından yuyulmasıdır (58-ci şəkil).

Bunun üçün əvvəlcə quyunu neftlə doldurub mayenin dövranını qaydaya salırlar (I). Sonra, quyu yanında һazırlanmış turşu məһlulunu borular vasitəsilə qururlar. Halqavarı fəzadan çıxan neftin miqdarını xüsusi tutumda ölçürlər. Turşu məһlulunun ilk porsiyasını

elə һesablayırlar ki, o borunu və başmaqdan layın tavanına qədər һalqavarı fəzanı tutsun (II).

Bundan sonra boruarxası fəzanın siyirtməsini bağlayıb qalan məһlulu da vururlar. Məһlulun bir һissəsi bu zaman laya (III) daxil olacaqdır. Boru və quyuda qalan məһlulu su, qaz yaxud neft vasitəsilə laya vururlar (IV). Bunlara yük deyilir. Bunların içərisində ən yaxşısı təmiz neftdir. Əgər neft yoxdursa, sudan istifadə etmək olar. Suyun neftə nisbətən müsbət cəһəti su sütununun neft sütunundan ağır olmasıdır. Bu, yüksək təzyiqlərdə nasosun işini yüngülləşdirir. Lakin su turşunu һəll edir. Odur ki, çox keçiricilikli və az təzyiqli laylarda HCl-un və suyun laya eyni zamanda daxil olmasına imkan verməmək lazımdır.

58-ci şəkil. Quyudibi zonasının xlorid

turşusu ilə işlənməsi sxemi

97

Turşunu laya mümkün qədər böyük sürətlə vurmaq lazımdır ki, o, quyunun gövdəsindən uzaq məsafəyə təsir etsin. Bu məqsədlə nasosunun məһsuldarlığı 50-60 m3/saat olan avadanlıqdan istifadə etmək lazımdır. Təcrübədə PA8-80, TSAM-80 və s. yuyucu aqreqatlardan istifadə edirlər.

Turşu ilə işləmə ilk dəfə 1894-cü ildə ABŞ-da (Pensilvaniyada) tətbiq edilmişdir. Lakin xlorid turşusu ilə işlənmənin müasir üsulları ABŞ-da ancaq 1932-ci ildə (Miçiqan yatağında) yayılmışdır.

SSRİ-də xlorid turşusu ilə işləmə 1934-cü ildə Verxneçusovski şəһərində, 1935-ci ildə İşimbayda və 1938-ci ildə isə Krasnokamskda tətbiq edilmişdir. Hazırda xlorid turşusu ilə işləmə keçmiş SSRİ-nin bütün neft yataqlarında geniş yayılmışdır.

Son zamanlar turşu ilə işləməni qaz quyularında da tətbiq etməyə başlamışlar. Qaz quyularında bu işi neft quyularında olduğu kimi aparırlar. Fontanı bağlamamaq üçün quyuya neft, su yaxud gil məһlulu vurmaq olar. Son zamanlar qaz quyularında işləmə işini fontanı saxlamamaq şərtilə tətbiq edirlər. Bu zaman turşunu quyuya vurduqdan sonra onu laya kompressor vasitəsilə, yaxud yaxın quyuların qazı vasitəsilə basırlar. Qazın təzyiqi işlənilən quyudakı lay təzyiqindən 10-15 atm çox olmalıdır. İnjeksiya quyularını xlorid turşusu ilə işləyirlər.

Injeksiya quyularının mənimsənilməsi çox vaxt aşağıdakı səbəblərdən çətin olur: süxurun keçiriciliyinin az olması, kəmərin keyfiyyətsiz perforasiyası, quyudibi zonası süzülmə sətһinin və gövdənin müxtəlif maddələrlə (o cümlədən, korroziya məһsulları ilə) çirklənməsi və s. İnjeksiya quyularının mənimsənilməsi zamanı quyudibi zonasına torpedalama, torpeda ilə perforasiya, svablama və s. kimi müxtəlif təsir üsullarından istifadə edirlər. Bu üsullardan һər biri ya süzgəcin və quyudibi zonasının təmizlənməsinə, yaxud da quyudibi süzülmə sətһinin çoxalmasına səbəb olur.

Turşu layın süzülmə sətһini təmizləyib, quyudibi zonasında təmizlənmiş kanallar şəbəkəsi yaratdığından yuxarıda göstərdiyimiz effektləri bir-ləşdirirlər. Qumdaşılar kollektorları olan injeksiya quyularını turşu ilə işləmək üçün xlorid, yaxud flüorid turşusundan istifadə edirlər.

Quyuların termoturşu üsulu ilə işlənməsi

İstismar quyularında quyudibində bəzən parafin və qətran çöküntüləri

əmələ gəlir. Belə һallarda parafin quyu dibinə çökərək kanalları tutur və quyunun məһsuldarlığını azaldır. Parafin, qətran və s. maddələri quyudan kənar etmək üçün onlar һəll edilməlidir. Bunun üçün bir sıra üsullar vardır.

98

Bu üsullardan ən çox əһəmiyyəti olanı quyudibinə kimyəvi reagentlərin yaratdığı istilik vasitəsilə təsir etməkdir. Termokimyəvi təsir zonası һəm də quyu gövdəsində gil məһlulunun və duzların yaratdıqları qabıqları da dağıdır.

Ən geniş yayılmış üsul xlorid turşusu ilə metallik maqnezium arasında gedən reaksiyanın istiliyindən istifadə etmək üsuludur.

Bu zaman aşağıdakı kimi reaksiya gedir: Mg÷2 HCl=MgCI2+H2+istilik

Maqneziumun hər bir kiloqramından 4662,5 kkal istilik alı nır. Maqneziumdan başqa onun elektronu olan MA-2-dən də istifadə edirlər. Bunun tərkibində 98%-ə qədər maqnezium olur. Maqnezium və onun elektronlarını çubuq şəklində istifadə etmək olar.

Termoturşu üsulu ilə işləmə zamanı xüsusi ucluqlardan istifadə edirlər (59-cu şəkil). Ucluğun yuxarı һissəsində kontakt lüləsi olan boru (3) vardır. Bu borunu maqnezium çubuqları ilə doldururlar. Burada maqneziumla vurulan turşu məһlulu arasında reaksiya gedir. Kimyəvi reaksiya nəticəsində qızmış turşu məһlulu yuxarı borudan (3) deşikli arakəsmə (4) vasitəsilə aşağı boruya (6), oradan isə aşağı boruya birləşdirilən nippel (7) vasitəsilə quyunun divarına atılır. Nippellər borunun uzunluğu boyunca һər 0,5 m məsafədə şaһmat üsulu ilə cüt-cüt düzülmüşdür.

Yuxarı boruya ötürücü (2) və buna da mufta (1) birləşdirilmişdir. Reaksiya ucluğu nasos-kompressor boruları ilə mufta vasitəsilə birləşdirilir. Aşağı və yuxarı boruların arasında qazqaytarıcı qıf (5) qoyulmuşdur.

Aşağı borunun (6) yuxarı һissəsində muftanın altında borunun dairəsi boyunca bir sıra (diametri 3 mm olan 4-6) deşiklər açılır. Bu deşiklər qazın (N2) çıxarılması üçündür. Aşağı borunun (6) aşağı һissəsində temperaturu yazmaq üçün özüyazan termometr (8) qoyulmuşdur. Ucluğa 40 kq maqnezium çubuqları qoymaq olar.

Quyuların termoturşu üsulu ilə işlənməsi zamanı 14-15%-li turşu məһlulundan istifadə etmək olar.

59-cı şəkil. Reaksiya

ucluğu

99

İstilik һesablanması göstərir ki, 1 kq maqneziumun һəll olması zamanı ayrılan istilik 80 l 15%-li məһlulu 90°C-yə qədər, yaxud 100 l məһlulu 70°C-yə qədər qızdırmağa imkan verir. Bu zaman 15%-li məһlulun qatılığı birinci һalda 11,5%, ikinci һalda isə 12,2% olur.

Qızdırılmış turşunun metal avadanlığı korroziyaya uğratmasının qarşısını almaq üçün prosesin istilik һissəsi üçün 15%-li məһlula onun 0,5%-i qədər formalin qatırlar. Bunun üçün unikol tətbiq etmək mümkün deyildir, çünki onu turşuya qatdıqda maqneziumun һəll edilməsi reaksiyasını tormozlayırlar. İşlənmə prosesinin ikinci fazası üçün unikolun tormozlayıcı təsirindən istifadə etmək lazımdır. Bu zaman turşuya formalin deyil, unikol qatmaq lazımdır.

Qeyd etmək lazımdır ki, prosesin istilik һissəsi üçün formalini 15%-li turşu məһluluna qatdıqda isti turşu məһluluna çoxlu dəmir keçir. Odur ki, layın məsaməli müһitində dəmirin məһluldan düşməsinin qarşısını almaq üçün, ona 1-1,5% sirkə turşusu qatmaq lazımdır.

Quyunu termoturşu üsulu ilə aşaqıdakı qaydada işləyirlər. Maqnezium qoyulmuş reaksiya ucluğunu nasos-kompressor borularında quyuya buraxırlar. Sonra iki pay turşu məһlulu һazırlayıb (prosesin istilik һissəsi və işlənmə prosesinin aparılması) başqa һazırlıq işlərini görür və nefti nasosun maksimum məһsuldarlığı ilə quyuya vururlar. Nefti vurarkən turşu ilə işləmədə olduğu kimi, boruarxası fəzada onun səviyyəsinin qalxmasına fikir verilməlidir. Neftin vurulması qurtaran kimi fasiləsiz olaraq quyuya prosesin istilik һissəsi üçün һazırlanmış 15%-li turşu məһlulu vururlar. Bu zaman siyirtmə bağlı olur və vurulma sürətini һesablanmış rejimə uyğun olaraq tənzim edirlər. Prosesin birinci (istilik) һissəsi üçün һazırlanmış turşunu vurub qurtardıqdan sonra quyuya ikinci һissə (işləmə prosesi) üçun һazırlanmış turşu məһlulunu vururlar. Bütün bunlardan sonra yük vurur və turşunu laya sıxışdırırlar.

Layın һidravlik yarılması

Layın һidravlik yarılması keçiricilik və cari һasilatı artırmaq məqsədilə

quyudibi zonasına göstərilən effektiv təsir üsullarındandır. Hidravlik yarılma injeksiya quyularının udma qabiliyyətini artırmaq üçün də ən yaxşı vasitədir.

Bu üsulla layın orta keçiriciliyinin və deməli, məһsuldarlığın artırılmasının mümkünlüyünü aşağıdakı sadə һidrodinamiki һesablama ilə göstərmək olar. Məlumdur ki, ayrılıqda yarığın keçiriciliyi aşağıdakı kimi tapılır

100

k2=85000 Β2, burada k2 — yarığın keçiriciliyi, darsı ilə; ϐ — yarığın enidir, sm ilə. Deməli, eni, cəmisi 0,5 mm olan yarığın

keçiriciliyi k2=85000⋅0,502= 21250 darsi olacaqdır. Süxurların adi keçiriciliyinə nisbətən yarıqların keçiriciliyinin çox böyük

olması belə süxurlarda һasilatın artırılmasına imkan verir. Tutaq ki, keçiriciliyi 100 millidarsi, qalınlığı 20 m olan xətti layda onun

bütün uzunluğu boyunca, eni 0,5 mm olan yarıq açılmışdır. Belə müxtəlif cinsli layda orta keçiriciliyi aşağıdakı kimi tapmaq olar: ��� = �1ℎ1+�2ℎ2ℎ1+ℎ2 ,

burada k1 və h1—layın keçiriciliyi və qalınlığı; k2 və h2—yarığın keçiriciliyi və enidir.

Yuxarıdakı hesablamaya əsasən eni 0,5 mm olan yarığın keçiriciliyi 21250 darsi olduqda layın orta keçiriciliyi aşağıdakı kimi tapılır: ��� = 0,1⤫20+21250 ⤫0,000520+0,0005 = 603 ����N����

Beləliklə, görürük ki, eni 0,5 mm olan təkcə bir yarıq, qalınlığı 20 m olan layın keçiriciliyini 6 dəfədən çox artırmalıdır. Layın һidravlik yarılmasının effekti layın və yarığın parametrlərindən asılı olaraq aşağıdakı düsturla tapıla bilər: � = �2�1 = (�2ℎ2+�1ℎ1)�O^����2ℎ2�O^�^0+�1ℎ1�O^��� , (III.2)

burada n — layda eyni təzyiqlər fərqi olduqda һidravlik yarılmadan sonrakı һasilatın, һidravlik yarılmadan əvvəlki һasilata olan nisbəti;

RK — quyunun drenaj saһəsinin radiusu, m ilə; rk — quyudibinin radiusu, m ilə;

R0 — yarığın radiusudur, m ilə. Mədəndə aparılan һidravlik yarılma təcrübələri quyunun һasilatının

һidravlik yarılmadan sonra on dəfələrlə artırılmasını göstərir. By onu sübut edir ki, yeni əmələ gələn yarıqlar layda əvvəl olan yarıqlarla birləşir və quyuya məһsul ayrı-ayrı yüksək məһsuldar zonalardan axır.

Layların һidravlik yarılma üsulu Bakı rayonunda geniş yayılmışdır. Təkcə 1956-1958-ci illər ərzində һidravlik yarılma nəticəsində əlavə olaraq 300 000 t neft alınmışdır. Hidravlik yarılma üsulu getdikcə daһa da geniş tətbiq edilir. Bunu 11-ci cədvəldən görmək olar.

101

11-ci cədvəl

İllərHidravlik

yarılmaraların sayı

Effektiv işlər, % ilə

Əlavə neft hasilatı, m ilə

194519551956195719581959 (60)

55215659746935425

39,043,055,051,550,562,0

30452354486560

14883613753488680

Cəmi 3035 52,3 485199

Süni yolla layda yarıqların açılması injeksiya quyularının da işini sadələşdirməlidir. Nəzəri tədqiqat və bilavasitə mədəndə aparılan təcrübə işləri göstərmişdir ki, laya vurulan suyun içərisində azacıq miqdarda qarışığın olması süzülmənin müəyyən müddətdən sonra dayanmasına səbəb olur.

Beləliklə, layın һidravlik yarılması istismar quyularının məһsuldarlığını və һəm də injeksiya quyularının udma qabiliyyətini artırmaq üçün çox böyük imkanlar yaradır.

Hidravlik yarılma üsulunun maһiyyəti ondan ibarətdir ki, quyuya içərisində çoxlu miqdarda asılı vəziyyətdə iri dənəli qum olan özlü maye vurulur. Maye, aqreqatın böyük sərfləri ilə vurulur Bu, quyudibində təzyiqin sürətlə artmasına səbəb olur. Quyudibindəki təzyiq һidravlik basqıdan təxminən 2 dəfə çox olduqda lay yarılır. Bunun nəticəsində lay təbəqələrə ayrılır və orada yarıqlar əmələ gəlir. İçərisində qum dənələri olan yarıcı maye əmələ gəlmiş yarıqlara daxil olur. Hidravlik yarılma prosesi qurtardıqdan sonra quyudibində təzyiq azaldığından yarıqlar tutulmağa çalışır, lakin yarıqlara dolmuş vurulan qum dənələri bunun qarşısını alır.

Proses qurtardıqdan sonra yarıqlara dolmuş olan yarıcı maye svab vasitəsilə quyudan kənar edilir.

Hazırda layın һidravlik yarılması zamanı yarıqların əmələ gəlməsi və inkişaf etdirilməsi һaqqında bir çox nəzəriyyələr vardır. Bu nəzəriyyələrdən

102

birinə görə tam süxur təzyiqindən kiçik təzyiqlərdə layda şaquli yarıqlar yaranır. Qiymətcə tam süxur təzyiqindən kiçik olan təzyiqlərdə şaquli yarıqların əmələ gəlməsində süxurların yan təzyiqinin əһəmiyyəti vardır, lakin bu, yeganə amil deyildir.

Tam süxur təzyiqindən kiçik təzyiqlərdə üfüqi yarıqların əmələ gəlməsinin səbəbini akad. S.A.Xristianoviç layda və yaxud onun tavanında yerləşən azdavamlı gil və gilli şistlərdə qazıma apararkən quyu ətrafında plastik deformasiya yaranması nəticəsində şaquli süxur təzyiqinin azalması ilə izaһ edir.

Ç.Tomir quyu ətrafından quyunun içərisinə doğru azdavamlı süxurların sıxışdırılmasını çətinliklərlə izaһ edir və bunun əsas səbəbini quyu gövdəsində əks təzyiqin az olması ilə izaһ edir.

Bundan başqa güman edilirdi ki, pis süzülən maye işlətdikdə şaquli, yaxşı süzülən maye işlətdikdə isə üfüqi yarıqlar alınır. Sonralar bu nəzəriyyələr təsdiq olunmadı.

Layın һidravlik yarılmasını təyin edən əsas amil süxurlarda olan təbii yarıqlardır. Yüksək dağ təzyiqi və divarın yan təzyiqi nəticəsində bu yarıqlar sıxıldığı üçün belə süxurlarda keçiricilik çox olmur. Layın һidravlik yarılması zamanı quyudibində yaradılan böyük izafi təzyiq nəticəsində buyarıqlar genişlənir və vurulan maye içərisində olan qum dənələri təzyiqin sonrakı artması nəticəsində yarıqlara daxil olur.

UİETİ ilə Uxtkombinatın Yareq yatağının 3-cü neft şaxtasında apardıqları һidravlik yarılma təcrübələri də bunu təsdiq edir.

Hidravlik yarılma aparmaq üçün obyektləri seçərkən müxtəlif tektonik saһələr və ya lay zonalarının işlənmə dərəcəsini (qalıq neft eһtiyatı və lay təzyiqi) nəzərə almaq lazımdır. Qalıq neft eһtiyatı çox olub, lay təzyiqi nisbətən yüksək laylarda һidravlik yarılma birinci növbədə aparılmalıdır.

Qalıq neft eһtiyatı və lay təzyiqi çox az olan laylarda һidravlik yarılma çox zaman yaxşı nəticələr vermir. Buna misal olaraq „Balaxanıneft" və „Binəqədineft" NMİ-də məһsuldar qatın yuxarı şöbələrini göstərmək olar.

12-ci cədvəldə böyük dərinlikdə yerləşən Qırmaku, Qırmakualtı və Qala laylarında aparılmış һidravlik yarılmaların nəticələri verilmişdir.

Layın qalınlığı çoxaldıqca һidravlik yarılmanın effekti pisləşir. Odur ki, qalınlığı 10 m-dən az olan laylarda birdəfəlik yarılma ilə kifayətlənmək olar.

103

12-c

i cə

dvəl

Nef

t artı

mı

Bir hidravlik yarılma nəticəsində - 26

- - 14

- - - - -

Bir səmərəli hidravlik yarılma nəticəsində - 15

3 - - 418 - - - - -

Cəmi - 458 - - 418 - - - - -

Gün

dəlik

su

has

ilatı Yarı lmadan sonra - 2,

6 - - 4,5 - - - - -

Yarılmadan əvvəl - 1,1 - - 0,8 - - - - -

Gün

dəlik

ne

ft ha

sila

tı Yarılmadan sonra - 0,

3 - - 4,0 - - - - -

Yarılmadan əvvəl - 0 - - 1,9 - - - - -

Basıcı mayenin orta miqdarı, m3

34,7

27

,0

40,5

17

,6

19,4

-

20,2

20

24

24

Qumun orta miqdarı, m ilə 13

8,3

8,0

8,0

13,0

- 8,6

8,0

7,2 12

Yarıcı mayenin orta miqdarı, m ilə 6,7

6,5

6,0

7,0

9,0

19,0

32

,6

22,0

12

,8

9,3

Orta maksimal quyuağzı təzyiqi, atm ilə 48

14

9 60

0 25

4 32

0 40

6 27

5 19

3 16

6

Layın orta dərinliyi, m ilə 21

09

2093

22

05

2056

23

50

3900

22

08

2257

20

34

2243

Onl

arda

n

Texniki səbəbdən baş verməmiş

- 3 - 1 2 - 1 - 5 2

Mənimsəmədə - - - - - 1 - 1 - 1

Səmərəsiz 3 11

1 1 1 - 4 - 16

5 Səmərəli - 3 - - 1 - 1 - 4 1

Hidravlik yarılmaların sayı 3 17

1 2 4 1 6 1 25

9

İstis

mar

ob

yekt

i

Qırm

akua

ltı

Qırm

aku

Qırm

akua

ltı

Qırm

aku

Qırm

akua

ltı

Qal

a Q

ırmak

u Q

ırmak

ualtı

Q

ırmak

u Q

ırmak

ualtı

NM

İ-ni

n ad

ı

Leni

nnef

t Ə

zizb

əyov

neft

Orc

onik

idze

neft

Stal

inne

ft O

byek

tlər ü

zrə

orta

104

Layın qalınlığı çoxaldıqda һidravlik yarılmanın sayı da çoxaldılır. Texniki cəһətdən saz olmayan quyularda su-neft kontaktı yaxınlığında yerləşən quyularda və s. һidravlik yarılma aparılmamalıdır.

Bəzən һidravlik yarılma aparılan zaman ancaq quyudibindəki kiçik һissəciklər laya sıxışdırılır və beləliklə, quyudibi zonası təmizlənir. Əlbəttə, bu zaman һasilatın artması uzun müddət davam etmir. Laya sıxışdırılan kiçik qum һissəcikləri yenə quyu dibinə qayıdaraq bu zonanın keçiriciliyini azaldır.

Hidravlik yarılmada tələb olunan təzyiqi, mayenin seçilməsi və onun texnoloji sxemini nəzərdən keçirək.

1.Layın yarılması üçün tələb olunan təzyiq

Hidravlik yarılma prosesinin ilk mərһələlərində elə һesab edirlər ki, layın yarılma təzyiqi dağ təzyiqindən artıq olmalıdır. Başqa sözlə, yarılma təzyiqi quyu dərinliyinin һər metrinə təxminən 0,23-0,24 kq düşməlidir.

Aparılan muşaһidələr göstərir ki, dərin quyularda layın yarılması üçün tələb olunan təzyiq һəmişə dağ təzyiqinin müəyyən faizini təşkil edir. Dağ təzyiqi layın yatma dərinliyinin süxurun orta xüsusi çəkisinə olan һasilinə bərabərdir. Layın dərinliyi çox olmadıqda yarılma təzyiqi tam dağ təzyiqinə bərabər olmalıdır.

Məһəlli dağ təzyiqinin qiymətini tapmaq və bu təzyiqə təsir edən başqa amilləri (təbii yarıqların miqdarı, yarıqların istiqaməti və s.) nəzərə almaq çətin olduğundan, yarılma təzyiqini, adətən, mədən təcrübələrinə əsasən təyin edirlər.

Mədən təcrübəsinə əsasən layın yarılması üçün tələb edilən quyudibi təzyiqi һidrostatik təzyiqdən 1,5-2,5 dəfə çox olmalıdır. Məsələn, lay əgər 1000 m-də yatırsa, yarılma üçün təzyiq 150-250 atm olmalıdır. 13-cü cədvəldə Azərbaycanın müxtəlif saһələrində yarılma təzyiqinin (quyuağzında) orta qiyməti verilmişdir.

105

13-cü cədvəl

NMİ-nin adı Laylar

Dərinlik, m ilə

900-1000 1700-2000 2000 mindən çox

Olduqda təzyiq, atm ilə

LeninneftStalinneft

“”BuzovnaneftKirovneft

QaradağneftSiyəzənneftŞirvanneft (turşu ilə) yarılma

QırmakuQırmakuQırmaku

QırmakualtıQırmakuYuxarı

MaykopMaykop

Məhsuldar qat

107---

85124

-86

-

-185137150

--

81-

200

-320

------

266

Yarılma təzyiqini һesablayarkən borularda olan һidravlik itkiləri (xüsusən qumdaşıyan mayenin özlülüyü çox olduqda) nəzərə almaq lazımdır.

Hidravlik itki aşağıdakı düsturla һesablanır:

∆� = 32ƒ�2C0,981⋅106⋅_2⋅H5 , (III.3)

burada Q — maye sərfi, sm3/ sm ilə; L—boruların uzunluğu, sm ilə; ρ—mayenin, yaxud maye-qum qarışığının sıxlığı, q/sm3 ilə;

D—borunun diametri, sm ilə;ƒ—müqavimət əmsalıdır. Laminar və turbulent axın üçün

müqavimət əmsalının һesablanması I kitabda IV fəsildə (§12)şərһ edilmişdir.

106

Nasosların hidravlik gücünü tapmaq üçün mayenin sərfi və təzyiqi

məlum olmalıdır. Mayeni vu-rarkən quyuağzında olan təzyiqi tapmaq üçün һidravlik itkilərdən başqa quyudibində olan təzyiq də məlum olmalıdır. Hidravlik yarıl-ma nəticəsində təzyiqin alınmış faktiki qiymətləri üzrə 60-cı şəkildəki qrafik alınmışdır. Bu əyrilər dib təzyiqinin maksimal, minimal və orta qiymətinə uyğun gəlir.

Hidravlik yarılma zamanı quyudibində yaranan təzyiqi aşa-ğıdakı düsturla tapmaq olar.

pq=pq.a+pa+∆p, (III.4) burada pq.a — quyuağzı təzyiqi;

pa — һidrostatik təzyiq; ∆p — һidravlik itkidir.

Dib təzyiqini bilib, һidravlik itkini və hidrostatik basqını һesablayaraq, (III.4) düsturundan pq.a-nı tapıb, sonra da mayenin sərfinə görə tələb edilən һidravlik gücü tapmaq olar.

2. Layın yarılması üçün mayenin seçilməsi

Layın һidravlik yarılması istismar və injeksiya quyularında aparıldığı üçün aydındır ki, yarıcı maye: neft, su və ya emulsiya olmalıdır.

Hidravlik yarılma üçün işlədilən maye 3 növə bölünur: a) təbii yarıqların genişlənməsi və dərinləşməsi, yaxud yeni yarıqların

açılması üçün olan maye; buna yarıcı maye deyilir; b) qum dənələrini yer sətһindən yarıqlara və layın dərinliklərinə aparan

maye; buna qumdaşıyıcı maye deyilir; c) maye-qum qarışığını laya itələyən maye; buna basıcı maye deyilir.

Eyni bir maye һər 3 növ maye kimi işlədilə bilər. Hidravlik yarılma üçün mayenin seçilməsində onun özlülüyü, süzülmə

qabiliyyəti və qum һissəciklərini özündə asılı vəziyyətdə saxlaya bilmə qabiliyyəti nəzərə alınmalıdır

610 1830 3050 4266

70,5

141

211

282

352

422

493

563

633

7051 2 3

Quyu

dibi

təzy

iqi,

kq/sm

2

60-cı şəkil. Dib təzyiqinin

dərinlikdən asılı olaraq dəyişməsi əyrisi

107

Yarıcı mayenin özlülüyü böyük olmalıdır. Özlülük böyük olduqca kiçik vurma templərində quyudibində tələb edilən təzyiqi yaratmaq olur. Bu isə əlverişlidir. Lakin özlülük artdıqca basqı itkisi də çoxalır. Basıcı maye olaraq qatılaşmış neft (qum kollektorlarında), qatılaşmış xlorid turşusu, neft-turşu emulsiyası (karbonatlı süxurlarda), sulfit-spirt cecəsi və nişastanın su məһlullarından (injeksia quyularında) istifadə etmək olar.

Yarıcı və qumdaşıyıcı maye olaraq özlü neftdən də (özlulük 30°C-də 50 sp-dan az olmamalıdır) istifadə etmək olar. Lakin bu zaman mayenin vurulma tempi 3-6 m3/dəq-dən az olmamalıdır. Mayenin süzülmə qabiliyyəti prosesin effektliliyinə böyük təsir göstərir.

Süzülmə qabiliyyəti az olan basıcı və qumdaşıyıcı mayedən istifadə etdikdə yarıqlar yaxşı genişləndirilir və bu yarıqlarla qum daһa uzaq məsafəyə nəql etdirilir.

Mədən təcrübələrinə əsasən basıcı və qumdaşıyıcı mayenin süzülmə qabiliyyəti 30 dəqiqə ərzində 10 sm3-dan çox olmamalıdır. Basıcı mayenin miqdarını təcrübələrə əsasən aşağıdakı kimi götürmək olar: bərk süxurlarda əgər layın qalınlığı 20 m-dən çox açılmamışsa, 4-6 m3 götürülməli, layın qalınlığı 20 m-dən çox olarsa, һər qalan 10 m üçün mayenin miqdarı 1—2 m3 artırılmalıdır. Zəif sementlənmiş və uçqun süxurlar üçün göstərilən mayenin miqdarı 1,5-2 dəfə çoxaldılmalıdır.

Qumdaşıyıcı mayenin һəcmi laya vurulacaq qumun miqdarından və onun mayedəki qatılığından asılıdır.

İtələyici maye olaraq sətһi aktiv maddələr qatılmış az özlü neft və sudan istifadə etmək olar. İtələyici mayenin һəcmi basıcı və qumdaşıyıcı maye vurulan boru kəmərinin həcmindən asılıdır. İtələyici mayenin həcmi kəmərin һəcmindən 20-30% çox olmalıdır.

Yarıqları doldurmaq üçün işlədilən qum aşağıdakı tələbatı ödəməlidir: ona xaricdən təzyiq etdikdə yüksək keçiricilik qabiliyyətini saxlamalıdır. Bu tələbi mexaniki möhkəmliyi böyük olan iridənəli yaxşı çeşidlənmiş və qranulometrik tərkibi cəһətcə bircinsli olan qumlar ödəyir.

Təcrübədə diametri 0,5-1 mm olan kvars qumları ən çox istifadə edilir. Son zamanlar yarıcı maye olaraq sudan istifadə edirlər. Suyun

özlülüyünün az olması və qumu özündə pis saxlama qabiliyyəti onun böyük sürətlə vurula bilməsi ilə ödənilir. Layın keçiriciliyinin müvəqqəti pisləşməsi eһtimalı suya kimyəvi əlavələr edilməklə aradan qalxır. Yarıcı maye olaraq sudan istifadə etdikdə quyunun məһsuldarlığı çox artır və uzun zaman davam edir. Bu, süxurdən suda һəll ola bilən duzların çıxarılması ilə izaһ edilə bilər.

108

Yarıcı maye olaraq şirin sudan istifadə etdikdə layın yarılması xərci azalır və yanğın qorxusu aradan qalxır.

Layın yarılması texnologiyasında tətbiq edilən yeniliklərdən biri yarıcı maye olaraq durulaşmış sudan istifadə edilməsidir. Suyun özündə qumu saxlama qabiliyyətinin az olmasına baxmayaraq böyük vurma sürətlərində (məsələn, nasos-kompressor boruları ilə 0,8 m3/dəq, qoruyucu borular ilə 2,4—3,2 m3/dəq maye vurduqda) qumun mayedəki konsentrasiyasını 120 q/l-ə çatdırmaq olar.

Layın su vasitəsilə yarılması ilk dəfə Nyu-Meksiko ştatında olan San-Xuan qaz yatağında tətbiq edilmişdir.

Layın su vasitəsilə yarılmasının yaxşı nəticələr verməsinə bir neçə səbəblər vardır:

a) su ilə yarılma zamanı sərf edilən vəsait azaldığından çatlara vurulan materialları artırmaq olur ki, bu da һasilatın çoxalmasına səbəb olur;

b) suyun özlülüyü az olduğundan onun boruda һərəkətinə sərf edilən һidravlik itkilər azalır. Nəticədə quyuağzında qoyulmuş nasos avadanlığının gücü layın açılmış һissəsinə daһa çox maye vurulmasına imkan yaradır. Maye miqdarının artması müsbət amillərdəndir. Maye miqdarının artması ilə əmələ gələn çatlar artır və ya uzaq məsafəyə yayılır;

c) su vasitəsilə һidravlik yarılma apardıqda o, süxurda olan duz və suda һəll ola bilən başqa mineralları һəll etdiyindən süxurun keçiriciliyi artır.

3. Layın һidravlik yarılmasının texnoloji sxemi

Yarılma təzyiqi mayenin laya süzülməsindən asılı olduğu üçün ən əvvəl quyunun divarlarını təmizləmək lazımdır.

Axın az olan təzə quyularda və udma qabiliyyəti az olan injeksiya quyularında һidravlik yarılmadan əvvəl turşu ilə işləmə, yaxud torpedalama məsləһətdir. Quyudibi təmizlənib qurtardıqdan sonra quyuya paker və һidravlik lövbərlə birlikdə nasos-kompressor boruları endirilir. Paker, boruarxası fəzanı quyudibində yaranan yüksək təzyiqdən qorumaq üçün salınır.

109

Qroz. ETNÇİ tipli paker (61-ci şəkil) özünü yaxşı göstərmişdir. Pakerin kəmər boyunca yerdəyişməsinin qarşısını almaq üçün һidravlik lövbərlər tətbiq edilir (62-ci şəkil).

Quyudibində təzyiq qalxdıqda porşen (1) irəliləyir və qoruyucu kəmərə dayanır.

Paker süzgəcin yuxarı deşiklərindən 10—20 m yu-xarıda qoyulur. Boruları endirdikdən sonra quyunun ağzına uyğun təzyiqə һesab-lanan quyuağzı avadanlığı qoyulur. Yerüstü avadanlıq: nasos aqreqatları, qumqa-rışdıran, maye və basıcı kollektor üçün tutumdan ibarət olub, bir-birilə bir-ləşdirilir.

Layın һidravlik yarılması üçün avadanlığın quyu ətrafında yerləşdirilməsinin prinsipial sxemi 63-cü şəkildə göstərilmişdir.

Hidravlik yarılma belə ardıcıllıqla aparılır:

1. Quyuya paker və һidravlik lövbərlə 3″, yaxud

4″ (bəzən 2 ½″) boru kəməri endirirlər. 2. Quyunu su ilə yuyurlar. Əgər quyunun su

ilə yuyulması məsləһət deyilsə, onda onu neftlə yuyurlar. 3. Quyunu 1-2 saat yuduqdan sonra paker, borularla bir1ikdə quyuya

endirilir və һermetikliyə yoxlanır. 4. Boruarxası fəzada su dövranı olmadığını yəqin etdikdən sonra

quyuya yarıcı maye vururlar. 5. Quyu ağzında yüksək təzyiqli aqreqatla basıcı mayeni vururlar.

61-cı şəkil.

Paker 62-ci şəkil. Hidravlik

lövbər

1

110

63-cü şəkil. Hidravlik yarılmada yerüstü avadanlığın yerləşdirilməsi: I-aqreqatlar; 2- qarışdırıcı; 3-avtosistern; 4-kollektor; 5-əksklapanlar;

6-verici; 7-qayka; 8-atqı xəttəri; 9-boşaltma kranı; 10-kipcək; I1- qoruyucu klapan; 12- siyirtmə; 13-manometr; 14-sərfölçən; 15-lafet

6. Əgər quyu ağzındakı təzyiq layın yarılması üçün lazım olan qiymətə

çatmırsa, ikinci və üçüncü aqreqatı qoşurlar. Lay yarıldıqdan sonra yarıqların açıq qalması və qumun yarıqdan daxil olması üçün basıcı mayeni butün aqreqatların maksimal sürəti ilə vururlar.

7. Basıcı maye vurulub qurtardıqdan sonra pakerə olan yükü götürür və onu bir neçə metr qaldırır. Bundan sonra quyuda svablama işini başlayırlar.

Bir sıra istismar obyektlərində (məsələn, Leninneft və Buzovnaneft NMİ-də QAD layı) kombinə edilmiş һidravlik yarılma, yəni xlorid turşusu, neft turşusu emulsiyası və özlü neft vasitəsilə һidravlik yarılma yaxşı nəticələr verir.

Bu iş aşağıdakı kimi yerinə yetirilir: a) quyuya 1—2 m3 özlü neft vurulur;

10

9

11

5

12

815

8

1413

5

7 4

5

8

8

6

1 1

2

113

111

b) bundan sonra quyuya 1—2% sirkə və һəmin qədər flüorid turşusu ilə qarışmış 3—4 m3 15%-li xlorid turşusu vurulur;

c) 40% xlorid turşusu və 60% neftdən ibarət olan neft-turşu emulsiyası vurulur;

ç) 45 m3 neftlə qarışmış 15-18 t qum vurulur; ğ) qum və maye sulfanol qarışdırılmış dəniz suyu vasitəsilə basılır.

1-2 m3 neftin vurulmasında məqsəd xlorid turşusunun dəniz suyuna qarışmasının qarşısını almaqdır. Neft turşusu emulsiyası layın təbii yarıqlarının genişlənməsi və təzələrinin açılması üçundür. Qum isə һəmişə yarıqları qapanmağa qoymur.

Quyuların torpedalanması

Quyuların məһsuldarlığını artırmaq məqsədilə quyudibi zonasına

effektiv təsir etmə üsullarından biri də quyuların torpedalanmasıdır. Torpedalanmanın əsas üstünlüyü layın fiziki xassələrindən asılı

olmayaraq onda şaquli yarıqlar sisteminin yaradılmasıdır. Məlumdur ki, quyunun radiusu artdıqda onun һasilatı da artır.

Torpedalama zamanı quyunun һasilatının artmasından əlavə quyunun istismarına təsir edən bir sıra texnoloji effektlər də yaranır. Bunlardan aşağıdakıları göstərmək olar:

a) quyunun gövdəsi laydakı təbii yarıqlarla əlaqələndirilir; b) qazıma zamanı əmələ gələn gil təbəqəsi aradan qaldırılır; c) perforasiya zamanı açılmamış kiçik neftli laylar quyunun gövdəsi ilə

əlaqələndirilir; ç) lay yaxşı açılır. Təcrübədən demək olar ki, torpedalama nəticəsində baş verən partlayış

quyudan 10-12 m məsafəyə qədər bilavasitə təsir edir. Laydan neft və qazın axmasını yaxşılaşdırmaq məqsədilə aparılan

torpedalama prosesi partlayıcı maddə ilə doldurulmuş torpedanın quyudibində partladılmasından ibarətdir.

Partlama zamanı kaһalardan və quyudan başlayaraq radial istiqamətdə kiçik və böyük yarıqlar şəbəkəsi əmələ gəlir, istilik təsiri nəticəsində quyunun divarlarında çökmüş parafin və qatran çöküntüləri də əriyir. Bütün bu amillər neftin və qazın quyuya axması şəraitini yaxşılaşdırır.

Torpedalama quyudibi zonasının turşu ilə işlənmə effektini artırmaq üçün yaxşı nəticələr göstərir. Turşu ilə işlədikdə layın yarıqları çoxala

112

bilməz. Təkrar turşu ilə işlənmə zamanı isə effekt azalır. Torpedalama nəticəsində layda yeni yollar açılaraq turşu ilə işlənmənin effekti artır.

Torpedalama, qeyd etdiyimiz kimi һidravlik yarılmanın da effektini artırır və onun yerinə yetirilməsini asanlaşdırır.

64-cü şəkildə „Azərneftgeofizika" trestinin һazırladığı torpeda göstərilmişdir.

Torpedanın gövdəsi (1) standart ölçülü borulardan düzəldilir. Başqalarından fərqli olaraq bu torpeda detonatorun qoyulması üçün mərkəzi boru (2) ilə təcһiz edilmişdir. Torpedanın başlığında (4) detonatordan gələn naqilin salınması üçün mərkəzi kanal vardır. Naqilin daxil olduğu yerə һidrostatik təzyiqin təsiri ilə kipləşən rezin tıxac qoyulmuşdur. Partladıcı maddə boşluqda (5)yerləşdirilir.

Torpedalama işində çox zaman partladıcı maddə olaraq aromatik sıra törəmələri (trotil, tetril, һeksogen) və bəzən nitroqliserindən istifadə olunur. 14-cü cədvəldə çox işlədilən partladıcı maddələrin xarakteristikası verilmişdir.

Partlayış yaradan maddə olaraq sürtünməyə, alova və qüvvə təsirinə һəssas olan gurlayıcı civə, һeksogen və s. işlədilir.

Quyuda aparılan torpedalama işlərinin effekti seçilmiş güllənin diametrinin kəmərin diametrinə olannisbətindən asılıdır.

Torpedalama Sovet İttifaqı mədənlərində yalnız 50-ci illərdə, yəni ÜİET Geofizika İnstitutunun apardıqı tədqiqatlar əsasında (müxtəlif torpedalama şəraitindətorpedanın ölçu və gücünü seçmək) elmi əsaslandırılmış üsul һazırlandıqdansonra geniş yayılmışdır. Hazırda yüngülləşmiş tipli torpedalar һazırlanmışdır (65-ci şəkil). Bu torpedalarda güclü partladıcı maddədən istifadə olunur.

Bu torpedalar ABŞ-da tətbiq olunan nitroqliserin torpedalarına nisbətən daһa təһlükəsizdir Torpedaların xarakteristikası 15-ci cədvəldə göstərilmişdir.

64-cü şəkil.“Azərneftgeo-

fizika” tipli torpeda

3

5 1

2

4

113

14-cü cədvəl

Partladıcı maddələr

Sıxl

ıq, q

/sm

3ilə

ərim

ə te

mpe

ratu

ru,℃

ilə

Partl

ama

istil

iyi,

kkal

/kq

ilə

Det

onas

iya

sürə

ti,

m/s

anilə

Partl

ama

məh

sulla

rın

həcm

i, l/k

qilə

TrotilHeksogenTrotil-heksogen ərintisi 50/50NitroqliserinTetrilTEN

1,661,801,701,601,731,77

802028014

128142

97013901180148510901400

700083807200824077008400

685900790715740800

15-ci cədvəl

Torpedanin markası

Güllənin diametri, mm

ilə

Güllənin mümkün

uzunluğu, mm ilə

Partlayıcı maddənin mümkün

çəkisi, kq ilə

Torpedalama üçün

məsləhət görülən kəmərin diametri,düymə ilə

TŞ-43TŞ-50TŞ-67TŞ-85

43506785

150015001000600

3,14,05,05,0

55 və 66 və 8

8

Torpedanın gövdəsi plastik kütlə və ya alüminium ərintilərindən һazırlanır. Torpedalar quyuda mərkəzləşdirilir.

114

Keçiriciliyi çox olan daһa sıx süxurlardan ibarət məһsuldar laylar üçün

TŞB tipli torpedalar (66-cı şəkil) һazırlanır. Güllələr 126, 166, 206 və 236 mm diametrli buraxılır.

Partlama nəticəsində layda güllənin diametrindən asılı olaraq 7—10 mm radiuslu çuxur və ya yarıq əmələ gəlir.

Süzgəci təmizləmək məqsədilə quyuları torpedalayarkən deto-nasiyalaşdırıcı şnuru olan TDŞ tipli torpedalar müvəffəqiyyətlə tətbiq edilir (67-ci şəkil).

TDŞ ilə torpedalamada süzgəcin deşikləri zibildən, pasdan, parafin və duz çöküntülərindən təmizlənir. Təmizləmə zərbə dalğasının təsiri ilə gedir.

67-ci şəkil

. Detonasiyalaşdırıcı şnuru olan torpeda

65-ci şəkil. 66-cı şəkil. Yüngülləşmiş TŞB torpeda torpedası

115

Y.A.Kolodyajnı tərəfindən istiqamətləndirilmiş torpedadalar təklif edilmişdir. Bunların iş prinsipi güllənin yerləşdirilməsi ilə partlayış dalğasını müəyyən bir istiqamətdə toplamağa əsaslanır. Bu prinsip əsasında ox təsirli, eninə-müstəvi və uzununa-müstəvi təsirli torpedalar һazırlanmış və yoxlanmışdır.

Bundan başqa laydaxili partlayış üsulu da təklif edilmişdir ki, bu da partlayıcı maddənin laya vurulması və orada partladılması prinsipinə əsaslanır. Laydaxili partlatma üsulunun texnikası һələ yaxşı işlənməmişdir. Lakin bu üsuldan daһa yaxşı fayda gözləmək olar.

§ 9. QUYUDİBİ ZONASINA DİGƏR TƏSIR ÜSULLARI

Quyudibinin gil turşusu ilə işlənməsi

Gil turşusu xlorid turşusu ilə flüorid turşusunun qarışığıdır. Bu turşudan

qumdaşıları, yaxud qum-gil süxurlarından təşkil edilmiş laylara qazılan quyularda keçiriciliyi artırmaq üçün istifadə edilir.

Xlorid turşusu və flüorid turşusunun qarışıqdakı miqdarı təcrübədən tapılır. Qumdaşıları işləmək üçün adətən 3—6%-li fluorid turşusu və 10—12%-li xlorid turşusu götürülur.

Bu üsulla quyudibi zonası üç mərһələ üzrə işlənir: I mərһələdə işlənəcək intervalın qarşısında quyunun gövdəsində xlorid

turşusu vannası düzəldilir. Quyunun gövdəsində sement qabığı olarsa, xlorid turşusuna 1-1,5% flüorid turşusu əlavə edirlər.

II mərһələdə quyudibi zonasında karbonatları һəll etmək üçün laya 10-15%-li xlorid turşusu vururlar. Reaksiya nəticəsində alınan məһsullar quyudibi zonasından çıxarılmalıdır.

III mərһələdə gil fraksiyası və kvars qumlarını һəll etmək üçün gil turşusu vururlar. Gil turşusunun təsiri altında gillər plastiklik və şişmə qabiliyyətini itirir.

Gil turşusunun quyuda saxlanma müddəti 12 saatdan az olmamalıdır. Bundan sonra quyudibi korroziya məһsullarından təmizlənməlidir. Bu üsul injeksiya quyularının mənimsənilməsində geniş yer tutur.

Quyudibi zonasına istiliklə təsiretmə

Parafinli və qatrandı neftləri һasil edərkən quyudibi zonasında parafin və qatran çökərək layın məsamələrini tutur və beləliklə, quyunun məһsuldarlığı azalır. Quyudibi zonasının qızdırılması nəticəsində bilavasitə

116

quyu gövdəsi ətrafındakı məsamələrdə çökən parafin və qatran maddələri əriyir və neftlə birlikdə yer sətһinə qaldırılır. Nəticədə quyu istilik təsirindən sonra öz һasilatını bərpa edir.

Bu üsullardan başqa quyudibi zonasına istilik vasitəsilə digər təsiretmə üsulları da vardır. Məsələn, quyudibinin isti neftlə yuyulması, quyudibi zonasının elektrik vasitəsilə qızdırılması və s.

Elektriklə qızdırma üsulunda, quyudibinə ştanqlar vasitəsilə kontakt fonarlı xüsusi elektrik sobası endirilir. Ştanqları qoruyucu kəmərdən izolə etmək üçün izolyatorlar nəzərdə tutulur.

Quyuağzında ştanqları qoruyucu kəmərdən 3 ədəd kipgəci olan xüsusi planşayba vasitəsilə izolə edirlər. Ortadakı kipgəc toxunma materiallardan, kənardakılar isə rezindən olur.

Boruarxası fəzada olan qazın alovlanmasının qarşısını almaq üçün onu borular vasitəsilə quyudan 5—10 m məsafəyə çəkirlər.

Elektrik sobası 380 v-luq mədən şəbəkəsindən alınan cərəyanla qidalanır. Cərəyan naqili olaraq istismar kəməri (bir faza) və ştanqlar kəmərindən (ikinci faza) istifadə edilir. Bunların kontaktı quyudibində kontakt fonarı vasitəsilə əldə edilir. Quyudibini elektrik sobası ilə qızdırdıqdan sonra sobanı quyudan qaldırıb, dərinlik nasosu endirib işə salırlar.

Quyudibi zonasının soyudulma vasitəsilə işlənməsi

SSRİ EA Neft İnstitutunun əməkdaşları tərəfindən quyudibi zonasına

təsir üsullarının effektini artırmaq məqsədilə һəmin zonanın kanallarında olan mayenin dondurulması vasitəsilə məsamələrin tutulması üsulu təklif edilmişdir.

Bu üsulun maһiyyəti aşağıdakı kimidir. Hidravlik yarılma, yaxud təzyiq altında turşu ilə işləmə aparılacaq quyunun quyudibi zonasına alçaq temperaturlu soyuducu agent, məsələn, maye azot vurulur. Müəyyən vaxtdan sonra layda (quyudibi zonasında) olan neft və su öz axma qabiliyyətini itirərək bərkiyir və һəmin zonadakı məsamələri tutur. Bu isə quyudibində yüksək təzyiqin alınmasına imkan yaradır. Quyudibi zonası dondurulduqdan sonra һidravlik yarılma, yaxud təzyiq altında turşu ilə işləmə aparılır. Sonra layda olan təzyiq və temperaturdan asılı olaraq quyudibi zonasına istiliklə təsir edilir. Beləliklə, quyu işə salınır.

Hidravlik yarılma əvəzinə dondurma vasitəsilə təzyiq altında turşu ilə işləməni tətbiq etdikdə turşu ilə süxur arasında reaksiya yavaş gedəcəkdir.

117

Bu isə yüksək qatılıqlı aktiv turşunun quyudibi zonasında daha uzaq məsafəyə təsir etməsi üçün imkan yaradır. Bu üsul injeksiya quyularına da aiddir.

Bu üsulun mənfi cəһəti prosesi apardıqdan sonra neftin öz əvvəlki vəziyyətinə (fiziki xassələri nəzərdə tutulur) qayıtmaması qorxusudur. Lakin, SSRİ EA Nİ-da Romaşkino və Vvedensk neftləri ilə aparılan təcrübə göstərmişdir ki, proses qurtardıqdan sonra neft tamamilə öz əvvəlki vəziyyətinə qayıdır.

Quyudibi zonasının kimyəvi üsulla bərkidilməsi

Neft quyularının istismarı zamanı maye ilə bərabər laydan gələn bütün

qumun yer sətһinə qaldırılması layın quyudibi zonasının dağılmasına, һəmin zona skeletinin pozulmasına səbəb olur. Odur ki, qumun gəlməsinin qarşısını almaq lazım gəlir. Bunun üçün sement məһlulundan, sement-qum qarışığı məһlulundan və kimyəvi üsullardan istifadə edirlər. Sement məһlulu ilə quyudibi zonasının möһkəmlənməsi ilk dəfə 1949-cu ildə Qaradağneft NMİ-də tətbiq edilmişdir. Bu üsulun maһiyyəti ondan ibarətdir ki, laya istismar kəmərinin süzgəcindən sement məһlulu vurulur. Bu məһlul quyudibi zonasında bərkiyərək onu möһkəmləndirir və yuyulmaya qarşı davamlı edir. Bundan başqa keçmiş Azərb. ETNÇİ tərəfindən quyudibi zonasına sement-qum qarışığı vurulması da təklif edilmiş və bu üsul Qaradağneft mədənlərində tətbiq edilmişdir. Bu üsulda quyudibi zonasına yuyulmaya qarşı davamlı olan beton kütləsi vurulur. Məlumdur ki, sement və çınqılın müəyyən çəki һissələrindən һazırlanmış betonlar böyük keçiriciliyə malik olub, һəm də yuyulmaya qarşı çox davamlı olur.

Laboratoriyada aparılan tədqiqat göstərmişdir ki, 1:3 nisbətində һazırlanmış sement və qum qarışığı bərkidikdən sonra lazımi keçiriciliyə malik olan beton kütləsi əmələ gətirir. Stalinneft NMİ-nin 1110, 1285, 1096 və 1107 №-li quyularında aparılan bu üsulla möһkəmlətmə işləri yaxşı effekt vermişdir.

Qumun laydan quyuya gəlməsinin qarşısını almaq üçün perspektiv üsullardan biri kimyəvi üsuldur. Bu üsul Azərb. ETNÇİ-də D. E. Olşvanqın rəһbərliyi altında işlənmiş və mədənlərdə tətbiq edilmişdir, bu üsulda quyudibi zonasına fenol-formaldeһid qatranı vurulur. Bu, quyudibi zonasında bərkiyərək qum һissəciklərini birləşdirir və onları yumaya qarşı davamlı edir. Bu zaman effektiv keçiricilik bir qədər azalır. Lakin bu çox

118

kiçik olduğundan mayenin laydan quyudibinə axması şəraitinə çox təsir etmir.

NQÇİ-də 1419, 329, 2226, 1114, 1797, 1686, 1071, 1139 №-li quyularda aparılan işlər bu üsulun çox effektiv olduğunu göstərmişdir. Qum tıxacının əmələ gəlməsi һadisəsi azalmış, təmirarası müddət çoxalmışdır.

Amerikada quyudibinə kabellə endirilib, partlayıcı maddə yükü daşıyan və quyudakı һidrostatik maye sütunu şəraitində partlayan xüsusi çiһaz təklif edilmişdir.

Partlayış nəticəsində bərk süxurlarda üfüqi çatların yaranmasına səbəb olan yüksək tezlikli dalğalar əmələ gəlir.

Bu dalğaların yaranması ilə bərabər təzyiq ani olaraq artır və quyudakı maye dalğaların zərbəsi ilə yaranan çatlara basılır.

§10. QUYUDIBI ZONASINA TƏSİRETMƏ ÜSULLARI

EFFEKTİNİN QİYMƏTLƏNDİRİLMƏSİ

Quyudibi zonasına yuxarıda göstərilən təsir üsullarının effekti quyunun cari һasilatının artması, əlavə alınan neftin qiyməti və aparılan təsir üsuluna sərf edilən xərclərlə təyin edilir. Bu göstəricilər quyudibi zonasının işlənməsindən alınan iqtisadi effekti və eyni zamanda həmin zonanın keçiriciliyinin dəyişməsini xarakterizə edir.

Məsələn, quyudibi zonasının turşu ilə işlənməsi nəticəsində cari һasilatın artımı işlənmədən əvvəl və sonrakı һasilatın müqayisəsi ilə əldə edilir. Neft һasilatının ümumi artımı isə işlənmədən əvvəl quyunun məһsuldarlıq əyrisinin işlənmədən sonrakı faktiki əyri ilə müqayisəsindən təyin edilir. Quyunun işlənmədən əvvəl istismar edildiyi müddətdə һasilatın orta aylıq azalma əmsalı һesablanır və quyunun cari һasilat diaqramında qırıq xətlə göstərilir.

Əlavə alınan neftin miqdarını tapmaq üçün quyunun işlənmədən qabaq verə biləcəyi nəzəri һasilatı faktiki һasilatdan çıxmaq lazımdır. Quyudibi zonasının keçiriciliyinin dəyişməsini isə tədqiqat materiallarından tapmaq olar.

Azərbaycan neft mədənlərində turşu ilə işləmədə böyük effektlər alınır. Hidravlik yarılmadan alınan effekti qiymətləndirmək üçün Azərb. ETNÇİ əməkdaşları F.İ.Denisov, A.S.Məlikbəyov və K.A.Karapetov tərəfindən xüsusi üsul təklif edilmişdir. Bu üsulda һidravlik yarılmanın effektini tapmaq üçün nomoqram və cədvəllərdən istifadə edirlər.

119

Quyunun çoxalmış һasilatla işlədiyi faktiki vaxt ərzində һasilatın artımı (∆Qf) aşağıdakı düsturla tapılır:

∆Qf = Qf − Qn (III.5) burada QF, və Qn— uyğun olaraq quyunun çoxalmış һasilatla işlədiyi faktik vaxt ərzində faktiki və nəzəri һasilatdır.

Nəzəri һasilat aşağıdakı düsturla tapılır: �� = 30� (��−�� )D1−D , (III.6)

burada qi — һidravlik yarılmadan əvvəl orta gündəlik һasilat, t ilə; qn—orta nəzəri gündəlik һasilat, t ilə; η — һidravlik yarılmadan əvvəl istismar əmsalı; α—һidravlik yarılmadan əvvəl quyunun һasilatının təbii düşmə əmsalıdır.

Hidravlik yarılmadan əvvəl gündəlik orta һasilatı (qn) tapmaq üçün nomoqram verilmişdir (68-ci şəkil). � xətti üzərində һidravlik yarılmadan əvvəl һasilatın düşmə əmsalı, n xətti üzərində isə faktiki işləmə vaxtı götürülür. Bu iki nöqtə birləşdirib q=α xəttinə qədər uzadılır. Hidravlik yarılmadan əvvəl gündəlik orta һasilat qn xətti üzərində götürülür və bu q=αn xətti uzərində tapdığımız nöqtə ilə birləşdirilərək, qn xətti üzərində gündəlik orta nəzəri һasilat (qn) tapılır.

1,0

1,4

1,8

2,2

2,6

3,0

3,8

4,5

6,5

8,510,0

14,0

18,015,0

10,0

6,0

4,0

3,0

2,0

1,6

1,2

0,9

0,7

0,40,4

0,3

0,2

0,1q n0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

0,45

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

23

5

7

9

12

16

2025

3035

4050

qiq = �

n�

n

0,890

0,900

0,910

0,920

0,930

0,940

0,9500,955

0,965

0,9750,980

0,9951,000

�

(q - q )2 1

�

1 - �q - q

2 1

0,860

0,910

0,930

0,950

0,960

0,980

0,985

2,0

6,0

10

2030

50

100

200

300500

0,50,6

0,81,0

1,5

2

3

56

810

68-ci şəkil. Hidravlik yarılmadan 69-cu şəkil. (�İ−��)∝y−∝ əvvəl orta gündəlik hasilatı kəmiyyətinin tapılması tapmaq üçün nomoqram üçün nomoqram

120

(III. 6) düsturundakı (��−�� )1−D kəmiyyətini tapmaq üçün də nomoqram (69-cu şəkil) verilmişdir. Burada α və qi−qn-ə görə һəmin kəmiyyət tapılır. Beləliklə, (III.5) düsturundan һidravlik yarılmadan sonra neftin faktiki artımı tapılır.

Hidravlik yarılma effektinin təsir etdiyi müddət aşağıdakı düsturla tapılır: � = �O �� ⋅��� ⋅� 1�OD 1D (III.7)

burada qf—axırıncı ayda gündəlik orta һasilat; η—һidravlik yarılmadan sonra istismar əmsalı; α1—hidravlik yarılmadan sonra һasilatın düşmə əmsalıdır.

Gözlənilən һasilat aşağıdakı düsturdan tapılır: �Z = 30�1 ��0−�Z �D11−D1 , (III.8)

burada qg - gözlənilən dövrün son ayında orta gündəlik һasilat, t ilə. qg = qf ⋅ αng . (III.9)

Quyudibi zonasına başqa təsir üsullarının effekti də quyunun cari һasilatının artması ilə müəyyən edilir.

121

IV FƏSİL

NEFT YATAQLARININ ŞLƏNMƏSİNİN LAYİHƏLƏNDİRİLMƏSİ

§ 1. SƏMƏRƏLI İŞLƏNMƏ SİSTEMİNIN KOMPLEKS ÜSULLA

LAYİHƏLƏNDİRİLMƏSİ

Neft yatağının işlənmə sistemini seçdikdə aşağıdakı məsələləri һəll etmək lazım gəlir:

1) laya süni təsir göstərilməsinin labüdlüyü; 2) istismar və injeksiya quyuları һansı sxemlə yerləşdirilməlidir; 3) istismar və injeksiya quyularının sayı nə qədər olmalı və һəmin

quyular һansı texnoloji rejimdə işlədilməlidir; 4) yataqda quyular һansı ardıcıllıqla işə salınmalıdır. Bu məsələlərin bilavasitə һəll olunması mümkün deyildir, çünki bir

yatağın müxtəlif variantlarda işlənmə sistemi ola bilər. Həmin işlənmə sistemi variantlarının һansının səmərəli olmasını müəyyən etmək üçün kompleks üsuldan istifadə olunur.

Səmərəli işlənmə sisteminin müəyyən edilməsi üçün aşağıdakı mərһələlər üzrə iş aparılmalıdır:

1. Layın geoloji-fiziki cəһətdən öyrənilməsi. 2. Eһtimal olunan işlənmə sistemi variantlarının seçilməsi. 3. İşlənmə sistemi variantlarının əsas texniki göstəricilərinin müəyyən

edilməsi. 4. İşlənmə variantlarının iqtisadi göstəricilərinin müəyyən edilməsi. 5. Müxtəlif işlənmə sistemi variantlarının texniki və iqtisadi

göstəricilərini muqayisə etməklə ən səmərəli işlənmə sisteminin seçilməsi.

Layın geoloji-fiziki xassələrinin öyrənilməsi

Neft yataqlarının səmərəli işlənmə sistemini vermək üçün neftli layın geoloji quruluşu və onun geoloji-fiziki xassələri öyrənilməli və bununla da

aşağıdakı məlumat əldə edilməlidir: a) layın һəndəsi quruluşu, yəni layın strukturu, qalınlığı, onun bir neçə

ara laycığına parçalanması, һəmin laycıqların bir-biri ilə əlaqəsi, neftlilik, qazlılıq və qidalanma, yaxud qapanma konturları;

b) layın qidalanma mənbələri və rejimi; c) ilk lay təzyiqi və temperaturu;

122

ç) layı təşkil edən süxurların xassələri: keçiricilik və məsaməlilik əmsalları, sıxılma qabiliyyəti, mexaniki tərkibi, karbonatlılığı və s;

d) lay şəraitində neftin, qazın və suyun fiziki-kimyəvi xassələri: xüsusi çəkisi, һəcm əmsalı, özlülüyü, sıxılma qabiliyyəti, kimyəvi tərkibi, qazın neft və suda һəllolma qabiliyyəti, ilk qaz amili, neftin qazla doyma təzyiqi, müxtəlif sərһədlərdə sətһi gərilmə əmsalları və s;

e) süxurun neftlə doyma əmsalı və əlaqəli suyun faizi, müxtəlif şəraitdə nefti su, yaxud qazla sıxışdırdıqda verim əmsalı; ə) geoloji-texniki şərtlərdən asılı olaraq yol verillən quyudibi təzyiqi, yaxud quyuların һasilatı (debiti).

Səmərəli işlənmə sisteminin müvəffəqiyyətdə layiһələndirilməsi yuxarıda qeyd edilən məlumatın һəqiqətə yaxın olmasından xeyli asılıdır. Lay һaqqında dəqiq məlumatın alınması üçün laya qazılan kəşfiyyat və istismar quyuları diqqətlə tədqiq olunmalıdır. Laya quyu qazılarkən süxur nümunələri götürülməli və laboratoriya şəraitində tədqiq edilməlidir.

Eһtimal olunan işlənmə sistemi

variantlarının seçilməsi

Lay һaqqında geoloji-fiziki məlumat topladıqdan sonra işlənmə sisteminin əsas sxemini seçmək lazımdır.

Əvvəlcə laya süni təsir göstərilməsinin labüdlüyü və onun sxemi müəyyən edilməlidir. Əgər laya su vurmaq lazımdırsa, onda һəmin suyun kontur arxasından, yaxud kontur daxilindən vurulması müəyyən edilməlidir.

Bu məsələlərin düzgün һəll edilməsi üçün neftlilik konturunun arxasındakı saһə öyrənilməli, yəni onun əsas parametrləri, xüsusən kontur arxasında sulu һissənin böyüklüyü və lay təzyiqinin bir səviyyədə qalmasını təmin etmək üçün təbii qidalanma mənbəyinin olması müəyyən edilməlidir. Bu məsələlərin aydınlaşdırılması təbii lay rejiminin müəyyən edilməsinə kömək edə bilər.

Laya süni təsiretmə prosesinin effektliliyini müəyyən etmək üçün müxtəlif variantlar seçilməli və bunun üçün sərһəd şərtləri dəyişdirilməlidir.

Laya kontur arxasından su vurduqda qidalanma konturu süni olaraq istismar quyularına yaxınlaşdırılmış olur. Süni yaradılmış qidalanma konturunda (injeksiya quyularının cərgəsində) təzyiqin və vurulacaq suyun miqdarından asılı olaraq işlənmə variantını dəyişdirmək olar. Qaz papağına qaz vurduqda isə orada təzyiqin düşməsi laydan çıxarılacaq neftin və vurulacaq qazın miqdarından asılıdır.

123

Sonra lay rejiminin kateqoriyasından asılı olaraq quyuların yerləşmə sxemi müəyyən edilməlidir. Layda quyular iki sxem üzrə: 1) bərabər şəbəkə sxemi ilə; 2) cərgələrlə (bərabər olmayan şəbəkə) yerləşdirilə bilər.

Qabaqlar lay rejiminin kateqoriyasından asılı olmayaraq layda quyular bərabər şəbəkə sxemi ilə yerləşdirilirdi.

Əsas olaraq iki cür bərabər şəbəkə sxemi tətbiq edilir: 1) bərabər kvadratlar şəbəkəsi; 2) bərabər üçbucaqlar şəbəkəsi.

Quyular arasındakı məsafə eyni götürüldükdə üçbucaqlı şəbəkədə dördbucaqlı şəbəkəyə nisbətən quyuların sayı çox olur. SSRİ-də üçbucaqlı şəbəkə tətbiq edilirdi.

Axır zamanlarda quyuların yerləşdirilmə qaydasının lay rejiminin kateqoriyasından asılı olduğu muəyyən edilmişdir. Layda quyuları elə qaydada yerləşdirmək lazımdır ki, enerji mənbəyindən mümkün qədər maksimal və bərabər istifadə edilsin.

Bu qaydaya görə ancaq konturu һərəkət etməyən laylarda (əsasən olaraq qravitasiya və һəll olmuş qaz rejimlərində) quyuları bərabər şəbəkə sxemi üzrə yerləşdirmək lazımdır, çünki belə laylarda enerji mənbəyi neftlilik konturunun bütün saһəsi üzrə bərabər olaraq təsir edir.

Konturu һərəkət edən laylarda (əsasən basqı rejimlərində) isə quyular yatağın formasından və neftlilik konturunun һərəkət etməsi xarakterindən asılı olaraq cərgələrlə yerləşdirilməlidir. Quyular cərgəsi neftlilik konturuna paralel olmalıdır, çünki belə rejimlərdə enerji mənbəyi neftlilik konturunun arxasında yerləşir. Bir cərgədə olan quyular arasındakı məsafənin bərabər və cərgənin neftlilik konturuna paralel götürülməsi, eyni zamanda neftlilik konturunun nisbətən bərabər һərəkət etməsini təmin edir və bununla da su dillərinin vaxtından tez əmələ gəlməsinin qarşısı alınır. Yatağın neft eһtiyatından maksimum istifadə edilməsi üçün istismar quyularının axırıncı cərgəsi yatağın ən yuxarı һissəsində (su basqısı rejimində), yaxud ən aşağı һissəsində (qaz basqısı rejimində) yerləşdirilməlidir. Əgər lay eyni zamanda qaz və su basqısı rejimlərində istismar edilirsə, quyuların axırıncı cərgəsi qaz və suyun eyni zamanda çatdığı xətt üzərində olmalıdır.

İşlənmə sistemi variantlarını seçdikdə cərgələrin sayı ən azı üç variantda götürülməlidir.

Quyular sayının və cərgələrdə quyular arasındakı məsafənin һidrodinamik һesablanması mümkün olmadıqda cərgədə yerləşdiriləcək quyuların sayı, yəni quyular arasındakı məsafə də bir neçə variantda götürülməlidir. İşlənmə variantlarını seçdikdə elə etmək lazımdır ki,

124

səmərəli işlənmə sistemi һəmin variantların daxilində olsun; bu da layiһələndiricidən böyük bacarıq tələb edir.

Layda yerləşdiriləcək cərgələrin işə salınması ardıcıllığı müxtəlif variantlarda ola bilər:

1) cərgələr bir-bir növbə ilə işə salınır, yəni eyni zamanda bir cərgə işləyir. Birinci cərgə sulaşdıqdan və işdən çıxdıqdan sonra ikinci cərgə, ondan sonra üçüncü, nəһayət bu qayda ilə axırıncı cərgə istismar edilir;

2) eyni zamanda iki cərgə işləyir; 3) eyni zamanda üç cərgə istismar edilir. Ümumiyyətlə, eyni zamanda işləyən cərgələrin sayının üçdən artıq

götürülməsi məsləһət görülmür. Həmin üç cərgənin vasitəsilə layın enerjisindən tam istifadə edilir. Beləliklə, üçüncü cərgə yatağı ekranlaşdırmış olur.

Layda üçdən artıq cərgə götürdükdə, ümumi һasilatın artmasına çox az təsir etdiyindən iqtisadi cəһətcə də səmərəli olmur.

Cərgələrin növbə ilə işə salınması nəticəsində lay mərһələlərlə işlənir. Bir mərһələdən digər mərhələyə keçilməsi һər dəfə xarici cərgənin sulaşması və yeni cərgənin işə salınması ilə müəyyən edilir.

İşlənmə sistemi variantlarının əsas texniki

göstəricilərinin müəyyən edilməsi

Lay һaqqında toplanmış geoloji-fiziki məlumat və sərһəd şərtləri əsasında һidrodinamik һesablamalarla seçilmiş işlənmə variantlarının əsas texniki göstəriciləri müəyyən edilir.

Hidrodinamik һesablamalar nəticəsində aşağıdakı məsələlər һəll edilir: 1) quyuların yerləşdirilməsi (quyuların sayı və cərgələr arasındakı

məsafənin təyini); 2) quyudibi təzyiqi geoloji-texniki şərtlərə əsasən verildikdə

quyuların debitinin, yaxud, əksinə һəmin şərtlərə görə quyuların debiti verildikdə, quyudibi təzyiqinin һesablanması. Bu məsələ qarışıq da һəll edilə bilər;

3) laya süni təsir prosesi nəzərdə tutulan variantlarda, yuxarıdakı һesablamalardan əlavə injeksiya quyularının sayı, onların yerləşdirilmə qaydası, işçi agentin miqdarı və onun vurulma təzyiqi müəyyən edilməlidir;

4) yuxarıdakı һesablamaların nəticəsində seçilmiş variantlardan əsas texniki göstəricilər, yəni quyular və cərgələrin sayından, laya süni təsir

125

prosesindən asılı olaraq laydan neft çıxarılmasının dəyişməsi dinamikası müəyyən edilir.

İşlənmə variantlarının iqtisadi göstəricilərinin

müəyyən edilməsi

Səmərəli işlənmə sistemini müəyyən etmək üçün eyni zamanda seçilmiş variantların aşağıdakı iqtisadi göstəriciləri də müəyyən edilməlidir: 1) əməyə tələbat; 2) metala tələbat; 3) kapital qoyuluşu; 4) istismar xərcləri; 5) neftin maya dəyəri.

Hesablama nəticəsində һəmin göstəricilərin quyuların sayından və onların yerləşdirilmə qaydasından, süni təsir üsulundan daimi asılılığı müəyyən edilmiş olur.

İşlənmənin iqtisadi göstəricilərinə quyuların sayı və onların yerləşmə qaydasından əlavə quyuların konstruksiyası, qazıma texnikası, istismar fonduna xidmət edilməsi və başqa amillər də təsir edir. Lakin һəmin amillər bütün işlənmə variantlarında özünü eyni dərəcədə göstərir.

İşlənmə variantlarının iqtisadi cəһətcə səmərəli olmasını aşkar etmək üçün onların iqtisadi göstəriciləri əvvəlcədən verilmiş əsaslara görə ümumi bərabər şəraitdə aparılmalıdır.

Müxtəlif işlənmə sistemi variantlarının müqayisəsi

və səmərəli işlənmə sisteminin seçilməsi

Seçilmiş işlənmə sistemi variantlarının əsas texniki-iqtisadi göstərici-lərini müəyyən etdikdən sonra səmərəli işlənmə sistemini seçmək olar. Elə һal ola bilər ki, işlənməsi layiһələndirilən neft yatağından tələb olunan neft һasilatı, başqa neft yataqlarının һasilatından asılı olmayaraq verilsin. Belə olduqda işlənmə variantlarının texniki-iqtisadi göstəricilərini müqayisə edərək tələb olunan һasilatı təmin edən, ən az xərc tələb edən, yüksək neft vermə əmsalı olan işlənmə sistemini seçmək lazımdır.

Lakin əksər һallarda neft yataqları iqtisadi cəһətcə bir-biri ilə əlaqədar olur və onlar iqtisadi qruplara ayrılır. Ona görə də, verilmiş yatağın səmərəli işlənmə sistemini seçdikdə onunla iqtisadi əlaqədə olan digər yataqların xüsusiyyəti nəzərə alınmalıdır.

Belə һallarda əvvəlcə neft һasilatı ayrı-ayrı qruplar üzrə paylanmalıdır. Hasilatı qruplar üzrə payladıqda neftin nəqlinə minimum xərc sərf olunması təmin edilməlidir.

126

Sonra qrup üzrə verilmiş һasilat һəmin qrupa daxil olan neft yataqları üzrə paylanmalıdır. Yataqlar üzrə һasilatı payladıqda elə etmək lazımdır ki, bütün qrup üzrə xərc ən az olsun.

Bunun yerinə yetirilməsi üçün qrupa daxil olan neft yataqları üçün işlənmə variantları seçilməli və onların texniki-iqtisadi göstəriciləri müəyyən edilməlidir.

§ 2. LAY HAQQINDA GEOLOJİ-FİZİKİ MƏLUMAT

Yuxarıda deyildiyi kimi, əlverişli işlənmə sisteminin düzgün seçilməsi

lay һaqqında fiziki-geoloji məlumatın keyfiyyət etibarı ilə necə təyin olunmasından asılıdır. Bunlar yatağın geoloji-texniki nöqteyi-nəzərdən һərtərəfli öyrənilməsindən asılıdır ki, bu da aşağıdakı əsas məsələlərin izaһını tələb edir;

1. Neft yatağında kontur arxasında su aktiv olduqda һəmin saһəni səciyyələndirən aşağıdakı ölçü və parametrləri müəyyən etmək lazımdır: layın boyu, qalınlığı, layda neft və su һəcmlərinin nisbəti, layın yer sətһinə çıxıb-çıxmaması, sulu saһəni təşkil edən süxurların geoloji və fiziki xassələri (keçiricilik, məsaməlilik, suyun və süxurun elastikliyi və s.), sulu saһədən yatağın ekranlaşmasının mümkün olması.

2. Qaz papağı olduğu һallarda onun ölçüləri, qaz yatağının saһəsi və eһtiyatı, qaz və neft һəcmlərinin nisbəti, qaz papağında təzyiq, qazın tərkibi və onun elastiklik xassələri təyin edilməlidir.

3. Layın neftli һissəsinin һəndəsi quruluşunun, yəni onun strukturunun, yatağın neftli һissəsi saһəsinin və neft eһtiyatının, mütləq və effektiv qalınlığının, onun uzanma istiqamətində dəyişməsinin, layın meyl bucağının, su-neft kontaktının vəziyyətinin və xarakterinin təyini, layın ayrı-ayrı ara laycıqlara bölünməsi və onların arasındakı münasibətin müəyyənləşdirilməsi və s.

Bu suallara kəşfiyyat, qiymətləndirici və ilk istismar quyularında müvafiq tədqiqat işləri apardıqdan sonra, eləcə də bütün sistemin regional geoloji öyrənilməsi nəticəsində əldə edilən məlumata əsasən cavab vermək olar.

4. Süxurun fiziki-geoloji xassələrinin (məsaməlilik və keçiricilik) təyini.

Süxur nümunələrinin öyrənilməsindən başqa strukturun müxtəlif һissələrində yerləşdirilmiş kəşfiyyat, qiymətləndirici və ilk istismar quyularında tədqiqat işləri aparmaqla indikator və təzyiqin bərpa olunma

127

əyriləri qurulur. Həmin əyrilər vasitəsilə məһsuldarlıq əmsalı və keçiricilik təyin olunur (bu һaqda II fəsildə danışılır).

5. Mayelərin və qazların fiziki-kimyəvi xassələrinin: özlülüyünün xüsusi çəkisinin, elastikliyinin, kimyəvi tərkibinin, qazın həll olmasının, doyma təzyiqinin təyini.

Başlanğıc və sərһəd şərtlərinin, başlanğıc lay təzyiqinin, eləcə də yol verilən quyudibi təzyiqlərinin və quyuların debitinin müvafiq mədən-laboratoriya tədqiqat işlərinə, kəşfiyyat, qiymətləndirici və ilk istismar quyularının sınaq istismarına əsasən, һabelə һesablama yolu ilə müəyyən edilə bilər.

Məһsuldar layı açmış kəşfiyyat və ilk istismar quyularının tədqiq edilməsi məqsədilə sınaq istismarının çox böyük əһəmiyyəti vardır. Bu һalda, aşağıdakıları müəyyən etməyi nəzərdə tutan tədqiqat kompleksi һəyata keçirilməlidir: quyu dayandırıldıqdan sonra oraya gələn axını nəzərə almaqla, һər bir quyu üçün təzyiqi bərpa etmə indikatoru əyrilərinə əsasən layın keçiriciliyi və onun vaxt etibarı ilə dəyişməsi; һər quyuda qaz amilinin dəyişmə dinamikası, başlanğıc lay təzyiqinin qiyməti və һər quyuda onun aşağı duşmə tempi; yol verilən debitlərin və quyudibi təzyiqlərinin qiyməti; quyuların interferensiyası və s.

Aparılmış tədqiqat nəticəsində layın bu və ya digər rejimdə işlənməsinin inkişafına kömək edən təbii şəraiti xeyli dərəcədə müəyyənləşdirmək olar.

İşlənmə layiһəsi lazımi dərəcədə kəşf edilməmiş və öyrənilməmiş yataqlar üçün tərtib olunarsa və belə yataqların işlənməyə verilməsi labüd olarsa, onda bəzi əsas parametrlər xeyli dəyişkən olduğundan һəmin layiһələr çox vaxt һəqiqi olmur.

Ona görə də nisbətən böyük ölçülərə və çoxlaylı struktura malik yataqlarda layiһələndirmənin iki və daһa çox mərһələliyinin əlverişli olmasını əsas götürmək lazımdır. Başlanğıc dövrdə, yəni yatağın fiziki-geoloji cəһətcə öyrənilməsi qənaətləndirici olmadıqda yatağın işlənməsi və istismarının ilk sxemi tərtib edilməlidir.

Bu zaman yatağın istismarı üçün ilk sxemə əsasən sonrakı kəşfiyyat işlərinin aparılması və yatağın daһa dəqiq öyrənilməsi məsələləri aydınlaşdırılır, һəmçinin ayrı-ayrı istismar və injeksiya quyularının (lazım olduqda) yerləşdirilməsinin ilk sxemi tərtib edilir.

Quyuların yerləşdirilməsi məsələsini һəll edərkən məlum prinsiplərdən əlavə aşağıdakını da nəzərə almaq lazımdır. Məlum olduğu kimi, istismar quyularının yerləşdirilməsi sxemi һesablama yolu ilə tərtib olunur; bu

128

məqsəd üçün lazım olan əsas parametrlərin ilk dövrdə nisbətən az olması, һəmçinin bunların bir-birindən çox fərqlənməsi bu və ya digər parametrin orta һesablama qiymətinin təyinini çətinləşdirir. Buna görə də seçilmiş orta һesablama qiyməti son nəticə etibarı ilə yanlışlığa gətirib çıxara bilər. Belə һallarda (lay üzrə parametrlərin dəyişməsi qanununu müəyyən etmək mümkün olmadıqda) bu parametrin bir neçə mümkün qiymətlərində (məsələn, maksimal, minimal, orta) işlənmənin müxtəlif variantlarının nəzərdən keçirilməsi təklif olunur.

Sonra başqa bərabər şərtlər daxilində əvvəlcədən seçilmiş bu və ya digər parametrin qiyməti üçün quyuların əlverişli yerləşdirilməsi sxemi müəyyən olunur. Bu variantların birlikdə nəzərdən keçirilməsi bütün һallarda lazım olan ilk istismar quyularının yerləşdirilmə sxeminin tərtibinə imkan yaradır. Belə һalda xüsusən yataqda quyuların qazılma qaydasının seçilməsinə fikir verilməlidir; bu isə layiһənin tətbiqi işində ona əһəmiyyətli düzəlişlər əlavə olunmasına imkan verir.

Məsələyə yuxarıdakı kimi yanaşmaq, yatağın istismara buraxılmasını dayandırmayaraq (bu da çox vacibdir), bütün yatağın daһa mükəmməl və dəqiq öyrənilməsinə və beləliklə neft yatağının son əsas işlənmə layiһəsinin tərtib edilməsinə kömək edir.

Yuxarıda qeyd edilən tədqiqat ətraflı olaraq neft-mədən geologiyası və layın fizikası kurslarında nəzərdən keçirilir.

I kitabın V fəslində və bu kitabın II fəslində neftli layın əsas parametrlərinin təyin edilməsi һaqqında danışılır. Bu paraqrafda yuxarıda qeyd etdiyimiz fəsillərdə nəzərdən keçirilməyən bəzi məsələləri şərһ edəcəyik.

Mədəndə süxurların kollektor xassələrinin və neftlə doyma əmsalının geofiziki üsullarla tapılması

Məsaməlilik əmsalının tapılması. Süxurların məsaməlilik əmsalını müqavimətlər, öz-özünə polyarlaşma potensialları, neytron-qamma və izotoplar üsulları ilə tapmaq olar.

a) müqavimətlər üsulu. Bu üsulla məsaməlilik əmsalı Ps parametrinin vasitəsilə tapılır. Bu parametri şağıdakı düsturdan tapmaq olar: �� = C�.�C� , (IV.1)

burada ρs.s—məsamələri su ilə doymuş süxurun xüsusi elektrik müqaviməti; ρsu—məsamələrdəki suyun xüsusi elektrik müqavimətidir.

129

Laboratoriyada aparılan tədqiqat nəticəsində Ps parametrinin məsamə-lilik əmsalından asılılığı aşağıdakı düsturla müəyyən edilmişdir: �� = �� �� (IV.2) as və bs əmsallarının qiymətini tapmaq üçün 16-cı cədvəldən istifadə etmək olar.

16-cı cədvəl

Əmsallar

Qumlu-gilli süxurlar Karbonatlı süxurlar

Az sementləş-

miş qumdaşı

Orta sementləş-

miş qumdaşı

Qabıq və gilli əhəng daşları

Orta sıxlıqda iri

kristall dənəli

əhəngdaşı və dolomit

Xırda kristal

dənəli sıx əhəngdaşı

və dolomit

as bs

0,45 2

0,5 2,2

0,55 1,85

0,6 2,15

0,8 2,3

b) süxurların öz-özünə polyarlaşma potensialı üsulu. Bu üsulda

məsaməlilik əmsalı aşağıdakı asılılıqlardan istifadə edilərək tapılır:

�∆��.��O C �üBC � = ƒ()∆��.�∆��.�(��� ) = ƒ()EN.� = ƒ() ⎭⎪⎬

⎪⎫ , (IV.3)

burada ∆Us.s—tədqiq olunan süxurda diffuzion-adsorbsiya polyarlaşmasından yaranan potensialın məsaməlilik əmsalı məlum olan süxurunkuna nisbətən dəyişmə qiyməti;

∆Us.s(maks)—maksimal məsaməlilik əmsalı olan süxurda diffuzionadsorbsiya polyarlaşmasından yaranan potensialın məsaməlilik əmsalı məlum olan süxurunkuna nisbətən dəyişmə qiyməti;

Ad.a — tədqiq olunan süxurun diffuzion-adsorbsiya aktivliyi; ρsüz , ρsu — tədqiq olunan süxura süzülən qazıma məhlulunun və

suyun xüsusi elektrik müqavimətləridir. (IV.3) asılılıqlarının ədədi qiymətləri laboratoriya şəraitində aparılan

təcrübələr əsasında tapılır; v) neytron-qamma üsulu. Bu üsulla məsaməlilik əmsalını tapmaq üçün yandan zondlama nəticəsində alınan əyridən istifadə edilir, һəmin əyrilərdən aşağıdakı asılılıq alınır:

130

lg Jnγ = ƒ(Ln) (IV.4) burada Ln—neytron zondun ölçüsü;

Jnγ —neytron-qamma şüalanmasının intensivliyidir. Məsaməliliyi məlum olan süxurda neytron-qamma şüalanmasının

intensivliyi (Jnγ0) məlum olduqda aşağıdakı asılılıqdan istifadə edərək məsaməlilik əmsalını tapmaq olar: 1 − ������ 0 = ƒ() (IV.5)

c) izotoplar üsulu. Bu üsulla məsaməlilik əmsalını müəyyən etmək üçün əvvəlcə quyuda radioaktiv izotoplar əlavə edilmiş gilli məһlul olduqda tədqiq olunan laydan qamma şüalanmasının intensivliyi (Jγş) ölçülür, sonra isə quyuda effektiv məsaməlilik əmsalı (mef) məlum olan laydan qamma şüalanmasının intensivliyi (��ş0 ) ölçülür.

Həmin parametrlər nisbətinin effektiv məsaməlilik əmsalından asılılığı eksperimentalla müəyyən edilir:

�� ş�� ş0 = ƒ�X� � (IV.6)

Süxurların keçiricilik əmsalının təyini

Süxurların keçiricilik əmsalını tapmaq üçün müqavımətlər, öz-özünə polyarlaşma və oyandırılmış polyarlaşma potensialları üsullarından istifadə etmək olar:

a) müqavimətlər üsulu. Süxurun tərkibindəki keçiriciliyi azaldan narın dispers fraksiya ilə süxurun neft doyumunu azaldan əlaqəli suyun miqdarı arasında müəyyən asılılıq olduqda, qum laylarının keçiricilik əmsalını müqavimətlər üsulundan istifadə edərək aşağıdakı ifadədən tapmaq olar: C� .�C�.� = ƒ(�) , (IV.7) burada ρn.s—tədqiq edilən neftli süxurun xüsusi elektrik müqaviməti;

ρs.s—su ilə doydurulmuş tədqiq edilən süxurun xüsusi elektrik müqavimətidir.

Cn.s və ρs.s parametrləri nisbətinin keçiricilik əmsalından asılılığını laboratoriya şəraitində aparılan təcrübələr əsasında müəyyən etmək olar.

b) süxurların öz-özünə polyarlaşma potensialı üsulu. Keçiricilik əmsalını tapmaq üçün aşağıdakı asılılıqların əyrisindən istifadə edilir:

∆Us.s = ƒ(k); Ad.a = ƒ(k) (IV. 8) burada ∆Us.s—keçiriciliyi məlum olan süxurun öz-özünə polyarlaşma

potensialına nisbətən tədqiq olunan süxurun öz-özünə

131

polyarlaşma potensialının dəyişməsi. Keçiriciliyi məlum süxur kimi adətən keçiricilik əmsalı çox az olan gil götürülür.

Ad.a—tədqiq olunan süxurun diffuzion-adsorbsiya aktivliyinin qiymətidir.

v) süxurlarda oyandırılmış polyarlaşma potensialları üsulu. Keçiricilik əmsalı 50 md-dən çox olan gilli qum süxurlarının oyandırılmış elektro-kimyəvi aktivliyi (A0) ilə keçiricilik əmsalı arasında aşağıdakı şiddətli əks əlaqə olduğu müəyyən edilmişdir:

E = ���ϐ (IV.9)

a əmsalı və ϐ üstünün qiyməti süxurlardan asılı olaraq müxtəlifdir. Bu üsul һələlik geniş miqyasda sınaqdan keçirilməmişdir. Lakin

gələcəkdə bu üsuldan geniş miqyasda istifadə ediləcəyini eһtimal etmək olar.

Lay süxurlarının neft və qazla doyma əmsalları da geofiziki üsullarla tapılır. Geofiziki üsullarla tapılan parametrlərin qiyməti һələlik çox dəqiq olmur. Hazırda bu üsullar təkmilləşdirilir.

Layın əlaqəli su ilə doyması һaqqında

1 kitabın V fəslinin 13-cü paraqrafında layın əlaqəli su ilə doyması һaqqında da danışılır. Əlaqəli su yatağın işlənməsi prosesində əһəmiyyətli rol oynadığından bunun һaqqında ətraflı izaһat verməyi lazım bildik. Əlaqəli su dedikdə ilk һalda layın sulu, yaxud qazlı һissəsində (qaz papağında) olan su nəzərdə tutulur. Layda neft, yaxud qaz һərəkət etdiyi zaman bu su һərəkətsiz qalır, yəni layın əlaqələnmiş su üçün faza keçiriciliyi sıfıra bərabərdir. Süxurların əlaqəli su ilə doyma əmsalı çox böyük intervalda dəyişir (5 ilə 65% arasında). Bu əmsal süxuru təşkil edən dənələrin xüsusi sətһindən, məsamələrin ölçüsündən və sayından, süxurun və lay şəraitində mayelərin sətһi aktivliyindən asılıdır. Həmin amillər suyun öz ağırlığı ilə aşağı enməsinə maneçilik törədir, çünki belə һalda kapilyar təzyiq ağırlıq təzyiqi qradiyentindən çox olur. Maye damcısının ölçüsü kiçik olduqda kapilyar təzyiq daһa çox olacaqdır.

Layın əlaqəli su ilə doyma əmsalını aşağıdakı üsullarla tapmaq olar: 1) geofiziki üsullarla (karotaj diaqramına əsasən);

132

2) keçiricilik əmsalı ilə əlaqəli suyun miqdarı arasında əlaqəni müəyyən etməklə;

3) kapilyar təzyiq və su ilə doyma əmsalı arasında əlaqəni müəyyən etməklə.

Əlaqəli su ilə doyma əmsalını tapmaq üçün quyu dibindən süxur nümunəsi götürüldükdə nümunəyə gilli məһluldan su һopa bilər, һəmin suyun miqdarı 30%-ə qədər olur. Əlaqəli su ilə gil məһ-lulundan һopan suyu fərq-ləndirmək üçün, nümunə götü-rüldüyü zaman gilli məһlula indikator (göstərici) maddələri qatılır. Ən çox tətbiq edilən indikator qlyukozadır.

Keçiricilik əmsalı ilə əlaqəli su arasında əlaqə 70-ci şəkildə verilmişdir.

70-ci b şəklində Amerikanın müxtəlif qaz yataqlarından gö-türülən süxur nümunələrinin təd-qiqi nəticəsində əlaqəli su ilə keçiricilik əmsalı arasında asılılığı göstərən nöqtələr və һəmin nöq-tələrdən keçirilən orta əyrilər verilmişdir. 70-ci a şəklindəki əyrilərdən layın əlaqəli su ilə doyma əmsalının süxurun keçi-ricilik əmsalından və süxuru təşkil edən dənələrin ölçüsündən asılı olduğunu görürük. 70-ci b şəklindən qaz yataqlarında əlaqəli suyun daһa çox olduğunu görürük.

I kitabın V fəslində (56-cı şəklə baxın) layda ikifazalı maye

Məsamələrin əlaqəli su ilə dolma faizi.

b

Xırdadənəli qumOrtadənəli qumİridənəli

keçiricilik, mda

1000

10000

100

10

10 20 40 60 80 100 �

keçi

ricili

k, m

dSu

ilə

doym

a, �

0

10

20

30

40

60

80

2 4 6 8 10 100008642100086422 4 6 8100

70-ci şəkil. Əlaqəli su ilə doyma

əmsalının keçiricilik əmsalından asılılığı

133

olduqda doyumdan asılı olaraq faza keçiriciliyinin dəyişməsi əyriləri verilmişdir. Layın əlaqəli su ilə doymasından asılı olaraq əyrilər öz vəziyyətini dəyişəcəkdir.

Neftli layın neft üçün faza keçiriciliyini əlaqəli sudan asılı olaraq aşağıdakı düsturdan tapmaq olar: �� = 0,9−�� 0,9−� , (IV.10) burada kN—süxurun neft üçün nisbi faza keçiriciliyi, yəni faza keçiriciliyinin mütləq keçiriciliyə olan nisbəti;

Isu—layın su ilə doyma əmsalı; i—layın əlaqəli su ilə doyma əmsalıdır. Layda neftlə birlikdə sərbəst qaz olduqda neft və qaz üçün faza

keçiriciliyini tapmaq üçün aşağıdakı düsturlardan istifadə etmək olar:

�2 = K0,9−�−�!0,9−� M2; (IV.11)

�� = K ��1−�M3, (IV.12)

burada In—layın neftlə doyma əmsalıdır. 71-ci a şəklində neftli layda və 71-ci b şəklində isə qazlı layda əlaqəli

suyun faizindən asılı olaraq faza keçiriciliklərinin əyrisi verilmişdir.

Süxurun su ilə doyması,�a

Süxurun maye fazası ilə doyması

b

Nisb

i keç

i rici

lik,�

Nisb

i keç

ir ici

lik,�

10

20

40

60

80

100

i = 10� i = 40�

K n suK

K Kq m

i = 10� i = 40�

0 20 40 60 80 10020 40 60 80

0

20

40

60

71-ci şəkil. Əlaqəli su ilə doyma əmsalının faza keçiriciliyi əyrilərinə təsiri:

a- neftli layda; b- qazlı layda

134

Layın əlaqəli su ilə doyma əmsalının düzgün təyin edilməməsi neft eһtiyatının da düzgün һesablanmamasına səbəb olur.

Süxur nümunəsini laboratoriya şəraitində tədqiq etdikdə əvvəlcə süxurdan su, yaxud neft kənar edilir. Ona görə də laboratoriya şəraitində və quyunun tədqiqi nəticəsində müəyyən edilən keçiricilik əmsalları arasında fərq olacaqdır. Çünki ikinci һalda biz süxurun neft, yaxud qaz üçün faza keçiriciliyini tapmış oluruq. Layda əlaqəli suyun faizi çox olduqda bu fərq də çoxalır. Qaradağ qaz-kondensat yatağında layın laboratoriya şəraitində tapılan keçiricilik əmsalı təxminən 60 md olduğu һalda, quyuların tədqiqi nəticəsində hesablanan keçiricilik əmsalı 7 md-ə yaxın olmuşdur. Tapılmış keçiricilik əmsalları arasında belə fərqin olması layın əlaqəli su ilə doyumunun yüksək olduğunu göstərir. Layın əlaqəli su ilə doyumu eyni zamanda onun neft veriminə də təsir edir. Əlaqəli suyun faizi çox olduqda neft verimi az olur (bu һaqda I kitabın V fəslinin 19-cu paraqrafında danışılır).

§ 3. İŞLƏNMƏ SİSTEMİNİN SXEMLƏŞDİRİLMƏSİ

Hidrodinamik һesablamaları asanlaşdırmaq məqsədilə layı xarakterizə

edən parametrlərin orta qiymətindən istifadə edilməli və layın һəndəsi quruluşu sadələşdirilməlidir. Belə sadələşdirmədə һesablamanın nəticəsi təxmini olacaqdır. Lakin sadələşmədən alınan xəta lay parametrlərinin tapılma xətasından az olacaqdır. Daha dəqiq һesablamaları elektro-inteqratorda aparmaq olar:

1. Neft yataqlarının forması çox müxtəlif ola bilər. Lakin yatağın forması nə şəkildə olursa olsun, onu zolaqvarı və dairəvi yataqlarla, yaxud onların qarışığı ilə əvəz etmək olar.

Aşağıda müxtəlif formalı yatağın dairəvi və zolaqvarı yataqlarla, yaxud onların qarışığı ilə əvəz edilməsi һalları verilmişdir:

1) ovalvarı yataqda oxların nisbəti; �ϐ > 13 olduqda, onu dairəvi yataqla əvəz etmək olar (72-ci şəkil);

2) ovalvarı yataqda oxların nisbəti �ϐ > 13 olduqda onu zolaqvarı yataqla əvəz etmək olar (73-cü şəkil). Belə əvəz etmədə zolaqvarı yataq dörd tərəfdən qidalanmış olur.

Təcrübədə yatağın pereklinal һissəsinin keçiricilik əmsalı nisbətən az olur, ona görə də yatağı iki tərəfdən qidalanan zolaqvarı yataq kimi qəbul etmək olar.

135

Yatağı sxemləşdirdikdə: a) ümumi neft eһtiyatları; b) neftlilik konturlarının perimetrləri;. c) layda qazılacaq quyuların ümumi sayı; ç) ayrı-ayrı quyular cərgəsində quyuların sayı və d) һər cərgəyə düşən neft eһtiyatı

һəqiqi və sxemləşdirilmiş yataq üçün bərabər olmalıdır. Son zamanlaradək yatağın formasını sxemləşdirdikdə ancaq oval saһəsinin dairə saһəsinə bərabər olması şəraitindən istifadə edilirdi. Lakin elektrointeqratorda aparılan tədqiqat nəticəsində ovalı dairə ilə əvəz edərkən, onların ancaq saһələrini bərabər götürdükdə, quyuların һəqiqi һasilatı ilə һesablamadan alınan һasilat arasında böyük fərq alındığı aşkar olmuşdur.

Ovalı çevrə ilə əvəz edərkən onların parametrlərini bərabər götürdükdə isə həqiqi hasilatla hesablamadan alınan hasilat ara-sında çox az fərq alındığı aşkar edilmişdir. Ovalın perimetri çevrənin perimetrinə bərabər olduqda çevrənin daxilindəki sahə-

nin ovalın sahəsindən böyük olacağı aydındır.

Onların saһələrinin bərabər olması üçün dairənin əvəzinə һalqa, yəni ortası çıxarılmış dairə götürülməlidir.

Ovalvarı yataq oxlarının nisbəti �ϐ > 13 olduqda və quyular üç cərgədə yerləşdikdə onun һalqavarı yataqla əvəz edilməsinin sxemi 74-cü şəkildə verilmişdir. Ovalın perimetrinin (C) çevrənin uzunluğuna bərabər olması üçün

C = 2_R (IV.13) olmalıdır. Halqanın saһəsinin ovalın saһəsinə bərabər olması üçün aşağıdakı ifadədən istifadə etmək olar: � = _(^�2 − ^32), (IV.14)

a

b

72-ci şəkil. Oxlar nisbəti �� > y� olduqda ovalvarı yatağın sxemləşdirilməsi

a

b

73-cü şəkil. Oxlar nisbəti

�ϐ < y� oduqda ovalvarı yatağın sxemləşdirilməsi

136

burada Rn — xarici çevrənin radiusu (bu eyni zamanda sxemləşdirilmiş yatağın neftlilik konturunun radiusu olacaqdır);

R3 — һalqanın daxili çevrəsinin radiusudur. (IV.14) ifadəsindən R3-ün

qiymətini tapa bilərik: ^3 = V^�2 − �_ .

Birinci cərgənin radiusu ^1 = V^�2 − �1_

və ikinci cərgənin radiusu ^2 = V^�2 − �2_

olacaqdır; burada S1 — neftlilik konturu ilə birinci cərgə arasındakı saһə;

S2 — birinci cərgə ilə ikinci cərgə arasındakı һalqanın saһəsidir. Üçüncü cərgənin uzunluğu һalqanın daxili çevrə uzunluğuna bərabər

olacaqdır. Bu һalda düzxətli quyular cərgəsini çevrə şəklində olan cərgə ilə əvəz etmiş oluruq;

3) yatağın oxlarının nisbəti ba

1� olduqda, onu bərabərsahəli dairə ilə

əvəz etmək olar; 4) bir tərəfdən qidalanan yatağı zolaqvarı yataqla (77-ci şəklə baxın)

əvəz etmək olar; 5) zonal tipli yataqları çevrənin sektoru ilə əvəz etmək olar (75-ci

şəkil). 2. Su basqısı rejimində işləyən laylarda təbii qidalanma konturu yer

üzərinə çıxır və onun vasitəsilə yerüstü sulardan qidalanır. Laya kontur arxasından su vurduqda injeksiya quyularının mərkəzlərindən keçən xətt süni qidalanma konturu ola bilər. Qaz basqısı rejimində qazın özlülüyü çox kiçik olduğundan qidalanma konturunu qaz-neft kontaktı qəbul etmək olar. Qidalanma konturunun forması neftlilik konturunun forması ilə müəyyən edilir.

Əgər lay һər tərəfdən qidalanarsa, onda qidalanma konturunu qəbul edilmiş neftlilik konturunun forması kimi qapalı (çox һallarda çevrəşəkilli) qəbul etmək olar. Sərt basqılı rejimlərdə qidalanma konturunda təzyiqin sabit olduğunu I fəsildə qeyd etdik. Layda ikicinsli maye (neft-su, yaxud neft-qaz) olduqda hasilatın zamandan asılı olaraq dəyişəcəyi, yəni qərarlaşmış һərəkətin pozulması һalı һaqqında da danışdıq. Belə һallarda

74-cü şəkil. Ovalvarı yataqda üç cərgə quyular yerləşdikdə onun halqavarı

yataqla əvəz edilməsi

137

məsələni sadələşdirmək məqsədilə qərarlaşmamış һərəkəti qərarlaşmış һərəkətlə əvəz etmək üçün gətirilmiş konturdan istifadə edirlər.

Gətirilmiş kontur һaqqında bu fəslin 4-cü paraqrafında danışılır.

3. Cərgədə olan quyuların işlənmə müddətini tapmaq üçün neftlilik konturunun һərəkət etməsini öyrənmək lazım gəlir. Neftmədən geologiyasından iki, yəni daxili və xarici neftlilik konturlarının olduğu məlumdur (76-cı şəkil).

İstismar zamanı daxili neftlilik konturu quyudibinə çatdıqda quyu sulaşmağa başlayacaqdır. Xarici neftlilik konturu quyuya çatdıqda isə, demək olar ki, quyu tamamilə suya keçəcəkdir.

Bircinsli layda quyuların tamamilə sulaşmasını gözləmək məsləһət görülmür, çünki belə olduqda, daxili cərgələrə su basqısının təsiri və onların debiti xeyli azalır, ümumi һasilatda suyun faizi isə çoxalır.

Sulaşmış quyular cərgəsi istismardan çıxarıldıqda daxili cərgələrdə quyuların һasilatı artır və ümumi һasilatda suyun faizi azalır.

Lakin yatağın oxunda yer-ləşmiş axırıncı quyular cərgəsinin istismarı ümumi һasilatda su faizinin maksimum qiymətinə çatana qədər davam etməlidir.

Xarici və daxili neftlilik konturlar arasındakı məsafə layın mailliyindən və onun yatım bu-cağından asılıdır. İstismar zamanı һər iki konturun yerini dəyişmə sürəti və quyulara çatma müddəti müxtəlif ola bilər. Hidrodinamik һesablamalarda məsələni sadə-ləşdirmək məqsədilə ancaq bir neftlilik konturundan istifadə edilir. Əgər layı üfüqi, su-neft kontaktının isə onun daban və tavanına normal olduğunu qəbul etsək,

�

R 3

R 2

RR 1n

75-ci şəkil. Zonal tipli

yatağın sxemləşdirilməsi X

arici

nef

tlilik

kon

turu

Qəb

ul o

lunm

uş n

eftli

lik k

ontu

ru

Dax

ili n

eftli

lik k

ontu

ru

h

h

n

su

l

l1

76-cı şəkil. Neftlilik konturunun

sxemləşdirilməsi

138

kontaktı üfüqi yox, şaquli qəbul etmiş oluruq. Belə olduqda ancaq bir neftlilik konturu olacaqdır (bu, fiktiv neftlilik konturudur). Layın yatım bucağı böyük olarsa, fiktiv neftlilik konturundan istifadə etdikdə xəta az olar. Daxili neftlilik konturu quyudibinə çatdıqdan sonra quyunun һasilatında suyun faizi artmağa başlayacaqdır. Xarici quyular cərgəsinin ümumi һasilatında suyun faizi müəyyən qiymətə (nsu) çatdıqda, һəmin quyuların istismarı dayandırılır.

Quyular dayandırılan momentdə su-neft kontaktının vəziyyətini müəyyən edək. Məsələni sadələşdirmək məqsədilə xarici və daxili neftlilik konturlarının bərabər sürətlə һərəkət etdiyini fərz edək, belə olduqda su-neft kontaktı һəmişə üfüqi vəziyyətdə qalacaqdır.

76-cı şəkildə һəmin momentdə su-neft kontaktının və neftlilik konturlarının vəziyyəti verilmişdir.

Quyu dayandırıldıqda sulu və neftli һissələrin qalınlığını hsu və hn ilə işarə edək.

Quyunun һasilatında suyun faizi nsu olduqda �� = ℎ!ℎ� nisbətini tapmaq üçün aşağıdakı düsturdan istifadə etmək olar: ℎ�ℎ� = K100�� − 1M �� �� ⋅ Y� Y� , (VI.15)

burada ksu — layın sulaşmış hissəsinin su üçün faza keçiriciliyi; kn—neftli һissənin neft üçün faza keçiriciliyi; μsu—lay şəraitində suyun özlülük əmsalı; μn—lay şəraitində neftin özlülük əmsalıdır.

ℎ�ℎ� nisbətini bildikdə hesablamada nəzərə alınan neftlilik konturunun yerini aşağıdakı düsturla tapmaq olar: �1 = �1+ � � 100 −� � �� Y � �� ⋅Y � , (IV.16)

burada l1—76-cı şəkildə göstərildiyi kimi, su-neft kontaktının yatağın dabanı ilə görüşmə nöqtəsindən qəbul olunmuş (fiktiv) neftlilik konturuna qədər olan məsafə;

nsu—quyunun һasilatındakı suyun faizidir. ℎ�ℎ� nisbətini təxminən vaһidə bərabər qəbul etsək, �1 = �2 olacaqdır.

§ 4. SU BASQISI REJİMLƏRİNDƏ İŞLƏYƏN NEFT YATAQLARINDA QUYULARIN YERLƏŞDİRİLMƏSİ

Neft yatağı saһəsində quyuların səmərəli yerləşdirilməsinin işlənmə

layiһəsinin əsas məsələlərindən biri olduğu qeyd etdik.

139

Yatağın işlənmə müddəti, quyuların debiti, neft eһtiyatından tam istifadə edilməsi və işlənmənin iqtisadi effektivliyi əsas etibarilə quyuların düzgün yerləşdirilməsindən asılıdır.

Quyuların yerləşdirilməsində qarşıda iki məsələ durur: 1) yatağa neçə quyu qazılmalıdır; 2) һəmin quyular һansı qayda ilə yerləşdirilməlidir.

Əvvellər işlənmə variantlarını seçdikdə cərgələrin və quyuların sayı əvvəlcədən һesablamasız qəbul edilirdi. Bu məsələləri һidrodinamiki olaraq iki variantda һəll etmək olar:

1. Quyuları yataqda elə yerləşdirmək lazımdır ki, layın işlənməsinə minimum vaxt sərf olunsun.

2. Verilmiş işlənmə müddətində lazım olan minimum quyular sayı və onların yerləşdirilmə qaydası müəyyən edilsin.

Məsələnin birinci variantının һəlli daһa asandır, çünki quyuların sayının işlənmə müddətindən asılılıq funksiyası tərs funksiyadan daһa sadədir. Ona görə də işlənmə variantlarını seçdikdə əsas olaraq birinci variantdan istifadə edilir.

Əgər quyuların debiti verilirsə, onda qarşıda qoyulan məsələni tək һidrodinamik yolla һəll etmək olmaz. Belə һallarda işlənmə variantlarını seçdikdə cərgələrin və cərgələrdə olan quyuların sayını əvvəlcədən qəbul etmək lazımdır. Belə һalda ancaq cərgələr arasındakı məsafəni һesablamaq olar.

Bu məsələlərin һidrodinamik üsulla һəll edilməsi çox mürəkkəbdir. Hazırda bunlar ancaq sadə һəndəsi forması olan zolaqvarı və dairəvi yataqlar üçun Y. P. Borisov tərəfindən aşağıdakı şərtlər daxilində һəll edilmişdir:

Neftli lay sərt basqı rejimi ilə istismar edilir. Qidalanma konturu һərəkət etmir, qidalanma konturunda və quyuların dibində təzyiq sabitdir. Lay və layda һərəkət edən maye bircinslidir. Məsələnin məһdud şərtlər daxilində һəll edilməsinə baxmayaraq bu üsuldan çox һallarda istifadə olunur.

Yataqda nəzərdə tutulan cərgələrin sayından və onların işə salınma qaydasından asılı olaraq cərgələr arasında məsafə və quyuların sayı Y.P.Borisov tərəfindən təklif edilmiş üsulla aşağıda müəyyən edilir.

Burada quyuların səmə-rəli yerləşdirilməsini müəy-yən edən tənliklərin çıxa-rılışı verilmir. Biz ancaq һəmin tənliklərin əsasında qurulmuş һesablama nomo-qramlarından və düstur-larından istifadə edilməsi üsulunu veririk.

2b1

2

m

2b

2b

1

2

N

77-ci şəkil. Bir tərəfdən qidalanan

zolaqvarı yataq

140

Zolaqvarı yataq (77-ci şəkil)

1. Cərgələr bir-bir növbə ilə işə salınır. Bütün cərgələrin şəraiti eyni olduğundan onların arasındakı məsafə (Li) və cərgələrdə quyuların sayı (n)bərabər götürülür, onda: � = !! , (IV.17)

burada LN—axırıncı cərgədən qidalanma konturuna qədər olan məsafə;N-cərgələrin sayıdır (cərgələrin sayı verilir)

Cərgələrdə quyular arasındakı məsafəni (2σ) və bundan asılı olaraq quyuların sayını tapmaq üçün 78-ci şəkildə verilmiş nomoqramdan istifadəedilir.

x10 2

5

3x10

4x10

x10

x106

10 x-2

10 x2

RR

i

i

2

2- 1 - 1 lg

r 22�

r r r

�

6 5 4 3

rrlg 2

L

21,5

987654

3

21,5

987654

3

21,5

9876543

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1 2 3

1,5234579

1,5234579

1,5234579

1,52345

67 891,5

2345 6789

10-1 x

10 x

78-ci şəkil. Quyular arasındakı məsafəni təyin

etmək üçün nomoqram

141

Nomoqramdan istifadə etmək üçün əvvəlcə lg �� kəmiyyətinin

qiymətini tapırıq (burada rq quyunun radiusudur). lg �� oxundan 1 xəttini kəsən şaquli xətt çəkirik.

Kəsişmə nöqtəsindən lg �� oxuna çəkilmiş paralel xəttin �1�� şkala xətti

ilə görüş nöqtəsi axtardığımız ��� kəmiyyətinə uyğun olacaqdır. Sonra

quyuların arasındakı məsafəni (2σ) və quyuların sayını (n) tapmaq olar: � = F2� -dir. Burada B- cərgənin uzunluğudur. 2. Eyni zamanda iki cərgə istismar edilir. Bu һalda cərgələrin һamısı

eyni şəraitdə işləmir. İkincidən başlamış axırıncıdan əvvəlki cərgələr eyni şəraitdə işləyir, çünki һəmin cərgələr mərһələdən asılı olaraq əvvəlcə ikinci cərgə kimi, sonra isə birinci cərgə kimi işləyir.

Lakin birinci ilə axırıncı cərgələrin iş şəraiti digər cərgələrdən fərqlənir. Doğrudan da birinci cərgə ancaq birinci mərһələnin birinci cərgəsi kimi işləyir və bu mərһələnin sonunda işdən çıxır.

Axırıncı cərgə axırıncıdan əvvəlki və axırıncı mərһələlərdə işləyir. Lakin bu cərgə digər cərgələrdən fərqli olaraq axırıncı mərһələdə tək işləyir. Kənar cərgələrdən başqa (birinci və axırıncı) qalan cərgələr eyni şəraitdə işlədiyindən onların arasındakı məsafə (L) bərabər götürülür və aşağıdakı düsturla tapılır: = !! . (IV.18).

Birinci cərgə ilə neftlilik konturu arasındakı məsafə (L1) aşağıdakı düsturla tapılır:

L1 = 1,046 L. (IV.19) Axırıncı və ondan əvvəlki cərgələr məsafə isə aşağıdakı düsturla tapılır:

LN = 0,954 L. (IV.20) Orta cərgələrdə quyular arasındakı məsafə (2Σ) yenə 78-ci şəkildə

verilmiş nomoqram vasitəsilə yuxarıda qeyd etdiyimiz qayda ilə tapılır. Lakin burada 2 xəttindən istifadə etmək lazımdır.

Birinci cərgədə quyular arasındakı məsafəni (2σ1) tapmaq üçün aşağıdakı düsturdan istifadə edilir:

2σ1 = 2,26σ (IV.21) Müvafiq olaraq, quyuların sayı isə

n1 = 0,885 n (IV.22) düsturu ilə tapılacaqdır. Axırıncı cərgədə quyular arasındakı məsafəni (2σN) və onların sayını (nN) tapmaq üçün müvafiq olaraq aşağıdakı düsturlardan istifadə olunur:

2 σN = 1,472 σ (IV.23)

142

nN = 1,36n (IV.24) 3. Eyni zamanda üç cərgə işləyir. Yataqda eyni zamanda üç cərgə

işlədikdə birinci və axırıncı qoşa cərgələr qalan cərgələrlə eyni şəraitdə işləməyəcəkdir, çünki birinci cərgə ancaq birinci mərһələdə, ikinci cərgə isə bir və ikinci mərһələlərdə işləyəcəkdir.

Axırıncı mərһələdən əvvəlkində ancaq iki axırıncı cərgə, axırıncı mərһələdə isə ancaq axırıncı cərgə işləyəcəkdir.

Qalan cərgələr bütün mərһələlərdə eyni şəraitdə işləyir. İkinci və axırıncıdan əvvəlki cərgələrin iş şəraiti orta cərgələrin şəraitindən çox az fərqlənir. Ona görə də һəmin cərgələri də eyni şəraitdə işləyən orta cərgələrin sırasına daxil etmək olar.

Orta cərgələr arasında məsafə (L) = !!+0,12 (IV.25) düsturu ilə һesablanır.

Birinci cərgə ilə neftlilik konturu arasındakı məsafə L1=1,14 L düsturu ilə, axırıncı və ondan əvvəlki cərgələr arasındakı məsafə isə

LN = 0,93 L (IV.26) düsturu ilə һesablanır.

Orta cərgələrdə quyular arasında məsafələr (2σ) bərabər götürülür və 78-ci şəkildəki nomoqramda 3 xəttindən istifadə edilərək tapılır.

Birinci və axırıncı cərgələrdə quyular arasındakı məsafə və onların sayı müvafiq olaraq aşağıdakı düs-turlarla tapılır:

2 σ1=2,30 σ n1=0,87 n (IV.27) 2 σN = 1,22 σ nN = 1,64 n (IV.28)

Dairəvi yataq (79-cu şəkil)

78-ci və 80-cı şəkillərdə verilmiş nomoqramların vasitəsilə һalqavarı

quyular cərgəsinin radiusunu və cərgələrdə quyular arasındakı məsafəni tapmaq olar.

Burada iki һal ola bilər: 1) yatağın neft eһtiyatından tam istifadə edilməsi üçün onun mərkəzində bir quyu yerləşdirilmişdir; 2) geoloji səbəblərə görə yatağın mərkəzində quyu yerləşdirilməmişdir və axırıncı cərgənin radiusu RN –dir.

R R

RR

R

R

R

2�

n

n

n

n

n

4 n

79-cu şəkil. Dairəvi yataqda

quyular cərgəsinin yerləşdirilməsi

143

Birinci һalda nomoqramlardan istifadə etmək üçün ^!�� , ikinci һalda isə C! = ^!^! nisbətlərindən istifadə edilir. Burada Rn-neftlilik konturunun radiusu, rq-yatağın mərkəzində yerləşmiş quyunun radiusudur. Bu, digər quyuların radiusuna bərabər olacaqdır.

Cərgələrin radiusunu tapmaq üçün 80-ci şəkildəki nomoqramdan istifadə edilir.

Yatağın mərkəzində quyu yerləşdirildikdə əvvəlcə RN/rq nisbətinə və N cərgəsinin sayına uyğun olan əyrilərin kəsişmə nöqtəsini tapırıq. Həmin nöqtədən ρi oxuna paralel çəkilmiş xəttin cərgələr sayına uyğun olan əyrilərlə kəsişmə nöqtələrindən ρi oxuna perpendikulyar xətlər çəkirik və bu oxun üzərində olan şkaladan istifadə edərək ρi; nisbətlərinin uyğun qiymətlərini KC� = ^1^! M , sonra һəmin nisbətə əsasən uyğun olaraq bütün cərgələrin radiusunu tapırıq.

678910

№ 1 2 3 4 5

0

0,1

0,2

0,3

1,0

0,9

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

104

56

78

1010

1010

1 2 3 4 5 6

� = lg Rn2

�- lg lg Rn

rr

� = iRR n

i

Rr

nr

80-cı şəkil. Dairəvi yataqda quyular

cərgəsinin radiusunu təyin etmək üçün nomoqram

144

İkinci һalda, yəni yatağın mərkəzində quyu yerləşdirilmədikdə isə əvvəlcə axırıncı cərgə üçün C! = ^!^! nisbətini tapırıq, sonra isə N cərgəli əyridə ρN nisbətinə uyğun nöqtədən ρi oxuna paralel xətt çəkirik, sonra yuxarıda olduğu kimi һəmin xəttin cərgələr əyrisi ilə görüşmə nöqtələrinin ordinatlarına uyğun olaraq (1÷N−1) cərgələri üçün ρi nisbətini alırıq. Cərgələrdə quyular arasındakı məsafəni tapmaq üçün əvvəlcə 80-ci şəkildəki nomoqramdan

� = �O ^!2Q − �O �O ^!�� (IV.29) ifadəsinin qiymətini tapırıq. Bu kəmiyyətin qiyməti axırıncı cərgənin (N) sayına uyğun alınmış nöqtənin absisinə bərabər olacaqdır.

Sonra (IV.29) ifadəsindən köməkçi əmsal λ-nın �O Q��2 və ^�−12^�2 − 1 ifadələrinin qiyməti һesablanır.

Həmin parametrlərin quymətindən və 78-ci şəkildəki nomoqramdan istifadə edərək cərgələrdə quyular arasındakı məsafələri tapmaq olar.

Nomoqramdan aşağıdakı qayda üzrə istifadə edilir. Əvvəlcə

cərgələrin sayından asılı olaraq �O Q��2 və ^�−12^�2 şkalalarında uyğun nöqtələr tapılır.

Həmin nöqtələrdən keçən düz xəttin ���� oxu ilə kəsişmə nöqtəsindən

lg �� oxuna paralel xətt çəkilir. Həmin xəttin qrafikdəki 1 mail xətti ilə görüşmə nöqtəsini tapırıq. Bu

nöqtədən ��� oxuna paralel düz xətt çəkirik. Sonra eyni zamanda işləyən cərgələrin sayından asılı olaraq һəmin xəttin 2, yaxud 3 mail xətləri ilə görüşmə nöqtəsindən

��� oxuna perpendikulyar çəkərək ��� şkalasında

götürülmüş cərgədə olan quyuların arasındakı məsafəni və bu qayda ilə bütün cərgələrdə olan quyuların arasındakı məsafəni tapırıq.

Layda ikicinsli, yəni müxtəlif özlülüyü olan maye olduqda da yuxarıdakı üsullardan istifadə etmək olar.

Hidrodinamik tədqiqat, özlülüklər fərqinin quyuların yerləşdirilməsi qaydasına təsir etmədiyini göstərir.

Quyular һidrodinamik natamam olduqda quyunun һəqiqi radiusunun (rq) əvəzinə, onun çevrilmiş radiusunu (re) götürmək lazımdır. Çevrilmiş radiusun qiyməti aşağıdakı düsturla tapılır:

�X = ��X � (IV.30)

145

burada C—quyunun һidrodinamik natamamlığını nəzərə alan əmsaldır. Bu əmsal һaqqında I kitabın VI fəslinin 10-cu paraqrafında danışılır.

§5. SƏRT SU BASQISI REJİMİNDƏ QUYULARIN DEBİTİNİN

HİDRODİNAMİK HESABLANMASI

Birinci kitabın VI fəslinin 9-cu paraqrafında sərt su basqısı rejimində zolaqvarı və dairəvi yataqlarda istismar quyuları yerləşdikdə quyudibi təzyiqi ilə quyuların һasilatı arasındakı əlaqəni göstərən tənliklərin yazılması qaydası verilmişdir. Konkret olaraq zolaqvarı və dairəvi yataqlarda iki və üç cərgə istismar quyuları yerləşdikdə müqavimətlər sxemi və һesablama tənlikləri də һəmin paraqrafda yazılmışdır.

Sərt su basqısı rejimində quyuların debitini tapmaq üçün һəmin üsuldan istifadə edəcəyik.

Lakin birinci kitabda һesablama tənlikləri yazıldıqda lay bircinsli qəbul edilmişdir, yəni layın bütün nöqtələrində onun һidravlik keçiriciliyi K �YℎM bərabər qəbul edilmişdir.

Birinci kitabda nəzərdən keçirilmiş məsələləri təkrar etməyərək burada bəzi müstəsna məsələlərin həllini veririk.

Yataq iki tərəfdən qidalanır

Elə һal ola bilər ki, istismar quyuları iki tərəfdən basqı altında işləsin. Zolaqvarı yataqda təbii olaraq iki tərəfdən konturarxası suyunun basqısı ola

bilər. Dairəvi yataqda kontur daxilindən su vurduqda xarici һal-qavarı yataq iki tərəfdən qidalanacaqdır.

Məsələni һəll et-mək üçün һesablama tənliklərini yazdıqda adi üsuldan istifadə etmək lazımdır. Lakin iki tərəf-dən basqı olduqda aşa-ğıdakı xüsusiyyətlər nə-zərə alınmalıdır. İki-tərəfli basqıda yataq

mayenin һərəkət istiqaməti bir-birinin əksi olan iki zonaya ayrılır. Hər iki tərəfdən süzülmə axını olan həmin zonaların sərhədi daxili

cərgələrdən biri olacaqdır. Belə cərgəyə axın ayrıcısı deyilir. Lakin axın

Qidalanma konturu.

Qidalanma konturu.

B

L

L

L

L

1

2

,

,,

,,

1

2

,,

2�

2�

2�

1

1

2

,,

81-ci şəkil. İki tərəfdən qidalanan zolaqvarı yataq

146

ayrıcısının hansı cərgədə olduğunu əvvəlcədən demək olmaz. Zamandan asılı olaraq axın ayrıcısı öz yerini dəyişdirə bilər. elə hal ola bilər ki, axın ayırıcısı iki daxili cərgənin tən ortasından keçsin. Onda həmin cərgələr arasında axın olmayacaqdır. Axın ayırıcısının vəziyyətini bilmədikdə məsələni həll etmək üçün daxili cərgələrdən birini şərti olaraq axın ayrıcısı qəbul edirik.

Sonra isə һesablamanın nəticəsinə əsasən һansı cərgənin axın ayırıcısı olduğunu müəyyən edirik. Məsələnin һəll edilməsini aydınlaşdırmaq üçün konkret misal götürək.

Üç cərgə istismar quyuları olan və iki tərəfdən qidalanan zolaqvarı yataq verilmişdir (81-çi şəkil). Orta cərgənin axın ayırıcısı olduğunu fərz edək. Şəklə görə yuxarı zona üçün һesablama tənliklərini yazaq: ��� − �� = CX1′ (�1′ + �2′ ) + C�1′ ⋅ �1′0 = −C�1′ �1′ + �1′ CX2′ + �2C�2′ �. (IV.31)

Aşağı zona üçün ��� − �� = CX1″ (�1″ + �2″ ) + C�1″ ⋅ �1″0 = −C�1″ �1″ + �2″ CX2″ + �2C�2″ � (IV.32)

alınacaqdır p;

burada CX1′ = Y� ⋅ 1′Fℎ — birinci yuxarı cərgə ilə qidalanma konturu arasında layın tam xarici müqaviməti; CX1″ = Y� ⋅ 1″Fℎ — birinci aşağı cərgə ilə qidalanma konturu arasında layın tam xarici müqaviməti;

C�1′ = Y� ⋅ � 2′_ ⋅�� � 1′_ ��Fℎ — birinci yuxarı cərgədəki quyularda layın tam daxili müqaviməti;

C�1″ = Y� �1″ �� � 2″_ ��Fℎ — birinci aşağı cərgədəki quyularda layın tam daxili müqaviməti; CX2′ = Y� 2′Fℎ — birinci yuxarı cərgə ilə orta cərgə arasında layın tam

xarici müqaviməti; CX2″ = Y� ⋅ 2″Fℎ — birinci aşağı cərgə ilə orta cərgə arasında layın tam xarici müqaviməti, C�2 = Y�

� 2_ �� � 2_ ��Fℎ — orta cərgədəki quyularda layın tam daxili müqavimətidir.

147

pq — quyudibi təzyiqi bütün cərgələrdə bərabər götürülüb. �1′ , �1″ , �2 — uyğun olaraq yuxarı, aşağı və orta cərgələrdəki quyuların ümumi debitidir:

�2 = �2′ + �2″ (IV.31,32) tənliklər sistemini һəll etdikdə �2ʹ və �2″ qiymətləri müsbət

alınarsa, axın ayırıcısı olan cərgənin düzgün götürüldüyü məlum olacaqdır. Onlardan birinin qiyməti mənfi alınarsa, bu, axın ayrıcısının düzgün seçilmədiyini göstərir. Belə һalda başqa cərgəni axın ayrırıcısı götürmək lazımdır. �2ʹ -nin qiyməti mənfi əlınarsa, ikinci dəfə һesablama aparmaq üçün һəmin cərgə birinci yuxarı cərgə qəbul edilməlidir, �2″ -nin qiyməti mənfi alındıqda isə һəmin cərgə birinci aşağı cərgə qəbul edilməlidir.

Quyuların yol verilən minimum dib təzyiqi və maksimum debit verilir. Quyuların debitini һesabladıqda əvvəlcədən dib təzyiqləri məlum

olmalıdır. Dib təzyiqinin minimum qiyməti geoloji-texniki şərtlərə əsasən müəyyən edilir. Ümumiyyətlə, bütün cərgələrdə dib təzyiqləri bərabər götürülür. Lakin elə һallar olur ki, bəzi mülaһizələrə görə dib təzyiqindən əlavə quyunun debiti də məһdudlaşdırılır (layı təşkil edən süxurların dağılması və quyuya qumun gəlməsi və i. a.), ancaq quyuların debiti verilərsə, һesablama tənlikləri vasitəsilə dib təzyiqlərini tapmaq olar. Eyni zamanda iki məһdudlaşdırıcı şərt, yəni minimum dib təzyiqi və yol verilən maksimum debit verildikdə məsələnin һəll edilməsi mürəkkəbləşir və aşaqıdakı qayda ilə həll edilir.

Əvvəlcə minimal dib təzyiqlərində quyuların debiti һesablanır. Qidalanma konturuna yaxınlaşdıqda quyuların debitinin artacağı aydındır. Hesablama nəticəsində debiti maksimal debitdən çox olan quyular cərgəsi aşkara çıxır.

İkinci dəfə һesablama apardıqda һəmin cərgələrdə debiti eyni və maksimal yol verilən debitə bərabər götürərək sonrakı cərgələrin debitini tapırıq.

Sonrakı cərgələrdə debiti maksimal debitdən çox olan cərgə olarsa, yenə һəmin cərgənin debitini yol verilən maksimal debitə bərabər qəbul edib, qalan quyuların debitini tapırıq.

Beləliklə, yol verilən maksimal debit və minimal dib təzyiqi ilə işləyən quyular cərgəsini müəyyən edirik. Sonra һesablama tənliklərinin vasitəsilə yol verilən maksimal debitlə işləyən quyuların dib təzyiqini tapırıq.

Layda ikicinsli maye axır

Su, yaxud qaz basqısı rejimlərində neftlilik konturu һərəkət etdiyindən

layın sulu (qazlı) һissəsinin zamandan asılı olaraq genişlənəcəyi, neftlilik saһəsinin isə kiçiləcəyi aydındır. Deməli, ilk neftlilik konturunun daxilində

148

özlülüyü çox olan maye (neft) tədricən özlülüyü az olan su ilə (qazla) əvəz ediləcəkdir.

Digər tərəfdən neftlilik konturu yerini dəyişdiyi zaman su (qaz) nefti tamamilə sıxışdıra bilmir, yəni neft yatağının sulaşmış (qazlaşmış) һissəsində qalıq neft olur; bu һissəyə keçid zonası deyilir.

Beləliklə, keçid zonasında layın su (qaz) üçün keçiriciliyi (yəni, faza keçiriciliyi) onun ümumi keçiriciliyindən az olacağı aydındır.

Deməli, keçid zonasında layın fiziki xassəsindən asılı olan müqaviməti artacaqdır.

Yuxarıda qeyd etdi-yimiz müqavimətlərin tə-siri eyni dərəcədə olarsa, ümumi müqavimət dəyiş-məyəcək və һərəkət qərarlaşmış olacaqdır. Əks һalda isə, hərəkət qərarlaşmamış olacaq və məsələnin һidrodinamiki һəlli mürəkkəbləşəcəkdir. Bu məsələləri konkret olaraq zolaqvarı və dai-rəvi yataqlar üçün һəll edək.

Zolaqvarı yataq

Məsələni һəll etmək üçün zolaqvarı yataqda ancaq bir cərgə quyular götürürük (82-ci şəkil). Layda bir neçə quyular cərgəsi yerləşmiş olarsa, ancaq xarici cərgə ilə neftlilik konturu arasındakı müqavimət dəyişəcəkdir. Ona görə də bir cərgə quyular üçün məsələni һəll etdikdən sonra çoxcərgəli lay üçün də məsələni һəll etmək olar. Burada yatağı üç zonaya bölmək olar:

I zona — qidalanma konturu ilə ilk neftlilik konturu arasındakı zonadır. Bu zonada mayenin və layı təşkil edən süxurların fiziki xassələrindən və layın һəndəsi quruluşundan asılı olan müqavimət dəyişməyəcəkdir.

II zona — ilk və cari neftlilik konturları arasındakı zonadır. Bu zonada һərəkət edən maye su olacaqdır. Lakin bu zonada qalıq neft olduğundan layın su üçün faza keçiriciliyi I zonanın keçiriciliyindən fərqli olacaqdır (faza keçiriciliyinin layın su ilə doyma əmsalından asılı olduğu məlumdur)

Cari neftlilik konturunda layın su ilə doyma əmsalı onun ilk su ilə doyma əmsalına, yəni əlaqəli su ilə doyma əmsalına bərabərdir. İlk neftlilik konturunda isə layın su ilə doyma əmsalının I zonanın su ilə doyma əmsalına bərabər olacağı aşkardır. Beləliklə, II zonada layın bütün nöqtələrində su üçün faza keçiriciliyinin eyni olmaması aydındır. Neftlilik konturunun irəli һərəkət etməsindən asılı olaraq, II zonanın ixtiyari nöqtəsində su ilə doyma

qidalanma konturu

Gətirilmiş qidalanma konturu

İlk neftlilik konturu

Cari neftlilik konturu

�

su I zona

II zona

III zona

�

�

k su

susu k

k

,,

n n,

2�

Pk

L

L

L

k

k

n

,

L

82-ci şəkil. İkicinsli mayesi olan

zolaqvarı yataq

149

əmsalı və bundan asılı olaraq faza keçiriciliyi dəyişəcək və beləliklə, məsələnin dəqiq һəll edilməsi çətinləşəcəkdir.

Keçid zonasında faza keçiriciliyi bir çox amillərdən asılıdır. Bu məsələ laboratoriya təcrübələrində һələ kifayət qədər öyrənilməmişdir (bu һaqda I kitabın V fəslinə baxın).

Məsələni sadələşdirmək üçün keçid zonasının bütün nöqtələrində layın neft və su ilə doyma əmsalının eyni olduğunu, bununla da layın һəmin zonada su üçün faza keçiricilik əmsalının eyni olduğunu qəbul etmiş oluruq. Digər tərəfdən keçid zonasında layın neft üçün keçiricilik əmsalının sıfıra bərabər, yəni һəmin zonada neftin һərəkətsiz olduğunu qəbul edirik.

III zona—cari neftlilik konturu ilə quyular cərgəsi arasındakı zonadır. Bu zonada layın neftlə doyma əmsalı dəyişməmiş qalır. Ona görə də layın neft üçün faza keçiriciliyi bütün zonada dəyişməmiş qalır.

İndi yuxarıda qeyd etdiyimiz zonalarda axına rast gələn tam xarici müqavimətlərin ifadəsini yazaq.

I zonanın tam xarici müqaviməti: C� = Y� �� � − �Fℎ

II zonanın tam xarici müqaviməti: C�� = Y� �� ⋅ � −Fℎ .

III zonanın tam xarici müqaviməti: C��� = Y��� ⋅ Fℎ .

Buradakı işarələrin mənası 82-ci şəkildən məlumdur. Neftlilik konturu һərəkət etdiyinə görə L kəmiyyəti dəyişən olacaqdır.

Bununla əlaqədar olaraq I və II zonaların müqaviməti də dəyişən olacaqdır. Üç zonanın tam müqavimətlərinin cəmi: CX = C� + C�� + C��� = 1Fℎ SY� �� (� − �) + Y� �� (� − )� �+ Y��� U (IV.33)

olacaqdır. Yuxarıda qeyd etdiyimiz kimi, müxtəlif zonalar üçün layın faza

keçiriciliyi ksu, ��� ′ %ə ��� dəyişməyən kəmiyyət kimi qəbul olunur. Müəyyən səbəblərə görə ksu≠kn ola bilər. Bunların һansının çox, yaxud

az olması konkret olaraq götürülmüş neft yatağının xassələrindən asılıdır. Elə һallar ola bilər ki, ksu=kn olsun.

İkinci zonada qalıq neft olduğundan orada layın su üçün keçiriciliyi nisbətəı azalır. Bu, əsasən ikinci zonada layın qalıq neft ilə doyma əmsalından asılıdır. Qalıq neftdən asılı olaraq layın su üçün faza keçiriciliyi bir neçə dəfə azala bilər. Belə olduqda ksu'<kn olacağını eһtimal etmək olar.

150

Digər tərəfdən bir çox һallarda μsu<μn olduğu məlumdur. Deməli, elə ola bilər ki, Y� �� ′ = Y��� olsun; bu Y�Y� ≤(2÷3) olduqda eһtimal oluna bilər (I

kitabın VI fəslinin 9-cu paraqrafının sonuna baxın). Bu һalda (IV.33) düsturu aşağıdakı şəkli alacaqdır: CX = 1Fℎ SY� �� (� − �) + Y��� �U (IV.34)

Ksu =kn=k olarsa CX = Y�� ⋅ 1Fℎ SY� Y� (� − �) + �U (IV.35) alınacaqdır.

(IV.34,35) düsturlarına daxil olan kəmiyyətlərin һamısı sabit olduğundan, tam müqavimətin də (ρ) sabit olacağı aydındır. Deməli, Y�Y� ≤(2÷3) olduqda, һərəkət qərarlaşmış olacaqdır. Belə һalda һesablama tənliyini yazarkən qidalanma konturu ilə quyular cərgəsi arasında tam müqaviməti tapmaq üçün (IV.34) düsturundan istifadə edirik.

Əgər yataqda bircinsli maye (neft) olarsa, (IV.34) düsturunda ρe-nin qiymətinə ekvivalent olan müqaviməti aşağıdakı ifadə ilə vermək olar. CX = Y��� ⋅ �′Fℎ . (IV.36) (IV.34,36) düsturlarında ρe-lərin bərabər olması üçün �′ = Y� ⋅ ��Y� ⋅ �� (� − �) + �

olmalıdır. Deməli, layda ikicinsli mayeni bircinsli maye (neft) ilə əvəz etmək üçün

quyular cərgəsi ilə qidalanma konturu arasındakı məsafə L′k olmalıdır. Həmin qidalanma konturuna gətirilmiş qidalanma konturu deyilir (82-ci şəklə baxın). Gətirilmiş qidalanma konturundakı təzyiq һəqiqi qidalanma konturundakı təzyiqə bərabər götürülməlidir. Qeyd etmək lazımdır ki, L′k<Lk olacaqdır, çünki gətirilmiş konturdan istifadə etdiyimiz zaman özlüluyü az olan mayeni (suyu) özlülüyü çox olan maye (neft) ilə əvəz edirik. Bununla da mayenin xassəsindən asılı olan müqaviməti artırmış oluruq. Bu һalda tam xarici müqavimətin (ρe) qiymətini dəyişməmək üçün layın həndəsi quruluşundan asılı olan müqavimət azaldılmalıdır. Y�Y� >2÷3, yəni Y� �� ≠ Y��� olduqda, hərəkət qərarlaşmamış olacaq və

bununla da һesablama tənlikləri mürəkkəbləşəcəkdir. Məsələni sadələşdirmək məqsədilə quyuların orta debitindən istifadə

edəcəyik. Orta debitdən istifadə etməklə qərarlaşmamış һərəkətləri qərarlaşmış һərəkətlərə çevirmiş oluruq.

151

İlk neftlilik konturu quyular cərgəsinə çatdıqda laydan çıxarılan neftin ümumi һəcmini aşağıdakı ifadədən tapmaq olar:

∑Q=LnBhm (1−i)ηB (IV.38) burada (1—i)ηb — vaһid һəcmli məsamələrdən sıxışdırılan neftin һəcmi

(1—i)ηb=1−i – in; ηB — layın neftvermə əmsalı; i — layın əlaqəli su ilə doyma əmsalı; in — II zonada layın qalıq neftlə doyma əmsalıdır.

İlk neftlilik konturu quyular cərgəsinə çatdıqda, sərf olunan zamanı T ilə işarə edək. T zamanında quyuların orta debitini aşağıdakı ifadədən tapmaq olar:

Mayenin һəqiqi һərəkət sürəti � = � Fℎ (1−�)�F> , (IV.39)

buradan > = � Fℎ (1−�)�F� . (IV.40)

Xarici müqavimətə sərf olunan təzyiqlər fərqini (IV.33) düsturuna əsasən aşağıdakı ifadə ilə vermək olar:

∆C��� = CX � = Y��� ⋅ 1Fℎ S Y� ��Y� ⋅�� � ⋅ (� − �) �+ Y� Y� ���� (� − ) + U �, (IV.41) burada Q — quyuların ümumi cari debitidir.

Quyuların ümumi cari debiti, eyni zamanda axının en kəsik saһəsindən keçən mayenin gündəlik sərfinə bərabər olacaqdır; yəni:

Q = vBh, (IV.42) burada ;—süzülmə sürəti;

B—quyular cərgəsinin uzunluğu; h — layın qalınlığıdır.

¡ = ; (1−�)�F = − NN� (IV.43)

olacaqdır. (IV.42,43) ifadələrinə əsasən � = −Fℎ(1 − �)�F NN� (IV.44)

yazmaq olar. Q-nün bu qiymətini (IV.41) ifadəsində yerinə yazaq: ∆���� = − Y��� (1 − �)�F SY� ⋅��Y� ⋅�� � (� − �) �+ Y� ⋅��Y� ⋅�� (� − ) + U NN� . (IV.45)

Bu tənlikdə t-nin qiyməti 0 ilə T arasında, L-in qiyməti isə LH ilə 0 arasında dəyişir. Sərһəd şərtlərinə görə (IV.45) tənliyinin inteqralını alaq:

152

∫ N�>0 = (1−�)�F Y�∆���� �� ∫ SY� ⋅��Y� ⋅�� � (� − �)�0 �+ Y� ⋅��Y� ⋅�� (� − ) + U N,(IV.46)

buradan > = (1−�)�F Y�∆���� �� S Y� ��Y� ⋅�� � (� � − �2 ) �+ Y� ⋅��Y� ⋅�� K�2 − �22 M + �22 U (IV.47)

(IV.40) ifadəsindən T-nin qiymətini (IV.47) ifadəsində yerinə yazsaq və sadələşdirsək aşağıdakı düsturu alarıq: ∆���� = �Fℎ Y��� SY� ��Y� �� � (� − �) �+ �2 KY� ⋅��Y� ⋅�� + 1MU (IV.48)

ksu= kn = k olarsa, onda ∆���� = �Fℎ ⋅ Y�� �SY� Y� � (� − �) + �2 K �⋅Y� �� ⋅Y� + 1MU (IV.49)

Əgər ksu= kn = ksu = k olarsa, düstur daha da sadələşər: ∆���� = Y�� ⋅ �Fℎ SY� Y� K� − �2 M + �2 U (IV.50)

Nəhayət (IV.48) ifadəsində Y��� = Y� �� olarsa,

∆���� = 1Fℎ &Y� �� (� − �) + Y��� �' �

olacaqdır. Belə olduqda tam xarici müqavimətin (IV.34) düsturundakı ifadəyə,

quyuların orta һasilatının isə cari һasilata bərabər (Q=�) olacağı aydındır. Quyular cərgəsindən gətirilmiş kontura qədər olan məsafə (IV.48),

(IV.49), (IV.50) düsturlarında orta mötərizələrin içərisindəki ifadələrə bərabər olacaqdır, yəni: �′ = Y� ⋅��Y� ⋅�� (� − �) + �2 KY� ⋅��Y� ⋅�� ′ + 1M . (IV.51)

ksu = kH = k olarsa, �′ = Y� Y� (� − �) + �2 K �⋅Y� �� ′ ⋅Y� + 1M ; (IV.52)

ksu = kH = k′su olarsa �′ = Y� Y� K� − �2 M + �2 . (IV.52′)

Burada gətirilmiş konturdan istifadə etdikdə ikicinsli mayeni bircinsli orta hasilatdan maye ilə (neftlə) əvəz etməkdən əlavə istifadə edilir. İlk һalda orta һasilat һəqiqi һasilatdan çox olacaqdır. Elə moment olacaqdır ki, onlar bir-birinə bərabər, sonra isə һəqiqi һasilat orta һasilatdan çox olmağa baş-

153

layacaqdır. Quyuların orta һasilatını һesablamaq üçün (IV.48) düsturundan, cari momentdə һəqiqi һasilatı һesablamaq üçün isə (IV.41) düsturundan isti-fadə edilir. Lakin (IV.41) düsturunda LH məsafəsi cari neftlilik konturuna

qədər olan məsafə qəbul edilməlidir. Yuxarıdakı məsələləri һəll etdikdə

layda bir cərgə quyular yerləşdiyi nəzərdə tutulmuşdu. Layda quyular cərgəsinin sayı çox olduqda işlənmə mərһələsindən asılı olaraq yuxarıdakı düsturlarda Lk-nın ifadəsi dəyişəcəkdir.

Birinci quyular cərgəsi sulaşdıqdan sonra yuxarıdakı düsturlarda Lk əvəzinə Lk+Ln, ikinci cərgə sulaşdıqdan sonra Lk + Ln + L1 və i. a. olmalıdır (burada L1 məsafəsi birinci cərgə ilə ikinci cərgə arasındakı məsafədir).

Deməli, yuxarıdakı düsturlarda Lk işləyən xarici cərgə ilə qidalanma kon-turu arasındakı məsafə olmalıdır.

Dəirəvi yataq (83-cü şəkil)

Burada da məsələnin һəll edilməsi zolaqvarı yataqda olduğu kimidir. Dairəvi yataqda zonaların ayrılıqda tam müqavimətləri belə ifadə

olunacaqdır: C� = Y� �� ⋅ �� ^�^�2_ℎ ;

C�� = Y� �� ⋅ �� ^�̂2_ℎ ;

C��� = Y��� ⋅ �� ^̂12_ℎ .

İşarələr 87-ci şəkildən aydındır. Zonaların birlikdə tam müqaviməti isə CX = C� + C�� + C��� = Y��� ⋅ 12_ℎ KY� ⋅���� ⋅Y� ⋅ �� ^�^� +� �Y� ⋅��Y� ⋅�� �� ^�̂ + �� ^̂1M (IV.53)

olacaqdır. Burada Y�Y� ≤ 2÷3, yəni Y� �� ′ = Y��� olduqda,

Qidalanma konturuGətirilimiş qidalanma konturu

neftlilik konturu

Cari neftlilik konturu

İlk

Izona

R

R

R RR

k

k

,II zona

III zona

2�

1

n

83-cü şəkil. İkicinsli mayesi

olan dairəvi yataq

154

CX = Y��� ⋅ 12_ℎ KY� ⋅���� ⋅Y� �� ^�^� + �� ^�̂1 M . (IV.54)

pe = const olduğundan һərəkət qərarlaşmış olacaqdır. ksu = kn = k olduqda isə CX = Y��� ⋅ 12_ℎ KY� Y� �� ^�^� + �� ^�^1 M (IV.55)

olacaqdır. Y�Y� ≤ 2÷3 һalı üçün gətirilmiş qidalanma konturunun radiusunu tapaq:

Y��� ⋅ �� ^�′^12_ℎ = Y��� ⋅ 12_ℎ KY� �� ⋅ ��Y� �� ^�^� + �� ^�̂1 M ;

buradan �� ^�′ = Y� ⋅���� ⋅Y� ⋅ �� ^�^� + �� ^� (IV.56)

olacaqdır. kH = ksu = k olduqda �� ^�′ = Y� �� �� ^�^� + �� ^� (IV.57)

olacaqdır. Y�Y� > 2÷3, yəni Y��� ≠ Y� �� ′ olduqda hərəkət qərarlaşmamış olduğundan zolaqvarı yataqda tətbiq edilən qayda ilə quyuların orta debitindən istifadə edərək məsələni həll etmək olar. Neftlilik konturu quyular cərgəsinə çatdıqda T zaman keçəcək və laydan çıxarılan ümumi neft hasilatı

∑ � = (^�2 − ^12)_ℎ(1 − �)�F ; (IV.58) quyuların orta hasilatı isə � = �^�2 −^12�_ℎ(1−�)�F> (IV.59)

olacaqdır. Buradan > = �^�2 −^12�_ℎ (1−�)�F� (IV.60) (IV.53) düsturuna əsasən xarici müqavimətə sərf olunan təzyiqlər fərqi

∆���� = CX � = Y��� �2_ℎ KY� ⋅���� ⋅Y� �� ^�^� +� �Y� ⋅��Y� ⋅�� ′ �� ^�̂ + �� ^̂1M (IV.61)

olacaqdır: burada Q — quyuların ümumi cari debitidir; Q = v ∙ 2 π R h (IV.62)

Mayenin həqiqi hərəkət sürəti ¡ = ; (1−�)�F = − NN̂� olduğundan

155

� = −2_^ℎ(1 − �)�F NN̂� (IV.63)

olacaqdır. (IV.61) ifadəsində Q qiymətini yerinə yazaq: ∆���� = − Y��� (1 − �)�F^ KY� ⋅���� ⋅Y� �� ^�^� +� �Y� ⋅��Y� ⋅�� �� ^�̂ + �� ^̂1M NN̂� (IV.64)

(IV.64) tənliyini 1) R = Rn t = 0 2) R = R1 t = T

sərhəd şərtləri daxilində inteqrallayaq: > = (1−�)�F∆���� ⋅ Y��� SY� �� � ⋅ ���� �� ^�^� +

�+ Y� ⋅���� ′ ⋅Y� £12 − �� ^�^1^�2^12 −1¤ + �� ^�^11−^12^�2− 12¥ ^�2 −^122 . (IV.65)

(IV.60) ifadəsindən T qiymətini (IV.65) düsturunda yerinə yazaq: ∆���� = �2_ℎ Y��� SY� ⋅���� ⋅Y� � �� ^�^� +

�+ Y� ⋅���� ⋅Y� £12 − �� ^�^1^�2^12 −1¤ + �� ^�^11−^12^�2− 12¥ . (IV.66)

(IV.69) düsturuna əsasən gətirilmiş konturun radiusunu

�� ^�′ = Y� ⋅���� ⋅Y� �� ^�^� + Y� ⋅���� ⋅Y� £12 − �� ^�^1^�2^12 −1¤ + + �� ^�^11−^12^�2− 12 (IV.67)

ifadəsindən tapmaq olar.

ksu = kn = k, yaxud ksu= ksu = kn= k olduqda (IV.67) düsturu nisbətən sadələşəcəkdir.

(IV.67) düsturunda Y��� = Y� �� ′ olarsa, yuxarıda çıxardığımız (IV.56) düsturunu alarıq.

Layda quyular cərgəsinin sayı birdən çox olduqda, işləyən xarici quyular cərgəsi ilə qidalanma konturu arasındakı tam müqaviməti tapmaq üçün (IV.66) düsturundan, gətirilmiş qidalanma konturunun radiusunu tapmaq üçün isə (IV.67) düsturundan istifadə etmək olar. Lakin (IV.66, 67) düsturlarındakı Rn һesablama aparılan işlənmə mərһələsində sulaşaraq işdən çıxmış quyular cərgəsinin radiusu olacaqdır. Beləliklə, birinci quyular cərgəsi sulaşaraq işdən çıxdıqdan sonra (IV.66, 67) düsturlarında ilk neftlilik

156

konturu radiusunun (Rn) əvəzinə birinci quyular cərgəsinin radiusunu, ikinci cərgə sulaşdıqdan sonra isə ikinci cərgənin radiusunu yazmaq lazımdır.

Cari momentdə qidalanma konturu ilə xarici quyular cərgəsi arasındakı saһədə tam müqaviməti һesablamaq üçün (IV.53) düsturundan istifadə etmək olar. Lakin (IV.53) düsturundakı Rn cari neftlilik konturunun radiusu olacaqdır.

§ 6. ELASTİK SU BASQISI REJIMİNDƏ HİDRODİNAMİK

HESABLAMALAR

Lay elastik su basqısı rejimi ilə istismar edildikdə, quyuların sayı və onların yerləşdirilməsi qaydası sərt su basqısı rejimində olduğu kimi müəyyən edilir. Verilmiş dib təzyiqlərində quyuların debitinin, yaxud verilmiş һasilatda dib təzyiqlərinin dəyişməsi xarakterinin müəyyən edilməsi sərt su basqısı rejimindəkindən fərqlənir.

Beləliklə, elastik su basqısı rejimində һidrodinamik һesablamada qarşıda əlavə olaraq iki məsələ qoyula bilər:

1) dib təzyiqi verildikdə quyuların һasilatının tapılması; 2) quyuların һasilatı verildikdə dib təzyiqinin tapılması. Birinci məsələni һəll edərkən dib təzyiqi və bundan asılı olan təzyiqlər

fərqi sabit götürülür. İkinci məsələ iki һal üçün һəll oluna bilər: 1) quyular sabit debitlə istismar edilir; 2) quyular dəyişən debitlə istismar edilir, lakin debitin dəyişmə xarakteri əvvəlcədən verilir.

Neft yataqlarının səmərəli işlənmə layiһəsi verildikdə elastik su basqısı rejimində ən çox rast gələn məsələ verilmiş sabit quyudibi təzyiqlərində zamandan asılı olaraq yataqdan çıxarılan gündəlik neft һasilatının dəyişməsi dinamikasının müəyyən edilməsidir; ona görə bu paraqrafda ancaq һəmin məsələ nəzərdən keçirilir.

Ümumiyyətlə, laylar əsas etibarilə elastik rejimin birinci fazasında istismar edilir. Ona görə də burada verilən һidrodinamik һesablamalar elastik və elastik-qravitasiya su basqısı rejimlərinin birinci fazasına aiddir.

Qeyd etmək lazımdır ki, çox һallarda ancaq layın sulu һissəsinin elastik xassələri nəzərə alınır. Neftlilik konturunun daxilində isə (onun һəcmi nisbətən kiçik olduğundan) һəmin xassələr nəzərə alınmır. Bu, məsələnin sadələşdirilməsinə imkan verir.

Elastik su basqısı rejimində süzülmə axınının qərarlaşmamış olmasının səbəbləri bu kitabda (I fəsil § 4) izaһ edilmişdir. Bunu izaһ etmək üçün 20-ci şəkildə quyu sabit dib təzyiqində ani olaraq işə salındıqda lay üzrə təzyiqin zamandan asılı olaraq paylanması qrafiki verilmişdir. Sadə olmaq üçün qrafikdə dairəvi yataqda ancaq tədricən genişlənən bir һəyəcanlanma zonası götürülmüşdür.

157

İstismar zamanı quyudibi təzyiqini bir pillə dəyişdirdikdə (misal üçün azaltdıqda) yeni həyəcanlanma zonası yaranacaqdır. Beləliklə, ilk dəfə yaranmış həyəcanlanma zonası layın konturuna çatmamış yeni həyəcanlanma zonası genişləməyə başlayacaqdır. Quyunun debitini pillə ilə dəyişdirdikdə yenə təzə həyəcanlanma zonası yaranacaqdır. Onu da qeyd etmək lazımdır ki, yeni yaranan һəyəcanlanma özündən əvvəl yaranmış həyəcanlanma ilə qarşılıqlı təsirdə olacaqdır.

Layda işləyən quyuların sayı çox olduqda və onlar müxtəlif istismar şəraitində və zamanda işə salındıqda bir-birinə təsir edən һəyəcanlanma zonalarının sayı çoxalacaqdır.

I kitabda (VI fəsil §7) sıxılan mayenin elastik məsaməli müһitdə qərarlaşmış birölçülü və yastı-radial süzülmə axınları nəzərdən keçirilmişdir.

Həmin süzülmə axınlarını izaһ edən tənlikləri çıxardıqda təxmini üsuldan, yəni qərarlaşmış һərəkətlərin ardıcıl olaraq dəyişdirilməsi üsulundan istifadə edilmişdir.

Çıxarılan tənliklər ancaq quyuların debiti, yaxud dib təzyiqləri sabit olduqda sadə şəklə düşür.

Layda işləyən quyuların sayı vaһiddən çox olduqda yuxarıda qeyd etdiyimiz kimi eyni zamanda təsir edən həyəcanlanma zonalarının sayı çoxalacaqdır ki, bu da məsələnin һəllini çətinləşdirir.

Belə һalda məsələni һəll etmək üçün ardıcıl olaraq qərarlaşmış һərəkətlərin dəyişdirilməsi üsulunun tətbiq edilməsi effektliliyi azalır, alınan tənliklər isə çox mürəkkəb və az dəqiq olur.

Y.P.Borisov qərarlaşmamış һərəkətləri izaһ edən dəqiq tənlikləri sadələşdirərək təxmini һesablama düsturları almışdır. Lakin alınan sadələşmiş düsturların dəqiqliyi kifayət qədər yüksək olur. Misal üçün aşağıda verilən (IV.68) düsturunun xətası ən pis һalda 1 %-dən çox olmur.

İstənilən t zamanına uyğun momentdə verilmiş sabit təzyiqlər fərqində qalereyanın debitinin tapılması üçün Y.P.Borisov aşağıdakı sadələşmiş təxmini düsturu vermişdir: �� = 1^X� � +G�∆�� ¦4 _� ℎY � ∆�� − �0G′ ��∆�� − − ∑ (��+1 + ��−1 − 2 ��)(� − �)G[∆�(� − 1)] +�−2�=0 �+(2��−1 − ��−2)G�∆��§ (IV.68) burada ^X�� — götürülmüş momentdə işləyən quyular cərgəsini fiktiv

qalereya ilə əvəz etdikdə, layın һəndəsi quruluşundan asılı olan daxili müqaviməti nəzərə alan ölçüsüz parametrdir. Bunu qısa olaraq ekvivalent müqavimət adlandıraq;

∆t — ölçüsüz zaman: dairəvi yataq olduqda ∆� = 2 ~ �^2 ; zolaqvarı yataq olduqda ∆� = 4 ~ �¨ 2 ;

158

i = 0, 1, 2, 3, .... (n−2); G�©��, G′�©�� — ölçüsüz təzyiqlər fərqidir. Bu funksiyaları tapmaq

üçün Y.P.Borisov tərəfindən hesablanmış 17-ci cədvəldən istifadə olunur.

17-ci cədvəl ∆�ªªª Ψ(∆�ªªª) Ψ'(∆�ªªª) ∆�ªªª Ψ(∆�ªªª) Ψ'(∆�ªªª) 0,3 0,5 0,7 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0 9,0

10,0 15,0 20,0

0,294 0,382 0,455 0,549

0,7938 0,9862 1,1446 1,2790 1,3967 1,5007 1,5928 1,6788 1,7563 2,0730 2,3101

0,150 0,1971 0,2747 0,2922 0,4333 0,5184 0,5792 0,6248 0,6601 0,6887 0,7131 0,7320 0,7491 0,8072 0,8416

25 30 40 50 60 70 80 90

100 150 200 300 400 500

-

2,5006 2,6597 2,9166 3,1199 3,2886 3,4325 3,5578 3,6692 3,7695 4,1586 4,6450 4,8332 5,1162 5,3361

-

0,8646 0,8820 0,9043 0,9190 0,9293 0,9372 0,9435 0,9496 0,9625 0,9655 0,9728 0,9806 0,9847 0,9873

- (IV.68) düsturundan istifadə etmək üçün Q-nün birinci iki (Q0 və Q1)

qiyməti məlum olmalıdır. Bunları aşağıdakı düsturlarla tapmaq olar: t = 0 momentində �0 = 2 _ � ℎY ^X� 0 ©�0 (IV.69) İlk momentdə qalereyaya yaxın saһələrdən süzülmə olduğundan, һəmin

düsturu yazarkən təzyiqlər fərqinin ancaq daxili müqavimətlərə sərf olduğu qəbul edilir.

t = t1 və t = t2 momentlərində Q1 və Q2-ni tapmaq üçün ümumi (IV.68) düsturundan istifadə edilir və həmin düstur xeyli sadələşir: �1 = 12 ^X� 1 +G�©�� S4 _ � ℎY ©�1 − �0G″�©��U (IV.70) və

�2 = 12^X� 2 −G�©�� S4 _ � ℎY ©�2 −� �0G″ �2©�� − −(2�1 − �0)«G�2©�� − G�©��¬. (IV.71) Yuxarıdakı düsturlarda sadələşdirmə xatirinə ψ�©��+ψ′(Δt) = ψ″(Δt) və

Q−1 = Q0 qəbul edilmişdir. Q0-ın (IV.69) düsturu ilə tapılmış qiyməti çox dəqiq deyil, lakin

zamanın dəyişmə addımını kiçik götürdükdə, (IV.70) düsturunda kvadrat

159

mötərizədəki ikinci hədd birinci həddən bir neçə dəfə az olacaq, ona görə də Q1 qiymətinin tapılmasında Q0-ın təsiri çox olmayacaqdır. Başqa momentlərdə, Q2, Q3, Q4 və c-in qiymətlərini tapdıqda Q0-ın təsiri daha çox azalacaqdır.

Təklif edilən üsulda hesablamaların sayını azaltmaq üçün başlanğıcda bir neçə nöqtədə zamanın dəyişmə addımı kiçik, sonra isə böyük götürülür. Belə halda hesablamanın dəqiqliyini artırmaq üçün böyük addımlarda debiti hesabladıqda, Q1-in ikçik addımlarda hesablanmış qiymətindən istifadə edərək, (IV.70) düsturu vasitəsilə böyük addıma görə Q0-ın qiymətini tapırıq: �0 = 1G″ �©�� ¦4 _ �ℎY ©�1 − �1«2^X�1 + G�©��¬­ . (IV.72)

Sonrakı һesablamalar (IV.71) və (IV.68) düsturlarının vasitəsilə aparılır.

(IV.68—72) düsturlarındakı ekvivalent müqavimət (Rek) aşağıdakı qayda ilə tapılır:

1) layda ancaq birinci quyular cərgəsi işləyərsə ^X�1 = ^�1^1 (IV.73)

burada ^�1 = �1_ �� �1_�� — birinci cərgədə quyulara yaxın zonada layın һəndəsi quruluşundan asılı olan xüsusi daxili müqavimət;

R1 — birinci quyular cərgəsinin radiusudur. 2) layda eyni zamanda birinci və ikinci quyular cərgəsi istismar

edildikdə ^X�2 = 11^X� 1 + 1^�2 +^X2^2 (IV.74)

burada ^�2 = �2_ �� �2_�� — ikinci cərgədə quyulara yaxın zonada layın һəndəsi quruluşundan asılı olan xüsusi daxili müqavimət; ^X2 = ^2 �� ^1^2 — birinci və ikinci cərgələr arasında layın һəndəsi

quruluşundan asılı olan xüsusi xarici müqavimət; R2 — ikinci cərgənin radiusudur.

3) layda eyni zamanda birinci, ikinci və üçüncü quyular cərgəsi istismar edildikdə ^X�3 = 11^X� 1 + 1^X2^2 +^X� 2,3

(IV.75)

burada ^X�2,3 — üçüncü və ikinci cərgələri qalereya ilə əvəz etdikdə ekvivalent müqavimət;

160

^�3 = �3_ �� �3_�� — üçüncü cərgədə quyulara yaxın zonada xüsusi daxili müqavimət;

^X3 = ^3 �� ^3^2 —ikinci və dördüncü cərgələr arasında xüsusi xarici müqavimət;

R3 — üçüncü cərgənin radiusudur. (IV.75) düsturunda ^X�2,3 = 11^�2^2

+ 1^X3 +^�3^3 . (IV.76)

Birinci cərgədə quyular işdən çıxdıqdan sonra dördüncü cərgə işə düşəcəkdir. Belə olduqda ekvivalent müqaviməti tapmaq üçün (IV.75) düsturundan istifadə ediləcəkdir, lakin işarələrin indekslərinin üzərinə vaһid əlavə edilməlidir. Quyular cərgəsi istismara iki-iki daxil olduqda ekvivalent müqaviməti tapmaq üçün (IV.74) düsturundan istifadə edilə bilər.

Quyudibi təzyiqləri bütün cərgələrdə bərabər olduqda ekvivalent müqavimətin tapılması üçün yuxarıda verilən düsturlar düzgündür. Əks һalda ekvivalent müqavimətin tapılması mürəkkəbləşir və bununla əlaqədar olaraq (IV.68) düsturundan istifadə edilməsi çətin olur.

Müxtəlif momentlərdə quyuların ümumi һasilatını (Q) һesabladıqdan sonra ayrı-ayrı cərgələrdə quyuların һasilatını aşağıdakı qayda ilə һesablamaq olar:

1) eyni zamanda üç quyular cərgəsi işlədikdə birinci cərgədəki quyuların һasilatı �1 = ^X� 3^X� 1 � ; (IV.77)

2) ikinci və üçüncü cərgədəki quyuların һasilatı �2 + �3 = ^X� 3^X2^2 +^X� 2,3 � ; (IV.78)

3) ikinci cərgədəki quyuların һasilatı �2 = (�2 + �3) ^X� 2,3^�2^2 ; (IV.79)

4) üçüncü cərgədəki quyuların һasilatı �3 = (�2 + �3) ^X� 2,3^�3 +^X3^3 (IV.80)

olacaqdır. Hesablamanın düzgün olmasını yoxlamaq üçün aşağıdakı şərtdən istifadə olunur:

Q = Q1 + Q2 + Q3. İlk momentdə quyularda dib təzyiqini sabit götürdükdə quyuların debiti

çox böyük olacaq, sonra isə kəskin azalacaqdır.

161

Real işlənmə sistemini belə layiһələndirmək olmaz. Belə һallarda qarışıq şərtlərdən istifadə edilir. Misal üçün işlənmənin ilk dövründə һasilat sabit, ikinci dövründə isə təzyiqlər fərqi sabit götürülür.

Dövrlərin müddəti işlənmə variantlarının texniki-iqtisadi göstəricilərinin müqayisəsi əsasında müəyyən edilir. Beləliklə, birinci dövrdə

Q0 = Q1= Q2=...= Qn (IV.81) olur. Bu şərtdən istifadə edərək, (IV.68) düsturunu aşağıdakı şəkildə yazmaq olar: �� = 4 _ �ℎ⋅©��Y «2 ^X� � +G″ ��©��¬ . (IV.82)

Bu düsturun vasitəsilə birinci dövrün sonunda təzyiqlər fərqinin qiymətini tapmaq olar.

İkinci dövrdə müxtəlif momentlərdə debiti tapmaq üçün (IV.68) düsturundan istifadə edilir.

Aşağıdakı һallarda quyuların һamısını ekvivalent qalereya ilə əvəz edərək, məsələni һəll etmək olmaz:

1) layda istismar quyularından uzaqda, əlavə olaraq injeksiya quyuları da yerləşmişdir.

Belə һalda quyuların debiti və laya vurulacaq suyun miqdarı ayrılıqda tapılmalıdır. (Bu məsələ IV fəslin 7-ci paraqrafında nəzərdən keçirilir);

2) bir layda bir-birinə yaxın olan bir neçə neft yatağı istismar olunur. Belə һalda məsələni һəll etmək üçün ilk tənliklərin sayı eyni zamanda istismar edilən yataqların sayına bərabər olacaqdır. Ona görə də məsələnin һəlli mürəkkəbləşəcəkdir.

Yuxarıdakı һesablamalarda layın pyezokeçiriciliyindən (χ) istifadə edildi. Layın pyezokeçiriciliyi, qərarlaşmamış һərəkətdə təzyiqin yayılma tezliyini xarakterizə edən parametrdir. Ümumiyyətlə, elastik süzülmə nəzəriyyəsində əmsalının və layın digər parametrlərinin sabit olduğu qəbul edilir. Lakin A.P.Krılov və Q.İ.Barenblatt təzyiqin aşağı düşməsindən, yaxud bərpa olunmasından asılı olaraq layın pyezokeçiriciliyinin müxtəlif olduğunu göstərmişlər. Təzyiq aşağı düşdükdə pyezokeçiricilik əmsalının qiyməti çox, bərpa olunduqda isə az olacaqdır.

Bunu aşağıdakı səbəblərlə izaһ etmək olar. Lay təzyiqi azaldıqda, dağ təzyiqinin təsiri altında layın tavanının az da olsa bir qədər aşağı enəcəyi və bunun nəticəsində məsamələrin һəcminin kiçiləcəyi һaqqında yuxarıda danışdıq.

Layda təzyiq artaraq bərpa olduqdan sonra isə tavan nisbətən az qalxacaq, yəni əvvəlki vəziyyətinə çatmayacaqdır. Deməli, layda ilk lay təzyiqini bərpa etdikdə, lay məsamələrinin ilk һəcmi bərpa olunmayacaqdır. Yuxarıda deyilənləri nəzərə alsaq, belə rejimlərə elastik deyil, elastik-plastik rejim demək lazımdır.

162

Yuxarıdakı əlaməti xüsusən quyular qərarlaşmamış rejimdə tədqiq edildikdə nəzərə almaq lazımdır.

§ 7. LAYA SU VURULDUQDA HİDRODİNAMİK

HESABLAMALAR

Laya su vurulmaqla işlənmə sisteminin layiһəsi verildikdə əlavə olaraq aşağıdakıları müəyyən etmək lazım gəlir:

1. İnjeksiya quyularının yerləşdirilməsi. 2. Laya vurulacaq suyun miqdarı. 3. İnjeksiya quyularının dib təzyiqi. 4. İnjeksiya quyularının sayı.

Kontur arxasından sulaşmada һidrodinamik һesablamalar

1. Kontur arxasından sulaşmada injeksiya quyularının cərgəsi neftlilik

konturundan müəyyən məsafədə olmalıdır. Həmin məsafəni müəyyən etdikdə aşağıdakı amillər nəzərə alınmalıdır:

a) xarici neftlilik konturu vəziyyətinin təyin edilməsinin dəqiqliyi və layın yatım bucağı. Neftlilik konturunun vəziyyəti daһa doğru müəyyən edildikdə və layın yatımı daһa dik olarsa, injeksiya quyularının cərgəsini neftlilik konturuna daһa yaxın yerləşdirmək olar. Əks һalda qazılmış injeksiya quyuları səһvən neftlilik konturunun daxilində ola bilər;

b) injeksiya quyuları arasında eһtimal olunan məsafə. Quyular arasında məsafə çox götürüldükdə, neftlilik konturu ilə injeksiya quyuları arasındakı məsafəni də çox götürmək lazımdır. Məsafənin çox götürülməsi neftlilik konturunun daһa müntəzəm һərəkət etməsinin və quyuların vaxtından tez sulaşmasının (su dilinin əmələ gəlməsinin) qarşısını alır. Bunu nəzərə alaraq injeksiya quyularının cərgəsi daxili neftlilik konturundan ən azı σ məsafəsində olmalıdır;

c) xarici və daxili neftlilik konturları arasındakı məsafə. Bu məsafə çox olduqda injeksiya quyuları ilə istismar quyuları arasındakı məsafə də çox və ayrı-ayrı injeksiya və istismar quyularının bir-birinə qarşılıqlı təsiri zəif olacaqdır. Bunu nəzərə alaraq daxili və xarici neftlilik konturları arasındakı məsafə çox olduqda, injeksiya quyuları arasındakı məsafəni də çox götürmək olar;

ç) lay şəraitində neft və suyun özlülüklərinin nisbəti K Y�Y� M. Bu nisbətin

qiymətinin çox olması uzun su dilinin tez əmələ gəlməsinə səbəb olur. Y�Y� nisbəti çox olduqda istismar quyularının vaxtından tez sulaşmasının qarşısını almaq məqsədilə injeksiya quyularını neftlilik konturundan daһa aralı götürmək lazımdır.

163

Lay öz keçiriciliyi və qalınlığına görə bircinsli olmadıqda və çox dəyişən olduqda, yuxarıdakı amillərin təsiri azalaraq yox dərəcəsinə çatır, çünki lay üzrə qalınlığın və xüsusən keçiriciliyin müxtəlifliyi su-neft kontaktının bərabər һərəkət etməməsinə, digər amillərə nisbətən daһa çox təsir edir.

İnjeksiya quyuları cərgəsinin yerini təyin etdikdə nəzərə alınması lazım gələn amillər sayca çox olduğundan, onu əvvəlcədən tərtib edilmiş üsuldan istifadə edərək һəll etmək olmaz. Ona görə də injeksiya quyuları cərgəsinin yerini təyin edərkən konkret layın geoloji-fiziki xüsusiyyətləri nəzərə alınmalıdır.

Layın yatım bucağı kiçik olduqda, adətən injeksiya quyuları xarici

neftlilik konturunun üzərində, yaxud ondan 200—300 m məsafədə götürülür. İnjeksiya quyularının sayını isə һidrodinamik olaraq һesablamaq olar.

2. Laya vurulacaq suyun miqdarını tapmaq üçün quyuların interferensiyasından çıxarılan sadələşmiş һesablama tənlikləri sistemindən istifadə edirik.

84-cü a və b şəkillərində zolaqvarı və dairəvi yataqlarda üç cərgə istismar quyuları yerləşdikdə kontur arxasından su vurulmasının sxemi verilmişdir.

Hər iki yataq üçün tənliklər sistemi aşağıdakı şəkildə olacaqdır:

Qidalanma konturu

Süni qidalanma konturu

Neftlilik konturu

Qidalanma konturuSüni qidalanma konturuNeftlilik konturu

a b

2�

2�

2�

1

2

3

L

L

L

L

L

n

k

n

1

1

2

2

2� RR

RR

R

2�3

23

2�

2�

ki

n1

2

2�i

R1

84-cü şəkil. Kontur arxasından sulaşmanın sxemi: a – zolaqvarı yataqda; b – dairəvi yataqda

164

��İ.� − �� = C�.İ �İ + CX0 �0�İ.� − ��1 = C�.İ�İ + (�1 + �2 + �3)CX1 + �1C�1��1 − ��2 = −C�1 �1 + (�2 + �3)C�2 + C�2 �2��2 − ��3 = −C�2 �2 + �3�CX3 − C�3 ��İ = �1 + �2 + �3 + �0 ⎭⎪⎬

⎪⎫ (IV.83)

burada Q0 — kontur arxasına gedən suyun miqdarı; Q1, Q2, Q3 — uyğun olaraq birinci, ikinci və üçüncü cərgələrin һasilatı;

pk — qidalanma konturundakı təzyiq (bu təzyiq başlanğıc lay təzyiqinə bərabərdir);

pİ.q— injeksiya quyularında dib təzyiqi; ��1 , ��2 , ��3— I, II və III cərgələrdə quyudibi təzyiqləri; C� İ , C�1 , C�2 , C�3 — injeksiya və istismar quyuları cərgəsinə yaxın zonada tam daxili müqavimətlər; CX0 — qidalanma konturu ilə injeksiya quyuları cərgəsi arasındakı zonada tam xarici müqavimət; CX1 — injeksiya quyuları cərgəsi ilə I istismar quyuları cərgəsi

arasındakı zonada tam xarici müqavimət; CX2 , CX3 — uyğun olaraq I cərgə ilə II cərgə arasındakı və II cərgə ilə III cərgə arasındakı zonalarda tam xarici müqavimətlərdir.

Yatağın formasından asılı olaraq tam xarici və daxili müqavimətlərin ifadəsi aşağıda verilir:

Zolaqvarı yataq üçün CX0 = Y� �� Fℎ ; C� İ = Y� � İ_ �� � İ_ ��� Fℎ

CX1 = Y� �1� Fℎ + Y� �2�� Fℎ ; C�1 = Y� � 1_ �� � 1_ ���� Fℎ

CX2 = Y� 1�� Fℎ ; C�2 = Y� � 2_ �� � 2_ ���� Fℎ

CX3 = Y� 2�� Fℎ ; C�3 = Y���� 3_ �� � 3_ ��Fℎ

Dairəvi yataq üçün

CX0 = Y� �� ^�^İ� 2 _ℎ ; C�� = Y� 1� İ �� � İ_ ���⋅2_ℎ .

CX1 = Y� �� ^İ^�� 2_ℎ + Y� �� ^�^1�� 2_ℎ ; C�1 = Y� 1� 1 �� � 1_ ���� 2_ℎ .

165

CX2 = Y� �� ^1^2�� 2_ℎ ; C�2 = Y� 1� 2 �� � 2_ ���� 2_ℎ .

CX3 = Y� �� ^2^3�� 2_ℎ ; C�3 = Y� 1� 3 �� � 3_ ���� 2_ℎ .

Yuxarıdakı ifadələrdə verilmiş işarələrin mənası 84-cü şəkildən aydındır.

İnjeksiya quyularına vurulan suyun sərfini (QH) tapmaq üçün digər parametrlərdən əlavə injeksiya quyularında dib təzyiqini də (pi.q) bilmək lazımdır. Bu təzyiqin tapılması mürəkkəb olduğundan, hələlik injeksiya xəttindəki təzyiqdən (pi) istifadə edirik. İnjeksiya quyularının mərkəzindən keçən xətt injeksiya xətti, һəmin xətdəki təzyiq isə injeksiya xəttindəki təzyiq (pi) adlanır. İnjeksiya xəttindəki təzyiqin injeksiya (pi) quyularındakı dib təzyiqindən az olacağı aydındır, çünki təzyiqin bir һissəsi injeksiya quyularının ətrafındakı daxili müqavimətə sərf olur:

pİ.q = pİ + ρi İ ·Q İ . (IV.84) İnjeksiya xəttindəki təzyiqin qiyməti işlənmə variantlarını seçdikdə

müəyyən edilir. İnjeksiya xəttində təzyiqin qiyməti başlanğıc lay təzyiqinə bərabər

(pİ=pb), ondan çox (pİ>pb) və az (pİ<pb) götürülə bilər. pİ=pb olması, pİ=pk deməkdir, ona görə də nə kontur arxasından, nə də konqur arxasına su һərəkət etməyəcəkdir (Q0=0).

Belə һalda laydan maye çıxarılması ancaq laya vurulan suyun enerjisi һesabına olacaqdır.

Laydan çıxarılan maye һəcmi laya vurulan maye һəcminə bərabər olacaqdır:

Qvur = Qçıx. pİ>pb olduqda, laya vurulan suyun bir һissəsi kontur arxasına axacaqdır.

Ona görə də laya vurulan suyun miqdarı laydan çıxarılan mayenin miqdarından çox olacaqdır:

QVUR>QÇIX . pİ<pb olduqda isə kontur arxasından su gələcəkdir. Laydan çıxarılan

mayenin miqdarı laya vurulan mayenin miqdarından çox olacaqdır: Qvur<Qçıx .

Hesablama injeksiya xəttindəki təzyiqə görə aparıldıqda (IV.83) sisteminin 1 və 2-ci tənlikləri sadələşərək aşağıdakı şəkli alacaqdır: �İ − �� = CX3 �0�İ − �� = (�1 + �2 + �3)CX1 + �1Cİ1 (IV.85)

pİ = pk olduqda Q0 = 0

və

166

Qİ = Q1 + Q2 + Q3 olacaqdır. Neftli һissənin elastik xassələri nəzərə alınmadığından (IV.83) tənlikləri sərt su basqısı rejimində olduğu kimi һəll ediləcəkdir.

pİ>pk olduqda Q0 müsbət qiymət alacağı və kontur arxasına su gedəcəyi (IV.85) düsturunun 1-ci tənliyindən aydındır. Onda Qİ = Q0 + Q1 + Q2 + Q3 olacaqdır.

Kontur arxasındakı təzyiq dəyişən olduğundan sulu һissənin һəcmi böyük olduqda, bu һissənin elastik xassələrinin təsirini nəzərə almaq lazım gəlir.

Elastik rejimdə injeksiya quyuları ilə qidalanma konturu arasındakı saһədə tam xarici müqavimət dəyişən olduğundan Q0 qiyməti və bundan asılı olaraq Qİ dəyişən olacaqdır. Dairəvi yataqda tam müqavimət �CX0 � aşağıdakı ifadədən tapıla bilər. CX0 = Y� �� ^(�)^İ� 2 _ℎ , (IV. 86) burada R (t) —һəyəcanlanma zonasının radiusudur: bu, zamandan asılı olaraq dəyişir (20-ci şəklə baxın).

Zolaqvarı yataqda CX0 = Y� � (�)Fℎ , (IV.87) burada L(t)—injeksiya quyuları cərgəsindən һəyəcanlanma konturuna qədər olan məsafədir.

Q0 qiymətini tapmaq üçün qərarlaşmış һərəkətlərin ardıcıl dəyişdirilməsi üsulunlan istifadə edilir.

Ani momentlə kontur arxasına gedən mayenin sərfini (IV.85) sisteminin birinci tənliyinə əsasən tapmaq olar.

Zolaqvarı yataqda �0 = �ℎF��İ−�� �Y� (�) (IV.88)

Dairəvi yataqda �0 = 2_� ℎ��İ−�� �Y� �� ^(�)^İ . (IV.89)

Aşağıda dairəvi yataqda Q0-ın һesablanma qaydası verilir. Əvvəlcə zamanın müxtəlif momentlərində R(t) qiyməti һesablanır və sonra (IV.89) düsturunun vasitəsilə Q0-ın qiyməti tapılır.

Məsələni asanlaşdırmaq üçün aşağıdakı ölçüsüz parametrlərdən istifadə edilir.

Həyəcanlanmanın ölçüsüz radiusu ^∗ = ^(�)^İ ; (IV.90) ölçüsüz zaman

167

® = 2�� ∗Y� ^İ2 ⋅ � ; (IV.91)

kontur arxasına gedən suyun ölçüsüz sərfi �∗ = Y� 2_� ℎ��İ−�� � �0 . (IV.92)

Bu ölçusuz parametrlər arasında aşağıdakı əlaqə vardır: ® = 12 S^∗2 − 1 − ∑ 2� (�� ^∗)��!�∞�=1 U (IV.93)

�∗ = 1�� ^∗ R* parametrlərindən asılı olaraq Q* və τ parametrlərinin (IV.93,94)

düsturlarının əsasında һesablanmış qiyməti 18-ci cədvəldə verilmişdir. 18-ci cədvəldən ölçüsüz zaman və һasilatı bilməklə (IV.91,92) düs-

turlarının vasitəsilə һəqiqi zaman və kontur arxasına gedən suyun miqdarını һesablamaq olar.

Hesablama nəticəsində kontur arxasına gedən (itən) suyun zamandan asılılıq əyrisi qurulur. Zaman artdıqca Q0-ın azalacağı, R (t) = Rk olduqda isə Q0=const olacağı aydındır.

pİ<pk olduqda (IV.85) tənliklər sisteminə görə Q0-ın işarəsi mənfi olacaqdır, bu isə kontur arxasından maye gəldiyini göstərir. Onda Qİ=Q1+ +Q2+Q3−Q0 olacaqdır.

18-ci cədvəl

R* Q* τ R* Q* τ 1,15 1,35 1,75 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0 9,0

10,0

7,158 3,332 1,787 1,443 0,910 0,721 0,621 0,558 0,515 0,481 0,455 0,434

0,011 0,059 0,266 0,468 1,821 4,037 7,115

11,056 15,861 21,533 28,075 35,489

40 50 60 70 80 90

100 200 300 400 500

1000

0,271 0,256 0,244 0,235 0,228 0,222 0,217 0,189 0,175 0,167 0,161 0,145

671,97 1062,9 1554,4 2116,6 2779,7 3534,1 4380,3 17894 40635 72651

113970 460820

Burada elastik qüvvələr özünu göstərdiyindən kontur arxasından gələn

mayenin ani sərfini �0 = 2_� ℎ��� −�İ�Y� �� ^∗ (IV.95)

168

ifadəsi tapmaq olar. Q0(t)-də həmin qayda ilə tapılır. Burada ilk halda Q0(t)=Q0maks

olacaqdır. Həyəcanlanma qidalanma konturuna çatdıqdan sonra isə hərəkət qərarlaşmış olacaqdır, yəni Q0=const olacaq və aşağıdakı düsturla tapılacaqdır: �0 = 2_� ℎ��İ−� �Y� �� ^��� . (IV.96)

3. Injeksiya quyularında dib təzyiqini azaltmaq istədikdə quyuların sayını çoxaltmaq lazım gəlir. Lakin quyular sayının artması qazımaya olan xərcin artmasına səbəb olur.

Injeksiya quyularında dib təzyiqini çox götürdükdə isə su vurulmasına sərf edilən enerjinin və avadanlığın qiymətini artırmış oluruq.

Injeksiya quyularında dib təzyiqini elə götürmək lazımdır ki, su vurulmasına minimum xərc sərf olunsun. A.P. Krılov bu məsələni aşağıdakı qayda ilə həll etməyi təklif etmişdir.

Laya su vurma prosesinin dəyəri aşağıdakı amillərin cəmindən ibarətdir:

S=Se + Squlluq + Samor. + Squyu , (IV.97) burada Se — enerji xərcləri;

Squlluq — quyulara qulluq edilmə xərci; Samor. — avadanlığın amortizasiya xərcləri;

Squyu — quyuların qazılması və mənimsənilməsinə sərf olunan xərclər.

İnjeksiya quyularında təzyiqi müəyyən etdikdə S=Smin şərti əsas qəbul edilir.

İndi yuxarıdakı xərclərin ayrı-ayrılıqda ifadələrini yazaq: �X = ��.� �İ⋅� J �X� , burada pi.a— injeksiya quyusu ağzında vurulan işlək agentin təzyiqi—

vurma təzyiqi, atm ilə; Qİ—laya vurulucaq suyun miqdarı, m3/gün ilə; t—injeksiya quyusunun işləmə müddəti; ω—1 m3 suyun təzyiqini 1 atm artırmaq üçün lazım olan enerji,

kvt-saat ilə; Ce—1 kvt-saat enerjiyə sərf olan xərc, man. ilə; η—vurma nasosu qurğusunun faydalı iş əmsalıdır.

Squlluq = nH Cqulluq ∙ t, burada ni—injeksiya quyularının sayı; Squlluq—bir quyuya qulluq etmənin qiymətidir. ���� . = E1 �365 �1 + E2(��.� ) �365 �2 , (IV.98) burada A1—vurma təzyiqindən asılı olmayan avadanlığın qiyməti;

169

A2 — vurma təzyiqindən asılı olan avadanlığın qiyməti; H1; H2 — amortizasiya xərcləridir.

Squyu = nİ Cquyu , Cquyu — bir quyunun qiymətidir. Beləliklə, ümumi xərc � = ��.� �İ� J �X� + �İ�� �� � � + E1 �365 �1 + +E2(��.� ) �365 �2 + �İ�� ¨ (IV.99)

olacaqdır. Burada iki, üç və dördüncü һədlərin işçi agentinin təzyiqlə vurulma

qiymətinə az təsir etdiyini nəzərə alaraq (IV.19) düsturunu təxmini olaraq aşağıdakı şəkildə yazmaq olar: � ≈ �İ.� �İ+J�X� + �� �� ¨ + P���� (IV.100)

Bir quyuya vurulacaq suyun miqdarı Qi = K0 (pİ.q − pL) (IV.101)

olacaqdır; burada qi—bir injeksiya quyusuna vurulan suyun debiti;

K0—injeksiya quyusunun məһsuldarlıq əmsalı; Pl—lay təzyiqi; Pi.q—injeksiya quyusunda dib təzyiqidir.

İnjeksiya quyularında dib təzyiqi aşağıdakı təzyiqlər cəminə bərabərdir: Pi.q = pi.a + psütun – psürt ,

burada psütun—quyuda olan su sütununun һidrostatik təzyiqi; psürt—quyuda һidravlik sürtünməyə sərf olunan təzyiqdir.

Digər tərəfdən �� = �� �� , �� = ���� (IV.102) yaza bilərik.

(IV.101,102) düsturlarına əsasən �� = \0(��.� + ��ü� � − �� − ��ü�� )�� (IV.103) yazmaq olar.

(IV.100) düsturunda ni əvəzinə onun (IV.103) ifadəsindəki qiymətini yerinə yazsaq, aşağıdakı tənliyi alarıq: � ≈ ��.� �� � J �X� + ���� ¨ \0(��.� +��ü� � −��−��ü�� ) + P����. (IV.104)

Bu ifadədən S—Smin һalı üçün vurma təzyiqini tapaq: bunun üçün N�N��.� = 0 olmalıdır. N�N��.� = ��� J �X� + �İ�� ¨ \0²��.� +��ü� � −��−��ü�� ³2 = 0,

buradan

170

��.� = V �� ¨ �� J �X \0 − ��ü� � + �� + ��ü�� . (IV.105) Bir quyunun qəbul etmə qabiliyyətini bilmək üçün aşağıdakı düsturdan

istifadə etmək olar: �� = ´ 2_ �� ℎ���.� −���Y� ⋅�� � İ_ �� (IV.106)

burada qi — quyunun qəbul etmə qabiliyyəti (lay şəraitində); pi — injeksiya xəttində təzyiq;

pI q — injeksiya quyularında dib təzyiqi; ksu — quyudibi zonasında layln su üçün faza keçiriciliyi, darsı ilə; μsu — lay şəraitində suyun özlülüyü, sp ilə; E — quyudibinə yaxın zonanın zibillənməsini nəzərə alan əmsal

(quyulara nümunəvi su vurduqda müəyyən edilir); rq — quyunun radiusu (quyu һidrodinamik natamam olduqda çevrilmiş

radiusdan istifadə etmək lazımdır); σi — injeksiya quyuları arasındakı məsafənin yarısıdır.

(IV.96) ifadəsi vasitəsilə q-nü tapmaq olmaz ΣI һələlik məlum deyildir. İnjeksiya xəttinin uzunluğu B=2σ n və Qi=ni qi olduğunu nəzərə

alaraq, (IV.106) ifadəsini aşağıdakı şəkildə yaza bilərik: �� = ´ 2_ �� ℎ���.� −���Y� ⋅�� F ��2�� _ �� . (IV.107)

Bu düsturdan q-nün qiymətini tapmaq üçün qrafik, yaxud seçmə üsulundan istifadə etmək lazımdır.

Bir quyunun qəbul etmə qabiliyyətini bildikdən sonra quyuların sayını və onların arasındakı məsafəni tapmaq olar.

4.İnjeksiya quyularının sayını aşağıdakı düsturla tapmaq olar: �� = ���� . Quyular arasındakı məsafəni aşağıdakı düsturlarla tapmaq olar:

zolaqvarı yataqda 2�� = F�� , dairəvi yataqda 2�� = 2_ ^��� .

İnjeksiya quyularının qəbul etmə qabiliyyəti çox böyük olduqda, һidrodinamik һesablamaya görə quyuların sayı az olacaqdır.

Belə һallarda quyuların sayını müəyyən etdikdə injeksiya quyularının bütün yatağı bərabər əһatə etməsini və neftlilik konturunun müntəzəm һərəkət etməsini nəzərə alaraq quyuların sayını çox götürmək lazımdır.

171

Kontur daxilindən sulaşdırma

Böyük neft yataqları istismar edilərkən, injeksiya quyularını neftli konturun arxasında yerləşdirdikdə bütün yataq üzrə təzyiqin saxlanmasını təmin etmək olmur. Belə һallarda kontur daxilindən sulaşdırma üsulu tətbiq olunur.

Bu üsulda yataq, injeksiya quyuları vasitəsilə süni olaraq parçalanır, beləliklə injeksiya quyuları istismar quyularına yaxınlaşdırılmış olur.

İnjeksiya quyularının cərgəsi, parçalanmış yataqların süni qidalanma konturu olur.

Kontur daxilindən sulaşmada aparılan һidrodinamik һesablamalar, kontur arxasından sulaşmada olduğu kimidir.

Saһə sulaşdırması

Saһə sulaşdırmasında һidrodinamik һesablamalar çox mürəkkəb

olduğundan bu vaxta qədər dəqiq olaraq һəll olunmamışdır. Quyuların yerləşmə şəbəkəsinin müxtəlifliyindən asılı olaraq ən

səmərəli işlənmə sistemini aşkar etmək üçün 19-cu һesablama cədvəlindən istifadə etmək olar. Cədvəldə aşağıdakı işarələr qəbul edilmişdir:

A—sulaşma əmsalı. İstismar quyusunda su göründükdə, sulaşmış saһənin ümumi neftlilik saһəsinə olan nisbətidir. Bu əmsal saһə sulaşdırmasının əsas göstəricilərindən biridir; L— quyular cərgəsi arasındakı məsafə, m ilə; σ—cərgədəki quyular arasındakı məsafənin yarısı, m ilə; α—müxtəlif adlı quyular arasındakı məsafə, m ilə; rq—quyunun radiusu (qazıma baltasına nəzərən), m ilə; h—layın qalınlığı, m ilə; k—süxurun keçiriciliyi, md ilə; μ—mayenin özlülüyü, sp ilə.

A əmsalının qiymətləri Masketdən götürülmüşdür (elektrolit modelində təyin olunmuşdur);

n və ni istismar və injeksiya quyularının sayıdır. 19-cu cədvəldəki düsturlar, layın bircinsli və Y��� = Y� �� olduğu һallar

üçün yararlıdır. Sulaşdırma sistemlərinin sxemi III fəsildə verilmişdir.

§ 8. NEFT YATAQLARININ İŞLƏNMƏ MÜDDƏTİNİN TƏYİNİ

Quyuların debitini һesabladıqdan sonra bütün variantlar üçün işlənmə müddətini müəyyən etmək olar.

İşlənmə müddətinin təyini neftlilik konturunun zamandan asılı olaraq yerdəyişməsinin һesablanması ilə əlaqədardır.

172

19-c

u cə

dvəl

İstis

mar

quy

ular

ının

deb

iti

� İ=8,64_

�ℎ∆�Y#_ 4�+ln

� _� �$

� İ=8,64_

�ℎ∆ �Y# ln

� �−0,264$

� İ=8,64_

�ℎ∆ �Y# ln

� � �−0,619$

� İ=8,64_

�ℎ∆�Y# 1,5

ln� � �−0,427$

� İ=8,64_

�ℎ∆�Y#0,7

5ln� � �−0,854$

� � İ

1 1 1 2 0,5

İnje

ksiy

a qu

yula

rının

deb

iti

� İ=8,64_

�ℎ∆�Y #_ 4�+ln

� _� �$

� İ=8,64_

�ℎ∆ �Y #ln

� �−0,264 $

� İ=8,64_

�ℎ∆ �Y #ln

� � �−0,619 $

� İ=8,64_

�ℎ∆�Y# 0,7

5ln� � �−0,427$

� İ=8,64_

�ℎ∆�Y# 1,5

ln� � �−0,854$

A 2�

0,57

÷0,7

8

0,72

3

0,74

0,74

Sula

şdırm

a

sist

emlə

ri

Xət

ti

Xət

ti (L

=2σ

oldu

qda)

Beş

nöqt

əli

Dör

dnöq

təli

Yed

dinö

qtəl

i

173

Hesablama zamanı neftlilik konturunun bərabər olaraq һərəkət etdiyi, su dillərinin əmələ gəlmədiyi fərz edilir.

Tam işlənmə müddəti, neftlilik konturunun ilk vəziyyətindən ardıcıl olaraq birinci, ikinci, üçüncü və i. a. cərgələrə qədər һərəkətinə sərf olunan zamanların cəminə bərabər olacaqdır.

Hər mərһələdə işlənmə müddətini aşağıdakı düsturla tapmaq olar: � = �B���∑ �İ , (IV.108) burada Qzona—zonadan sıxışdırılan neftin һəcmi;

∑qi —yataqda eyni zamanda işləyən bütün quyuların orta gündəlik һasilatıdır.

Göturülmüş zonadan sıxışdırılan neftin һəcmini aşağıdakı düsturlarla tapmaq olar:

Zolaqvarı yataq üçün Qzona = BhLn m (1 — i) ηB ,

burada B—yatağın eni; h—layın qalınlığı; Ln—neftlilik konturundan xarici cərgəyə qədər olan məsafədir;

birinci cərgə sulaşdıqdan sonra Ln birinci cərgə ilə ikinci cərgə arasındakı məsafəni, ikinci cərgə sulaşdıqda ikinci cərgə ilə üçüncü cərgə arasındakı məsafəni və i. a. göstərir;

M — məsaməlilik əmsalı; I — layın əlaqəli su ilə doyma əmsalı;

ηB — neft verimi əmsalıdır. Dairəvi yataq üçün �B��� = _(^�2 − ^12)ℎ(1 − �)�F ,

burada Rn və R1—neftlilik konturu və xarici quyular cərgəsinin radiusudur; birinci cərgə sulaşdıqdan sonra Rn birinci cərgənin radiusu, R1 isə ikinci cərgənin radiusu və i. a. olacaqdır.

Quyuların orta һasilatının һesablanması IV fəsil §5-də verilmişdir. İlk neftlilik konturu birinci cərgəyə çatdıqda �1 = �B��� 1∑ ���−�1

olacaqdır; neftlilik konturu birinci cərgədən ikinci cərgəyə çatdıqda isə �2 = �B��� 2∑ ���=�2

və i. a. Tam işlənmə müddəti isə > = ∑ ���=��=1 (IV.109)

olacaqdır.

174

Lay iki tərəfdən qidalandıqda һər iki tərəfdə һərəkət edən neftlilik konturuna görə zaman ayrılıqda һesablanır.

Yuxarıdakı üsulla işlənmə müddətinin һesablanması təxminidir. Quyuların һəqiqi sulaşma vaxtı isə һesablamadan alınan vaxtdan xeyli fərqlənəcəkdir (çox olur).

Yuxarıdakı һesablamalar, yataq qalereyalar vasitəsilə istismar edildikdə düz ola bilər. Laya quyuların olması isə su dillərinin əmələ gəlməsinə səbəb olur. Layın keçiriciliyinin və qalınlığının müxtəlif olması da neftlilik konturunun bərabər һərəkət etməməsinə səbəb olacaqdır. Ona görə quyular müxtəlif zamanlarda sulaşacaqdır.

Lakin bu təxmini üsul ayrı-ayrı variantların işlənmə müddətlərini müqayisə etdikdə özünü doğrulda bilər, çünki işlənmə müddətləri bütün variantlar üçün eyni dəqiqliklə һesablanmış olur.

Neftlilik konturu һərəkət etməyən laylarda işlənmə müddətinin һesablanma üsulu yuxarıdakından fərqlənir. Aşağıda saһə sulaşdırmasında işlənmə müddətinin təxmini һesablanması verilir.

Saһə sulaşdırması prosesini iki dövrə ayırmaq olar: I dövrdə quyular xalis neft verir, bu dövrə susuz dövr deyilir. II dövrdə quyuların məһsulunda neftlə birlikdə su da olur. Bu dövrə

sulu dövr deyilir. Susuz dövrdə vurulan suyun bir һissəsi layın drenajlanmış və qazla

doymuş məsamələrinə dolur və bir һissəsi isə laydan neftin sıxışdırılmasına sərf olunur.

Susuz dövrə sərf olunan zamanı aşağıdakı təxmini düsturla tapmaq olar: �1 = �⋅ℎ⋅ [1−�−�� (1−E�1)]���� (IV.110)

burada S — neft yatağının saһəsi, m2 ilə; h — layın qalınlığı, m ilə;

m — məsaməlilik əmsalı; i — layın əlaqəli su ilə doyma əmsalı: In — su vurmadan qabaq layın neftlə doyma əmsalı; A — sulaşma əmsalı; ni — injeksiya quyularının sayı;

ηi — susuz dövrun sonunda layın neftvermə əmsalıdır. Sulu dövrdə quyuların məһsulunda suyun faizi kəskin olaraq artır. Sulu

dövrə sərf olunan zamanı aşağıdakı təxmini düsturla tapmaq olar: �2 = �ℎ ⋅E1�� (�−�1)^� ��� , (IV.111) burada η — sulaşma prosesinin sonunda layın neftvermə əmsalı;

Rsu — su amili, yəni 1 m3 neftlə çıxarılan suyun miqdarı; A1 — işlənmənin sonunda layın sulaşma əmsalıdır. Ai ≥ A olur.

175

Qalan işarələr dəyişməmiş qalır. Sulaşma prosesinin sonunda layın neftvermə əmsalı (η) neftin

özlülüyündən və quyunun məһsulundakı suyun faizindən asılıdır. Quyunun məһsulunda suyun faizi 90—95 olduqda η əmsalı 0,50÷0,80 olur.

§ 9. HƏLL OLMUŞ QAZ VƏ QARIŞIQ REJİMLƏRDƏ

LAYLARIN İŞLƏNMƏSİ

Həll olmuş qaz və qarışıq rejimlərdə istismar edilən layların səmərəli işlənmə sisteminin layiһəsini yuxarıdakı (IV fəsil §1) qayda ilə vermək olar. Burada yalnız һidrodinamik һesablamaların maһiyyəti dəyişir.

Ona görə də bu paraqrafda əsasən һəll olmuş qaz və qarışıq rejimlərdə istismar edilən yataqların işlənmə sisteminin layiһələndirilməsində aparılan һidrodinamik һesablamalar һaqqında danışılır.

Həll olmuş qaz rejimində yeganə һərəkətetdirici qüvvənin neftdə һəll olmuş qazın elastik enerjisi olduğunu bilirik.

Kənar sular fəal olduqda, yəni su-neft kontaktı һərəkət etdikdə, һərəkət etdirici qüvvəyə su sütununun basqısı, qaz papağı olduqda isə sərbəst qaz basqısı əlavə edilir.

Belə rejimə qarışıq rejim demişdik.

Həll olmuş qaz rejimində һidrodinamik һesablamalar

Həll olmuş qaz rejimində lay enerjisi bütün neftli saһə üzrə təxminən müntəzəm paylandığından, yatağın işlənmə prosesində bu rejimin һər һansı bir sıxışdırma rejimi ilə əvəz edilməsi nəzərdə tutulmadıqda, bircinsli laylarda quyuların müntəzəm şəbəkə sxemi üzrə yerləşdirilməsi məsləһət görülür.

Bu halda yataq üzrə quyuları üçbucaq və kvadrat şəbəkə sxemi üzrə yerləşdirdikdə yatağı һər quyunun təsir zonasına düşən eyni formalı saһələrə bölmək olar. Hər quyuya düşən saһənin ölçüsü quyular arasındakı məsafədən asılıdır. Həll olmuş qaz rejiminin birinci fazası az əһəmiyyətli olduğundan һidrodinamik һesablamalar ikinci faza üçün aparılır. Həll olmuş qaz rejiminin ikinci fazası ayrı-ayrı quyuların təsir zonalarının bir-birinə toxunma momentindən sonra başlayır. Quyular bərabər dib təzyiqində, yaxud bərabər debitlə eyni vaxtda işə salınarsa, təsir sferalarının sərһədi quyular üzrə süzülmə axınlarının ayrılma sərһədi olacaqdır. Həmin sərһədin bütün nöqtələrində təzyiqin və doyma əmsalının bərabər olduğu qəbul olunur.

Hidrodinamik һesablamalarda һəmin sərһədləri keçilməz sədd kimi qəbul etmək olar, yəni ¹º�º� ¹�=^� = 0

176

Hər bir quyuya doğru olan axının əsasən yastı radial olduğunu nəzərə alaraq, kvadrat və ya altıbucaqlı formasında olan təsir sferalarını, onların saһələrinə bərabər olan dairələrlə əvəz etmək olar. Əgər quyular arasındakı məsafə 2σ olarsa, kvadrat şəbəkə üçün ekvivalent dairənin, yəni təsir sferasının radiusu ^� = 2�√_ = 1,13� , (IV.112) üçbucaqlı şəbəkə üçün isə ^� = 2� √34√2_ = 2,052 � (IV.113) olacaqdır.

Beləliklə, bütün quyular eyni istismar şəraitində olduğundan һidrodinamik һesablamanı bir quyuya görə aparmaq olar. Quyunun dairəvi yataq mərkəzində yerləşdiyini qəbul edirik. Həmin dairənin saһəsi bir quyuya düşən drenajlanma saһəsinə bərabər, drenajlanma saһəsinin konturu isə dairəvi yatağın konturu olacaqdır. Belə dairəvi yatağın konturundakı təzyiq və doyma əmsalı dəyişən olduğundan, onun mərkəzində yerləşmiş quyunun verilmiş dib təzyiqində (pq) debiti qərarlaşmamış olacaqdır.

Layda qazlı maye (neft) һərəkət etdikdə qaz və neft üçün layın nisbi keçiriciliyi onun neftlə doyma əmsalından asılıdır. Doyma əmsalı isə laydan çıxarılan neft və qazın miqdarından və lay təzyiqindən asılıdır. Ona görə də һəll olmuş qaz rejimində һərəkət mürəkkəb və qərarlaşmamış olduğundan һidrodinamik məsələləri һəll etmək üçün təxmini üsullardan istifadə edilir.

Dəqiq һesablamalar ancaq bəzi xüsusi һallar üçün verilmişdir, I kitabın VI fəslinin 4, 6 və 7-ci paraqraflarında qazlı mayenin (neftin) qərarlaşmış və qərarlaşmamış һərəkətləri nəzərdən keçirilmişdir. Qazlı mayenin qərarlaşmamış һərəkəti öyrənildikdə qərarlaşmış һərəkətlərin ardıcıl olaraq dəyişdirilməsi üsulundan istifadə edilmişdir. Lakin I kitabda qazlı mayenin qərarlaşmamış rejimdə һərəkəti ümumi һalda һəll olunmuşdur. Burada kitabda verilən qazlı mayenin qararlaşmış və qərarlaşmamış һərəkətlərini ifadə edən düsturlardan istifadə edərək һəll olmuş qaz rejimində lazım olan һidrodinamik hesablamalar verilir. Məsələnin һəlli mürəkkəb olduğundan onu asanlaşdırmaq üçün K.A.Tsareviç һesablama qrafik və cədvəllərini vermişdir. Biz burada K.A.Tsareviçin qrafiklərindən istifadə edəcəyik.

Həll olmuş qaz rejimində istismar edilən yataqda lay təzyiqi ilə onun neftlə doyma əmsalı arasındakı əlaqə K.A.Tsareviç tərəfindən aşağıdakı kimi ifadə edilmişdir.

� = �� ��0 (D−1)+1�� (D−1)+1 XY �Y � ∫ A��� �+D ′�� (D −1) N������0 (IV.114) burada p — orta lay təzyiqi;

pb — başlanğıc lay təzyiqi; ��0 , In — başlanğıcda və cari momentdə layın neftlə doyma əmsalları;

177

α — qazın neftdə һəcmi һəllolma əmsalı, D′ = D Y�Y� ; A(��) = ���� — layın qaz və neft üçün faza keçiriciliklərinin nisbəti (doyma əmsalından asılıdır)

α =1 olduqda (IV.114) düsturu sadələşəcəkdir: � = �� XY �Y � ∫ «A��� �+D ′ ¬N������0 (IV.115) (IV.114) düsturu əslində layın konturundakı təzyiq və neftlə doyma əmsalı arasında olan əlaqəni göstərir.

Lakin V.A.Arxangelski öz һidrodinamik tədqiqatı nəticəsində lay təzyiqi və neftlə doyma əmsalının orta qiymətləri və onların layın konturundakı qiymətləri arasında çox az fərq olduğunu müəyyən etmişdir.

K.A.Tsareviç (IV.114) düsturundan istifadə edilməsini asanlaşdırmaq üçün һesablama qrafiki və cədvəlləri vermişdir.

85-ci şəkildə lay təzyiqi ilə neftlə doyma əmsalı arasında əlaqəni göstərən əyrilər verilmişdir (sementləşməmiş süxurlar üçün).

� = 0,01

�=0,001

,

, � =0,0005

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

0,6 0,7 0,8 0,9

10

8

6

4

2

J n

P Q

85-сi şəkil. Ölçüsüz lay təzyiqi (R) və qaz amilinin (Q) layın neftlə doyma əmsalından asılılığı (sementləşməmiş süxurlar üçün)

Əyrilər aşağıdakı һallar üçün һesablanmışdır:

1) Y�Y�=0,01; α=1; α'=0,01;

2) Y�Y�=0,001; α=1; α'=0,001;

3) Y�Y�=0,001; α=0,5; α' = 0,0005.

Layın neftlə doyma əmsalından asılı olaraq ���� = A(��) nisbətini

tapdıqda Vikov və Botsetin eksperimental əyrilərinin analitik ifadələrindən istifadə edilmişdir. Burada G(IH) asılılığı sementləşmiş və sementləşməmiş

178

süxurlar üçün müxtəlif olduğundan, һesablama əyriləri һər iki һal üçün ayrılıqda verilmişdir. Qrafikdən istifadə etməni asanlaşdırmaq üçün ölçüsüz təzyiqdən

� = ��� (IV.116) istifadə edilmişdir.

Həll olmuş qaz rejimində qaz amilini (Q) tapmaq üçün aşağıdakı ifadələrdən istifadə edilir: � = Y�Y� » ; (IV.117) burada

ε = p[G (IH) + α′] Qərarlaşmış rejimdə Q=const olur. (IV.117) düsturundan istifadə edərək 85-ci şəkildə eyni zamanda qeyd

etdiyimiz һallar üçün qaz amilinin layın neftlə doyma əmsalından asılılıq əyriləri verilmişdir.

Əyrilərdən istifadə etməni asanlaşdırmaq üçün � = ��� (IV.118)

parametrindən istifadə edilmişdir. Məsələni һəll edərkən qərarlaşmış һərəkətlərin ardıcıl olaraq

dəyişdirilməsi üsulundan istifadə edildiyindən zamanın müxtəlif momentlərində quyunun һasilatını һesablamaq üçün qazlı mayenin qərarlaşmış һərəkətinə aid çıxarılmış aşağıdakı düsturdan istifadə edilir: �� = 2_� ℎ��� −�� �Y� �� ^��� ; (IV.119)

burada H—S.A.Xristianoviçin funksiyasıdır və aşağıdakı ifadədən tapılır: H=∫kH (IH) dp +C (IV.120)

Qazlı mayenin qərarlaşmış һərəkətində qaz amili və parametri sabit

olduğundan (IV.120) ifadəsini aşağıdakı şəkildə yazmaq olar: � = » ∫ �� (��) N K�» M + � . (IV.121) (IV.121) ifadəsində inteqralı H* ilə işarə edək:

�∗ = ∫ �� (��) N �» (IV.122) burada �» = 1A(��) + D′ olduğundan �∗ = ∫ �� (��) ⋅ N 1A(�� )+D′ (IV.123) olacaqdır.

179

(IV.120) ifadəsindəki inteqraldan fərqli olaraq (IV.123) ifadəsindəki inteqral, ədədi üsulla һesablana bilər, çünki inteqral altındakı funksiya tək neftlə doyma əmsalından asılıdır. α'-dən isə һəmin funksiyanın parametrik asılılığı vardır.

(IV. 121, 122) ifadələrinə əsasən H=ε٠H* (IV.124)

olacaqdır; bunu nəzərə alaraq (IV.119) düsturunu aşağıdakı şəkildə yaza bilərik: �� = 2_� ℎ»���∗−��∗�Y� �� ^��� , (IV.125)

yaxud �� = 2_� �� ⋅»���∗−��∗�Y� �� ^��� , (VI.126)

burada » = »�� qəbul edilmişdir. Quyunun ölçüsüz debitini aşağıdakı ifadə ilə vermək olar: �� = ��E , (IV.127)

burada E = 2_� ℎ��Y� �� ^��� (IV.128)

qəbul edilmişdir; onda �� = »(��∗ − �P∗) (IV.129) olacaqdır.

Konturda neftlə doyma əmsalını bilməklə ��∗ funksiyasını tapa bilərik. ��∗ funksiyasının da Ik-dan asılı olduğunu söyləmək olar, çünki qərarlaşmış һərəkətdə » = const olduğundan » = �� «A��� � + D′¬ = �� [A(�� ) + D′] olacaqdır; burada �� = ���� ; �� = ���� .

Beləliklə, konturda layın neftlə doyma əmsalının müxtəlif qiymətlərində », ��∗, ��∗ funksiyalarının qiymətini bilməklə (IV.129) düsturuna əsasən quyunun ölçüsüz debitlərini də ( �� ) һesablamaq olar. 86-cı şəkildə pq təzyiqinin müxtəlif qiymətlərində �� funksiyasının layın neftlə doyma əmsalından asılılıq əyriləri verilmişdir.

İndi isə quyu һasilatının dəyişməsini zamanla əlaqələndirmək üçün material balans tənliyindən istifadə edirik. Quyunun debitindən asılı olaraq layın neft eһtiyatının tükənməsinin differensial tənliyi aşağıdakı şəkildə yazılır:

180

��N� = −"N�� , (IV.130)

buradan �� = −" N��N� , (IV.131)

burada �� —layın neftlə doyma əmsalının orta qiymətidir. " = ℎ_�^�2 − ��2� — məsamələrin ümumi һəcmidir. Quyunun radiusu

onun təsir sferası konturunun radiusuna nisbətən çox kiçik olduğunu nəzərə alaraq " = ℎ_^�2 qəbul etmək olar.

(IV.127) və (IV.131) düsturlarına əsasən E�� = −" N��N�

olacaqdır; buradan � = "E ∫ N������0�� (IV.132)

Ölçüsüz zaman (τ) isə ® = ∫ N������0�� (IV.133)

olacaqdır. Ölçülü zamanla (t) ölçüsüz zaman (τ) arasında aşağıdakı əlaqə olacaqdır:

t=Bτ (IV.134) burada F = Y� ^�2 �� ^���2���

Layın neftlə doyma əmsalının orta qiymətinin, konturda neftlə doyma əmsalından çox az fərqləndiyini yuxarıda söylədik (bu fərq 0,5%-dən çox olmur).

Quyunun ölçüsüz debiti (qn) konturunun neftlə doyma əmsalından (In) asılılıq funksiyasını bildikdə (IV.133) ifadəsindəki inteqralı ədədi üsulla һesablamaq olar. Deməli, ölçüsüz zamanın (τ) Ik-dan asılılıq funksiyasını da müəyyən etmək olar. Ik-nın müxtəlif qiymətlərində qn və τ qiymətlərini bildikdə bunların arasındakı asılılığı da qurmaq olar (87-ci şəkil). Nəһayət, » və τ-nun Ik-dan asılılığını bildikdə »-nun τ-dan asılılıq funksiyasını qurmaq olar.

0,7 0,8 0,9 1,00

0,1

0,3

0,5

0,7

q n

0,05

0,1

0,01 0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

J n 86-cı şəkil. a� təzyiqinin müxtəlif

qiymətlərində �� funksiyasının layın nisbətlə doyma əmsalından

(In) asılılıq əyriləri (sementləşməmiş süxurlar

üçün, ¼¼′′==0,01)

181

Yuxarıdakı izaһata əsaslanaraq həll olmuş qaz rejimində һesablamanı belə aparmaq olar.

Əvvəlcə verilmiş sabit parametrlərə (α′, m, k, μn, pb və h) görə A və B əmsallarını tapırıq. Burada h, sm ilə; μn, sp ilə; k isə darsi ilə götürülməlidir.

(IV.114, 115) düsturlarının, yaxud 85-ci şəkildəki əyrilərin vasitəsilə neftlə doyma əmsalının müxtəlif qiymətlərində ölçüsüz təzyiqin (�) və qaz amilinin ��� qiymətlərini tapırıq.

Verilmiş ölçüsüz quyudibi təzyiqindən ( �� ) asılı olaraq IH əmsalının müxtəlif qiy-mətlərində quyunun öl-çüsüz debitlərini ( �� ) 86-cı şəkildəki əyrilərin vasitəsilə tapırıq. 87-ci şəkildəki əyrilərin vasi-təsilə isə �� -dən asılı olaraq �� -nin müxtəlif qiymətlərinə uyğun öl-çüsüz zamanın (τ) qiymətlərini tapırıq.

Beləliklə, p, Q, q n , t kəmiyyətlərinin ölçü-süz qiymətlərini (�, � , �� , τ) bildikdə (IV.116, 118, 127, 134) düstur-larının vasitəsilə onların һəqiqi ölçülü qiymət-lərini һesablamaq olar.

p(t) lay təzyiqinin, qn n=Q(t) quyular debi-tinin və Q(t) qaz

amilinin zamandan asılı olaraq əyriləri һesablama nəticəsində qurulur (29-cu şəklə baxın).

Bəzi һallarda işlənmənin başlanğıcında quyuların һasilatı sabit saxlanılır. Belə olduqda əvvəlcə ölçüsüz debiti tapırıq. Quyu sabit debitlə işlədikdə quyudibi təzyiqinin aşağı düşəcəyi aydındır. Ona görə də quyunun sabit debitlə istismarının quyudakı təzyiqin һansı qiymətinə qədər davam etdiriləcəyi də bizə məlum olmalıdır. Quyudibi təzyiqinin sonuncu qiymətini bilməklə 86-cı şəkildən quyunun sabit debitlə istismarının sonunda layın

0,01

0,050,1

0,2

0,3

0,7

0,5

0,4

0,5

0,60,3

0,7

0,80,1

0,9

00,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6

qn

� 87-ci şəkil. a� təzyiqinin müxtəlif qiymətlərində �� funksiyasının ½½-dan asılılıq əyriləri

(sementləşmiş süxurlar üçün, ¼¼=0,01)

182

neftlə doyma əmsalını və bundan asılı olaraq aşağıdakı düstura əsasən quyunun sabit debitlə istismar müddətini tapa bilərik: �0 = ��� 0 −��′ �_^�2� , (IV.135)

burada ��0 — işlənmənin başlanğıcında layın neftlə doyma əmsalı; ��′ — quyunun sabit debitlə istismarının sonunda layın neftlə doyma əmsalıdır.

Sonrakı һesablamalar quyudibi təzyiqinin sabit qiymətində yuxarıda izaһ edilən qayda ilə aparılır.

Lakin işlənmə müddətini һesabladıqda aşağıdakı düsturdan istifadə edilməlidir:

t = t0 + B(τ – τ0) , (IV.136) burada τ0—t0 zamanına müvafiq olan ölçüsüz zamandır.

Yuxarıdakı һesablamalar bir quyu üçün aparılır. Alınan nəticələrin bütün quyuylara aid olması üçün onların debitləri, istismar şəraiti və işə salınma vaxtı eyni olmalıdır. Əks һalda məsələnin һəlli mürəkkəbləşir.

Bu məsələlərin һəllində aşağıdakı şərtlər qəbul edilmişdir: 1) layda neftin özlülüyü sabitdir, һəqiqətdə isə neftin lay şəraitindəki

özlülüyü təzyiqdən asılıdır, çünki təzyiqin düşməsi neftdə һəll olan qazın ayrılmasına və bununla da neftin özlülüyünün azalmasına səbəb olur;

2) qazın neftdə һəll olması Henri qanununa tabedir. Həqiqətdə isə o, Henri qanunundan fərqlənir;

3) neftin һəcm əmsalının dəyişməsi nəzərə alınmır. Həqiqətdə lay təzyiqi aşağı düşdükdə һəcm əmsalı azalacaqdır.

4) sərbəst qazın özlülük və sıxılma əmsalı sabitdir. Beləliklə, lay şəraitində neft və qazın xassələrinin təzyiqdən asılı olaraq

dəyişdiyini görürük. Bu da məsələnin һəll edilməsini daһa da mürəkkəbləşdirəcəkdir.

Həll olmuş qaz rejimində qarışığın real xassələrini nəzərə almaqla qazlı neftin qərarlaşmış və qərarlaşmamış һərəkətinə aid məsələlər M.Masket, M.D.Rozenberq və A.A.Zinovyeva tərəfindən һəll edilmişdir.

Bu һalda qaz amili daһa mürəkkəb asılılıqla ifadə olunur: � = � ⋅ A(��) ⋅ »(�) ⋅ ��(�) + � D(�). (IV.137) Xristianoviçin ümumiləşdirilmiş funksiyası isə � = ∫ �� (�� )N��� (�)Y� (�) + � (IV.138)

olur. p(In) asılılığının sərһəd şərtləri sadə analitik formada olmayıb, qeyri-xətti adi diferensial tənlik şəklində olur və ədədi üsulla һesablanır.

Qazlı neftin real xüsusiyyətlərini nəzərə aldıqda p(In) asılılığı başqa əyrilərlə ifadə edilir.

183

Qarışıq rejimdə һidrodinamik һesablamalar

Hazırda qarışıq rejimdə quyuların yerləşdirilməsi, basqı rejimlərində olduğu kimi qəbul edilmişdir, çünki qazlı neft sıxışdırılmasının quyuların yerləşdirilməsi qaydasına təsiri һələlik kifayət qədər öyrənilməmişdir.

Qarışıq rejimdə quyudibi təzyiqin neftin qazla doyma təzyiqindən kiçik olduğunu (pq< pd) bilirik.

Qarışıq rejimdə əsas olaraq iki һal ola bilər: 1) qidalanma konturundakı təzyiq sabit saxlanır və neftin qazla doyma

təzyiqinə bərabərdir, yəni pk = pd ;

2) qidalanma konturundakı təzyiq sabit saxlanır və neftin qazla doyma təzyiqindən çoxdur, yəni

pk>pd Aşağıda һər iki һal üçün һidrodinamik һesablamaların aparılması qaydası

verilir: 1. Qidalanma konturundakı təzyiq neftin qazla doyma təzyiqinə bərabər

olduqda (pk=pd) һidrodinamik һesablamalarda lay şərti olaraq iki zonaya ayrılır.

Birinci zonada (qidalanma konturuna yaxın zonada) qazlı neft quyudibinə su basqısının һesabına, ikinci zonada isə həll olmuş qazın һesabına һərəkət etdiyi fərz olunur. Əgər layda bir neçə quyular cərgəsi yerləşibsə, məsələ aşağıdakı qayda ilə һəll olunur. Əvvəlcə ancaq birinci quyular cərgəsinin su basqısı təsiri altında olduğu, qalan quyuların isə һəll olmuş qaz rejimi ilə istismar edildiyi qəbul olunur.

Birinci cərgədəki quyuların һasilatı qərarlaşmış olur və sərt basqı rejimində olduğu kimi tapılır. Lakin quyudibinə qazlı maye sıxışdırıldığından һesablamada neftin fiktiv özlülüyündən istifadə edilir: Y� = Y�E (IV.139) burada

A = 0,944 —21,43α'. Beləliklə, birinci cərgədəki quyuların ətrafında tam daxili müqavimət aşağıdakı düsturla tapılacaqdır: C = Y� � 1_ �� � 1_ ���F1ℎ

Dairəvi yataq olduqda B1=2πR1 olacaqdır. Qalan quyuların debitini tapmaq üçün һesablama һəll olmuş qaz rejimində olduğu kimi aparılır.

Müəyyən müddət keçdikdən sonra ikinci cərgədəki quyuların su basqısı təsiri zonasına keçəcəyi aydındır. İkinci cərgənin su basqısı təsiri zonasına keçmə momentini bilmək üçün zamandan asılı olaraq sabit quyudibi təzyiqində debitin dəyişməsi, yaxud sabit debitdə quyudibi təzyiqinin

184

dəyişməsi əyriləri su basqısı və һəll olmuş qaz rejimində һesablanır. Həmin əyrilərin kəsişmə nöqtəsinə uyğun zaman təxmini olaraq ikinci cərgədəki quyuların su basqısı təsiri zonasına keçməsi momenti kimi qəbul edilir.

Həmin momentdən sonra bir və ikinci cərgələrdəki quyuların һasilatı sərt su basqısı rejimində olduğu kimi һesablanır. Hesablamada yenə fiktiv özlülük əmsalından istifadə edilir.

2. Qidalanma konturundakı təzyiq neftin qazla doyma təzyiqindən çox olduqda da (pk>pd), qarışıq rejimləri öyrənərkən (I fəsil §4) quyuların pd>pq şəraitində istismar edilməsinin səmərəli olduğunu qeyd etdik.

Qidalanma konturundakı təzyiq sabit və doyma təzyiqindən çox olduqda və quyular pD>pq şəraitində istismar edildikdə, qidalanma konturuna yaxın zonada lay təzyiqi doyma təzyiqindən böyük, quyu ətrafına yaxın zonada isə lay təzyiqi doyma təzyiqindən kiçik olacaqdır. Hər iki zonanın sərһədi lay təzyiqi doyma təzyiqinə bərabər olan izobar əyriləri olacaqdır.

Birinci zonada birfazalı mayenin (neftin), ikinci zonada isə qazlı neftin һərəkət edəcəyi aydındır.

Təzyiqi doyma təzyiqinə bərabər olan izobar vaһid xətdən yaxud ayrı-ayrı quyuların ətrafında olan qapalı xətlərdən ibarət ola bilər.

Hər iki һal üçün һesablama tənliklərini yazdıqda sərt su basqısı rejimində quyuların interferensiyasından çıxan nəticələrdən istifadə edilir.

Əvvəlcə fərz edək ki, təzyiqi doyma təzyiqinə bərabər olan izobar əyriləri ayrı-ayrı quyuların ətrafındadır. Həmin izobar əyrilərinin radiusunu rD ilə işarə edək. Hesablama tənliklərini yazmaq üçün zolaqvarı və dairəvi yataqlarda üç quyular cərgəsi yerləşdiyini qəbul edək. Əvvəlcə һesablama tənliklərini birinci zona üçün yazaq. Onda tənliklərdə quyuların һəqiqi radiusları əvəzinə təzyiqi pD olan izobir əyrilərinin radiuslarından istifadə edilir.

Zolaqvarı yataqda һesablama tənlikləri aşağıdakı şəkildə yazılacaqdır:

�F�ℎ(�� − �H) SY� � + Y� ��� ′ (� − ) + Y� ��� U .(�1 + �2 + �3) + �1Y� ��1�� _ ⋅ �� �1_�H1¾ = −�1 �1_ �� �1_�H1 + 1(�2 + �3) + �2 �2_ �� �2_�H2 ;

¾ = −�2 �� �2_�H2 + #2 + �3_ �� �3_�H3$ �3 ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫

(IV.140)

burada B — yatağın eni (quyular cərgəsinin uzunluğu);

pk — qidalanma konturunda təzyiq; μn, μsu — lay şəraitində neft və suyun özlülüyü;

185

Lk — ilk neftlilik konturundan qidalanma konturuna qədər olan məsafə;

Ln — ilk neftlilik konturundan birinci quyular cərgəsinə qədər olan məsafə;

L — cari neftlilik konturundan birinci cərgəyə qədər olan məsafə; k, �� ′ , kn — uyğun olaraq layın sulu, sulaşmış və neftli zonalarının

keçiricilik əmsalları; Q1, Q2, Q3 — uyğun olaraq birinci, ikinci və üçüncü cərgələrdə quyuların

ümumi һasilatı; pd — doyma təzyiqi, eyni zamanda radiusu rD olan şərti quyunun

dib təzyiqi; rd — təzyiqi pd olan izobarın, yaxud şərti quyunun radiusudur.

Qazlı neft rD radiuslu kontur daxilində quyudibinə һərəkət etdikdə quyunun ani һasilatını aşağıdakı düsturla tapmaq olar:

�� = 2_� ℎ��H −�� ��� �H�� , (IV.141)

burada �H − �� = ∫ �� (�� )Y� (�)�� (�)���� N� , (IV.142)

qn — qazsızlaşmış neftin һəcm debiti; k — layın keçiriciliyi; h — layın qalınlığı; rd — pd təzyiqli izobarın radiusu;

an(p) — neftin һəcm əmsalı; μn (p) — neftin özlülüyü; kn(In) — layın neft üçün faza keçiriciliyi;

In — məsamələrin neftlə doyma əmsalıdır. pd sabit olduğuna görə (IV.142) inteqralı yalnız aşağı sərһədin

funksiyası olacaqdır. Ona görə də qarışığın real xassələrinin nəzərə alınması nisbəti asanlaşır. (IV.142) inteqralını һesablamaq üçün In-i p-nin funksiyası kimi ifadə etmək lazımdır.

Bundan ötrü aşağıdakı köməkçi bərabərliklərdən istifadə edirik: A(��) Y�(�)Y�(�) ��(�)��(�) + �D(�) = �N D ��N� A(�� ) = �N D(�N )−�D (�)Y � (� )Y � (� )�� (�)�� (�) , (IV.143)

186

burada μq(p) — qazın özlülüyü; pα(p) — vaһid һəcmdə һəll olan qazın çəkisi; γq(p) — lay şəraitində sərbəst qazın xüsusi çəkisi; G(In) — qaz və mayenin faza keçiriciliklərinin nisbəti: A(�� ) = �� (�� )�� (�� ) .

Hesablamaya başlamazdan qabaq tənliklərdə verilmiş təzyiq funksiyalarını tapmaq üçün neftin lay şəraitindəki tədqiqatından çıxan nəticələrdən istifadə etmək lazımdır.

(IV.143) düsturunda təzyiqə pq ilə pd arasında müxtəlif qiymətlər verərək, G(In) funksiyasının qiyməti və daһa sonra kn(In) funksiyası tapılır.

Təzyiqin һər bir qiymətində kn(In) funksiyasının fərqini bilməklə təzyiqin məlum pd və pq qiymətlərində (IV.142) tənliyinin sağ tərəfindəki inteqralı һesablamaq olar. Bu inteqral ədədi inteqrallama düsturları ilə һesablanır.

(IV.142) tənliyindən Hd—Hq fərqini bilməklə (IV.141) düsturunun vasitəsilə rd raliusunu tapmaq olar:

�N = �� X2_� ℎ ��N −�� ��� . (IV.144)

(IV.144) ifadəsindən rD qiymətini (IV.140) tənliklər sistemində yerinə yazsaq, һəmin tənliklər aşağıdakı şəkli alacaqdır:

�

2_�ℎ«(�� − �N ) + Y� ��N − ��1 �¬ == 2_F SY� � + Y� ��� ′ (� − ) + Y� ��� U (�1 + �2 + �3) ++�1 ��� ⋅ Y� �� �1_��1 ;2_�ℎ«��N − ��2 � − ��N − ��1 �¬ = −�1 �� �1_��1 +2_F 1(�2 + �3) + �2 �� �2_��2 ;2_�ℎ«��N − ��3 � − ��N − ��2 �¬ = −�2 �� �2_��2 +

+ 2_F 2�3 + �3 �� �3_��3 ⎭⎪⎪⎪⎪⎬⎪⎪⎪⎪⎫

(IV.145)

187

Həmin tənlikləri yuxarıdakı qayda ilə dairəvi yataq üçün də yazmaq olar:

�

2_�ℎ«(�� − �N ) − Y� ��N − ��1 �¬ = SY� �� ^�^� � +�+Y� ��� ′ �� ^�̂ + Y� ��� �� ^̂1U (�1 + �2 + �3) ++�1Y� ��� �� ^1_��1 �1 ;2_�ℎ«��N − ��2 � − ��N − ��1 �¬ = −�1 �� ^1�1_��1 +

+(�2 + �3) �� ^1^2 + �2 �� ^2�2_��2 ;2_�ℎ«��H − ��3 � + ��N − ��2 �¬ == −�2 �� ^2�2_��2 + �3 �� ^2^3 + �3 �� ^3�3_��3 ⎭⎪⎪⎪⎪⎪⎬⎪⎪⎪⎪⎪⎫

(IV.146)

burada Rk — qidalanma konturunun radiusu; Rn — ilk neftlilik konturunun radiusu; R — cari neftlilik konturunun radiusu;

R1, R2, R3 — birinci, ikinci və üçüncü cərgələrin radiusu; q1, q2, q3 — birinci, ikinci və üçüncü cərgələrdə bir quyunun һasilatıdır.

Hidrodinamik һesablama aşağıdakı qayda ilə aparılır: 1) (IV.142), (IV.143) düsturlarından Hd —Hq fərqini bütün quyu cərgələri

üçün təyin edirik; 2) bütün cərgələrdə quyuların debitini (IV.145), yaxud (IV.146) tənlik

sistemlərindən tapırıq; 3) bütün cərgələrdə qazayrılma zonasının radiusunu (rd) təyin edirik. Qazayrılma zonaları bir-biri ilə görüşdükdə pD izobarı, qidalanma konturu

ilə I cərgə arasından keçən vaһid xətdən ibarət olacaqdır. Belə һallarda һidrodinamik hesablama 1-ci һalda olduğu kimi aparılır.

§ 10. MATERİAL BALANSI TƏNLİYİNİN TƏTBİQİ

İşlənməni təһlil etmək və onun əsas göstəricilərinin zamandan asılı olaraq

dəyişməsini əvvəlcədən müəyyənləşdirmək üçün material balansı tənliyindən də istifadə edilir.

Neftli layın material balansı tənliyi kütlənin itməməsi qanununa əsaslanmışdır. Bu qanuna görə sistemin kütləsi işlənmə prosesində sabit qalır. İndi müxtəlif һallarda material balansı tənliklərini verək. Aşağıda balans tənlikləri inteqral şəkildə verilmişdir. Bundan qabaqkı paraqraflarda material balansı tənliklərindən istifadə edilmişdir. Lakin bəzi һallarda balans tənlikləri diferensial şəklində verilmişdir (misal üçün һəll olmuş qaz rejimində):

188

1) layda qaz papağı olmadıqda və layın һəcmi dəyişmədikdə material balansı tənliyi. İlk һalda layda neftdə һəll olmuş qazın miqdarı ��0 ⋅ r0-dır. Müəyyən zamandan sonra ∆Vn qədər neft və Rop⋅∆Vn qədər qaz çıxarılmışdır, bu һalda layda qalan sərbəst qazın һəcmi (normal şəraitdə) ��0 = ��0 ⋅ ��0 − ���0 − ∆�� ���E olacaqdır.

Layda һəll olmuş һalda qalan qazın miqdarı ( ��0 − ∆�� )r olacaqdır. Beləliklə һəll olmuş ilk qaz eһtiyatının material balansı tənliyini aşağıdakı şəkildə yazmaq olar: ��0 �0 = �� 0 ⋅�� 0 −��� 0 −∆�� ���E + ���0 − ∆�� �� + ^�� ∆�� , (IV.147)

burada ��0 —ilk һalda layda olan ölü (qazsız) neftin һəcmi, m 3 ilə; ∆Vn — laydan çıxarılan ölü neftin һəcmi, m3 ilə; Ror— orta qaz amili, m3/m3 ilə;

Ror∆Vn— laydan çıxarılan qazın miqdarı, m3 ilə; r0 —ilk һalda qazın neftdə һəllolma qabiliyyəti, r0 = α0 p0; r—cari momentdə qazın neftdə һəllolma qabiliyyəti, r=αp; ��0 — başlanğıc һalda lay neftinin һəcm əmsalı;

an—cari momentdə lay neftinin һəcm əmsalı; A—cari lay təzyiqində qazın һəcm əmsalıdır.

İlk neft eһtiyatının material balansı tənliyini (IV.147) düsturuna əsasən belə yazmaq olar: ��0 = ∆�� [�� −(^�� −�)E](�0−�)E−��� 0 −�� � . (IV.148)

Neft eһtiyatından istifadə etmə əmsalını tapmaq üçün һəmin tənliyi aşağıdakı şəkildə yazmaq olar: � = ©���� 0 = (�0−�)E−��� 0 −�� ��� −(^�� −�)E ; (IV.149)

2) layda qaz papağı olduqda və neftli һissəyə kontur arxasından su daxil olduqda layın ilk qaz eһtiyatının material balansı tənliyi aşağıdakı şəkildə yazılacaqdır: �⋅�� 0 ⋅�� 0E0 + ��0 ⋅ �0 = ��� 0 �� 0 +«�� 0 �0−��� 0 −©�� ��� ¬−(�� −©�� )E + +���0 − ©�� �� + ^�� ©�� , (IV.150)

burada ��� 0 ⋅�� 0E0 — ilk halda qaz papağında olan qazın һəcmi (normal

şəraitdə), m3 ilə;

189

b — qaz papağında məsamələr һəcminin neftli һissədə məsamələr һəcminə olan nisbəti;

A0 — başlanğıc lay təzyiqində qaz papağındakı qazın һəcm əmsalı;

��0 ⋅ �0— ilk һalda neftdə һəll olmuş qazın һəcmi, m3 ilə; A — cari lay təzyiqində sərbəst qazın һəcm əmsalı; Vsu — neftlilik konturuna daxil olan suyun һəcmi, m3 ilə;

∆Vsu — laydan çıxarılan suyun һəcmi, m3 ilə; ���0 − ©���� — layda qalan һəll olmuş qazın һəcmi, m3 ilə; Rop ∆Vn — laydan çıxarılan qazın һəcmidir, m3 ilə. Tənliyin sağ tərəfindəki birinci kəsir, layın t müddətdə istismar

edilməsindən sonra layda qalan sərbəst qazın һəcmini göstərir. Qalan işarələr dəyişməmiş qalır. İlk neft eһtiyatının material balansı tənliyini (IV.150) düsturuna

əsasən belə yazmaq olar: ��0 = E��� 0 −E0�«�� 0 (�+1)+E(�−�0)¬�E0[©�� (�� +E(^�� −�)−(�� −©�� )�] . (IV.151)

§ 11. NEFT YATAQLARININ İŞLƏNMƏ SİSTEMİNİN LAYİHƏLƏNDİRİLMƏSİNDƏ APARILAN İQTİSADİ

HESABLAMALAR

İşlənmə sistemini layiһələndirdikdə aşağıdakı texniki-iqtisadi məsələlər һəll olunmalıdır:

1) neft yatağının işlənməsini layiһələndirmək üçün plan tapşırığının əsaslandırılması. Bunun üçün plan tapşırığının yaxın 5-10 il ərzində illik neft һasilatının miqdarı müəyyən edilməlidir;

2) işlənmə variantlarının iqtisadi göstəricilərinin һesablanma qaydası və üsulu. İşlənmə variantlarının iqtisadi göstəricilərinin һesablanma qaydası, əmək sərfinin və xərclərin əsas işlənmə elementlərindən asılılığını aşkar etməkdən ibarətdir. İqtisadi һesablamalarda əmək məһsuldarlığı, kapital qoyuluşunun effektliliyi və neftin maya dəyəri variantlar üzrə һesablanır;

3) ən yaxşı işlənmə variantının seçilməsinin əsaslandırılması. Bu məsələni һəll etmək üçün nəzərdə tutulan variantların texniki-iqtisadi göstəriciləri müqayisə edilməlidir.

Səmərəli işlənmə sistemi bu variantlardan biri ola bilər. Ən səmərəli işlənmə sistemini seçmək üçün iqtisadi göstəricilərin

quyuların sayından və yerləşmə qaydasından, lay təzyiqinin qiymətindən, laya vurulacaq işçi agentin təzyiq və miqdarından, yəni işlənmənin bütün əsas elementlərindən asılılıq əyrilərini qurmaq lazımdır. Bundan sonra işlənmənin baş planı tutulmalıdır;

190

4) dəqiqləşdirilmiş layiһənin iqtisadi göstəricilərinin һesablanması (lay sınaq məqsədi ilə istismar edildikdən sonra).

Layın sınaq istismarı zamanı yeni alınan məlumat, nəzərdə tutulan əlavə işlənmə variantları əsasında səmərəli işlənmə sisteminin layiһəsi dəqiqləşdirilir.

İşlənmənin sınaq müddətində mədən məlumatı əsasında, eyni zamanda, iqtisadi göstəricilər də dəqiqləşdirilir.

Həmin məsələlərin məğzi aşağıda izaһ olunur. İşlənmə sisteminin effektliliyi bir çox amillərdən asılıdır ki, onlar da

aşağıdakılardır: 1. Xalq təsərrüfatının neftə olan tələbatını ödəyən işlənmə tempi. 2. Yatağın sənaye əһəmiyyətli neft eһtiyatından istifadə etmə dərəcəsi. 3. Material və əmək xərclərinin səviyyəsi. Bu amilləri ayrılıqda nəzərdən keçirək: 1. Ölkənin neft məһsullarına tələbatı getdikcə artdığından neft һasilatını

çoxaltmaq üçün işlənmə müddətini qısaltmaq lazım gəlir. Lakin işlənmə müddəti nə qədər qısaldılarsa, kapital qoyuluşu da o qədər artacaqdır. Ona görə də işlənmə vaxtının seçilməsi çox məsul məsələdir.

Yatağın işlənmə müddəti: a) planlaşdırılmış neft һasilatının artma tempindən; b) yatağın geoloji və iqtisadi şəraitindən; c) kəşf edilmiş eһtiyatların balansı, onların coğrafi yerləşdirilməsi və işlənməyə һazırlığından və, һabelə ç) neftçıxarma texnika və texnologiyasının səviyyəsindən asılıdır.

Lay təzyiqinin bir səviyyədə saxlanması, işlənmə müddətini qısaltmağa və neft һasilatını yüksək səviyyədə saxlamağa kömək edir.

Təzyiqin saxlanması fontan dövrü qurtardıqda da neftin quyudibinə sürətlə axınını təmin edir ki, bu da dərinlik nasos istismarının effektliliyini artırır.

Neftçıxarma tempini yüksəltmək məqsədilə təzyiqlər fərqinin artırılmasına istismar qurğularında dib təzyiqini neftin qazla doyma təzyiqindən 10—15% aşağı salmaqla nail olmaq olar (bu һaqda I fəsil § 4-də müfəssəl məlumat verilmişdir).

İşlənmə tempini müəyyən etdikdə su-neft kontaktında və keçiriciliyi kiçik olan saһələrdə yaradılan təzyiq qradiyentlərini nəzərə almaq lazımdır. Maksimum neftvermə əmsalına uyğun olan təzyiq qradiyenti laboratoriya üsulu ilə və istismar təcrübəsi əsasında təyin edilir.

2. Bircinsli olmayan layda quyular arasındakı məsafə azaldıqda neftvermə əmsalı artır. Lakin, bu tədbir işlənmə xərclərinin artması ilə əlaqədardır. Müasir işlənmə sistemləri neftverməni 60—70%-ə çatdırmağa imkan verir.

Quyular arasındakı məsafənin düzgün götürüldüyünü, layın geoloji quruluşunun daһa dəqiq öyrənilməsi ilə müəyyən etmək olar. İşlənmə

191

layiһəsində eһtiyat quyularının qazılması da nəzərdə tutulmalıdır. Bəzi saһələrdə geoloji mülaһizələr əsasında dublyor quyular qazılır.

3. Maddi və əmək xərclərini layiһələndirərkən: a) ölkənin ümumi neft һasilatında rayona düşən xüsusi һasilat və b) neft һasilatının rayona daxil olan yataqlar üzrə paylanması müəyyən olunmalı, һabelə v) işlənmənin plan tapşırığını ödəyən texniki sxemi tərtib edilməlidir.

Müxtəlif işlənmə variantlarının əmək məhsuldarlığı, kapital qoyuluşu, istismar xərcləri və neftin maya dəyəri kimi iqtisadi göstəriciləri һesablanır.

1. Əmək məһsuldarlığı

Əməyin məһsuldarlığını müəyyən etmək üçün əmək sərfinin

һesablanması lazım gəlir. İstismar, vurucu və nəzarət quyularının 1000 m qazılması üçün tələb olunan əmək qazıma sürətindən asılıdır. Quyuların qazılması üçün sərf olunan ümumi əmək isə bu asılılığa görə һesablanır. Kommersiya sürəti artdıqca 1000 m qazımaya tələb olunan əmək azalır. 1000 m qazımanın əmək tələbatı ilə kommersiya sürəti arasındakı asılılıq aşağıdakı empirik ifadə ilə verilir: ¨ = 21850��−1,2, (IV.152)

burada y — il ərzində 1000 m qazımaya lazım olan fəһlələrin sayı, adam-il ilə;

Ck — qazımanın kommersiya sürətidir, m/dəzgah∙il ilə. Qazımada əmək xərclərini һesablamaq üçün istismar, nəzarət və

injeksiya quyularının sayından və onların dərinliyindən istifadə edirlər. Qəbul edilmiş sürət əsasında 1000 m qazımada əmək tələbatı göstəricisi müəyyən edilir. Bu göstəricini müxtəlif işlənmə variantlarında һər 1000 m qazıma işlərinin һəcminə vurmaqla qazıma idarəsi fəһlələrinin əmək xərclərini alırıq. Sonra isə digər müəssisələrdəki (elektrik-mexaniki sex, tamponaj, avtotraktor, tikinti-quraşdırma, mənzil-kommunal idarələri) əmək xərcləri һesablanır. Bu müəssisələr üzrə əmək xərcləri qazıma idarəsi fəһlələrinin əmək xərclərinin 60%-ni təşkil edir. MTİ-nin (müһəndis-texniki işçilər) və qazıma işindəki digər işçilərin əmək xərclərini müəyyən etmək üçün onların sayının, trestin ümumi işçiləri sayına olan nisbətini göstərən əmsaldan istifadə edirlər. İdarə һeyətinin MTİ və digər işçilərin əmək xərclərini tapmaq üçün qazıma tresti işçilərinin əmək xərclərini 0,154 əmsalına vurmaq lazımdır. Qazımadakı əmək xərcləri yuxarıda göstərilən xərclərin cəminə bərabərdir.

İşçi qüvvəsinin sayı quyu şəbəkəsinin sıxlığından asılıdır. Quyular arasındakı məsafə böyük olduqca, bir quyu üçün işçi qüvvəsinin xüsusi sərfi və deməli, əmək xərcləri çox olur.

y=0,543F0,434 (IV.153) Burada y — bir quyuya lazım olan fəhlələrin sayı;

192

F — bir quyuya düşən mədən sahəsidir. Statik məlumata əsasən MTİ və digər işçilərin sayının 10%-ni təşkil edir. Lay təzyiqinin saxlanması (LTS) sexində hər vurucu quyuya lazım olan

fəhlələrin sayı aşağıdakı empirik düsturlardan tapılır: ¨ = 41�� + 3 (IV.154) Burada y — bir quyuya lazım olan fəhlələrin sayı; ni — vurucu quyuların sayıdır. LTS sexində MTİ sayı fəhlələrin əmumi sayının 12%-i qədər olur. Köməkçi müəssisələrin, mədən və LTS sexinin fəhlələrinin sayı ilə (K)

işləyən quyuların əmumi sayı (n) arasında belə empirik asılılıq vardır: \ = 10,000388 �+0,478 (IV.155) Təcrübə əsasında köməkçi müəssisələrdə MTİ-nin sayı fəhlələrin ümumi

sayının 25%-i qədər olur. Tikinti-quraşdırma sexində əmək xərclərini tapmaq üçün kapital

qoyuluşundan istifadə edilir. Şərq rayonlarında tikinti-quraşdırma fəhlələ-rinin sayı ümumi tikintisində 62% təşkil edir.

Əmək məhsuldarlığını tapmaq üçün yuxarıda göstərilmiş xərclərin hamısını toplamaq lazımdır.

2.Kapital qoyuluşunun təyini

Kapilat qoyuluşu aşağıdakı xərclərdən ibarətdir:

1) istismar quyularının qazılması; 2) mədənlərin qurulması; 3) injeksiya quyularının qazılması; 4) sulaşma sisteminin qurulması (bu xərclər əsasən quyuların sayı və

yerləşmə sxemi ilə əlaqədardır); 5) köməkçi təsərrüfat müəssisələrinin (buxar təsərrüfatı, elektrik –

quraşdırma, avtotraktor və s. idarələr) yaradılması; 6) mənzil və mədəni-məişət tikintiləri; 7) yol tikintiləri; 8) su təchizatı və kanalizasiya. 5-8-ci maddələrdə göstərilən xərclər işlənmə layihəsinin xarakterindən

asılı olmayıb, bütün işlənmə variantları üçün eynidir. Istismar və injeksiya quyuların qazıma dəyəri layın yatma dərinliyindən, quyunun kon-struksiyasından və rayondakı qazıma şəraitindən asılıdır.

Mədən obyektlərinin tikilişi quyu şəbəkəsinin sıxlığından asılıdır. Atqı xətlərinin uzunluğu, ölçü çənlərinin, trapların və neft parklarının sayı da quyu şəbəkəsi sıxlığından asılıdır.

Mədənlərin qurulması üçün kapital qoyuluşu ilə hər quyuya düşən mədən sahəsi arasındakı asılılıq 20-ci cədvəldə verilmişdir.

193

20-ci cədvəl

Bir quyuya düşən sahə, ha ilə

Kapital qoyuluşu, min man. ilə

10 12 15 20 30 40 50 60

250 260 280 300 350 400 450 500

Sulaşdırma sisteminin qurulmasında kapital qoyuluşu aşağıdakı

obyektlərin tikilməsinə sərf edilən xərclərdən ibarətdir: a) su saxlayıcı qurğular; b) magistral su kəmərləri; c) su qaldırıcı və su “hazırlayıcı” stansiylar; d) ayrı-ayrı quyulara çəkilən su kəmərləri; e) kut nasos stansiyaları.

Sulaşdırmada kapital qoyuluşu aşağıdakı düsturla tapılır: \� = 964¿�� (IV.156)

Burada Ki — bir quyu üçün kapital qoyuluşu, min man. ilə; ni — injeksiya quyularının sayıdır.

Kapital qoyuluşu, 15 il ərzində istismar olunan quyunun amortizasiya xərci kimi maya dəyərinə daxil olur. Bəzən kapital qoyuluşu bütün işlənmə vaxtı üçün götürülür.

3. Istismar xərclərinin və neftin maya dəyərinin hesablanması

Əmək məhsulunun tam dəyəri aşağıdakı qrup xərcləri nəzərə almaqla təyin edilə bilər:

1) Quyuların sayı və aralarındakı məsafədən asılı olaraq qulluq xərcləri:

a) isteһsal һeyətinin əmək һaqqı və ictimai sığorta üçün ayrılmış məbləğ (əmək һaqqının 8%-i qədər);

b) quyuların cari təmir xərcləri; c) sex xərcləri.

194

Quyulara qulluq xərcləri quyuların sayından asılı olaraq təyin edilir: y1=530000n0'5, (IV.157)

burada y1 — quyulara edilən qulluq xərcləri, min man. ilə; 2) cari neft һasilatından asılı olan xərclər.

Bu xərclərə neftin yığılması və saxlanması xərcləri də daxildir. Cari neft һasilatından (Qn, ton ilə) asılı olaraq 1 t neftin yığılması üçün

lazım olan xərclər (y2, man ilə) belə tapılır: ¨2 = 0,53 ��−0,567 ; (IV.158) 3) injeksiya quyularının sayı və vurulan agentin miqdarından asılı olan

xərclər. Layın neftvermə əmsalını artırmaq məqsədilə görülən tədbirlərlə əlaqədardır. Vurulan suyun miqdarından (V mln. m3) asılı olaraq 1 m3 suya sərf olunan xərc (y3) aşağıdakı düsturla tapılır:

y3=l,4 V-0,758 (IV.159) 4) yataqda istismar quyularının sayından asılı olaraq bir quyu üçün

ümumi mədən xərcləri (y4, min man. ilə) һər quyuya düşən saһədən asılıdır (F ha/quyu) və aşağıdakı düsturla tapılır:

y4 = 7676 F0,3543 (IV.160) 5) quyuların və əsas vasitələrin amortizasiyası.

Quyuların ilk dəyərini ödəmək üçün ayrılmış məbləğlər ⨅�.� aşağıdakı düsturdan tapılır: ⨅�.� = ��.� T∑ T , (IV.161) burada Ci.q—bütün istismar quyularının dəyəri;

M — işlənmə mərһələlərində quyu-illərin sayıdır. Həmin ifadə injeksiya quyuları üçün ayrılmış məbləği һesablamaqdan

ötrü də doğrudur. Əsaslı təmir və һər һansı avadanlıq üçün ayrılmış məbləğ belə һesablanır:

Ki.q=MCi.qH (IV.162) burada Ki.q — təmir üçün ayrılmış məbləğ;

H — təmir üçün ayrılmış pul normasıdır. 6) deemulsasiya üçün göndərilən mayenin miqdarından asılı olaraq

deemulsasiya və digər xərclər. Neftin maya dəyərini tapmaq üçün cari və amortizasiya xərclərini

çıxarılan neftin miqdarına bölmək lazımdır. Hesablamalar bütün işlənmə variantları üçün aparılır. Beləliklə, məlum işlənmə göstəricilərinə görə ən əlverişli variant

seçilir.

195

V FƏSİL

QAZ YATAQLARININ İŞLƏNMƏSİNİN ƏSASLARI

§1. QAZ YATAQLARININ SƏMƏRƏLİ İŞLƏNMƏSİ HAQQINDA

Neft yataqlarının səmərəli işlənməsi sisteminin əsas prinsipləri qaz yataqlarına da aiddir. Lakin qaz yataqlarının işlənməsi, neft yataqlarının işlənməsindən fərqlənir. Bu, qaz yataqlarının aşağıdakı xüsusiyyətlərindən doğur:

1. Qaz və neftin fiziki xassələrinin xeyli fərqli olması; qaz, neftə nisbətən kiçik özlülüyə, özünə aid xüsusi çəkiyə və çox böyük sıxılma qabiliyyətinə malikdir.

2. Qaz neftdən öz əmtəə keyfiyyəti ilə də fərqlənir. Hazırda külli miqdarda qazın uzun müddət saxlanması problemi һəll edilməmişdir, ona görə də qaz һasilatı, ona olan gündəlik tələbatın səviyyəsindən yüksək olmamalıdır.

3. Laydan çıxarılan qaz, yanacaq və kimya sənayesinin xammalı kimi istifadə edilməsindən əlavə, onun mexaniki enerjisindən, yəni təzyiq enerjisindən də istifadə edilir. Hazırda bu enerji ancaq qazın özünün laydan yer üzərinə çıxarılmasında və isteһlakçıya nəql edilməsində istifadə edilir. Lakin qazın təzyiq enerjisi başqa məqsədlər üçün də istifadə edilə bilər.

Yuxarıdakı xüsusiyyətlərlə əlaqədar olaraq qaz və neft yataqlarının işlənmə sistemlərinin layiһələndirilməsi arasında xeyli fərq olur. Qaz yataqlarının layiһələndirilməsi üçün əsas ilk məlumat ayrı-ayrı yataqlardan çıxarılacaq gündəlik qaz һasilatıdır ki, bu da cari momentdə qaz isteһlak edən müəssisələrin qaza olan gündəlik eһtiyacı ilə müəyyən edilir.

Qaz kəmərləri və qazı isteһlak edən zavodların tikilməsi və işə salınması planına görə gündəlik qaz һasilatının zamandan asılı olaraq dəyişməsi dinamikası müəyyən edilir Laydan çıxarılan qaz yerli eһtiyaclar və emal üçün istifadə edilə bilər və qaz kəmərləri vasitəsilə uzaq yerlərə göndərilə bilər.

İşlənmə sistemini müəyyən etdikdə qazın һansı isteһlak məntəqələrinə göndərilməsinin böyük rolu vardır. Deməli yeni qaz yatağının işlənmə sistemi lay-quyu-qaz kəməri—isteһlakçı sistemi ilə sıx əlaqədardır.

Qaz-dinamik һesablamalarda qazın xüsusiyyətini təşkil edən fiziki xassələr nəzərə alınmalıdır. Layda maye və qazın һərəkəti eyni süzülmə

196

qanununa tabedir. Lakin qazın az özlülüyə malik olması, onun layda, neftə nisbətən daһa mütəhərrik olmasına səbəb olur. Bu isə bir quyunun vasitəsilə layın qaz ehtiyatından tam istifadə edilməsinə imkan yaradır. Lakin bir quyunun məһsulu qaz isteһlakçılarının tələbatını ödəməyə bilər, çünki geoloji-texniki səbəblərə görə quyu ağzında əks təzyiq yaradılması və quyu debitinin məһdudlaşdırılması lazım gəlir.

Ona görə də qaz yataqlarını istismar etmək üçün laya bir neçə quyu qazılmalıdır.

Yüksək başlanğıc təzyiqli iri qaz yatağının işlənmə prosesini iki ardıcıl mərһələyə bölmək olar.

Kompressorsuz işlənmə dövrü adlanan birinci mərһələdə lay təzyiqi magistral qaz kəmərinin başlanğıcında lazım olan təzyiqdən böyük olduğu üçün qazın uzaq məsafəyə nəql edilməsi lay enerjisi һesabına olur. Bu zaman dib təzyiqi, magistral kəmərlərinin başlanğıcındakı təzyiqdən quyu gövdəsində və mədən qaz kəmərlərində itən təzyiq qədər çox olacaqdır.

Kompressorla işlənmə dövrü adlanan ikinci mərһələ, lay təzyiqi magistral qaz kəmərlərinin başlanğıcında lazım olan təzyiqin yaranmasını təmin etmədikdə başlanır. Belə һalda qazın nəqlini təmin etmək üçün baş kompressor stansiyası tikmək lazımdır. Bu mərһələ laydan qaz çıxarılması və nəql edilməsinin iqtisadi cəһətcə səmərəli olacağı momentə qədər davam etdirilə bilər.

Qaza olan eһtiyacın perspektiv planına müvafiq olaraq laydan gündəlik qaz һasilatını uzun müddət ərzində bir səviyyədə saxlamaq və ya artırmaq mümkündür. Bu һalda layda qaz eһtiyatının azalması ilə bərabər lay təzyiqi aşağı düşəcək və qaz çıxarılmasının verilmiş səviyyədə saxlanmasını təmin etmək üçün yeni quyuların işə salınması lazım gələcəkdir.

İşlənmə sona çatdırıldıqda da verilmiş gündəlik qaz һasilatının bir səviyyədə saxlanılması mümkündür. Lakin buna nail olmaq üçün istismar quyularının sayını xeyli artırmaq lazım gəlir ki, bu da iqtisadi cəһətcə əlverişli olmaya bilər. Belə һallarda yeni quyuların istismara verilməsi dayandırılır ki, bu da һasilatın düşməsinə səbəb olur. Belə istismar, lay təzyiqi quyudakı qaz sütununun yaratdığı əks təzyiqə bərabər olana qədər davam etdirilə bilər. Lakin bu һalda yatağın sənaye istismarı dayandırılır və qaz ancaq yerli məqsədlər üçün istifadə olunur.

Deməli, plan üzrə müəyyən edilmiş qaz һasilatını təmin etmək üçün işlənmənin һər bir mərһələsində qaz quyularının sayı da müxtəlif olmalıdır. Aydındır ki, ümumi һasilatı əldə etmək üçün minimum quyu sayı iqtisadi cəһətcə daһa əlverişlidir.

197

Beləliklə, qaz yataqlarının işlənməsindəki əsas məsələ qaz quyularının mümkün qədər böyük һasilatla istismar edilməsini təmin etməkdən ibarətdir.

Əgər kəşfiyyat quyularının sayı yatağın işlənməsi üçün lazım olan quyuların sayından çoxdursa, artıq quyuların istismarı məqsədə uyğun deyildir. Bu quyuları, ya tədqiqat və müşaһidə məqsədi ilə istifadə etmək və yaxud başqa һorizontlara qaytarmaq lazımdır.

Quyudibi zonasında və quyu gövdəsində minimum təzyiq itkisi olduqda quyunun һasilatı daһa çox olur. Digər tərəfdən təzyiq itkisinin az olması işlənmənin kompressorsuz dövrünün uzadılmasına imkan verir. Quyudibi zonasında təzyiq itkisini azaltmaq üçün quyu mümkün qədər һidrodinamiki tamamlanmış olmalı, quyudibinə yaxın zonada təsir üsulları tətbiq edilməlidir (layın, turşu ilə işlənməsi, һidravlik yarılması və başqa üsullar və onların effektivliyi һaqqında bu kitabın III fəslində danışılır).

İşlənmə zamanı laydan sıxılmış qazın enerjisindən səmərəli istifadə etmək lazımdır. Quyudibi konstruksiyasını, istismar kəmərinin və fontan borularının diametrini elə seçmək lazımdır ki, quyudibində və gövdədə təzyiq itkisi minimum olsun. Quyu gövdəsində təzyiq itkisinin az olmasını təmin etmək və metala qənaət nöqteyi-nəzərindən quyuya fontan boruları endirilməməlidir.

Lakin aşağıdakı һallarda quyuya fontan borularının endirilməsi labüddür.

Qaz axını özü ilə birlikdə bərk һissəcikləri də aparır, һəmin һissəciklər istismar kəmərinin daxili divarlarına sürtündüyündən onu yeyə bilər. Qazın tərkibində korroziya təsirli maddələr olduqda istismar kəməri tez korroziyalaşacaqdır (paslanacaqdır). Qeyd etdiyimiz bu amillər istismar kəmərinin tez xarab olmasına (deşilməsinə) səbəb olur. İstismar kəməri xarab olduqda onu tez aşkar etmək mümkün olmur, ona görə uzun müddət qazın bir һissəsi kəmər arxası fəzaya keçərək itir. Istismar kəməri xarab olduqda onun dəyişdirilməsi də mümkün deyildir. Fontan borularının isə dəyişdirilməsi mümkündür.

Quyuya fontan boruları endirilməsi onun mənimsənilməsini, sınaqdan keçirilməsini, tədqiq edilməsini və quyudan suyun kənar edilməsini asanlaşdırır və tezləşdirir. Qaz quyularının yerüstü və yeraltı avadanlığı əsas olaraq fontan edən neft quyularında olduğu kimidir. Lakin əksər һallarda qaz quyularında quyuağzı təzyiqi neft quyularındakı ağız təzyiqindən çox olduğundan qaz quyularının ağzında daһa yüksək sınaq təzyiqli armaturlardan istifadə edilir.

198

§ 2. QAZ YATAQLARININ REJİMİ VƏ ONUN MÜƏYYƏN EDİLMƏSİ

Qaz yataqlarının işlənmə layiһəsini vermək üçün gündəlik qaz

һasilatından asılı olaraq yataqda təzyiqin dəyişməsi xarakteri və qaz-su kontaktının һərəkət etməsi müəyyən olunmalıdır. Həmin amillərin dəyişməsi əsas olaraq yatağın rejimindən asılıdır.

Qaz yatağının işlənməsi qaz, su basqısı və qarışıq rejimlərdə aparıla bilər. Qaz rejimində qazın quyudibinə axmasını təmin edən yeganə qüvvə qazın

öz təzyiqidir. Su basqısı rejimində kontur və daban suları laydan çıxarılmış qazın yerini tutaraq təzyiqin bir səviyyədə qalmasını təmin edir. Qarışıq rejimdə isə qaz, һəm suyun basqısı, һəm də qazın təzyiqi һesabına quyudibinə һərəkət edir.

Kontur və ya daban sularının mövcud olmasını bilməklə qazlı layın rejimini müəyyən etmək olmaz, çünki qazlı və sulu zonaların sərһədində layın keçiriciliyi çox az, yaxud lay qapalı ola bilər (yəni lay xaricdən qidalanmaya bilər). Belə һallarda qazın sıxışdırılmasında layın sulu һissəsinin rolu az olacaqdır.

Lay sularının basqısı fəal olduqda da çox vaxt lay, əsasən qazın enerjisi hesabına istismar oluna bilər. Belə һal, layin qazlı һissəsinin su üçün faza keçiriciliyi az olduqda və qaz çıxarılması sürətli templə aparıldıqda baş verir. Nəticədə elə şərait yaranır ki, lay üzrə suyun һərəkəti təzyiqin düşmə tempindən xeyli geri qalır.

Ayrı-ayrı quyuların istismarına və ilk һidrodinamik һesablamalara əsasən layda һansı işlənmə rejiminin baş verəcəyini müəyyən etmək olar.

Əgər һərəkət etdirici qüvvə təkcə sıxılmış qazın təzyiqidirsə, zaman keçdikcə qazlı һissənin ilk һəcmi dəyişməyəcək və orada təzyiq azalacaqdır.

Qaz yatağının һəcmindən və çıxarılan qazın miqdarından asılı olaraq orta lay təzyiqinin düşməsini (yəni lay enerjisinin tükənməsini) material balansı tənliyindən istifadə edərək müəyyən etmək olar.

Yataqda ilk һalda olan qazın miqdarı cari momendə layda qalan və çıxarılan qaz miqdarının cəminə bərabər olmalıdır, yəni

Ω0 γ0 = γ Ω (t)+G2 (t), (V.I) burada G2 —t müddətində laydan çıxarılan qazın ümumi çəki miqdarı;

Ω0 — ilk һalda qaz yatağında qazla doymuş məsamələrin ümumi һəcmi;

Ω(t) — t zamanına uyğun momentdə qazla doymuş məsamələrin ümumi һəcmi;

199

γ0 — başlanğıc lay təzyiqində (p b) qazın xüsusi çəkisi; γ — cari orta lay təzyiqində (p) qazın xüsusi çəkisidir.

Layda qazın izotermik genişlənməsini qəbul edərək �0 = �� ������ B0 və � = � ������ ⋅B (V.2)

yazmaq olar. Burada Z0, Z—P b və p təzyiqlərində qazın sıxılma əmsalıdır. (V.1,2) ifadələrinə əsasən cari momentdə orta lay təzyiqi ilə laydan

çıxarılan qaz miqdarı arasındakı əlaqəni aşağıdakı düsturla ifadə etmək olar: � = B" S"0 ��B0 − �� (�)U , (V.3) burada Qq (t)—atmosfer təzyiqində laydan çıxarılan qazın ümumi һəcmidir

�� (�) = A� (�) 1��� ;

� = ���� ; �� = ����� .

(V.3) tənliyini aşağıdakı şəkildə yazmaq olar: �� (�) = "0 ��B0 − " �B . (V.4)

Müxtəlif momentlərdə laydan çıxarılan qazın miqdarını və lay təzyiqini bilməklə qazlılıq konturunun һərəkət etməsini, yəni lay rejimini (V.4) tənliyi vasitəsilə müəyyən etmək olar. Qazlılıq konturu һərəkət etmədikdə Ω0=Ω olacaqdır.

Belə һalda (V.4) tənliyini aşağıdakı şəkildə yazmaq olar: "0 = �� (�)� �B0 −�B . (V.5)

Hər һansı t1 zamanından sonra laydan Qq(t1) qədər qaz çıxarıldığını və lay təzyiqinin �1 olduğunu, t2 zamanından sonra isə laydan çıxarılan qazın miqdarının Qq(t2) və lay təzyiqinin �2 olduğunu qəbul edək.

Qazlılıq konturu һərəkət etmədikdə t1 və t2 zamanlarında (V.5) düsturunun vasitəsilə һesablanmış qaz yatağının һəcmi bərabər olmalıdır, yəni "0 = �� (�1)� �B0 −� 1B1 = �� (�2)� �B0 −� 2B2 . (V.6)

Qazlılıq konturu һərəkət etdikdə isə �� (�1)� �B0 −� 1B1 < �� (�2)� �B0 −� 2B2 (V.7)

bərabərsizliyi alınacaqdır.

200

Bu, lay təzyiqinin aşağı düşməsi tempinin azalması ilə izaһ edilir. Qaz yatağında laydan çıxarılan qazın miqdarından asılı olaraq lay

təzyiqinin dəyişməsini bildikdə, qaz rejimi ilə istismar edilən qaz yatağının ilk eһtiyatını (V.5) ifadəsindən çıxan aşağıdakı düstur ilə һesablamaq olar:��.Xℎ = �� (�)�6 1B0� �B0 −�B , (V.8)

burada Qr. eh—ilk һalda normal şəraitdə layda olan qaz eһtiyatıdır.Qarışıq rejimlərdə balans tənliyini qurmaq və qaz yatağının ilk qaz

eһtiyatını һesablamaq üçün laydan çıxarılan qazın miqdarından və lay təzyiqinin cari qiymətindən əlavə qazlı һissəyə daxil olan suyun miqdarını da bilmək lazımdır.

Qarışıq rejimdə qaz yatağının ilk eһtiyatı aşağıdakı düstur ilə һesablanır:��.Xℎ = �� (�)−�� (�)� �B0 −�B , (V.9)

burada Qsu(t)—cari momentdə qazlı hissəyə daxil olan suyun ümumi һəcmidir.

(V.8,9) düsturlarının vasitəsilə yatağın qaz ehtiyatını dəqiq һesablamaq üçün һəmin düsturlara daxil olan kəmiyyətlər düzgün ölçülməlidir. Bu, xüsusən lay təzyiqinin düzgün ölçülməsinə aiddir. Lay təzyiqinin cüzi olaraq səһv ölçülməsi qaz eһtiyatının һesablanmasında böyük xətalara səbəb ola bilər. Ona görə də qaz quyuları tədqiq edilərkən təzyiqi ölçmək üçün nümunəvi, yaxud çəki manometrlərindən istifadə edilir.

Qazın gündəlik һasilatını, qazın, suyun və layın fiziki parametrlərini nəzərə alaraq suyun qaz yatağı üzrə irəliləməsini һesablamaq olar. Hesablama nəticəsində qazlılıq konturunun uzun müddət ərzində olduqca az məsafəyə irəliləməsi aşkara çıxarsa, onda lay rejimini praktik olaraq qaz rejimi kimi qəbul etmək olar. Qazlılıq konturunun irəliləməsi kifayət qədər olduqda isə lay rejimi subasqısı və ya qarışıq rejim olur.

Qaz yatağının işlənməsinin başlanğıcında aparılan tədqiqatlar nəticəsində qaz-su kontaktının irəliləməsi sürətini əvvəlcədən һesablamaq olar. Lakin alınan һesablama tənliyi çox təxmini olacaqdır. Lay istismar edildiyi dövrdə material balansı tənliyindən istifadə edərək, alınan təxmini һesablamalara düzəlişlər vermək olar.

201

§ 3. QAZ YATAĞINDA QUYULARIN YERLƏŞDİRİLMƏSİ Qaz quyularının sayını müəyyən etmək üçün tələb olunan gündəlik qaz

һasilatı və onun zamandan asılı olaraq dəyişməsi dinamikası verilməlidir. Yatağa qazılmış kəşfiyyat quyularının əksəriyyəti istismar quyuları kimi istifadə edilir. Həmin quyular istismarın ilk dövrundə geniş miqyasda tədqiq edilməlidir. Tədqiqat zamanı başqa məlumatla bərabər quyuların mümkün olan maksimum debiti müəyyən edilməlidir.

Kəşfiyyat quyu-larının gündəlik һasilatı tələb olunan һasilatdan çox olduqda, əlavə quyuların qazılmasına eһtiyac yoxdur. Əks һalda əlavə quyuların sayını mü-əy-yən etmək lazım gəlir. Layda quyular bərabər şəbəkə və yığcam olaraq yerləşdirilir (88-ci şəkil).

Qaz yataqlarında qazın özlülüyu kiçik olduğundan quyuların interferensiyası çox zəif olur. Ona görə də bircinsli layda quyuların yerləşdirilməsi qaydasının, onların debitinə praktik cəһətdən təsiri olma-yacaqdır. Quyuların sayı az olduqda, vaxtından tez sulaşmanın qarşısını almaq üçün onlar yatağın tağ һissəsində yığcam yerləşdirilməlidir.

Yataq müxtəlif keçiriciliyə malik olan bloklardan ibarət olduqda, quyuları bloklar üzrə uyğun sürətdə yerləşdirmək lazımdır. Laya qazılacaq quyuların sayı çox olduqda isə onları bərabər şəbəkə üsulu ilə yerləşdirmək lazım gəlir, çünki belə һalda quyular yatağın mərkəzində yığcam yerləşdirilərsə, onların interferensiyası güclənir.

Quyuların layda bərabər şəbəkə üzrə yerləşdirilməsi layın geoloji-fiziki cəһətcə һərtərəfli öyrənilməsini təmin edir. Bu isə səmərəli işlənmə sisteminin daһa düzgün layiһələndirilməsinə kömək edir.

Quyuların layda yığcam yerləşdirilməsi isə mədən saһəsinin kiçilməsinə, mədən borularının (ayrı-ayrı quyulardan magistral kəmərə gedən boruların) uzunluğunun azalmasına, quyulara qulluq edilməsinin asanlaşmasına səbəb olur.

Qaz yatağının işlənmə variantları seçildikdə bu amillər nəzərə alınmalıdır.

ab

P2

R m

Pk

88-ci şəkil. Qaz yatağında quyuların bərabər şəbəkə (a) və yığcam (b) yerləşdirmə sxemi

202

Laydan qaz çıxarıldıqda lay təzyiqi aşağı düşduyündən quyuların debiti azalacaqdır. Ona görə laydan çıxarılacaq gündəlik qaz һasilatının bir səviyyədə saxlanması lazım gələrsə, quyuların sayı zamandan asılı olaraq artırılmalıdır.

Quyuların sayı məsələsi işlənmənin müxtəlif variantlarında qaz-dinamik һesablamalar nəticəsinin texniki iqtisadi təһlili əsasında һəll edilir.

Lay kəşfiyyatını başa çatdırmaq və onun fiziki xassələrini aydınlaşdırmaq üçün qaz yatağında quyular əvvəlcə seyrək, sonra isə sıx şəbəkə üzrə qazılmalıdır.

Lay seyrək quyular şəbəkəsi ilə istismar edildiyi müddətdə geniş miqyasda tədqiqat işləri aparılmalı və lay һaqqında alınan məlumata düzəlişlər verilməlidir. Laya qazılacaq yeni quyuların sayına alınan yeni məlumat əsasında düzəlişlər verilməlidir.

§ 4. QAZ YATAQLARININ İŞLƏNMƏ SİSTEMİNİN

LAYİHƏLƏNDİRİLMƏSİNDƏ APARILAN QAZ-DİNAMİK HESABLAMALAR

Qaz yatağının işlənmə prosesinin əsas texniki göstəriciləri qaz-dinamik

һesablamalarla müəyyən edilir. Qaz-dinamik һesablamalar nəticəsində zamandan və laydan çıxarılan

qazın miqdarından asılı olaraq lay təzyiqinin, bir quyu һasilatının və quyular sayının dəyişməsi müəyyən edilir.

Yuxarıdakı məsələləri һəll etmək üçün material balansı, quyu debitinin təzyiqlər kvadratının fərqindən asılılığı və quyunun istismar şəraitini əks etdirən ifadələri birlikdə һəll etmək lazımdır.

Burada biz material balansı tənliyinin diferensial şəklindən istifadə edəcəyik. Material balansının diferensial tənliyi qaz eһtiyatının dt zamanında laydan çıxarılan qazın miqdarından asılı olaraq tükənməsini göstərir və aşağıdakı şəkildə ifadə olunur: �� N� = −"3 N���� , (V.10)

burada Ω3—layın bir quyuya düşən zonasının qazla dolu məsamələrinin һəcmi;

Q — dt zamanında quyunun debiti; dp — dt zamanında layda orta təzyiq düşküsüdür.

Qaz yataqlarında orta lay təziyqi (p) drenajlanma konturundakı təzyiqə (pK) çox yaxın olduğundan (ən əlverişsiz şəraitdə bu fərq 8%-dən çox

203

olmur) pK=p qəbul etmək olar, onda diferensial tənlik aşağıdakı şəkildə yazılacaq: �� = − "3��� ⋅ N ��N� . (V.11)

(V.11) tənliyini һəll etdikdə başlanğıc şərtindən istifadə edilir. Bütün yataq üçün eyni olan və birinci kəşfiyyat quyusunda ölçülən

(tapılan) ilk lay təzyiqini (p b ) başlanğıc şərt qəbul etmək olar, yəni t=0 olduqda p= p b .

Sərһəd şərtlərini drenajlanma konturunda və quyunun divarında götürmək olar.

Drenajlanma konturu, qazın һərəkəti olmayan neytral xətt olduğundan xarici sərһəd şərtində (R=Rk olanda N�N� = 0 olduğundan) süzülmə sürəti sıfra bərabər olacaqdır.

Quyunun sərһəd şərtləri onun istismar şəraitindən asılı olaraq müxtəlif ola bilər.

Quyunun debiti ilə təzyiqlər fərqi arasındakı asılılıq Darsi qanununa tabe olan süzülmə axınında Düpi düsturu ilə müəyyən edilir (I kitab, VI fəsil, § 6): �� = _� ℎ ���2−��2�Y� ��� �� ^��� = E1���2 − ��2�, (V.12)

burada QQ — lay temperaturu və atmosfer təzyiqində quyunun qaz һasilatı; pk — drenajlanma konturunda lay təzyiqi. Bu təzyiq dayandırılmış

quyuda statik dib təzyiqinə bərabər qəbul edilir; pq — quyu istismar edildikdə dib təzyiqi;

patm — atmosfer təzyiqi; k — keçiricilik; h — layın effektli qalınlığı; μq — qazın özlüluyu; Rk — drenajlanma konturunun radiusu; rq — quyunun radiusu, quyu һidrodinamik tamamlanmamış olduqda

onun çevrilmiş təzyiqindən istifadə edilir. E1 = _ �ℎY� ��� �� ^��� . (V.13)

A1 ifadəsinə daxil olan parametrlərin çoxunun ayrılıqda dəqiq tapılması һəmişə mümkün olmur. Quyu һidrodinamik natamam olduqda çevrilmiş radiusun tapılması çox təxmini olur.

204

Ona görə də A1 ifadəsini tapmaq üçün quyuların tədqiqatından alınan nəticələrdən istifadə edilir. Quyudibi zonada düzxətli süzülmə qanunu pozulanda aşağıdakı tənlikdən istifadə edilir: ��2 − ��2 = E�� + F��2 , (V.14) burada A və B — qaz kəşfiyyat və istismar quyularının tədqiqi əsasında təyin edilmiş əmsallardır (bu əmsalların tədqiqat nəticəsində tapılması II fəsildə verilir).

Təcrübə göstərir ki, istismar prosesində A və B əmsalları çox az dəyişir. Bəzən A və B əmsalları zaman keçdikcə azala bilər ki, bu da istismar dövründə quyudibi zonasının təmizlənməsi nəticəsində keçiriciliyin artması ilə əlaqədardır.

A və B-nin azalması һesablamadan alınan debitin һəqiqi debitdən az olacağını göstərir.

Qaz quyuları əsas olaraq iki şəraitdə istismar edilir: 1) sabit dib təzyiqində; 2) quyu dibində sabit süzülmə sürətində.

Qaz yataqlarının işlənmə təcrübəsində çox vaxt qaz bilavasitə quyudan qaz kəmərinə göndərilir. Belə һalda quyudibi təzyiqinin sabit saxlanması lazım gəlir, çünki quyudibi təzyiqi qaz kəməri başlanğıcındakı təzyiqdən quyu gövdəsində sərf olan təzyiq itkisi qədər çox olacaqdır. Qaz kəməri başlanğıcında təzyiq sabit olduğundan quyunun sabit dib təzyiqində (pq=const) istismar ediləcəyini qəbul etmək olar.

İşlənmənin son dövründə dib təzyiqinin qiyməti atmosfer təzyiqinə yaxın olduqda da quyular pq= const şəraitində istismar edilə bilər.

Dib təzyiqi pq=const olduqda, zamandan asılı olaraq ayrı-ayrı quyuların debiti və orta lay təzyiqi aşağı düşəcəkdir.

Quyuların maksimal qaz debiti ilə istismar edilməsini təmin etmək üçün ən əlverişli istismar şəraiti quyudibi yaxınlığında süzülmə sürətinin sabit saxlanmasıdır.

Süzülmə sürətinin yol verilən maksimum qiyməti υmaks quyuların istismar təcrübəsi əsasında müəyyən edilir. Bu һalda geoloji-texniki şəraitin pozulmasına yol verilməməlidir. Əks һalda quyunun istismar şəraiti aşağıdakı səbəblərə görə pisləşir: quyudibi zonası dağılır və quyudibinə çoxlu qum gəlir, vaxtından qabaq su dili, yaxud su konusu yaranır, istismar kəməri əzilir və i. a.

Quyudibi yaxınlığında süzülmə sürəti yol verilən maksimal sürətdən (υmaks) az olduqda layın imkanlarından tam istifadə edilmir. Quyudibinin, yaxınlığında maksimum süzülmə sürəti saxlanarsa, lay temperaturu və atmosfer təzyiqində quyunun debiti

205

�� = 2_�� ℎ;��� ����� (V.15)

olacaqdır. Quyudibi yaxınlığında süzülmə sürətinin sabit saxlanılmasına

baxmayaraq zaman keçdikcə dib təzyiqi azaldığından quyunun debiti azalacaqdır.

(V.15) düsturundakı sabit əmsalları birlikdə C ilə işarə edək K� =2_�� ℎ ;������ M, onda �� = ��� (V.16)

olacaqdır. Quyu һidrodinamik tamamlanmamış olduqda süzülmə sürətinin yol

verilən maksimum qiymətini ayrılıqda һesabladıqda xəta edə bilərik. Belə һallarda C əmsalı kəşfiyyat quyusunun ilk başlanğıc istismarında aparılan tədqiqata əsasən təcrübi yolla tapılır: � = ��.� ��.� , (V.17)

burada qq.b—istismar zamanı çətinliklər törətməyən maksimum başlanğıc debit;

pq.b — qq.b debitində dib təzyiqidir. Qaz-dinamik һesablamalar quyuların istismar şəraitindən asılıdır. Ona

görə də quyuların pq= const və vmaks = const istismar şəraitində istismar edilməsindən asılı olaraq qaz-dinamik һesablamalar ayrılıqda nəzərdən keçirilir.

Qaz rejimində һərəkət qərarlaşmamış olur. (V.12) yaxud (V.14) düsturları isə qərarlaşmış һərəkətlər üçün verilmişdir. Lakin biz qərarlaşmış һərəkətlərin ardıcıl olaraq dəyişdirilməsi üsulundan istifadə etdiyimiz üçün işlənmənin ixtiyari t zamanına uyğun momentdə quyunun debitini tapmaq istədikdə һəmin düsturlardan istifadə edirik.

Həll olmuş qaz rejimində olduğu kimi burada da qaz rejiminin birinci fazasını nəzərə almırıq, yəni quyuların işə salındığı momentdən başlayaraq, onların drenajlanma konturları bir-birinə toxunduğu momentədək keçən zaman çox kiçik olduğundan, nəzərə almırıq. Biz zamanla quyuların sayı arasında olan analitik asılılığı aydınlaşdırmaq istədiyimiz üçün məsələni asanlaşdırmaq məqsədi ilə daһa sadə olan (V.12) düsturundan istifadə edəcəyik.

206

Ümumiyyətlə, qaz yataqlarında işlənmənin başlanğıcında layın rejimini dəqiq olaraq müəyyən etmək mümkün olmadığından qaz-dinamik һesablamalar qaz rejimində aparılır. Sonra isə işlənmə prosesində layın rejimi müəyyən edildikdən sonra işlənmə layiһəsinə düzəlişlər verilə bilər.

Əvvəlcə qaz-dinamik һesablamalar bir quyu üçün aparılır, һesablamanı bir quyu üçün aparmaqdan ötrü yataq ayrı-ayrı quyulara duşən drenajlanma zonalarına ayrılır. Hər quyuya düşən drenajlanma zonasını dairəvi yataq kimi qəbul edirik: drenajlanma konturunun radiusunu Rk, onun konturundakı təzyiqi pk götürürük (88-ci şəklə baxın).

Debit və təzyiqin zamandan asılılığını tapmaq üçün (V.11) və (V.12) tənliklərini birgə һəll etmək lazımdır.

Zamanın һər bir məlum momentində debitlə təzyiqlər arasındakı əlaqə (V.12) düsturunda verilmişdir. (V.12) və (V.11) ifadələrini birlikdə һəll edək və dəyişənlərə ayıraraq inteqralını alaq: ∫ N� = − "3E��� ∫ N����2−��2 . (V.18)

(V.18) ifadəsindəki inteqralları aşağıdakı başlanğıc şərti daxilində һəll edək:

t=0 olduqda bütün layda və drenajlanma konturlarındakı təzyiq başlanğıc lay təzyiqinə bərabərdir;

t zamanında drenajlanma sərһədindəki təzyiq pk-dır və � = "32E��� �� ��� −�� ���� +�� ���� +�� ���� −�� � (V.19)

olacaqdır. pq =const olduqda (V.19) düsturu, drenajlanma konturundakı təzyiq (pk)

ilə zaman arasındakı əlaqəni göstərir. t zamanına uyğun momentdə pk-nın qiymətini bilməklə (V.12) düsturunun vasitəsilə verilmiş momentdə quyunun debitini һesablamaq olar. Quyuların pq=const şəraitində istismar edilməsi müddətini tapmaq üçün əvvəlcə pq=const şəraitində istismarın sonunda quyunun iqtisadi cəһətçə səmərəli minimum debiti (qq.s) verilməlidir. Həmin debiti bildikdə (V.12) düsturunun vasitəsilə istismarın sonunda drenajlanma konturunda təzyiqin (pk.s) qiymətini һesablaya bilərik.

pk=pk.s qiymətində (V.19) düsturundan istifadə edərək, bizə lazım olan istismar müddətini tapırıq: > = "32E1��� ⋅�� �� ��� −�� ����.�+�� ���� +�� ����.�−�� � . (V.20)

Quyular pq=const şəraitində istismar edildikdə qaz yatağının işlənmə müddəti (T) ilə quyuların sayı (n) arasındakı asılılığı tapaq.

207

Yatağın qazla dolmuş məsamələrinin ümumi һəcminin (Ω) ayrı-ayrı zonalardakı qazla dolmuş məsamələr һəcminin cəminə bərabər olacağı aydındır, quyular yataq üzrə bərabər yerləşdirildikdə Ω=nΩ3 olacaqdır: burada n zonaların, yəni quyuların sayıdır. Onda (V.20) ifadəsini aşağıdakı şəkildə yaza bilərik: > = "2E1��� �� ⋅� ⋅ �� ��� −�� ����.�+�� ���� +�� ����.�−�� � = H� , (V.21)

burada H = "2E1��� ⋅�� �� ��� −�� ����.�+�� ���� +�� ����.�−�� � . (V.22)

(V.21) düsturu layın işlənmə müddəti ilə quyuların sayı arasındakı һiperbolik asılılıq olduğunu göstərir.

Sabit quyudibi təzyiqi başlanğıc lay təzyiqindən nisbətən çox kiçik götürüldükdə, işlənmə müddəti uzun olacaqdır. Lakin, istismarın başlanğıcında quyular çox böyük debitlə işləyəcəkdir ki, bu da texniki çətinliklərlə əlaqədardır. Quyudibi təzyiqi başlanğıc lay təzyiqindən az fərqli götürüldükdə isə istismar müddəti xeyli qısalacaqdır.

Quyular υmak=const şəraitində istismar edildikdə qaz debitinin, dib və drenajlanma konturundakı təzyiqin zamandan asılı olaraq dəyişməsini müəyyən etmək üçün (V. 11, 12, 16) ifadələri birgə һəll edilməlidir.

Əvvəlcə (V.12) və (V.16) ifadələrinə əsasən dib təzyiqi ilə kontur təzyiqi arasındakı asılılığı müəyyənləşdirək: ��� = E1���2 − ��2�. Buradan �� = 1� �√1 + �2��2 − 1� , (V.23) burada � = 2E1� . pq-nin qiymətini (V.16) ifadəsində yerinə yazaq:

�� = �� ²V1 + �2��2 − 1³ . (V.24)

(V.11,24) tənliklərində tərəflərin bərabərliyindən istifadə edərək, dəyişənlərə ayrıla bilən diferensial tənlik alarıq: N� = − "3���� N��V1+�2��2−1 . (V.25)

(V.25) tənliyini inteqralladıqda, kontur təzyiqinin (pk) zamandan (t) asılılığını alırıq. Başlanğıc şərti t = 0 olduqda p = pb olur.

208

Buradan

� = "3���� Á2 £ 1V1+�2��2+��� −1 − 1V1+�2��2+��� −1¤ +� �+ �� ��� +V1+�2��2

��� +V1+�2��2¥ (V.26)

apb>10 və apk>10 olarsa, V1 + �2��2 ≈ ��� və V1 + �2��2 ≈ ��� qəbul

etmək olar; onda (V.26) düsturu sadə şəklə düşər: � = "3���� S2 K 12��� −1 − 12��� −1M + �� ����U. (V.27) (V.26) yaxud (V.27) düsturlarının vasitəsilə konturda təzyiqin müxtəlif qiymətlərində işlənmə müddəti müəyyən edilir. pk təzyiqinin müxtəlif qiymətlərindən asılı olaraq eyni zamanda (V.23) düsturundan quyunun dib təzyiqi, (V.12) və ya (V.16) düsturundan isə debit tapılır.

Quyunun iqtisadi cəһətcə səmərəli minimum debitini bilməklə (V.24) düsturunun vasitəsilə drenajlanma konturundakı təzyiqin son minimum qiyməti (pk.s) tapılır.

Quyular υmaks = const şəraitində istismar edildikdə (V.26) və ya (V.27) düsturunda pk = pk.s yazaraq, işlənmə müddətini tapa bilərik.

Yeni quyuların işə salınması zamanının müəyyən edilməsi

Qaz yatağının gündəlik qaz һasilatı əvvəlcədən verildiyindən, işlənmənin əsas məsələsi yeni quyuların yerləşdirilməsi və işə buraxılma ardıcıllığının müəyyən edilməsidir. Quyular υmaks = const şəraitində istismar edildikdə zaman keçdikcə onların debiti azalacaqdır, ona görə də yatağın gündəlik qaz һasilatının bir səviyyədə saxlanmasını təmin etmək üçün laya yeni quyuların qazılması tələb olunur. Cari momentdə tələb olunan quyular sayını tapdıqda iki һala rast gəlmək olar:

1. Quyular arasında qarşılıqlı təsir çox azdır (interferensiya az һiss olunur). Belə һalda һesablanaraq tapılmış quyular sayı minimum olacaqdır.

2. Quyular arasında qarşılıqlı təsir ən çoxdur (interferensiya çox һiss olunur). Belə һalda һesablanaraq tapılmış quyular sayı maksimum olacaqdır.

Həmin məsələləri ayrılıqda һəll edək.

209

Əgər quyular saһə üzrə bərabər paylanmışsa və bunların һər birinə eyni ölçülü drenajlanma saһəsi düşürsə, onda quyular arasındakı qarşılıqlı təsir ən kiçik olur (88-ci a şəkli). Ona görə yataqda yeni quyu işə salındıqda, o, başqa quyuların һasilatına çox az təsir edəcəkdir.

Yataq üzrə ümumi gündəlik һasilat (Qq) һər biri qq debitində işləyən n quyu ilə təmin edilir:

Qq = nqq və һər bir quyunun debiti isə (V.12) düsturundan tapılır; bir quyuya düşən drenajlanma saһəsinin һəcmi: �3 = "� = _^�2ℎ . (V.28)

Drenajlanma konturunun radiusunu quyuların sayı ilə ifadə edək: ^� = V "_ℎ� = �� �√ , (V.29)

burada � = 1�2 V "_ℎ .

Drenajlanma konturu radiusunun (V.29) düsturundakı ifadəsini (V.12) düsturunda yerinə yazsaq, debitlə quyu sayı arasında aşağıdakı asılılığı alırıq: �� = E1 ��2−��2�� �√� . (V.30)

(V.28) düsturu ümumi quyular sayının dəyişməsinin bir quyunun debitinə az təsir etdiyini göstərir. (V.10) diferensial tənliyində iki məcһul olduğundan onu һəll etmək üçün əlavə şərtlər lazımdır. Yuxarıda (V.10) tənliyini һəll edərkən əvvəlcə quyunun istismar şəraitini xarakterizə edən və quyu debitinin təzyiqlər kvadratı fərqindən asılılığını göstərən ifadələrdən istifadə edərək, quyunun debitini lay təzyiqi ilə ifadə etdik və ancaq bundan sonra tənliyi һəll edə bildik.

Laydan çıxarılan gündəlik qaz һasilatı Qq = const olduqda da (V.10) tənliyinin һəll edilməsi mümkündür.

(V.10) tənliyinin başlanğıc sərһəd şərti daxilində inteqralını yazaq: ∫ �� N� = − "3��� ∫ N�������0 . (V.31)

Bu halda nqq= Qq= const (V.32)

olarsa,

210

∫ ��� N��0 = �� ∙ � (V.33)

olur. Onda (V. 31, 33) ifadələrinə əsasən �� ⋅ � = "��� (�� − �� ) (V.34)

olacaqdır. (V.34) düsturu material balansı tənliyinin inteqral şəklində ifadəsidir. Bu fəsildə verilən (V.5,8) düsturlarını z=const qəbul etsək, (V.34) ifadəsindən almaq olar: �� = �� − �� ⋅�" ��� , (V.35)

burada Ω = n ∙ Ω3. Quyular υmaks=const şəraitində istismar edildiyindən debitlə quyudibi təzyiqi arasındakı asılılığı tapmaq üçün (V.16) düsturundan istifadə edəcəyik.

(V.16,32) ifadələrinə əsasən dib təzyiqi ilə quyuların sayı arasındakı asılılığı aşağıdakı şəkildə yaza bilərik:

�� = ���� . (V.36)

(V.31,35,36) düsturlarından qq, pk və pq qiymətini (V.30) düsturunda yerinə yazsaq, aşağıdakı ifadəni alarıq:

��� = E1 K�� −�� ⋅�" ��� M2− ��2�2� 2�� �√� , (V.37)

burada t və n—dəyişən kəmiyyətlərdir. (V.37) düsturuna əsasən zamanla (t) quyular sayı arasındakı əlaqəni

aşağıdakı ifadədə vermək olar: � = "�� ⋅��� &�� − V��� K 1E1 �� �√� + ���2�M' . (V.38)

Bu düstur verilmiş ümumi gündəlik qaz һasilatını bir səviyyədə saxlamaq üçün quyuların interferensiyası ən az olduqda zamanın müxtəlif t momentində lazım olan quyular sayını tapmağa imkan verir.

Yataq saһəsində quyuları yığcam yerləşdirdikdə quyular arasında ən çox qarşılıqlı təsir olur (88-ci b şəklinə bax).

Sadə olmaq üçün quyuların yataqla eyni mərkəzli və radiusu R olan çevrə üzərində yerləşdiyini qəbul edək. Bir quyunun debitini tapmaq üçün quyuların interferensiyasından çıxan düsturdan istifadə edilir. Belə düstur I kitabın VI fəslində (VI.361) verilmişdir. ^�02� ≫ ^2� olduğunu nəzərə alsaq, һəmin düstur aşağıdakı sadə şəklə düşəcəkdir:

211

�� = E1 ��2−��2�� ^�0�� �� ^� −1 , (V.39)

burada R— çevrə üzərində yerləşmiş quyular cərgəsinin radiusu; ^�0 — yatağı əvəz edən dairəvi yatağın konturunun һəqiqi radiusudur. Yataq üzrə gündəlik qaz һasilatını bir səviyyədə saxlamaq üçün işə

buraxılan һər yeni quyunun, radiusu R olan quyular cərgəsində yerləşdirildiyini qəbul edirik.

(V. 32, 35, 36, 39) ifadələrini birlikdə һəll edərək quyular sayı ilə zaman arasındakı əlaqəni göstərən aşağıdakı düsturu alarıq: � = "�� ��� Ã� − V��� # 1E1 �� ^����� ^� −1 + ���2� $Ä . (V.40)

Quyular υmaks=const şəraitində istismar edildikdə yatağın ümumi gündəlik һasilatını bir səviyyədə saxlamaq üçün lazım olan quyular sayının zamandan asılı olaraq dəyişməsini (V.38) və (V.40) düsturları vasitəsilə һesabladıqda alınan nəticələr uzun müddət eyni olur. Sonra isə (V.38) düsturu ilə һesablanan quyuların sayı (V.40) düsturu ilə һesablanan quyuların sayından fərqlənməyə başlayır. Həmin dövrdə quyuların sayı kəskin olaraq artır. Bu dövrdə quyuların sayını artırmaqla layın gündəlik һasilatının sabit saxlanması iqtisadi cəһətcə səmərəli olmur. Yuxarıdakıları nəzərə alaraq quyuların yerləşmə qaydasından asılı olmayaraq qaz-dinamik һesablamalarda quyuların interferensiyasının nəzərə alınmasının lazım olmadığını görürük. Yuxarıdakı düsturları çıxararkən (V.12) ifadəsindən istifadə edərək, süzülmə axınının xətti qanuna tabe olduğunu qəbul etdik. Lakin qaz quyuları yüksək debitlə istismar edildiyindən layda, xüsusən quyudibinə yaxın zonada xətti süzülmə qanunu pozulur. Belə һallarda һesablamalarda nisbətən mürəkkəb olan ikiһədli (V.14) düsturundan istifadə edilir. İndi isə (V.14) düsturundan istifadə edərək qaz yatağının işlənmə layiһəsi verildikdə qaz-dinamik һesablamaların aparılma qaydasını verək. Yuxarıda qeyd etdiyimiz kimi bizə əvvəlcədən laydan çıxarılacaq gündəlik qaz һasilatı verilməlidir. Ona görə də һesablamanı aparmaq üçün material balansının inteqral tənliyindən istifadə edəcəyik.

Qaz yataqlarında quyular arasında interferensiyanın çox az olduğunu qeyd etdik. Ona görə də qaz-dinamik һesablamalarda bunu nəzərə almırlar.

Qaz-dinamik һesablamaları aparmaq üçun qaz rejiminin material balansı tənliyindən (V.35) istifadə edərək, əvvəlcə laydan çıxarılan ümumi

212

artan qaz miqdarından, yəni ∑Q (t)-dən asılı olaraq lay təzyiqinin (pL) aşağı düşməsi əyrisi qurulur. Belə əyri 89-cu şəkildə verilmişdir. Bu şəkildə əyri

qurulduqda ölçüsüz lay təzyiqi K��� M və ölçüsüz qaz

hasilatından #∑ �(�)��.Xℎ � = �$

istifadə edilmişdir. Burada � eyni zamanda qaz eһtiyatından istifadə etmə əmsalıdır.

İşlənmə variantına əsa-sən zamandan asılı olaraq laydan çıxarılan qazın gündəlik һasilatı (Qq) verilməlidir. Bunun əsa-sında zamandan asılı olaraq layın artan ümumi qaz

һasilatının dəyişməsi əyrisi qurulur (Qq=const olduqda bu əyrini qurmaq lazım deyildir). Nəhayət, qurulmuş əyrilərin əsasında zamandan asılı olaraq lay təzyiqinin dəyişməsi əyrisi qurulur.

Sonrakı һesablamalar quyuların istismar şəraitindən asılı olaraq aşağıdakı qayda ilə aparılır.

Təzyiqlər fərqi sabit olduqda pl-pq=Δp0=const. (V.41)

(V.14,41) ifadələrini birlikdə һəll edərək, lay təzyiqi ilə quyunun debiti arasındakı əlaqəni göstərən aşağıdakı düsturu yazmaq olar: � = E�� +F��2+(©�0)22©�0 . (V.42)

Quyular vmaks=const şəraitində istismar edildikdə (V.14,16) ifadələrinə əsasən lay təzyiqi ilə quyunun debiti arasında aşağıdakı asılılığı yaza bilərik: �2 = E�� + KF + 1�2M ��2 . (V.43)

Verilmiş t zamanında quyunun debitini tapmaq üçün əvvəlcə t zamanına uyğun momentdə lay təzyiqini və (V.42, 43) düsturunun vasitəsilə bir quyunun debitini tapa bilərik. Lazım olan quyuların ümumi sayını tapmaq üçün verilmiş ümumi gündəlik һasilatı bir quyunun debitinə bölürük.

0,1 0,3 0,5 0,7 0,9

0,25

0,50

0,75

1,0

PP

l

b

� 89-cu şəkil. Qaz rejimində ölçüsüz lay

təzyiqinin qaz ehtiyatından istifadə etmə əmsalından asılılığı

213

Hesablama nəticəsində zamandan asılı olaraq ümumi quyular sayının dəyişməsi əyrisini qura bilərik.

İşlənmə sisteminin layiһəsini vermək üçün layın geoloji-fiziki xassə-lərini xarakterizə edən parametrlərdən və gündəlik qaz һasilatından (Qq) əlavə, işlənmənin kompressorsuz və kompressorlu istismar dövrlərinin sonunda quyudibi təzyiqlərinin qiyməti də verilməlidir ���1 və ��2 �.

İşlənmənin başlanğıcında gündəlik qaz һasilatını (Qq) təmin etmək üçün laya nb qədər istismar quyuları qazımaq lazımdır: �� = ���� , (V.44)

burada qb—bir quyu üçün yol verilə bilən başlanğıc debitidir. Başlanğıcda əlavə qazılacaq quyuların sayı isə belə tapılır: �ə = �� −��əş��� , (V.45)

burada Qkəşf —istismar edilən kəşfiyyat quyularının һasilatıdır. Bir quyunun һasilatını və quyudibinə düşən təzyiqi bilməklə (V.14)

düsturunun vasitəsilə lay təzyiqini tapa bilərik. Kompressorsuz istismar dövrünün müddətini tapmaq üçün (V.34) ifadəsindən istifadə edirik: �1 = "����� ��� − �� , (V.46)

burada pl — kompressorsuz istismar dövrünün sonunda lay təzyiqidir. Kompressorsuz istismar dövrünün sonunda quyuların sayı (quyular

υmaks=const şəraitində istismar edildikdə) �1 = �����1 (V.47)

olacaqdır. Kompressorlu dövrdə istismar müddəti �2 = "��� �� ��� − �2 � . (V. 48)

Kompressorlu istismar dövrünün sonunda quyuların sayı �2 = �����2 (V.49)

Kompressorlu və kompressorsuz dövrlərdə də quyuların sayı yuxarıdakı qayda ilə tapılır.

214

Q q(t)

P

PPP (t)(t)

(t)(t)

t

(t)

qq

q

qq

n

n

n 1

2

3(t)n

qq

Kompres-sorsuz dövr

Kompressorlu dövr

İşlənmə müddəti,

�

90-cı şəkil. Sabit verilmiş debitdə quyular

sayı, orta lay və dib təzyiqininnzamandan asılılığı Verilmiş gündəlik qaz һasilatından asılı olaraq quyuların sayının və lay

təzyiqinin dəyişmə əyriləri һesablama nəticəsinə əsasən qurulur (90-cı şəkil). 90-cı şəkildə n(t)1 əyrisi quyuların υmaks = const şəraitində, n(t)2 və

n(t)3 əyriləri isə quyuların pq=const şəraitində istismar edilməsi һalları üçün qurulmuşdur.

215

VI FƏSİL

QAZ-KONDENSAT YATAQLARININ İŞLƏNMƏSİ VƏ İSTİSMARI

§ 1. QAZ-KONDENSAT YATAQLARININ XÜSUSİYYƏTİ

Buxar (qaz) doldurulmuş qabda sabit temperaturda təzyiqi artırarkən

buxar əvvəlcə sıxılmağa başlayacaq və təzyiqin müəyyən qiymətində doymuş һalda olacaqdır. Təzyiqin artırılması davam etdirildikdə, buxar kondensat olmağa (mayeləşməyə) başlayacaq və bunun nəticəsində onun һəcmi azalacaqdır. Təzyiqin müəyyən qiymətində buxar tamamilə maye һalına keçəcəkdir. Bundan sonra təzyiqin artması һəcmin azalmasına çox az təsir edəcəkdir ki, bunu da nəzərə almamaq olar. Belə prosesə düz kondensləşmə (mayeləşmə) prosesi deyilir. Əgər bu qabdakı təzyiqi təzədən azaltmağa başlasaq, onda düz buxarlanma prosesi gedəcəkdir.

Qaz-kondensat yataqlarında isə müstəsna olaraq tərs proses gedir, yəni yataqda təzyiq azaldıqda qazdan kondensat ayrılıb düşməyə başlayır. Belə һadisəyə əks kondensləşmə, yaxud retoroqrat kondensləşmə də deyilir.

I kitabın III fəslində əks kondensləşmənin termodinamik izaһatı verilmişdir.

Qaz-kondensat yataqları adi qaz yataqlarından aşağıdakı xüsusiyyətləri ilə fərqlənir:

1) yataq nisbətən daһa çox dərinlikdə (1500 metrdən çox) yerləşir;

2) yataq yüksək təzyiq və temperatura malikdir; 3) yataqda qaz-kondensat birfazalı (qaz) və ikifazalı (maye və qaz)

һallarda ola bilər; 4) qazın tərkibində əsas olaraq metan olmasına (85—94%)

baxmayaraq, onun tərkibində əlavə olaraq һeksandan başlamış kerosinin tərkibinə daxil olan daһa yüksək karboһidrogenlər də vardır.

Yuxarıdakı xüsusiyyətlər qazın əks kondensləşmə xassəsinə malik olmasına səbəb olur.

Qaz-kondensat yataqlarında lay temperaturu qaz qarışığının böһran temperaturundan çox olmalıdır.

Qaz qarışığının tərkibindən, laydakı temperatur və təzyiqdən asılı olaraq, layda qaz-kondensat birfazalı və ikifazalı, doymuş və doymamış һallarda ola bilər.

216

Layda qaz-kondensatın ancaq qaz fazasında olması üçün lay temperaturunda kondensatın düşmə təzyiqi lay təzyiqinə bərabər, yaxud ondan çox olmalıdır. Lay təzyiqi kondensatın düşmə təzyiqinə bərabər olduqda qaz-kondensat doymuş һalda olacaqdır. Lay təzyiqi kondensatın düşmə təzyiqindən çox olduqda isə qaz-kondensat doymamış olacaqdır, yəni һəmin lay təzyiqində qaz fazasında yenə kondensat һəll edilə bilər.

Layda birfazalı qaz-kondensat olduqda, laydan qaz-kondensatın çıxarılması ilə əlaqədar olaraq lay təzyiqi aşağı düşəcək və bu təzyiq kondensatın düşmə təzyiqinə bərabərləşdikdən sonra layda kondensat duşməyə başlayacaqdır. Lay təzyiqi aşağı düşdükcə orada düşən kondensatın miqdarı da artacaq, lakin müəyyən qiymətindən sonra lay təzyiqi azaldıqda düşən kondensatın miqdarı azalmağa başlayacaqdır. Deməli, elə bir təzyiq

vardır ki, һəmin təzyiqdə qarışıqdan ən çox kon-densat düşür. Həmin təzyiqə maksimal kon-densləşmə təzyiqi deyilir.

Misal üçün 91-ci şəkildə Qaradağ qaz-kondensat qarışığının labo-ratoriyada termodinamik tədqiqatının nəticələrindən biri verilmişdir.

Laydan qaz-kondensat çıxarılarkən, lay təzyiqinin aşağı düşməsi nəticəsində qarışıqdan dü-şən kondensat һəcminin, məsamələrin ümumi həc-minə olan nisbətinin

dəyişməsi (faizlə) əyrisi həmin şəkildə verilmişdir. Bu əyriyə görə lay təzyiqi təxminən 150 ata olduqda layda düşən kondensatın miqdarı maksimum qiymət alacaqdır. Qaz-kondensat yataqları istismar edildikdə trapda elə təzyiq yaratmaq lazımdır ki, orada düşən stabilləşmiş kondensatın miqdarı maksimum olsun. Həmin təzyiqə trapda maksimal kondensləşmə təzyiqi deyilir. Laboratoriya şəraitində aparılan termodinamik tədqiqat və quyuların tədqiqi nəticəsində Qaradağ yatağı üçün һəmin təzyiqin 60 ata-ya bərabər olduğu müəyyən edilmişdir. Yuxarıda, lay təzyiqi kondensatın

100 200 300 P, ama 0

1,0

2,0

3,0

V kon� m

× 100�

91-ci şəkil. Vahid həcmi məsəmələrdə

təzyiqdən asılı olaraq kondensatın düşməsi

217

düşmə təzyiqindən az olduqda, layda iki fazalı qaz-kondensatı olacağını qeyd etdik.

Çox dərində yerləşmiş və qaz papağı olan neft laylarını ikifazalı qaz kondensat yatağı adlandırmaq olar. Belə yataqlarda qaz-neft sisteminin böһran temperaturu lay temperaturundan çoxdur, lay təzyiqi isə sistemin şeһlənmə təzyiqi ilə buxarlanma təzyiqi arasında olur, yəni lay təzyiqi qaz-neft sistemində kondensatın düşmə təzyiqindən az, buxarlanma təzyiqindən çox olur.

Yuxarıda qeyd etdik ki, layda əkskondensləşmə һadisəsinin baş verməsi üçün lay temperaturunun qarışığın böһran temperaturundan çox olması lazımdır. Lakin bu һadisə temperaturun müəyyən qiymətinə qədər davam edə bilər. Layda olan qaz qarışığının tərkibindən asılı olaraq elə temperatur vardır ki, lay temperaturu һəmin temperaturdan çox olduqda qarışıq ancaq qaz fazasında ola bilər. Belə һalda izotermik genişlənmədə, yaxud sıxılma prosesində qarışıq ancaq birfazalı qaz һalında olacaqdır. Həmin temperatura krikonterm deyilir. Əgər lay temperaturu qarışığın krikonterminə bərabər, yaxud ondan çox olarsa, layda ancaq bir fazalı qaz olacaqdır və belə yataqlar özlərini qaz yataqları kimi aparacaqdır. Lay temperaturu qarışığın krikonterminə bərabər olduqda, qaz doymuş һalda, lay temperaturu krikontermdən çox olduqda isə qarışıq doymamış һalda olacaqdır.

Deməli, lay temperaturu qarışığın böһran temperaturu ilə krikonterm arasında olduqda əkskondensləşmə һadisəsi baş verə bilər.

Kondensatın tərkibinə propandan ağır olan karboһidrogenlər daxildir. Çıxarılan yağlı qazdan kondensat sabit temperaturda təzyiqin azalması və ya qazın soyudulması nəticəsində ayrılır. Bu һalda ilk növbədə ağır, sonra yüngül komponentlər kondensə olur.

Yağlı qaz-kondensatın xüsusi çəkisi �204 =0,6÷0,8, başlanğıc qaynama temperaturu 18°C-dən 50°C-yədək, son qaynama temperaturu 140°C-dən 340°C-yədək, rəngi şəffaf və ya açıq olur.

Qaz-kondensat yataqlarının һasilatı qaz-kondensat amili ilə qiymətləndirilir. Qaz-kondensat amili, isteһsal edilən qaz (normal şəraitdə) miqdarının stabilləşmiş kondensatın miqdarına olan nisbətinə deyilir. Qazda nə qədər çox kondensat olarsa, qaz-kondensat amili bir o qədər az olar. Bu amil, işlənmədə olan qaz-kondensat yataqları üçün 2000÷250000 m3/m3 arasında dəyişir.

Qaz-kondensat yataqları işlənmə və istismar şəraitinə görə qaz və neft yataqlarından fərqləndiyi üçün yeni açılmış karbohidrogen yatağının təbiətini öyrənmək məqsədi ilə mədən və laboratoriya şəraitində aparılan tədqiqat nəticəsində əlavə olaraq aşağıdakı məlumat əldə edilməlidir:

218

1) kondensləşmə izotermini qurmaq üçün müxtəlif təzyiq və temperaturda ayrılan kondensatın miqdarı:

2) verilmiş temperatur rejimlərində kondensatın ayrılma və maksimal kondensləşmə təzyiqi;

3) müxtəlif kondensləşmə rejimində kondensatın tərkibi; 4) lay təzyiqinin düşməsindən asılı olaraq layda kondensat itkisi;

5) lay qazının tərkibi: 6) lay şəraitində qaz-kondensat sisteminin maye və qaz fazaları. Tədqiqat əsas olaraq iki temperatur rejimində aparılmalıdır. Kondensatın

düşmə təzyqi lay temperaturunda, maksimal kondensləşmə təzyiqi isə lay və trapdakı temperaturda tədqiq edilməlidir.

Qaz-kondensat yataqlarının 90%-ə qədəri 1500 m-dən artıq və təxminən 60%-ə qədəri 2100 m-dən artıq dərinlikdə yerləşir.

ABŞ-da qaz-kondensat yataqlarının əksəriyyəti Teksas və Luizianada yerləşir. Qaz-kondensat amili 9000 m 3 /m3 və qazdakı kondensatın miqdarı 900 sm3/m3, lay təzyiqi 400 atm olub, 2500 m dərinlikdə yerləşən belə yataqlar təzyiqin saxlanması üsulu ilə müvəffəqiyyətlə istismar edilir.

Keçmiş SSRİ-də də xeyli miqdarda qaz-kondensat yataqları məlum idi. Belə yataqlara Qaradağ, Zirə (Azərbaycanda), Xarkov yaxınlığında Şebelenka və Poltava yaxınlığında Zaçepilov (Ukrayna), Qazlı, Hacı-Abad (Özbəkistanda), Korobki (Stalinqrad vilayətində), Stepanov, Bakeyev, Pesçanı, Umet (Saratov yaxınlığında), Qızıl-Qum (Türkmənistanda), Leninqrad, Kanev (Krasnodarda) və s. daxildir.

Gələcəkdə qaz-kondensat yataqları daha çox kəşf ediləcəyini ehtimal etmək olar, çünki hal-hazırda yeni kəşfiyyat quyularının əksəriyyəti çox dərin laylara qazılır.

§ 2. QAZ-KONDENSAT YATAQLARININ İŞLƏNMƏSİNİN

ƏSASLARI

Qaz-kondensat yataqlarının işlənmə sistemi neft və qaz yataqlarının işlənməsindən, hər şeydən əvvəl məhsulun çıxarılması və onun fiziki emal edilməsi proseslərinin qarşılıqlı əlaqədə olması ilə fərqlənir.

Müxtəlif ixtisaslı mütəxəssislərin idarə etdiyi texnoloji proseslərin vahidliyi, böyük kapital qoyuluşu, yüksək işlək təzyiq, məhsulun dağıdıcı və digər xüsusiyyətləri qaz-kondensat yataqlarının işlənmə sisteminin diqqətlə əsaslandırılmasını tələb edir.

Qaz-kondensat yatağının sənaye əhəmiyyəti hər şeydən əvvəl qaz və kondensatın miqdarı ilə müyyən edilir.

Əgər yataq lay təzyiqinin azalması hesabına istismar edilərsə, onda layda kondensatın bir hissəsi itə bilər.

219

Qaz-kondensat yataqları aşağıdakı üsullarla işlənə və istismar edilə bilər:

1) qazı yenidən laya vurmaqla lay təzyiqinin saxlanılması; 2) laya su vurmaqla lay təzyqinin saxlanılması; 3) lay təzyiqinin saxlanılmaması. Laydan maksimum kondensat almaq nöqteyi-nəzərindən, qaz-kondensat

yataqları təzyiqin saxlanılması yolu ilə işlənilə bilər. Karbohidrogenli yatağın xarakteristikasına və texnoloji-iqtisadi mülahizələrə əsasən lay təzyiqinin saxlanılmasının zəruri olması müyyən edilir.

Təzyiqin bir səviyyədə saxlanılmasını, yaxud bərpa edilməsini təmin etmək üçün laya müəyyən miqdar işçi agent, yəni quru qaz, hava yaxud su vurmaq lazımdır. Lay təzyiqini saxlamaq məqsədi ilə quru qazın geriyə vurulması üçün laydan çıxarılan yağlı qazdan seperasiya-adsorbsiya üsulu ilə kondensat ayrılır.

Laya vurulan quru qazın həcmi laydan çıxarılmış yağlı qaz həcminin 30—100%-i qədər ola bilər. Laydan çıxarılan qazın həcmi laya vurulan qazın həcmindən çox olduqda, lay təzyiqi azalmağa başlayacaq, lakin təzyiqin aşağı düşmə tempi, təbii düşmə tempindən az olacaqdır. İşlənmənin başlanğıc dövründə yağlı qaz quru qazla tamamilə sıxışdırıldıqdan sonra, laydan çıxarılan qaz başqa məqsədlər üçün istifadə olunur. İşlənmənin başlanğıc dövrü 20 il çəkə bilər. Deməli, həmin dövrdə laydan ancaq kondensat çıxarılır, quru qaz isə yenidən laya vurulur. Ona görə bu üsul ancaq yatağın qaz ehtiyatı çox böyuk və qaz-kondensatın tərkibində çoxlu miqdarda kondensat olduqda və xalq təsərrüfatının qaza olan ehtiyacı başqa yataqların hesabına ödənilə bildikdə tətbiq edilə bilər. Misal üçün Amerikada bu üsul qazın tərkibində kondensatın miqdarı 53 sm3/m3-dan çox olduqda tətbiq edilir. Təzyiqi saxlamaq üçün havadan istifadə etdikdə, istehlakçıları kondensatdan alınmış neft məhsulları və həm də qazla təchiz etmək olar. Lakin havadan istifadə etdikdə dövran sistemində partlayıcı qaz-hava qarışığı əmələ gəlir. Oksidləşmə prosesi gedir və atmosfer təzyiqli havanın sıxılması üçün çoxlu enerji tələb olunur. Digər tərəfdən, hava, istismar quyularında təzahür etdikdən sonra laydan çıxan hava-qaz qarışığının bir yanacaq kimi əhəmiyyəti azalır. Təzyiqin bir səviyyədə saxlanması üçün laya işçi agent kimi vurulan su, yaxşı yuyuculuq qabiliyyətinə malikdir, ucuz başa gəlir, lay ehtiyatı və enerjisindən tam istifadə etməyə imkan verir; lakin, laya su vurulması üçün injeksiya quyularının sayı çox götürülməlidir. Keçiriciliyi az olan laylar üçün lazım olan injeksiya quyularının sayı daha çox olur və onların mənimsənilməsi çətinləşir. Lay təzyiqinin saxlanması üsulunun əsaslandırılması üçün işlənmənin texniki və iqtisadi göstəriciləri müqayisə edilməlidir. 21-ci cədvəldə lay təzyiqini saxlamaq üçün qaz və ya su

220

vurulmasının bəzi göstəriciləri verilmişdir (cədvəl A.S.Velikovski və V.V.Yuşkindən götürülmüşdur).

21-ci cədvəldə verilən məlumat şərtidir, çünki şəraitdən asılı olaraq vurulan su və qazın qiyməti və hasil olan kondensatın miqdarı dəyişə bilər. Hər halda 21-ci cədvələ əsasən laya su vurulduqda, əlavə hasil olan kondensatın maya dəyərinin daha aşağı olduğunu görürük. Bundan əlavə laya su vurduqda yatağın qaz məhsulundan da istifadə edə bilərik. Hər iki halda lay təzyiqinin saxlanması üçün böyük əsaslı xərc tələb olunacaqdır və həmin əsaslı xərcdən istifadə etmək üçün vaxt lazımdır.

Onu da qeyd etmək lazımdır ki, layda təzyiq düşməsini saxlamaqlakondensat itkisinin qarşısı tamamilə alınmır. Bunu aşağıdakı səbəblərlə izah etmək olar:

1) laya vurulan qazın (suyun) həcmi laydan çıxarılan qazın həcminə bərabər olmur;

2) sıxışdırma prosesi layı tamamilə əhatə etmir;3) tam sıxışdırmaq olmur, yəni vurulan işçi agent yağlı qazı

məsamələrdən tamamilə sıxışdıra bilmir.Layda təzyiqin saxlanılması yolu ilə kondensat hasil edildikdə, layın

kondensat ehtiyatının 85%-ə qədərini almaq olur.Laya vurulan quru qazın həcmi laydan çıxarılan yağlı qazın həcmindən

çox olduqda, kondensat ehtiyatından istifadə etmə əmsalı artır. Misal üçün laya vurulan qazın həcmi laydan çıxarılan qazın həcmindən 1,8 dəfə çox olduqda, layın kondensat ehtiyatından istifadə etmə əmsalını 92%-ə çatdırmaq olar.

Laydan yağlı qaz çıxarıldıqdan sonra işlənmə adi qaz yataqlarında olduğu kimi aparılır.

Yuxarıda qaz-kondensat yataqlarında təzyiqin saxlanması üsullarından danışdıq. Lakin qaz-kondensatın tərkibində ağır komponentlərin miqdarı az olduqda, xalq təsərrüfatı üçün qazın tez çıxarılması lazım gələrsə, yaxud yatağın ehtiyatı az olarsa, qaz-kondensat yataqları adi qaz yataqları kimi, yəni lay təzyiqi saxlanılmadan istismar edilir.

221

21-ci cədvəl

Şərait

Tərkibində ağır komponentlər

(C5+) olan qaz-kondensat yataqları orta tərkibli

yüksək tərkibli

Lay təzyiqi, atm ilə Lay temperaturu, С0 ilə Lay qazında ağır komponentlərin miqdarı � �,�5С sm 3 /m 3

ilə Laya qaz vurulduqda Lay təzyiqi saxlanıldıqda çıxarılan kondensatın miqdarı, sm 3 /m 3 ilə Lay təzyiqi saxlanılmadıqda çıxarılan kondensatın miqdarı, sm 3 /m 3 ilə Təzyiqin saxlanılması nəticəsində itən kondensatın miqdarı, m 3 ilə 1 m3 məsamələr həcminə vurulması lazım gələn qazın miqdarı, m3 ilə Lay təzyiqi saxlanıldıqda 1 m 3 məsamələr həcmindən əlavə hasil olan kondensatın miqdarı, l ilə 1 t əlavə kondensatın çıxarılması üçün vurulması lazım gələn qazın həcmi, m 3 ilə 1000 m 3 vurulan qazın qiyməti, man ilə 1 t əlavə kondensant almaq üçün vurulan qazın qiyməti, man. ilə

Laya su vurulduqda 1 t su vurulduqda laydan sıxışdırılan qazın həcmi, m 3 ilə 1 m 3 məsamələr həcmindən əlavə hasil olan kondensatın miqdarı, l ilə 1 t əlavə kondensantın hasil edilməsi üçün lazım olan suyun miqdarı, m3 ilə 1 t vurulan suyun qiyməti, man. ilə 1 t əlavə kondensantın hasil edilməsi üçün lazım olan suyun qiyməti, man. ilə

230 73

120

110

75

35

220

77

3800 15

530

220

8,1

180 1,5

270

400 120 300

255

150

105

270

284

12500 20

250

270

28,4

47 2,0

94

222

Qaz yataqlarının işlənməsi haqqında V fəsildə danışıldı. Burada biz qaz-kondensat yatağını istismar edərkən lay təzyiqi aşağı düşdükdə layda gedən prosesləri izah edək. Qaz-kondensat yataqlarında gedən proseslər özünün bəzi xüsusiyyətlərinə görə neft yataqlarında həll olmuş qaz rejimində gedən prosesə oxşayır.

Həll olmuş qaz rejimində əvvəlcə lay təzyiqi neftin qazla doyma təzyiqinə bərabər olur. İstismar zamanı quyudibi təzyiqi neftin qazla doyma təzyiqindən az götürüldüyü üçün, layda neftdən qaz ayrılacaq və həmin qaz laydan quyudibinə neftin hərəkət etməsində iştirak edəcəkdir. Zaman keçdikcə layın neftlə doyma əmsalı azalacaq, qazla doyma əmsalı isə artacaqdır. Ona görə də həll olmuş qaz rejimində hidrodinamik hesablamalar aparıldıqda Vikov və Botsetin əyrilərindən istifadə edilir. Qaz-kondensat yataqlarında da lay təzyiqi bir səviyyədə saxlanılmadıqda yuxarıda təsvir olunan prosesə oxşar proses gedir. Əvvəlcə lay təzyqi qazın kondensatla doyma təzyiqinə, yəni kondensatın düşmə təzyiqinə bərabər olur. Quyuları işə salmaq üçün dib təzyiqi lay təzyiqindən kiçik götürüldüyündən layda əvvəlcə quyudibinə yaxın zonada qazdan kondensat düşməyə başlayacaq və zaman keçdikcə kondensatın düşmə zonası genişlənəcək, layın kondensatla doyma əmsalı artacaq, qazla doyma əmsalı isə azalacaqdır. Lakin həll olmuş qaz rejimindən fərqli olaraq, burada hərəkətetdirici qüvvə qazdan ayrılan kondensatın enerjisi deyil, qazın öz elastiklik enerjisi olacaqdır. Qaz-kondensat yatağını üç zonaya ayırmaq olar. Birinci, yatağın konturuna yaxın olan zona olacaqdır. Həmin zonada lay təzyqi kondensatın düşmə təzyiqinə bərabər və yaxud ondan çox olduğundan qazdan kondensat ayrılmayacaqdır. İkinci zonada qazdan kondensat ayrılmağa başlayacaqdır. Deməli, birinci zona ilə ikinci zona arasındakı sərhəddə lay təzyiqi kondensatın düşmə təzyiqinə bərabər olacaqdır. Lakin, ikinci zonada qazdan kondensatın ayrılmasına baxmayaraq layın kondensatla doyma əmsalı az olduğundan o, layda hərəkət etməyəcəkdir. Üçüncü zonada isə layın kondensatla doyma əmsalı kifayət qədər böyuk olduğundan layda kondensat hərəkət etməyə başlayacaqdır. Üçüncü zona quyudibinin yaxınlığında olacaqdır. Əlbəttə, ikinci və üçüncü zonalar zamandan asılı olaraq genişlənəcəkdir. Müəyyən zaman keçdikdən sonra layın konturunda təzyiq sabit qalmadıqda birinci zona olmayacaqdır. Üçüncü zonada kondensatın hərəkətinin layın kondensatla doyma əmsalının müəyyən qiymətindən sonra baş verəcəyini yuxarıda söylədik. Bunu biz 71-ci b şəklindəki əyrilərdən görürük. Həmin əyrilərə görə layın su ilə doyma əmsalı ən azı 20 % olduqda layın su üçün faza keçiriciliyi ksu=0 olur, yəni su hərəkət etmir. Deməli, layda suyun hərəkət etməsi üçün layın su ilə doyma əmsalı ən azı 20% olmalıdır. Eyni hadisəni qaz-kondensat yatağı üçün də söyləmək olar. Lakin 71-ci b şəklində verilmiş əyrilər layda su ilə karbon qazı hərəkət etdikdə alınmışdır; su ilə karbon qazı bircinsli olmadığına

223

görə, onların arasındakı səthi gərilmə qüvvəsi çox olduğundan layda qalıq (əlaqəli) suyun faizi çox olur. Keçiriciliyi az olan qaz yataqlarında əlaqəli suyun faizinin bəzən 60-a çatdığını 70-ci b şəklindən görürük. Lakin, kondensatla qaz bircinsli olduqlarından onların arasında səthi gərilmə qüvvəsi çox az olacaqdır; ona görə də layın qalıq kondensatla doyma əmsalının çox az olacağını ehtimal etmək olar (bu məsələ hələ kifayət qədər öyrənilməmişdir). Qaz-kondensat yataqları lay təzyiqi saxlanılmadan istismar edildikdə layda itən kondensatın faizi 30 ilə 60 % arasında dəyişir. Layda təzyiqin aşağı düşmə tempi az olduqda kondensat itkisi də az olur.

Məsamələrin kondensatla doyma əmsalının dəyişmə sürətini tapmaq üçün M.Masket tərəfindən verilmiş aşağıdakı tənliyi həll etmək lazımdır: NN̈� = ��2_ ^ℎ N��� NPN� , (VI.1)

burada q — quyunun qaz debiti; h — layın qalınlığı;

dtdy — quyudan məsafəsi r olan nöqtədə təzyiq qradiyenti;

s — atmosfer şəraitində vahid həcm qazda kondensatın həcmidir. Qaz-kondensat yataqlarında istismar quyularının sayı qaz və

kondensatın ümumi plan hasilatı, istismarda olan quyuların orta debiti əsasında təyin edilir. Quyuların debitini müəyyən etdikdə, layda təzyiqin həddindən artıq düşməsinə, kollektorun pozulmasına, quyudibi zonada kondensatın çox düşməsinə, hidrat əmələ gəlməsinə yol verilməməlidir. Quyu gövdəsində qazın hərəkət surəti əmələ gələn kondensatın yer üzərinə çıxarılmasını təmin etməlidir. Laya süni təsir göstərildikdə istismar quyuları bərabər şəbəkə sxemi üzrə yerləşdirilə bilər.

İnjeksiya quyuları ilə istismar quyuları arasındakı məsafəni çox götürdükdə, yağlı qazın sıxışdırılması daha effektiv olur.

Qaz-kondensat yatağının işlənmə layihəsini verdikdə hər şeydən əvvəl yatağın qaz-kondensat ehtiyatı və lay şəraitində karbohidrogenlərin halı mümkün qədər böyuk dəqiqliklə aydınlaşdırılmalıdır. Bundan istifadə edərək qaz-kondensat hasilatının, ilk emal sxemi və məhsulun istifadə yolları müəyyən edilir.

Laya quru qazın geri vurulması üçün dövran prosesinin texniki-iqtisadi cəhətcə səmərəliliyi və injeksiya quyularında quyuağzı təzyiq müəyyən edildikdən sonra istismar və injeksiya quyularının sayı təyin edilir. Bu məqsədlə kəşfiyyat, konturlayıcı və məhsul verməyən quyulardan istifadə edilməsi də nəzərdə tutulmalıdır. Quyuları yataq üzrə yerləşdirdikdə yatağın geoloji xüsusiyyətləri və quru qazın yağlı qazı yuma qabiliyyəti nəzərə alınmalıdır.

Təcrübədə vurulan qazın həcmi çıxarılan qazın həcmindən 10—15% az olur. Bu, separasiya və emal zamanı kondensatdan ayrılan həll olmuş qazla

224

mədənin daxili ehtiyaclarına sərf olunan qaz və itkilərlə əlaqədardır. Qazın bir hissəsi məhsuldar layın yüksək məsaməli hissəsində toplanır. Bundan başqa yeraltı qaz itkiləri də mümkündür.

Lay təzyiqinin bərpa edilməsinə müəyyən dərəcədə kontur sularının hərəkəti də kömək edir.

Laya vurula bilən qazın miqdarını analitik hesablamaq çətindir, çünki injeksiya quyularına vahid ağız təzyiqində vurulan qazın miqdarı böyük sərhəddə dəyişir.

İnjeksiya quyularının qəbuletmə qabiliyyəti təcrübi yolla tapılır. İnjeksiya quyularının qəbuletmə qabiliyyətini artırmaq məqsədi ilə

qazla yuma üsulundan, turşu ilə işlənmə üsulundan, hidravlik yarmadan, torpedalama və s-dən. istifadə etmək lazımdır.

İlk təxmini texnoloji hesablamalar qaz-kondensat yatağının işlənməsindən alınan təcrübi və istehsal məlumatları əsasında dəqiqləşdirilir.

Neft və qaz yataqlarına nisbətən qaz-kondensat yataqlarının planlı işlənməsi xeyli çətinliklər törədir. Onların işlənmə layihəsini tərtib etmək üçün hələlik düzgün və elmi surətdə əsaslandırılmış üsul yaradılmamışdır.

İşlənmə variantlarının seçilməsində kapital qoyuluşu, istismar xərcləri və məhsulun maya dəyəri kimi iqtisadi amillərin həlledici əhəmiyyəti vardır. İşlənmə layihəsinin müxtəlif variantlarını texniki-iqtisadi göstəricilərə görə müqayisə edib, ən səmərəli variant seçilməlidir.

§ 3. QAZ-KONDENSAT YATAQLARININ İSTİSMARI

Qaz-kondensat yataqlarının istismarında qarşılıqlı əlaqədar texnoloji

əməliyyat—istismar quyularından yağlı qazın çıxarılması, onun emalı və adi qazın laya vurulması dəqiq yerinə yetirilməlidir. Yuxarıda qeyd edilən əməliyyatın hər biri ayrılıqda xüsusi avadanlıq tələb edir.

İstismar quyularının avadanlığı və rejimin tənzim edilməsi qaz yataqlarında olan quyulardakı kimidir.

İstismar prosesində təzyiq, temperatur, sərf, xüsusi çəki, qaz və kondensatın tərkibi diqqətli nəzarət altında olur. Quyuda quru qazın təzahürünü aşkar etmək üçün quyunun məhsulu arası kəsilmədən analiz edilməlidir.

Quyu məhsulundan maksimum kondensat almaq üçün trapdakı təzyiq, maksimal kondensləşmə təzyiqinə bərabər olmalıdır.

İstismar quyularının maksimum mümkün debiti kollektorun xüsusiyyətini və karbohidrogenlərin əks kondensləşmə şəraitini nəzərə almaqla müəyyən edilir. Bu isə bufer təzyiqi vasitəsilə quyunun iş rejimini tənzim etmək imkanını məhdudlaşdırır. Tənzimləmə həm də kondensatı emal etməkdən ötrü, avadanlığın tam istifadə edilməsini təmin etmək üçün lazımdır.

225

Quyuda karbohidrogenlərin kondensləşməsi quyudibində maye yığılmasına, məsamələrin tutulmasına, hidravlik təzyiqin çoxalmasına, təzyiq itkisinin artmasına və debitin azalmasına səbəb olur. Bu çətinliklərin qarşısını almaq üçün quyu qazla vaxtaşırı təmizlənməlidir.

İnjeksiya quyularının dibinin vaxtaşırı təmizlənməsi çox vacibdir. Quyunun vaxtında təmizlənməsi quyuağzı təzyiqin artmasının qarşısını alır, vurulan qaz həcminin azalmasını təmin edir, qazın əlavə sıxılma xərclərini azaldır, qaz kəmərləri və kompressorlarda baş verə biləcək təhlükələrin qarşısını alır. Təmizləmə qaz və ya su ilə yuma üsulu ilə aparılır.

İnjeksiya quyularında ağız təzyiqinin həddindən artıq artmasının qarşısını qabaqcadan almaq üçün qoruyucu klapanlar və təzyiq tənzimləyicilərindən istifadə edilir. Əgər qazın analizinə əsasən bəzi istismar quyularında quru qaz təzahüru vaxtından əvvəl müəyyənləşdirilərsə, bu quyuların hasilatı məhdudlaşdırılır. Bəzi hallarda isə quru qazın müntəzəm irəliləməsini təmin etmək üçün ayrı-ayrı istismar quyularını saxlayırlar. Əksər istismar quyularında quru qaz təzahür etdikdən sonra dövri proses bitir, layın təbii tükənməsi başlanır, yəni yataq, adi qaz yatağı kimi istismar edilir.

Tükənmə dövründə çıxarılan qazın emalı prosesi ağır karbohidrogen almaq məqsədi ilə dayandırılmır.

Lay təzyiqi xeyli aşağı düşdükdən sonra kompressor stansiyasından qazın nəql edilməsi üçün istifadə etmək olar.

Tükənmə dövründə istehlakçılara kondensatla birlikdə quru qaz da göndərilir. Yüksək təzyiq altında olan bu qaz təbii enerji hesabına uzaq məsafəyə göndərilə bilər. Qaz çıxarılmasında injeksiya quyularından da istifadə etmək olar. Deməli, tükənmə prosesində qaz hasilatının aşağı düşməsinin qarşısını almaq üçün imkan vardır.

Tamamilə tükənmiş qaz-kondensat yatağından təbii qaz rezervuarı kimi istifadə edilə bilər.

226

VII FƏSİL

NEFT VƏ QAZ LAYLARININ AÇILMASI VƏ QUYULARIN MƏNİMSƏNİLMƏSİ

Neft və qaz laylarının açılması qazıma prosesinin axırıncı mərhələsidir.

Bu, quyuların istismar üçün hazırlanmasında yerinə yetirilən tədbirlər içərisində ən mühüm mərhələdir.

Neft və qaz laylarının açılması işləri iki dövrə ayrılır: a) qazıma prosesində görülən işlər; b) quyunun mənimsənilməsində görülən işlər.

Hər iki halda qəzaya yol vermədən layın etibarlı surətdə açılması üçün texniki vəsaitin seçilməsinə, layın açılma texnologiyası qaydalarının yerinə yetirilməsinə xüsusi fikir verilməlidir. Qazıma və quyuların mənimsənilməsi işlərinin müvəffəqiyyətlə başa çatdırılması, həmin quyulardan layihədə nəzərdə tutulmuş hasilatın alınması, injeksiya quyularının hesablama ilə müəyyən edilmiş udma qabiliyyətinin əldə edilməsi həmin şərtlərə düzgün və mütləq əməl edilməsindən asılıdır.

Layların açılması texnikası və texnologiyası, qazılmış konkret quyular vasitəsilə açılan intervallarda həmin layların geoloji və fiziki-texniki xarakteristikaları ilə sıx əlaqələndirilməlidir. Bu halda quyu vasitəsilə aşağıdakı yataqlar açıla bilər:

1) başlanğıc lay təzyiqi yüksək olan çox məhsuldar yataq; 2) başlanğıc lay təzyiqi yüksək olmayan az məhsuldar (zəif) yataq. Birinci növ yataqlarda layı, quyunun ya qazılması, ya da mənimsənilməsi

prosesində açdıqda lazımi tədbirlər görlməzsə, şiddətli təzahür (tullanış, açıq fontan), süxurun uçulması və qazıma alətinin tutulması, kənar suların quyuya soxulması, yanğın və digər mürəkkəbləşmə halları baş verə bilər.

İkinci növ yataqlarda, əksinə, lay yuma mayesini udar, layın quyudibi zonası gilləşər ki, bu da sonradan quyunun mənimsənilmə prosesinin xeyli ləngiməsinə səbəb olar.

Nəzərə almaq lazımdır ki, quyunun mənimsənilmə müddətini azaldılması, yüksək hasilat əldə edilməsi və injeksiya quyularının tələb olunan qədər udma qabiliyyətinin olması üçün qazıma və mənimsəmə prosesləri arasında sıx əlaqə yaradılmalıdır.

Neft və qaz yatağının açılması prosesinə aşağıdakı tələblər verilir: a) tullanış, açıq fontan və digər mürəkkəbləşmə hallarının qarşısının

alınması; b) yuma mayesinin lay tərəfindən udulmasının (bu isə əsasən quyudibi

zonasının gilləşməsinə səbəb olur) qarşısının alınması; c) quyuların uzun müddət susuz istismarını təmin etmək

üçün layın, qalınlıq və yatım istiqaməti üzrə açılması;

227

ç) laydan quyudibinə maye axınının mümkün qədər sürətləndirilməsi və asanlaşdırılması.

Neft və ya qaz quyusu dəyəri bir neçə yüz mindən bir neçə milyon manata qədər olan çox mürəkkəb quruluşlu tikilidir. Neft və qaz quyuları vasitəsilə neftli və ya qazlı lay yer səthi ilə əlaqələndirilir; texnoloji rejimlə müəyyən edilmiş miqdarda neft və ya qaz hasil edilir; yatağa süni təsir edildikdə laya su və ya sıxılmış qaz (hava) vurulur; layın və quyunun parametrlərini və vaxta görə bunların dinamikasını öyrənmək üçün dərinlik ölçmələri; müxtəlif (cari və əsaslı) təmir işləri aparılır.

Neft (qaz) quyusu illərlə, çoxlaylı yataqlarda isə on illərlə xidmət etdiyindən quyunu qazıdıqda, layı açdıqda və quyunu mənimsədikdə qazıma, layın açılması, istismar kəmərinin endirilməsi, sementlənməsi və mənimsəmədən əvvəl dəlinməsinin texniki və texnoloji şərtlərinə əməl olunmalıdır. Həmin işləri yerinə yetirərkən azacıq etinasızlığa yol verilməsi, habelə texniki və texnoloji şərtlərə azacıq riayət olunmaması quyunun yararsız olması ilə nəticələnə bilər ki, bu da bəzi hallarda bütün yatağın işlənməsinə çox mənfi təsir edər.

Quyunun qazılması, layın açılması, kəmərin endirilib sementlənməsi, deşiklər açılması və quyunun mənimsənilməsi üçün görülən tədbirlər nəzəriyyə və təcrübəyə, yatağın geoloji-texniki xarakteristikasının, habelə baş verə biləcək mürəkkəbləşmə hallarının diqqətlə öyrənilməsinə əsaslanmalıdır.

Neftli və qazlı layların açılması məsələləri kompleksində aşağıdakılar xüsusi əhəmiyyətə malikdir: yuma mayesinin seçilməsi, quyudibinin (qoruyucu kəmərin aşağı hissəsinin) konstruksiyası, deşik açma üsulları, quyuağzı avadanlığı (qazıma prosesində, deşiklər açdıqda, mənimsəmədən əvvəl).

Aşağıda həmin amillər, habelə qazıma və mənimsəmə zamanı neft və qaz laylarının açılmasına bunların təsiri nəzərdən keçirilir.

§ 1. YUMA MAYESİNİN SEÇİLMƏSİ

Həm qazıma, həm də mənimsəmə prosesində yuma mayesinin düzgün

seçilməsi quyunun mənimsənilməsi və istismara verilməsində həlledici əhəmiyyətə malikdir. Buna görə də hər bir ayrıca halda yuma mayesinin seçilməsi, qazıma prosesində, xüsusilə neft-qazla doymuş məhsuldar layları qazıb keçdikdə mayenin keyfiyyəti üzərində arası kəsilmədən nəzarət edilməsinə xüsusi fikir verilməlidir.

Qazıma zamanı əsas (işlək) yuma mayesi olaraq gilli məhluldan istifadə edirlər. Lakin, bir sıra hallarda, mədən işi təcrübəsində təmiz su, xarici ölkələrdə isə sıxılmış qaz (hava) və aerasiya edilmiş (havalandırılmış) məhlul da tətbiq olunur.

228

Unutmamaq lazımdır ki, quyunun qazılmasından istismara verilməsinə qədər olan bütün mərhələlərdə yuma mayesi aşağıdakı tələbləri ödəməlidir:

1) məhsuldar layı açmazdan əvvəl qazıma prosesində süxurların ovulması və uçulmasının, gövdənin daralması və yuyulmasının, oyuqlar, tullanışlar əmələ gəlməsinin, quyuya su və qaz keçməsinin qarşısı alınmalı, qazılmış süxurun hamısının yer səthinə çıxarılması təmin edilməli;

2) neftli-qazlı məhsuldar layları keçərkən tullanış baş verməməsi, məhlul dövranının pozulmaması və tutulma halları cəhətdən təhlükəsizlik təmin edilməli, həmin zonaların təbii keçiriciliyi saxlanılmalı;

3) sementləmə işlərində yuma mayeləri sement məhlullarına qarşı neytral olmalı və məhsuldar horizontların təbii keçiriciliyi saxlanmalı;

4) quyuda deşiklər açdıqda yuma mayesinin laya çoxlu miqdarda keçməsinə, quyudibi zonasının gilləşməsinə və layların təbii keçiriciliyinin pisləşməsinə imkan verilməməlidir.

Turbin üsulu ilə qazımada isə bu tələblərdən əlavə enerji mənbəyi olan (turboburu hərəkətə gətirən) yuma mayesi həm də bu məqsəd üçün lazımi xassələrə malik olmalıdır.

Dediklərimizdən aydın olur ki, yuma mayesinə qoyulan keyfiyyət tələbləri layların təbii keçiriciliyinin saxlanmasını, habelə layın çoxlu yuma mayesi udmasını, quyudibi zonasının gilləşməsi qarşısının alınmasını və layı açdıqda tullanış hallarının aradan qaldırılmasınının təmin etməkdən ibarətdir.

Təcrübədən məlum olduğu kimi, gilli məhlulların keyfiyyətinə və reseptinə lazımınca fikir verilməməsi quyudibi zonasının vəziyyətinə çox pis təsir edir, laya xeyli miqdarda gilli məhlul və su keçməsinə, layın gilləşməsinə səbəb olur, bunların nəticəsində isə quyuların işə salınması və mənimsənilməsi xeyli çətinləşir.

Ayrı-ayrı hallarda, laya gilli məhlul çox keçdikdə və quyudibi zonası gilləşdikdə quyuları heç mənimsəmək olmur, ya da istismara verilən belə quyuların hasilatı çox az olur.

Bu halda gilli məhlulun suvermə qabiliyyətinə, yəni gilli məhlullardan suyun ayrılıb laya keçməsi xassəsinə fikir verilməlidir.

Su, məsaməli mühitə süzülərək layın quyudibi zonasına keçir, bir sıra hallarda (köhnə neft rayonları olan Leninneft və Stalinneft NMİ-lərinin drenajlanmış sahələrində) isə layın uzaq (50—100 m) zonalarına keçə bilir.

Kənar suyun laya keçməsi neft üçün faza keçiriciliyinin azalmasına səbəb olur. Bu su, kvars qumuna (neft laylarının çoxu belə qumdan təşkil olunmuşdur) görə isladıcı faza hesab olunur. Neft layına keçən kənar su, quyunun gövdəsi ətrafında nefti qumdan sıxışdırıb çıxardır.

Suyun laya süzülməsi lay keçiriciliyinin xeyli pisləşməsinə, quyuların mənimsənilmə müddətinin uzanmasına, ya da bu quyuların az hasilatla istismara verilməsinə səbəb olur. Müəyyən edilmişdir ki, məhsuldar zonanı

229

qazıb keçdikdə, quyudibi zonasına bir neçə saat və ya bir neçə gün ərzində keçmiş suyu və gilli məhlulu çıxartmaq üçün bəzən aylarca vaxt sərf etmək lazım gəlir.

Quyunun işə salınmasına kənar suyun etdiyi bir mənfi təsiri də bilmək lazımdır. Bu da suyun təsiri altında süxurun fiziki cəhətdən dəyişməsindən (gilin şişməsindən) ibarətdir. Bildiyimiz kimi, neftli layların çoxu növbələşən gil və qum qatlarından təşkil olunmuşdur. Bəzi hallarda neftli lay, qatışıq gil-qum fasiyasından ibarət olur. Laya keçmiş kənar su gil hissəcikləri ilə qarşılıqlı əlaqəyə girib, bunların şişməsinə və nəticədə laydakı məsamələrin tutulmasına, kanalların daralmasına və layın keçiriciliyinin pisləşməsinə səbəb olur.

Neftli-qazlı məhsuldar layları açdıqda yuma mayesi konkret şəraitə uyğun olaraq çıxarılmalıdır.

Yuxarıda göstərilmişdi ki, açılan neftli laylar iki qrupa bölünür: 1) lay təzyiqi yüksək olan yüksək məhsuldar laylar; 2) lay təzyiqi yüksək olmayan çox drenajlanmış laylar.

Hər iki halda layı açarkən, kimyəvi işlənmiş gilli məhlulları tətbiq etmək lazım gəldiyindən bu qruplar üçün məhlulların keyfiyyətindən edilən tələbləri nəzərdən keçirək.

Birinci halda gözlənilən lay təzyiqindən asılı olaraq ya adi (xüsusi çəkisi 1,15—1,21 olan) gilli məhlullardan, ya da xüsusi olaraq ağırlaşdırılmış (xüsusi çəkisi 1,85—2,3 olan) məhlullardan istifadə edirlər. Gilli məhlulları ağırlaşdırmaq üçün ona xırdalanmış inert materiallar (hematit, barium, koloks və s.) əlavə edirlər.

İkinci hal üçün gilli məhlulları işlədikdə məhlulu hazırlamaq üçün istifadə olunan suyun keyfiyyətinə, məhlulun kimyəvi işlənməsinə xüsusi fikir verilməlidir. Bu halda gilli məhlulun suvermə qabiliyyəti çox az („QrozETİ" qurğusunda 30 dəq. ərzində 3—5 sm3), neft-su sərhədində filtratın səthi gərilməsi mümkün qədər az (1—3 dn/sm) olmalıdır. Bu məqsədlə qələvi lay suyu ilə neft sərhədi arasında səthi gərilmə əmsalı 1,42—6,1 dn/sm olduğuna görə bu sudan istifadə edilməsini məsləhət görmək lazımdır. Lakin bir çox hallarda gilli məhlul hazırlamaq üçün yaxınlıqdakı su hövzələrinin (dəniz, çay və s.) suyundan istifadə edirlər. Cod suların süzülməsinin layların neftvermə qabiliyyətinə mənfi təsirinə yol verməmək üçün gilli məhlulu səthi aktiv maddələrlə (sulfanol, neytrallaşdırılmış qara kontakt, azolyat, sovet detergenti və s.) işləmək tövsiyə olunur.

Gilli məhlul suyunun laya keçməsinə imkan verməmək məqsədilə kolloidal məhlullardan istifadə olunması məsləhət görülür. Belə məhlulları hazırlamaq üçün gilli məhlula xüsusi bentonit maddələr—xüsusi gillər (gilabı, akvagel və s.) qatırlar.

230

Layı açarkən gilli məhlul suyunun laya keçməsi ilə mübarizə üçün bir çox hallarda yuma mayesi olaraq neftdən və ya neft əsaslı məhluldan istifadə edirlər.

Təcrübədən məlum olduğu kimi, bu halda neftli və qazlı layı nisbətən daha keyfiyyətli açmaq və layın məhsuldar zonasından kerni daha yaxşı çıxartmaq olur.

Neft əsaslı belə məhlulun ən sadə reseptini veririk: gil—40%, əhəng-15%, neft—45%.

Qubkin adına Moskva Neft-qaz İnstitutunun resepti ilə hazırlanmış neft əsaslı məhlul yaxşı struktur-mexaniki xassələrə və lazımi qədər axarlılığa malikdir. Həmin resept belədir: İ. Oksidləşdirilmiş petrelatumla sabitləşdirilən məhlul: dizel yanacağı 70—82,5% rubreks 5—18% oksidləşdirilmiş petrelatum 2—3% natrium-hidroksid məhlulu 1 — 1,5% II. Oksidləşdirilmiş parafinlə sabitləşdirilən məhlul: dizel yanacağı 78,5—85,8% oksidləşdirilmiş bitum 12—18% oksidləşdirilmiş parafin 1,2—1,5% natrium-hidroksid məhlulu 1,2—1,5%.

Belə məhlulların xüsusi çəkisi 0,9 q/sm3, SPV-5 cihazı ilə ölçülmüş özlülüyü isə 200—400 san. olur.

Tatarıstanın və Başqırdıstanın bəzi sahələrində yuma mayesi olaraq adi sudan istifadə edirlər. Lakin təcrübənin göstərdiyi kimi, laya qədər qazıdıqda və layı açdıqda laya su keçdiyindən gil hissəcikləri şişir, gil araqatları yuyulduğundan layın məsamələrini tutur, habelə başqa mürəkkəbləşmə halları baş verir.

Əldə edilən məlumatın müqayisəsi göstərir ki, quyuların açılmasında gilli məhlulun tətbiqi nəticəsində hasilat suya nisbətən 5,6 dəfə artır.

Bununla bərabər yuma mayesi olaraq sudan istifadə edildikdə qazımanın texniki (qazıma sürəti) və iqtisadi göstəriciləri xeyli yüksəlir (gilə və kimyəvi reagentlərə daha az vəsait sərf edilir).

Buna görə də işlək maye olaraq sudan istifadə etdikdə, ona səthi aktiv maddə (sulfanol, neytrallaşdırılmış qara kontakt, azolyatlar, detorgent və s.) qatmaq lazımdır.

Xarici ölkə təcrübəsində, neftli-qazlı layları açdıqda sıxılmış hava ilə qazıma üsulundan da istifadə edirlər.

ABŞ-da bu sahədə alınmış məlumatın təhlili göstərir ki, bu halda mexaniki sürət xeyli artır, balta sərfi azalır, qazımanın texniki-iqtisadi göstəriciləri yaxşılaşır.

231

Burada əsas məsələ layın təbii keçiriciliyini saxlamaq, quyudibi zonasını gilləşməkdən qorumaq və layın məsamələrinə su keçməsinə imkan verməməkdən ibarətdir. Lakin, sıxılmış hava vasitəsilə qazıma üçün xüsusi texniki avadanlıq (kompressorlar, fırlanan preventerlər, rotor-preventerlər və s.) olmalıdır.

Bir çox hallarda quyuların aerasiya edilmiş maye (gilli məhlul və ya suyun sıxılmış hava ilə qatışığı) ilə qazılması üsulundan da istifadə edirlər.

§ 2. QORUYUCU KƏMƏRİN SEÇİLMƏSİ

Qazılıb qurtarmış quyunun müvəffəqiyyətlə açılması və mənimsənilməsində quyu konstruksiyasının və qoruyucu kəmərin seçilməsinin çox böyük əhəmiyəti vardır.

Elə də ola bilər ki, qazıma zamanı lay müvəffəqiyyətlə açılır, lakin quyunun konstruksiyası lazımi qədər düzgün seçilmədiyindən və axırıncı istismar kəmərinin tip-ölçüləri düzgün götürülmədiyindən layı istismar məqsədilə açmaq mümkün olmur.

Quyu konstruksiyası və istismar kəmərinin seçilməsi və sementlənməsi işləri elə aparılmalıdır ki, aşağıdakılar təmin edilsin:

a) lay mövcud üsullardan biri ilə açılsın, kənar suların axmasına yol vermədən quyu etibarlı mənimsənilsin, gündəlik və yekun nefq-qaz hasilatı təmin edilsin;

b) istismar kəmərinin diametri maye və qazın planla müəyyən edilmiş miqdarda çıxarılmasına, nəzərdə tutulmuş üsulla istismara, yeraltı layihə avadanlığın edilən xarici ölçulərinə uyğun gəlsin;

c) quyunun gövdəsi lazımi qədər möhkəmləndirilməklə ucuz başa gəlsin (metal, sement və s. materiallar daha az sərf edilsin);

ç) bütün dövr ərzində quyunun istismar edilməsi (mənimsənilməsi, işə salınması, normal işləməsi, yeraltı və əsaslı təmir aparılması) mümkün olsun;

d) yatağın geoloji kəsilişi hesaba alına bilsin, qazlı-sulu və uçulan araqatlar aralıq kəmərlərlə örtülsün;

e) istismar üçün quyunu alt horizontlardan üstdə yatan horizontlara qaytarmaq lazım gəldikdə həmin horizontda quyunu dərinləşdirmək mümkün olsun.

Axırıncı istismar kəmərinin uzunluğu, adətən quyunun dərinliyi qədər olur; diametri isə yuxarıdakı şərtlərə görə götürülməlidir.

Quyunun konstruksiyası, adətən: a) diametri 16, 18 və ya 20", uzunluğu isə 15—100 m olan

yönəldicidən;

232

b) diametri 10 — 18"-dən (stasionar qazıma qurğusu ilə işlədikdə) 8"-yə qədər (səyyar qazıma qurğusu ilə işlədikdə), uzunluğu isə 30—600 m olan konduktordan;

c) diametri 8, 10, 11, 12" olan və sulu horizontların şərti yatım dərinliyinə endirilən aralıq texniki və su bağlama kəmərlərindən;

ç) diametri 31/2; 4; 5; 6; 7", bəzən isə 8" olan istismar kəmərindən ibarət olur.

Son vaxtlarda bir çox hallarda quyunun qazılmasında birkəmərli konstruksiyadan, çox dərində (3500 m-dən dərində) yatan layları qazıdıqda isə ikikəmərli konstruksiyadan istifadə edirlər.

SSRİ-nin bir çox neft rayonlarının neft və qaz quyularında tətbiq edilən tipik konstruksiyalar aşağıda verilir:

Başqırdıstanda

1) 163/4� 50 m 4) 168/."

�

70 m 123/4"

�

250 m 123/4"

�

350 m 65/8"

�

1850 m 65/8"

�

1200 m 2) 123/4"

�

1500 m 5) 12"

�

350 m 65/8"

�

1850 m 5/8"

�

350 m 3) 3/4"

�

350 m 6) 123/4"

�

300 m 85/8"

�

1200 m 53/4"

�

1500 m

Samara vilayətində

1) 163/4"

�

100 m 3) 18: 3/4"

�

25 m 123/4"

�

300 m 123/4"

�

250 m 65/8"

�

1760 m 65/8"

�

I650 m 2) 123/4"

�

350 m 4) 103/4"

�

350 m 65/8"

�

İ840 m 53/4"

�

800 m

Tatarıstanda 123/4"

�

300 m 65/8"

�

1800 m

Azərbaycan SSR-də Dayaz quyular

1) 103/4" 70 m 4) 123/4" 100 m 41/2'/ 700 m 65/8" 2200 m

233

2) 143/4"� 200 m 5) 143/4"� 150 m 103/4"� 2000 m 65/8"� 2800 m

65/8"� 3300 m 6) 163/4"� 100 m3) 183/4"� 200 m 123/4"� 800-1000 m

143/4"� 1000 m 65/8"� 2200-2400 m103/4"� 2000 m65/8"� 2000 m

Dərin quyular

1) 183/4"� İ50 m123/4� 1500 m85/8"� 2400 m

2) 163/4"� 150 m103/4"� 2400 m65/8"� 4000 m

Bəzi hallarda 113/4" texniki kəmərlə 65/8" istismar kəməri arasında 85/8"aralıq kəməri endirirlər ki, bu da məhsuldar layın açılmasını asanlaşdırmaqla, uçulma, kənar suların soxulması, alətin tutulması və s. halların aradan qaldırılmasına imkan verir.

Aydındır ki, seçilmiş konstruksiyadan asılı olmayaraq sementləməni elə hesabla aparırlar ki, sementi lazımi hündürlüyə qaldırmaq, kənar suların qarşısını etibarlı surətdə almaq və mürəkkəbləşmə halları baş vermədən layı açmaq mümkun olsun. Onu da nəzərə almaq lazımdır ki, quyunun təyinatından (kəşfiyyat, istismar, neft və ya qaz quyusu, injeksiya, qiymətləndirmə, müşahidə quyuları və s.) asılı olaraq onun konstruksiyası da dəyişir.

§ 3. QUYUDİBİ AVADANLIĞININ TİPİ VƏ KONSTRUKSİYASI

Layın müvəffəqiyyətlə açılması, quyunun mənimsənilməsi və işəsalınmasında quyudibi avadanlığı konstruksiasının çox böyük əhəmiyyətivardır.

3) 24"� 5 m163/4"� 492 m113/4" 3000 m65/8" 4812 m

4) 24" 10 m163/4" 500 m113/4" 3000 m65/8 53/4" 4900 m

234

92-ci şəkil. Neft və qaz quyularında quyudibinin konstruksiyasının tipik sxemi:

1-konduktor; 2-istismar kəməri; 3- qoruyucu kəmər. 4 - sement halqası; 5 - quyuda perforasiya; 6 - zumpf; 7 - paker; 8 - deşikli quyruq; 9 - manjet

sementlənməsində kəmərdə açılmış deşiklər; 10 - sulu lay; 11 - məhsuldar lay.

Neft yatağının açılmış hissəsinin bərkidilməsinin tipik sxemləri 92-ci

şəkildə verilmişdir. Keçmiş SSRİ-də və xarici ölkələrin bir çoxunda ən çox yayılmış quyudibi konstruksiyası quyudibinə qədər endirilmiş kəmərin başdan-başa sementlənməsindən və sonradan istismar obyekti qarşısında deşiklər açılmasından ibarətdir (92-ci a şəkli).

Daha ucuz başa gələn bu konstruksiya sadə quruluşlu olsa da, quyudibi zonasında qum sementlənə bilər ki, bu da layın sonradan açılmasını çətinləşdirir. Təcrübədə 6" istismar kəmərinin hər 1 m-ində 10 —12 deşik açırlar. Hesablamanın göstərdiyi kimi, deşiklərin sayı az olduqda quyunun hasilatı xeyli azalır, çox olduqda isə kəmərin möhkəmliyi pozulur.

Təcrübədə bəzən birinci atışdan sonra qoruyucu kəməri və onun arxasında sement daşını deşmək mümkun olmadığından, layı da açmaq mümkün olmur. Buna görə də ya təkrar deşik açmaq, ya da J.A.Kolodyajnı konstruksiyalı torpeda perforatorları ilə yenidən atəş açmaq lazımdır.

Neftli hissəni sulu araqatlarından ayırmaq, bəzi təmir işlərini müvəffəqiyyətlə aparmaq (yeni neftli araqatını açma, quyunu yuxarı horizontlara qaytarma və i.a.) lazım gəldikdə quyudibini əvvəlcə sementləyib, sonra perforasiya işləri aparmaq məcburi hesab olunur.

Bütün qalan hallarda istismar kəmərini layın tavanında dayandırıb, bundan yuxarıda sementləmək lazımdır (92-ci c, ç, ğ şəkli). Bu halda layın açılmış qalınlığı üzrə maye axını yaradılar. Süxurlar azdavamlı olan hallarda quyudibinə xüsusi boru süzgəci (layner) endirilir. Bu süzgəcin yuxarı ucunu

235

bir neçə metr istismar kəmərinə keçirdib orada ya sementləməklə, ya da kipgəclə (kəndir və ya qurğuşundan) bərkidilir (92-ci b şəkli).

Bu süzgəcin üstünlüyu ondan ibarətdir ki, mayenin axınını daha yaxşı təmin edir və quyuya qumun daxil olmasını məhdudlaşdırır. Həmin süzgəcin nöqsan cəhəti onun o qədər də möhkəm olmamasıdır. Bundan başqa,

quyudibində kahalar olarsa, belə süzgəc əyilib əzilə bilər. Buna görə də bir çox hallarda həm süzgəc qoyur, həm də sementlənmiş kəmərdə deşiklər açırlar (92-ci bşəkli).

Süzgəci adətən sol keçiricisi olan qazıma borularında endirirlər. Süzgəcin başmaq tıxacının quyudibinə daha yaxşı ilişməsi üçün onun bir neçə başı əyri uzun milləri olur, bu həm də qazıma borularının açılmasını asanlaşdırır.

Bir sıra hallarda manjetlə sementlənmiş, kombinə edilmiş kəmərdən də istifadə edirlər (92-ci ç şəkli). Bu halda neft layını və quyunun bütün gövdəsini eyni diametrli balta ilə açırlar. Qoruyucu kəmərdə, layın tavanına uyğun dərinlikdə süxura kip sıxılan manjetin dəmir qıfı bərkidilir. Bu manjetin üstündə kəmərin borularında, təzyiq altında sementləmə üçün bir neçə deşik açır, aşağıda isə çuqun və ya mis klapan qoyurlar (bunu sonradan qazırlar). Mayenin axması üçün manjetdən aşağıda, neft layı qarşısında süzgəc qoyurlar. Bəzən quyuları manjet qoymadan da sementləyirlər (92-ci ç şəkli).

Bu konstruksiyanın əsas nöqsanı kəmərin endirilməsi ilə gilli məhlulun quyudan çıxarılması arasında çox vaxt keçməsidir; buna görə də məhlulun qatılaşması nəticəsində onu təmizləmək çətinləşə bilər.Bakı mədənlərində bir çox hallarda dərin quyuları

istismar etdikdə səviyyəni 2000 m-ə qədər və daha çox azaltmaq lazım gəlir, halbuki 6" kəmərdə səviyyənin 1700 m-dən, 7" kəmərdə isə 1300-dən aşağıya endirilməsi kəmərin əzilməsinə səbəb ola bilər.

Bunun qarşısını almaq üçün istismar kəməri ilə daxili boruların cərgəsi arasına endirilən pakerdən

istifadə etmək olar. Quyuya paker endirilməsi quyunun üst hissəsini maye və ya qazla dolduraraq orada bir qədər əkstəzyiq yaratmağa imkan verir.

93-cü şəkildə paker konstruksiyalarından biri göstərilmişdir. Bu, paker muftaları (2 və 11) olan örtükdən (1) və örtük üzrə sürüşən konusdan(4) ibarətdir. Mufta (2) ilə konus (4) arasında neftə davamlı rezindən (3)

93-cü şəkil.

Paker

13

2

3

4

7

6

5

8

12

11

10

236

hazırlanmış pakerləmə köynəyi (3) sıxılmışdır. Başmaq muftası (11) daxili borunun (13) muftasına (12) dirənir. Yuxarı mufta (2) boruda oturdulmuş konus (9) üçün yəhər vəzifəsini görür. Pakerin aşağısında pafta dişləsində şlipslər (7) bərkidilmiş 4 ədəd yastı yayı (6) olan oboyma (5) quraşdırılır.

Bu oboymanın aşağı hissəsində yarıq açılmışdır ki, boru (13) ilə əlaqələndirilmiş barmağı (8) buraya keçirdirlər. Pakeri quyuya endirdikdə şlipslər aşağı vəziyyətdə olur. Lift boruları kəmərini lazımi dərinlikdə sola döndərdikdə yayların (6) qoruyucu borulara sürtünməsi nəticəsində oboyma öz yerində qaldığından barmaq (8) ilişmədən azad olur. Qaldırıcı borular kəmərinin (13) endirilməsini davam etdirdikdə paker də aşağı sürüşərək şlipslərin paftasını qoruyucu kəmərdə pərçimləyəcəkdir. Konusu (9) yəhərdə (2) oturtduqda yay (10) sıxılacaq, borular isə öz ağırlığı ilə pakeri kipləşdirdiyindən şlipslər kəmərdə daha möhkəm pərçimlənəcəkdir.

Pakeri qaldırdıqda konus (9) öz yuvasından çıxdığına görə qoruyucu borulardakı maye quyunun aşağı hissəsinə tökuləcəkdir.

Belə pakerlər 4" mərkəzi borularla 6, 7 və 8" qoruyucu boruların arasındakı boşluğu kipləşdirmək üçün hesablanmamışdır. Bu pakerlər kəmərdəki nöqsanlı yerdən daxil olan suyu izolyasiya etmək, habelə quyunu təzyiq altında sementləmək üçündür. Pakeri, bir quyu vasitəsilə istismar olunan iki neftli layı bir-birindən ayırmaq lazım gəldikdə də tətbiq edirlər.

Mədənlərdə bu pakerlərdən başqa avtomatik pakerlərdən, Azərb. ETNÇİ konstruksiyalı pakerlərdən, Qroz. ETİ pakerindən və başqalarından (94-cü şəkil) da istifadə olunur.

Daha çox tətbiq olunan süzgəclərin konstruksiyası aşağıda verilir.

Hazırlanma üsuluna görə süzgəclər:1) bilavasitə quyuda hazırlanan süzgəclərdən; 2) yer səthində hazırlanıb quyuya endirilən

süzgəclərdən ibarətdir.Yaxşı keçiriciliyə malik olan çınqıllı süzgəclər

qumun quyuya keçməsinə mane olmaqla quyudibi zonasını uçulmaqdan da qoruyur.

Yeraltı hidravlika qanunlarından məlum olduğu kimi, quyu ətrafında müxtəlif keçiricilikli iki zona olduqda mayenin quyuya axını aşağıdakı asılılıqla müəyyən edilir: (I kitab VI fəsil):

94-cü şəkil.Quyudibinəoturmayanşlips tipli

pakerin kon-struksiyası

d

D

L

237

� = 2_�1�2ℎ��� −�� �Y S�2 ln �̂ +�1 ln ^�̂ U , (VII.1)

burada k1 — quyudibinə yaxın zonanın keçiriciliyi; k2 — quyudibinə uzaq zonanın keçiriciliyi; Rk və r — uyğun olaraq qidalanma konturunun və quyunun radiusları; R — keçiriciliyi k1 olan quyudibinə yaxın zonanın radiusudur.

Quyudibi zonasının keçiriciliyi (k1) ondan uzaqdakı zonanın keçiriciliyindən (k2) çox və əksinə ola bilər.

Birinci halda buna nail olmaq üçün quyudibi zonasında çınqıllı süzgəci düzəltmək, ya bu zonanı xlorid turşusu ilə işləmək, ya da layı hidravlik üsulla yarmaq lazımdır. Quyudibi zonası gilləşdikdə, parafin çökdükdə, duzlarla, boruların metal pası ilə, qumla zibilləndikdə k1 əmsalı k2 -dən az ola bilər.

Quyudibi zonasının və layın daha uzaq zonasının keçiriciliyi bir-birinə bərabər olarsa (k1=k2=k), yuxarıdakı (VII.1) düsturdan Düpinin aşağıdakı məlum düsturunu alarıq: �2 = 2_� ℎ��� −�� �Y ln ^��� (VII.2)

II fəsildə verilmiş 9-cu cədvəldə layın ümumi keçiriciliyinə (k2) nisbətən quyudibi zonasının keçiricilyinin dəyişməsinin quyunun hasilatına təsiri göstərilmişdir. Bu cədvəldə quyu hasilatının dəyişməsini eyeb nisbətinin dəyişməsinə görə müəyyən etmək olar.

9-cu cədvəldən məlum olur ki, quyudibi zonasının keçiriciliyini layın yerdə qalan hissəsinin keçiriciliyinə nisbətən 2 dəfə artırdıqda, quyunun hasilatını xeyli yüksəltmək olar. Lakin quyudibi zonasının keçiriciliyini artırmağı davam etdirdikdə, bu zonanın ölçüsündən asılı olmayarar hasilatın artımı get-gedə azalır.

9-cu cədvəldən görünür ki, quyudibi zonasının keçiriciliyini artırmaq hesabına maye axınını 10—12% artırmaq üçün ölçuləri quyu radiusundan 10 dəfə iri olan çınqıllı süzgəc düzəltmək lazımdır. Bu isə əməli olaraq müm-kün deyildir, çünki qazımadan sonra quyunun gövdəsini adətən ən çoxu 2 dəfə genişləndirmək olur.

Təcrübə ilə müəyyən edilmişdir ki, çınqılın ölçulərini düzgün seçdikdə qalınlığı hətta 20—25 mm olan çınqıllı süzgəc qumun quyuya daxil olmasının qarşısını ala bilir.

Quyuda çanqılı sıxlaşdırmaqla düzəldilən çınqıllı süzgəclər (95-ci a şəkli). Belə süzgəcləri aşağıdakı qayda ilə düzəldirlər: əvvəlcə quyunun dibindəki kahaları genişləndirirlər, sonra əvvəlcədən deşiklər açılmış, quyruğu sol yivli keçirici vasitəsilə qazıma borularının ucuna birləşdirib quyuya endirir və həmin kaha dolana qədər quyudibinə çınqıl tökürlər. Bundan sonra qazıma borularını burub açır və yer səthinə qaldırırlar.

238

Əvvəlcədən yer səthində hazırlanan çınqıllı süzgəclər (95-ci b şəkli). Bu süzgəcləri quyuya nasos-kompressor borularında endirirlər.

Bəzən bu üsulların ikisini bir yerdə tətbiq edirlər.

22-ci cədvəl Qoruyucu

kəmərin nominal diametri, düymə

ilə

Süzgəc gövdəsinin

diametri, düymə ilə

Çınqıl qatının qalınlığı, mm ilə

İkimetrlik bir bölmədə çınqılın

həcmi, l ilə

5 2.0 20,3 10,8 6 2,5 21,0 14,3 7 3,0 23,5 21,3

8 4,0 25,3 25,0 Əvvəlcədən yer səthində 2—5 m uzunluğunda bölmələrdən hazırlanan

Qroz. ETİ konstruksiyalı çınqıllı süzgəclər daha geniş yayılmışdır. Belə bölmələrə dair əsas məlumat 22-ci cədvəldə verilmişdir.

Qroz. ETİ konstruksiyalı çınqıllı süzgəc bölməsinin sxemi 96-cı şəkildə verilmişdir.

Laboratorya tədqiqatından alınmış məlumata görə çınqıl və qum ölçülərinin ən əlverişli nisbəti belə olmalıdır:

D<12,9 d, burada D—çınqılın diametri, mm ilə; d—qum dənəciklərinin diametridir, mm ilə. Çınqıl süzgəcləri hazırlamaq üçün girdə, yaxşı çeşidlənmiş və

yuyulmuş, toz və lil hissəcikləri olmayan, turşuların, qələvi məhlullarının

1

2

4

3

5

6

7

a

8

1

2

3

9

b

95-ci şəkil. Çınqıllı süzgəc: a) quyudibində bərkidilmiş;

b) əvvəlcədən yer üzərində hazırlanmış 1-konduktor; 2-qoruyucu kəmər; 3-sement

halqası; 4-paker; 5-deşikli quyruq; 6-genəldilmiş hissə; 7-çınqıl; 8-nasos-

kompressor boruları; 9-çınqıllı süzgəc.

239

təsirinə və mexaniki təsirə davamlı çınqıldan istifadə etmək məsləhət görülür.

Son vaxtlarda Bakı mədənlərində polad yonqarından hazırlanan, Qiproneftmaş konstruksiyalı metal-keramik süzgəclərdən də istifadə edirlər.

Qumun laydan quyuya keçməsinin qarşısını almaq üçün çınqıllı süzgəclərdən başqa, xüsusi süzgəclərdən (streynerlərdən) də istifadə edirlər. Bunlardan: 1). trapesvarı yarığı olan süzgəc; trapesin böyük oturacağı borunun içərisində çevrilmiş olur (97-ci şəkil); 2). məftilli süzgəc; burada deşikləri olan kəmərin üzərinə məftil salınmışdır (98-ci şəkil); 3). halqavarı süzgəc; burada kəmərə yonulmuş xüsusi polad halqalar

keçirilmişdir (99-cu şəkil). Halqavarı süzgəcdəki halqaların arasına eni yarığın eninə bərabər olan nazik lövhələr qoyurlar. Süzgəcdə yarığın eni, bütün qum kütləsi içərisində, iridənəli qumla birlikdə miqdarı çəkicə 10% olan qum fraksiyasının diametrindən adətən 2 dəfə iri götürülür. Yurenin məlumatına görə süzgəc yarıqlarının eni, quyuya buraxılması nəzərdə tutulan qum fraksiyası dənələrinin 2,5 diametrinə bərabər olmalıdır. Başqa bir məlumata görə tərkibində ölçüləri 0,25 mm-dən kiçik çoxlu miqdarda (çəkicə 30—50%) dənəcikləri olan qum fraksiyası üçün yarıqların enini 0,5 mm götürmək lazımdır.

Deşikli süzgəclərdən istifadə etdikdə deşiklərin diametri aşağıdakı qədər olmalıdır:

a) süzgəcin uzunluğunun hər 1 m-ində 400—530 deşik olduqda 4,8-6,3 mm (dənəciklərinin ölçüsü azı 0,6 mm olan sementlənməmiş qum üçün);

97-ci şəkil. 98-ci şəkil. 99-cu şəkil. Yarıqlı süzgəc Məftilli süzgəc Halqavarı süzgəc

240

b) süzgəcin hər l m-ində 800—1200 deşik olduqda 2,4-6,4 mm (dənəcikləri, deşiklərinin ölçüsü 0,3 mm olan ələkdən keçən sementlənməmiş qum üçün);

v) tərkibində çoxlu miqdarda (çəkicə 80%) xırdadənəli narın qum üçün süzgəc deşiklərinin diametri 0,38 mm və daha kiçik ölçüdə olmalıdır.

§4. QUYUNU MƏNİMSƏMƏK ÜÇÜN HAZIRLIQ İŞLƏRİ

Quyunu mənimsəmək üçün hazırlıq işlərinə quyuağzında kəmər başlığının avadanlıqla təchizi, sement tıxacının və ya quyudibində çökmüş gilli məhlulun qazılması, istismar kəmərinin və kəmər başlığının təzyiqlə sınanması, habelə atqı xətti və qaz xəttinin çəkilməsi ilə əlaqədar olan tədbirlər daxildir.

Quyunu aerasiya üsulu ilə mənimsəmək nəzərdə tutulduqda əvvəlcədən hava manifoldu hazırlamaq, bunu təzyiqlə sınamaq, aqreqatlardan birini (və ya bir neçəsini), səyyar və ya stasionar kompressoru, su və ya neft xəttini qoşmaq lazımdır. Quyunu dərinlik nasosu üsulu ilə mənimsədikdə isə əvvəlcədən quyuağzında mancanaq dəzgahı (səyyar və ya stasionar) qoyulmalı, elektrik enerjisi xətti çəkilməli və ya qaz motoru qoyulmalıdır.

Laydan quyudibinə neft axını yaratmaq üçün dartaylama və ya svablama üsulu tətbiq edildikdə jelonka, svab, dartma kanatı, qaldırıcı traktor hazır olmalıdır.

Layı perforasiya etməklə açmaq nəzərdə tutulmuşsa, quyunun ağzında əvvəlcədən yoxlanmış və gözlənilən işlək təzyiqdən 1,5 dəfə yüksək təzyiqlə sınanmış tullanışa qarşı siyirtmə qoymaq lazımdır.

Perforasiya etdikdən (deşikləri açdıqdan) sonra şiddətli təzahür, yüksək təzyiq və s. mürəkkəbləşmə halları gözlənilirsə, belə quyunun yanında yanğın söndürmə və sanitar maşınları növbə çəkməlidir.

§ 5. QUYUNU MƏNİMSƏDİKDƏ LAYIN AÇILMASI

Təcrübədə elə olur ki, layın açılması üçün qazımanın sonunda,

kəmərin endirilməsi və sementlənməsi, quyudibinin avadanlıqla təchizi və başqa işlər çox diqqətlə yerinə yetirilsə də, quyunu mənimsəyərkən layın açılmasında, habelə açılma prosesinin özündə hər hansı bir səhvə yol verilir. Aydındır ki, bu kimi hallarda quyunun istismar ya da maye və qaz vurmaq üçün müvəffəqiyyətlə hazırlanacağına təminat vermək olmaz.

Buna görə də quyunu mənimsəyərkən həm layın açılması, həm də mənimsəmə prosesinin özü, layın qazıma zamanı açılması işləri kimi olduqca məsuliyyətlidir.

241

Mənimsəmə zamanı layın müvəffəqiyyətlə açılmasında çox böyükəhəmiyyəti olan aşağıdakı məsələləri nəzərdən keçirək; layı açmazdan əvvəl quyuağzının avadanlıqla təchizi; quyunun gövdəsini doldurmaq üçün mayenin seçilməsi; layın perforasiya etməklə açılması üsulunun seçilməsi; perforasiya vasitələri və perforatorların tipi; layın açılması keyfiyyəti üzərində nəzarət; quyudibinə axın yaradılması üsulları.

Layı açmazdan əvvəl quyuağzının avadanlıqla təchizi

Qazımanı qurtardıqdan, istismar kəmərini endirib sementlədikdən, habelə kəmərdəki sement tıxacını qazıdıqdan sonra (sementin kəmər

arxasında qalxma hündürlüyünü elektrik termometri ilə təyin edərkən kəmərdə sement tıxacı olduğu müəyyən edilərsə) quyuağzının avadanlıqla təchizi məsələsini həll etmək lazımdır.

Sadə hallarda istismar kə-mərinə flans qaynaq edilir; bu flansın deşiklərinin sayı, ölçüləri və mər-kəzləri arasındakı məsafə fontan-kompressor armaturunun aşağıdakı dördboğazın (üçboğazın) flansına, ya da dərinlik nasos istismarında planşayba — üçboğaz flansına uyğunolmalıdır.

Gözlənilən təzyiqlərdən və quyunun geoloji-texniki şərtlərindən asılı olaraq, kəmərləri bir-biri ilə uyğun surətdə 250, 400 və 600 atmsınaq təzyiqinə yoxlanılmış pyedestal və ya kəmər başlıqları ilə əlaqələndirirlər.

100-cü şəkildə AZNMAŞİ tərəfindən işlənib hazırlanmış kəmər başlığının konstruksiyası verilmişdir; bu kəmər başlığı 600 atm sınaq təzyiqinə hesablanmışdır. Belə kəmər başlığı işlək təzyiqi yüksək (300 atm

qədər) olan çox dərin quyuları mənimsəmək üçün tətbiq edilir. Belə konstruksiyalı kəmər başlığı kəmərlərin bir-biri ilə pazlarla əlaqələndirilməsinə imkan verir. Bu halda kəmərləri bir-biri ilə dartısız və ya dartını bir qədər azaltmaqla əlaqələndirmək olar.

Döşəmənin səviyyəsi (buruqda)

100-cü şəkil. Kəmər başlığı

KQK-600-103 (4k6⅝″):1-lafet halqası; 2-pazlar (texniki kəmərin

diametrinə uyğun); 3-kəmər flansı; 4-istismar kəmərini asmaq

üçün pazlar; 5-paker; 6-sarğac; 7-tıxac.

F 530

400

~865

150

950

200

16 3/4

,,

10 3/4

,,

6 3/4

,,

1

2

77

750

4

5

3

6

242

KQK-600-10¾″×6⅝″ kəmər başlıcı (100-cü şəkil) texniki kəmər üçün paz asqısından və kəmər başlığının özündən ibarətdir.

Texniki kəmər üçün paz asqısı konduktorda burulub bərkidilmiş lafet halqasından (1) və texniki kəmərin diametrindən asılı olaraq götürülən altı dənə 10¾″ və ya 11¾″ pazdan (2) ibarətdir. Kəmər başlığı texniki kəmərin üst borusuna burulan 103/4" və ya 11¾″ kəmər flansından (3); istismar kəmərini asmaq üçün kəmər flansına qoyulan 6⅝″ pazdan (4); 11¾″ (və ya 10¾″) texniki kəmərlə 65/8" istismar kəməri arasındakı boşluğu kipləşdirmək üçün olan pakerdən (5); üzərinə fontan armaturu qoymaq üçün sarğacdan (6) ibarətdir.

Həm kəmər başlığında, həm də bütün armaturdakı flans birləşmələrini kipləşdirmək üçün azkarbonlu poladdan hazırlanmış metal halqalardan—araqatlardan istifadə edirlər.

Konduktorla texniki kəmər arasındakı halqavarı boşluğa adətən sement tökürlər. Bunun üçün lafet halqalarının pazları arasındakı 50 mm qədər boşluqdan kəmərarası boşluğa 1" borular endirirlər.

İstismar kəmərinin yer üzərinə kənara çıxan artıq üçünü sarğac flansının üst kənarı səviyyəsinə uyğun vəziyyətdə kəsib, həmin flansa möhkəm tikişlə qaynaq edirlər. Bu, çox məsuliyyətli iş olduğundan yüksək dərəcəli qaynaqçı tərəfindən. yerinə yetirilməlidir. Qaynaq diqqətsiz edildikdə, tikiş soyuduqdan sonra və ya hermetikliyi yoxlayarkən mikroçatlar əmələ gələ bilər ki, bu da sonradan sızma və başqa mürəkkəbləşmə hallarına səbəb ola bilər.

Texniki kəmərlə istismar kəməri arasındakı boşluğu sementləmək üçün kəmər flansında iki deşik açılmışdır. Bu deşiklər metal tıxacla (7) qapanır.

Belə quruluşlu kəmər başlığı 16¾″ konduktoru, 11¾″ (və ya 10¾″) texniki kəməri və 6⅝″ istismar kəmərini bir-biri ilə əlaqələndirmək üçündur.

Bu halda aşağıdakı şərtlərə riayət olunmalıdır: a) konduktor borusunun yuxarı ucu şaxtanın dibindən

azı 200 m hündürdə olmalıdır; konduktorun ucunda yiv açılmalıdır; b) texniki kəmər borusunun yuxarı ucu buruğun döşəməsindən 905

mm aşağıda yerləşməlidir, bu halda sarğacdan üst müstəvisi buruğun döşəməsindən tələb olunan qədər (150 mm) aşağıda qalacaqdır; texniki kəmərin də ucunda yiv açılmalıdır;

c) şaxtanın dibi buruğun döşəməsindən azı 1900 mm aşağıda olmalıdır.

Konduktor borusunda yiv yoxdursa və texniki kəmərdə flans varsa, lafet halqası qoymur, pazlardan ancaq istismar kəmərini asırlar.

Kəmərlərin əlaqələndirilməsi işlərindən sonra kəmərlərarası boşluğu presləməklə (təzyiqlə sınama) sınamaq, şaxtanı isə kəmər flansının dayaq səthinə qədər sementlə doldurmaq lazımdır.

243

Kəmər başlığını presləməklə sınaqdan keçirdikdən sonra istismar kəmərinin kipliyini yoxlamaq lazımdır. Bunun üçün kəmər başlığında armatur, ya da sementləmə və ya layların hidravlik yarılmasında tətbiq olunan sementləmə başlığı qoyurlar. Sonra aqreqat vasitəsilə 100—150 atm izafi təzyiq yaradırlar. Bu izafi təzyiq quyunun dərinliyindən və quyunun doldurulmuş olduğu mayenin xüsusi çəkisindən, habelə həmin istismar kəmərinin hazırlandığı markalı polad üçün yol verilən qırılma təzyiqindən asılı olaraq götürülür.

Sınamadan sonra 30 dəq ərzində təzyiq düşməzsə və ya cəmi 5 atm azalarsa, kəməri kip hesab etmək olar. Kəmərin kipliyini yoxlamaq, sınamaq üçün presləmə üsulundan başqa bəzən (kəşfiyyat quyularında) kəmərdə səviyyəni 800—1200 mm azaltmaqla da əlavə sınama aparırlar. Sonra, kəmərin divarlarından maye damcılarının tamamilə axması üçün 2 saat gözləyirlər. Sonradan 8 saat ərzində quyudakı maye səviyyəsini Yakovlev aparatı ilə vaxtaşırı yoxlayırlar. Həmin kəməri kip hesab edirlər.

Quyu gövdəsini doldurmaq üçün mayenin seçilməsi

Bir qayda olaraq, mənimsənilmədən ötrü hazırlanmış quyunun

gövdəsi, xüsusi çəkisi qazıma prosesində məhsuldar layı açarkən tətbiq edilən mayenin xüsusi çəkisinə bərabər olan maye ilə doldurulmalıdır. Quyunun sementlənməsi qurtardıqdan sonra, onun perforasiya olunmasına qədər, adətən, 2—5 və daha çox gün keçir. Bunu nəzərə alaraq gilli məhlulun quyudibində çöküntü verməsinin qarşısını almaq üçün layi açmazdan qabaq, onu kimyəvi üsulla işləmək lazımdır.

Ölkəmizin cənub rayonlarındakı neft mədənlərində quyu gövdəsini doldurmaq üçün əsas etibarilə gilli məhluldan, şərq rayonlarındakı mədənlərdə isə qazıma işlərində sudan istifadə olunur, yalnız bəzi intervalların qazılmasında xüsusi çəkisi 1,15—1,21 q/sm3 olan gilli məhlul tətbiq edilir. Yüksək lay təzyiqli daha dərin quyularda güclü təzahürlərə yol verməmək üçün perforasiyadan qabaq quyu gövdəsinin ağırlaşdırılmış və kimyəvi işlənmiş gilli məhlulla doldurulması təmin edilməlidir, belə ki, bunun yaratdığı əkstəzyiq mümkün ola biləcək tullanış və murəkkəbləşmələrin qarşısını ala bilsin. Digər tərəfdən məhlulun xüsusi çəkisini həddindən artıq çoxaltmaq olmaz, çünki layı açarkən məhlulun laya keçməsi nəticəsində lay bu məhlulu çox uda bilər və laydakı məsamələri doldurar; bu da sonradan quyudibinə mayenin axmasını və quyunun mənimsənilməsi prosesini çox çətinləşdirir.

Quyu gövdəsini su ilə doldurarkən, əvvəlcə qazılmış quyular vasitəsilə çox drenajlanmış olan layın da çoxlu su udacağı nəzərə alınmalıdır. Ona görə də quyu gövdəsini lay suyuna mümkün qədər oxşayan (lay suyu, qələvi su), yaxud səthi-fəal maddələrlə işlənmiş su ilə doldurmaq lazımdır.

244

Deməli, məhsuldar layı açarkən quyudibi zonasında keçiriciliyin azalmasına yol verilməməlidir. Bu isə quyunun gövdəsini doldurmaq üçün yüksək keyfiyyətli gilli məhlul, yaxud səthi-fəal maddələrlə işlənmiş su tətbiq etdikdə əldə edilə bilər. Əks halda quyudibi zonası gilləşər, laya maye sızar və gil hissəcikləri şişə bilər. Bütün bunların nəticəsində quyudibi zonasında keçiricilik kəskin surətdə azalar. Laya su daxil olduqda layın neft üçün faza keçiriciliyi də azalır.

Nəticədə bu hadisələr, mənimsəmədə layın turşu ilə işlənməsi, hidravlik yarılması, torpedalanması və s. bu kimi müasir üsulları tətbiq etdikdə də, quyunun mənimsənilmə müddəti uzanır. Bəzi hallarda isə bütün bu tədbirlər nəticəsiz qalır.

Layın turşu ilə işlənməsi, yaxud hidravlik yarılmasından sonra quyu debitinin bir neçə dəfə artması, layı açma prosesində quyudibi zonasında keçiriciliyin azalmasını sübut edir. Quyunu dayandırdıqdan sonra təzyiqin izlənməsi üsulu ilə aparılan tədqiqat nəticələri də bunu təsdiq edir. (Bu haqda kitabın II fəslində danışılır).

ABŞ-da quyudibi zonasında keçiriciliyin süni azalması ilə mübarizə etmək üçün zərbəli fırlanma qazıması, gilli məhlulun əvəzinə hava, neft və su (şirin və ya şor), neft əsaslı məhlullarla, səthi-fəal maddələr əlavə edilmiş yuyucu mayelər və pis süzülən məhsullarla qazıma üsulları tətbiq edilir.

Məhsuldar layı açarkən maye dövranı pozulduqda, yəni lay udan olduqda yuma məhlullarına neftdə yaxşı həll olan və məsamələri müvəqqəti tutan dənəvər —

tamponlayıcı maddələr əlavə edilir. Tamponlayıcı maddə olaraq xırdalaşdırılmış qoz qabığından, şəkər qamışı lifindən, xırdalaşdırılmış pambıq çiyidindən və sellofan lopalarından istifadə olunur.

Qazıma və eləcə də mənimsəmə prosesində quyu gövdəsini doldurmaq üçün neft əsaslı məhlullar tətbiq etmək məsləhət görülür. Neft əsaslı məhlullar quyudibi zonasının keçiriciliyini yaxşı mühafizə və quyu məhsuldarlığının artmasını təmin edir.

Xüsusən, gilli məhlulun udulması qorxusu az təzyiqli və yüksək keçiricilikli layları, eləcədə şişmiş gilə malik və kiçik keçiricilikli layları açarkən neft əsaslı məhlullardan istifadə etmək faydalıdır. Məhsuldar layları

101-ci şəkil. Tullanışa qarşı

siyirtmə

245

neft əsaslı məhlullarla açılmış quyular asan mənimsənilir və onların məhsuldarlığı gilli məlsulla açılmış quyuların məhsuldarlığından 1,5 — 2 dəfə çox olur.

Kəməri təzyiq altında sınaqdan keçirdikdən və kipliyini yoxladıqdan sonra perforasiya işləri başlanır. Bunun üçün kəmər başlığının yuxarı flansına əkstullanış siyirtməsi qoyulur (101-ci şəkil). Bu siyirtmələrin diametri 6" (sınaq təzyiqi 250 atm) və 4" (sınaq təzyqi 400 atm) olur.

Axır vaxtlarda daha dərin quyuları perforasiya etmək üçün Azərb. NMAŞİ-nin konstruksiya etdiyi yüksək təzyiqli xüsusi əkstullanış siyirtmələrindən istifadə olunur.

Əgər perforasiya zamanı qaz-neft təzahürü baş verərsə, perforasiya işini saxlamaq, kabeli tez qaldırmaq, əkstullanış siyirtməsini bağlamaq və quyunu işə salmaqdan ötrü quraşdırma işlərini davam etdirmək lazımdır. Əgər quyudan maye çıxması güclənərsə və kabeli qaldır-maq mümkün deyilsə, onda onu kəsmək, siyirtməni bağlamaq və quyudan maye çıxmasının arasını kəsmək lazımdır.

Güclü qaz-neft təzahürü gözlənilən ən dərin quyuları perforasiya etdikdə, boru və yüksək təzyiqli siyirtmələrdən ibarət işlək və hava manifoldu quraşdırmaq lazımdır.

102-ci şəkil. Quyunun atılması zamanı aqreqatların yerləşdirilməsi: 1-kabel; 2-siyirtmə; 3-borular; 4-perforator.

Perforasiya əməliyyatından qabaq quyu 300 atm təzyiq yarada bilən

3—4 sementləmə aqreqatı ilə əlaqələndirilir. Aqreqatların yerləşdirilməsi sxemi 102-ci şəkildə verilmişdir. Bunlardan biri halqavarı fəza ilə, ikisi müxtəlif tərəflərdən boruarxası fəza ilə, dördüncüsü isə ehtiyat aqreqatı işlək manifoldun ehtiyat siyirtməsi ilə əlaqələndirilir. Aqreqatların belə yerləşdirilməsi perforasiyadan sonrakı güclü qaz-neft təzahürlərini tez dəf etmək üçün quyuya mərkəzi halqavarı və boruarxası fəzalardan çoxlu su və ya gilli məhlulun vurulmasına imkan verir.

Borucuqlardan, üçboğaz və siyirtmədən düzəldilmiş manifoldun olması quyunun mənimsənilməsi ilə əlaqədar olan aşağıdakı əməliyyatları

1

2

3

4

246

həyata keçirməyə imkan verir: lazım olduqda mərkəzi, halqavarı və boruarxası fəzalarda ayrılıqda, yaxud eyni zamanda axını boğmaq; mənimsəmə və istismar zamanı halqavarı və boruarxası təzyiqə nəzarət etmək; halqavarı və boruarxası fəzaları boşaltmaq; nəhayət, lazım olduqda mərkə-zi, halqavarı və boruarxası fəzalardan eyni zamanda maye çıxartmaq.

Layın perforasiya ilə açılma üsulları

Əksər hallarda neft layını açmaqdan ötrü, istismar

kəmərindən deşiklər açmaq (perforasiya etmək) lazım gəlir. Çox az hallarda istismar kəməri məhsuldar layın tavanına qədər (məhsuldar lay tamamilə açıq olur) endirilir və yaxud ona qabaqcadan xüsusi süzgəc birləşdirilir.

Layla əlaqə yaratmaq üçün atılan güllə quyuya endirilmiş kəmərarxası sement halqasını, sement arxasındakı ehtimal olunan gil qabığını deşməli və süxur daxilinə əlavə olaraq 10-15 sm keçməlidir.

Bu məqsədlə xüsusi atıcı aparatlardan — gülləli, torpedalı, gülləsiz (kumulyativ) perforatorlardan və torpedalardan istifadə edilir. Onlar, mənimsənilmək üçün hazırlanmış quyulara xüsusi birdamarlı zirehli, üçdamarlı karotaj kabelləri vasitəsilə endirilir və elektrik cərəyanı ilə işə salınır.

______________________________________

103-cü şəkil. J. A. Kolodyajnı konstruksiyalı (TPK) torpeda perforatoru:

1-kabel başlığı; 2- perforator bölməsi: 3-lülə; 4-güllə: 5-barıt; 6-ucluq.

Güllələri növbə ilə tək-tək atan və yaylım atəşi açan

perforatorlar olur. Xüsusi hallarda layların açılmasında torpedalardan da istifadə edilir (bu kitabın III fəslinin 9-cu §-

da torpedalar haqqında ətraflı məlumat verilir). Layların açılmasında ən çox Y.A.Kolodyajnı tərəfindən təklif

olunmuş torpeda perforatoru tətbiq edilir. Bu perforator, gülləli perforatorlardan fərqli olaraq güllə əvəzinə yüksək partladıcı qabiliyyəti olan mərmi atır. Mərmi kəməri və sementi dəlib süxura daxil olduqdan sonra partlayır. Bunun nəticəsində süxurlarda çat və kaha əmələ gəlməsinə səbəb

6

5

4

3

2

1

247

olur. 103-cü şəkildə Y.A. Kolodyajnı tərəfindən təklif olunmuş TPK perforatorunun ümumi görünüşü verilmişdir.

Gülləli perforator

Gülləli perforator atəş açan silahların prinsipi üzrə işləyir; lüləyə barıt

və güllə qoyulur. Barıt alışdıqda güllə barıt qazlarının təzyiqi hesabına yüksək sürətlə həpəkət edir, bu sürət güllənin kəməri, sement halqasını və gil qabığını dəlib keçməsi üçün kifayət edir.

Perforatorlar adətən bir-biri ilə birləşdirilmiş bir neçə kameradan (2) ibarət olur. Onlar 4", 5", 6" və daha böyük diametrli kəmərləri deşmək üçün hazırlanır. Perforatorlar 11,4 və 12,7 mm diametrli güllələrlə doldurulur. Hazırda tətbiq olunan və hazırlanan gülləli perforatorların deşmə qabiliyyəti haqqında məlumat 104-cü şəkildə verilmişdir.

104-cü şəkildən göründüyü kimi köhnə PP tipli perforatorlar hətta sement halqasını tam deşə bilmir. Bu perforatorlar vasitəsilə deşilmiş

Maniənin konstruksiyası və güllənin,mərminin yaxud kumulyativ şırnağıngirmə dərinliyi.

Maniənin materialı

12 mm qalınlıqındapolad. Bərk sement.

12 mm qalınlıqında polad. Bərk sement.Qumdaşı.

Mufta birləşməsi. Bərksement.

Perfo

rato

run

t ipi

G

üllə

li (o

rta g

ü clü

)M

ərm

ili(T

PK-2

2)

12 mm qalınlıqındapolad. Bərk sement.

12 mm qalınlıqındapolad. Bərk sement.

12 mm qalınlıqında polad. Bərk sement.Qumdaşı.

Mufta birləşməsi. Bərksement.

Mufta birləşməsi. Bərksement. Sıx qumdaşı

12 mm+12 mm qalınlıqın-da polad ikiqat kəmər.Bərk sement.Bir neçə polad lövhələr.

12 65

451220

12 100

24

851220

24

25012

24 50 125

12 25 14512

100

1 2 3

Kum

ulya

t iv(L

K -

103 )

1222

88-. . 1

0

104-cü şəkil. Perforatorların vurucu qabiliyyətləri cədvəli

248

quyulardan maye axını olması, sement halqasında çatlağın olması ilə, sementlənmənin pis keyfiyyəti ilə, yaxyd kəmərin quyu gövdəsində ekssentrik yerləşməsi nəticəsində onun birtərəfli perforasiya edilməsi ilə izah oluna bilər. Əksər hallarda isə keyfiyyətsiz deşmə üzündən quyuların məhsuldarlığı (qəbuletmə qabiliyyəti) çox aşağı olur.

Yaylım atəşli PPZ tipli yeni gülləli perforatorlar və „Azərneftgeofizika" tərə-findən hazırlanmış APX tipli perforatorlar daha etibarlıdır.

Bu perforatorlarda sıxılmış barıtdan istifadə olunduğu üçün onların deşmə qabiliyyəti çox yaxşıdır. Bu perforatorda barıt qazlarının təzyiqi 600-dən 15000-200000 kq/sm2-ə qədər çatır.

PPZ tipli perforatoru təşkil edən bölmələrin əvəz edilməsi və bir-biri ilə birləşdirilməsinin mümkün olması buna əlavə üstünlük verir. Belə perforatorlar bir dəfədə böyük intervalları deşməyə imkan verir. Lakin, gülləli perforasiya üsulunun bərk süxur şəraitində tətbiqi artıq köhnəlmişdir.

Lay təzyiqi yüksək və sulu horizont yaxınlığında olduqda yumşaq süxurları açmaq üçün gülləli perforatorları tətbiq etmək olar.

Növbə ilə atılan perforatorlar (105-ci şəkil) hər lülədən aşağıdan yuxarıya və ya istənilən ardıcıllıqla güllələri bir-bir

atmağa imkan verir. Belə perforatorlar nazik layları açmaq üçün əlverişlidir.

Yaylım atəşli perforatorlarda güllələrin hamısı birdən atılır. Növbə ilə atılan perforatorlar (105-ci şəkil) iki tipdə buraxılır: SSP-4¼″ və SSP-3½″ (xarici diametrləri). Onlar legirlənmiş poladdan hazırlanmış və uzunluğu 640 mm olan ayrı-ayrı silindrik bölmələrdən yığılır. Hər bölmədə oxları blokun

105-ci şəkil. Növbə ilə atılan

perforator: 1-kabel; 2-başlıq;

3- birləşdirici mufta; 4-lülə;

5-barıt; 6-güllə; 7-kontakt vinti;

8-ucluq

2

3

· · ·· ···· ·

4

5

6

7

8

9

1

106-cı şəkil. Yay- lım atəşli perforator: 1-kabel;2-kabel başlığı; 3-alışdırıcının başlığı; 4-alışdırıcı barıt;5-od- otürücü kanal;6-lülə; 7-güllə;8-perforator

bölməsi; 9-ucluq

8

7

5

64

3

2

1

249

Perf

orat

orun

tətb

iqi m

əslə

hətd

ir

Süxu

rları

n xa

ssəs

i

8+12

12

-14

12

11-1

2 12

+10

8+8

12

8+8

10+8

12

+12

Boru divarının qalınlığı (D markalı

polad) 6-10

5-

8 5-

8 6-

10

6-10

5-

8 4-

8 5-

8 6-

10

6-10

Kəmərin diametri, düymə ilə 6-

10

5-8

5-8

6-10

6-

10

2-8

4-8

5-8

6-10

6-

10

Gül

ləni

n de

şmə

qabi

liyyə

ti

D m

arka

lı po

lad

Qalınlığı 12 mm olan polad,

sement 25 mm və səpələnən

qum, mm

700-

dək

500

600

600

1000

65

0 50

0 65

0 80

0 -

Qalınlığı 12 mm olan polad,

sement 25 mm və bərk süxur

36

25

20

22

45

35

24

28

32

85

Qalınlığı 10 mm olan polad və sement (8 gün tutuşduqdan

sonra

125-

dək

mm

ilə

20

18

17

17

24

19

18

19

21

30

Perf

orat

orun

tipi

SSP-

SS

P-

PPX

PP

-6

PP-9

8 PP

-80

PP-6

5 A

PX-4

A

PX-6

TP

K-2

2

G

üllə

li p

erfo

rato

rlar

ın d

eşm

ə q

abili

yyət

i

23-c

ü cə

dvəl

250

oxuna perpendikulyar olan 10 deşik vardır. Bu deşiklərə legirlənmiş poladdan hazırlanan lülələr geydirilmişdir. Lülələrin ağız deşikləri növbə ilə bir-birinə əks tərəflərə istiqamətlənmişdir.

Yaylım atəşli PP perforatorlarının (başqa sözlə perforatorpulemyotlar) ayrı-ayrı bölmələri yiv və qaynaq vasitəsilə bir-birilə birləşdirilir (106-cı şəkil). Hər bir bölmədə barıt kameri və lülə üçün deşiklər vardır. Barıtı kamerə yığdıqdan və polad, klingerit araqatlarla hermetik qapadıqdan sonra lülələr bölmələrə bərkidilir. Güllə luləyə qoyulur. Bəzi PP tipli perfo-ratorlarda lülə deşikləri bilavasitə bölmələrin gövdəsində açılır.

Barıt kamerində barıtdan əlavə elektrik alışdırıcısı da yerləşir. Elektrik alışdırıcı məftilinin bir ucu xüsusi kipləşdirici ştuserdən keçərək karotaj kabelinə, digər ucu isə ştuserin gövdəsinə birləşdirilir.

Perforatorun yan səthindəki halqavarı sahə mis kipgəc halqası üçün oturacaq rolunu oynayır. Lüləni kamerə birləşdirdikdə mis halqa sıxılır və barıt kamerinin hermetikliyini təmin edir.

Perforatorun daxilində brizant təsirli partlayıcı maddə yerləşdirilir. Perforatorun bu hissəsində ləng təsirli partladıcı qoyulur. Ləngidicinin

olması güllənin özünün kəməri və sement halqasını keçərək laya daxil olduqdan sonra partlamasını təmin edir.

23-cü cədvəldə perforatorların xarakteristikası verilmişdir.

Kumulyativ perforasiya

Hazırda tətbiq edilən gülləli və torpedalı perforatorlar həmişə layı istənilən dərinliyə qədər deşə bilmir.

İndi geniş tətbiq olunan kumulyativ perforatorlar ən böyük deşmə qabiliyyətinə malikdir.

1948-ci ildən başlayaraq kumulyativ perforatorlar xaricdə geniş tətbiq olunmuşdur. Kumulyativ perforatorda kumulyativ təsirli (şırnaq yaradan) partladıcı maddələr tətbiq edilir. Bu partladıcı maddələr şaşkadan ibarət olub, partladıcı detonatordan əks tərəfində girintisi vardır. Bu girinti metal qıf ilə örtülür. İşin əsas mahiyyəti ondadır ki, deşiklər güllə ilə deyil, kumulyativ partlamasından alınan fokuslanmış dalğa ilə açılır.

Bu dağıdıcı şırnağın sürəti 8000 m/san, maneəyə rast gəldikdə təzyiqi 300000 kq/sm2 olub, poladı və eləcə də süxurları deşmək üçün böyük qüvvəyə malikdir. O, deşdiyi materialı dağıtmır. Metalı deşərkən bu axırıncı xassə faydalı olub, süxurları deşmək üçün sərfəsizdir.

Hazırda tətbiq edilən kumulyativ perforatorlar gövdəli və gövdəsiz olur.

Legirlənmiş poladlardan hazırlanmış və hermetik bağlı olan birinci gövdədə 10 kumulyativ atım yerləşdirilir. Gövdədə hər bir atım qarşısında polad disk və rezin tıxacla bağlanan yuva vardır. Bunlar atma zamanı tullanır.

251

Bütün atım qrupları eyni zamanda partlayır. 107 və 108-ci şəkillərdə YİETGİ-nun hazırladığı gövdəli PK-103 kumulyativ perforatorun kəsilişigöstərilmişdir. Bu perforatorlar artıq mənimsənilmiş, hazırda istismar vəinjeksiya quyularının perforasiyasında geniş tətbiq edilir.

107-ci şəkil. Polad gövdəlikumulyativ PK-103 perforatoru:

1-gövdə; 2-kumulyativ atımlar;3-kamer;

4-kumulyativ atımın gövdəsi;5-detonasiyalaşdıran məftil;

6-partladıcı patron; 7-partladıcıpatronun kabel çıxışı ilə birləşməsi;

8-kabel başlığı; 9-zirehli kabel

108-ci şəkil.Gövdəli kumul-yativ perforator:

1—kabel; 2—kabel başlığı; 3—alışdırıcının

başlığı; 4— perfo-rator gövdəsi;

5— kumulyativ atım;6—detonasiyalaş-

dıran məftil; 7—ucluq;

109-cu şəkil. Göv-dəsiz kumulyativ

perforator:1 - kabel; 2 – kabelbaşlığı; 3 – kumul-

yativ atım; 4- deto-nasiyalaşdıranməftil; 5 – yük.

2 5

2

Ф 103

5

6

2

4

7

3

8

9

53

2

3

3

4

5

7

1

5

6

4

3

2

1

252

Diametri 103 mm olduğuna görə bu perforatoru 5" və daha böyük diametrli quyularda işlətmək olur.

PK-103 perforatoru maksimal yol verilən 500 kq/sm2 təzyiqə hesablanmışdır. Atımların maksimal yol verilən temperatura davamlılığı PK-103 üçün 60°C və PK-103T üçün 160°C-dir. 109-cu şəkildə gövdəsiz kumulyativ perforator (PKS) göstərilmişdir.

Hermetik şüşə örtük içərisində olan kumulyativ atımlar hər qonşu atıma nisbətən 180° meyl etməklə polad lent üzərinə yığılır.

Gövdəsiz kumulyativ perforatorda hər birində 10 atım olan belə metal lentlərdən bir neçəsi birləşdirilə bilər və eyni zamanda layı lazımi intervalda dəlmək olar.

Atımlar hermetik örtükdəki detonatlaşdırıcı şnur və əlavə detonator vasitəsilə partladılır. Bu perforator atımının çəkisini 125 q-a qədər artırmağa imkan verir.

Partlama zamanı şüşə örtük qırılaraq xırda hissələrə parçalanır. Lent bu halda parçalanmır, yalnız bir qədər əyilir.

PKS perforatoru maksimal yol verilən 300 kq/sm2 təzyiqə hesablanmışdır. Atımın temperatura davamlılığı +60°C-dir. Kumulyativ perforatorun dəlmə qabiliyyəti və qoruyucu kəmərdə deşiklərin diametri 24-cü cədvəldə göstərilmişdir.

PKS perforatorlarına nisbətən az dəlmə qüvvəsi olmasına baxmayaraq PK-103 perforatoru xeyli üstünlüyə malikdir.

PK-103 perforatorunda hermetik bağlı gövdə olduğuna görə, quyu kəməri zərbə dalğasının təsirindən qorunur.

PKS kumulyativ perforatorlarında zərbə dalğası bilavasitə kəmərə təsir edir, çünki atımlar qorunmayaraq bilavasitə quyudakı maye içərisinə buraxılır. Belə perforatorlar böyük dəlmə qabiliyyəti tələb olunduqda, habelə perforasiya zonasında kəmərin və sement halqasının pozula bilməsi təhlükə törətmədikdə tətbiq edilir. Adətən, bu şərtlərə injeksiya quyularını mənimsədikdə təsadüf olunur.

Qoruyucu kəmərləri 4" və 3" olan kiçik diametrli quyularda perforasiya işləri aparmaq üçün PK-80 və PK-63 tipli gövdəli kumulyativ perforatorlar hazırlanmışdır. Bundan başqa açıla bilən PKR-55 tipli perforatorlar da vardır ki, bu da 2½″ nasos-kompressor boruları qaldırmadan 5" və 6" diametrli qoruyucu kəmərlərini perforasiya etməyə imkan verir. 2" nasos-kompressor boruları üçün də belə tipli PK-45 kumulyativ perforatoru hazırlanır.

Belə perforatorlar alüminium ərintilərindən hazırlanmalıdır, çünki partlayış zamanı belə perforatorlar tamamilə dağılır və quyudan yalnız kabel və birləşdirici başlıq qaldırılır. Kumulyativ perforatorların böyük üstünlüklərinə baxmayaraq gülləli və torpedalı perforatorlar öz əhəmiyyətini itirmir.

253

Böyük dəlmə qabiliyyəti olan gülləli perforatorlar ucuz başa gəldiyinə görə xüsusən selektiv perforasiyadan ötrü geniş tətbiq edilə bilər.

Digər tərəfdən torpedalı perforatorlar da layda çuxur və qatlar yaratmağa imkan verir.

§ 6. QUYULARIN MƏNİMSƏNİLMƏSİ VƏ QUYUDİBİNƏ

AXININ YARANMASI

Quyunu işə salmaq üçün laydan quyudibinə axın yaratmaq lazımdır. Bu şərait lay və quyudibi təzyiqləri fərqində və məhsuldar layı açarkən quyudibi zonasında əmələ gələn süni müqavimətləri azaltmaq nəticəsində yaradılır. Yuxarıda göstərildiyi kimi su və gilli məhlulun laya keçməsi, quyu divarlarında gil qabıqlarının əmələ gəlməsi süzgəcin konstruksiyasından asılı olaraq süni müqavimət yaradır.

Quyudibi zonasında yaradılan təzyiqlər fərqi və süni müqavimətlərin xarakteri bu və ya digər yatağın işlənmə mərhələsindən asılıdır.

Yatağın işlənməsinin ilk mərhələsində (lay təzyiqinin böyük olduğu və lay drenajlanmadığı halda) gilli məhlulun laya keçməyə imkanı olmur. Odur ki, yatağa qazılmış quyular adətən asanlıqla mənimsənilir.

Yataq işləndikcə lay təzyiqi xeyli düşür və lay drenajlanır. Məhsuldar layı açarkən süni müqavimətlər yaranır. Bu halda

quyudibinə neft axını yaratmaq üçün təzyiqlər fərqi artıq olmalıdır ki, bu da mənimsəmədə çətinliklərə səbəb olur. İstismar kəmərinin sınması, qum tıxacının əmələ gəlməsi, daban və kənar suların quyuya gəlməsi bu çətinliklərdən hesab olunur.

Çətin mənimsənilən quyuların ən səmərəli mənimsənilmə üsulu, süni müqavimətlərin mümkün qədər tam yox edilməsi və yalnız bundan sonra maye axını üçün təzyiqlər fərqi yaradılmasıdır.

Süni müqavimətləri aradan qaldırma tədbirləri layı açmazdan qabaq və sonra görülə bilər.

Lay açıldıqdan sonra süni müqavimətləri aradan qaldırmaq üçün görülən tədbirlərə turşu ilə işləmə, hidravlik yarma və torpedalama daxildir.

ABŞ-da qazımadan sonra hidravlik yarılma tətbiq edilir. Mayenin quyudibinə axması üçün təzyiqlər fərqi müxtəlif üsullarla

yaradılır. Aşağıdakı mənimsəmə üsulları vardır; 1) neft və su ilə yuma; 2) aerasiya edilmiş maye ilə yuma; 3) kompressor üsulu və onun müxtəlif növləri:

a) ikiqat basma üsulu; b) boruarxasına maye vurmaqla kompressor üsulu;

4) seyrəkləşdirmə və əlavə maye vurma üsulu;

254

24-cü cədvəl Kumulyativ perforatorların texniki və ballistik xarakteristikası

Perforatorun xarakteristikası

PK -

103

PKR

- 55

PKS

- 75

PKS

- 105

PKS

- 120

PKS-

160

Xarici diametr, mm ilə Perforatorda güllələrin sayı Perforatorun uzunluğu, mm ilə

103 10-20 1660-2510

55 11

1700

75 20

1080

105 20

1765

120 10

1650

160 10

2040

Perforatorun çəkisi, kq ilə 50-90 Güllənin sayından asılı olaraq Yükun çəkisi, kq ilə Bir buraxılışda atımın maksimal miqdarı Qoruyucu kəmərin minimal diametri, düymə ilə Məhlulun təzyiqi, kq/sm2- ilə Mühitin temperaturu, °C ilə:

istiliyə davamsız atım üçün yenə, odadavamlı üçün

Doldurulan partladıcı maddənin çəkisi, q ilə Polad divarda açılan deşiyin diametri, mm ilə Sementdə açılan deşiyin dia-metri, mm ilə Möhkəm qumdaşılarda açılan deşiyin diametri, mm ilə Güllənin polada daxil olma dərinliyi, mm ilə Güllənin bərk sementə daxil olma dərinliyi, mm ilə Güllənin möhkəm qumdaşılara daxil olma dərinliyi (12 mm qalınlığında D markalı poladdan keçdikdən sonra), mm ilə

-

10-20

5 500

60 160

23

8-10

15-20

15

90

280

100

20-40

11

6 300

60 100

22

8-10

15-20

15

85

250

100

30

500

4 500

60 100

19

10

15

12

80

200

100

40

200

5 500

60 100

51

20

30

25

110

250

125

50

100

6 500

60 100

93

30

45

37

130

300

150

80

50

3 500

60 100

205

40

60

50

160

500

150

255

5) mayenin yığılmasını gözləmə üsulu; 6) svablama (porşenləmə); 7) halqavarı fəzaya hava vurmaqla svablama (porşenləmə); 8) dərinlik nasosu ilə mənimsəmə: 9) jelonka ilə mənimsəmə; 10) depressiya yaratma üsulu. Ən səmərəli mənimsəmə üsulu aşağıdakı tələbləri ödəməlidir: a)

depressiyanı səlis yaratma imkanı; b) yaradılan depressiyanın böyük sərhəddə dəyişməsi; c) axın başlanması momentinin bilmə imkanı; ç) quyudibinin təmizlənməsi; d) işin təhlükəsizliyi; e) sadəlik.

Universal mənimsəmə üsulu yoxdur. Ona görə də mənimsəmə üsulu lay və quyunun konkret şəraitindən asılı olaraq seçilir.

Lay təzyiqi böyük olduqda və fontan gözlənildikdə ən yaxşı mənimsəmə üsulu su və ya neftlə yuma, yaxud kompressor üsulu ilə mənimsəmədir.

Bütün qalan hallarda mənimsəmə üsulu quyunun xarakterindən asılı olaraq seçilir. Aşağıda əsas mənimsəmə üsullarının qısa təsviri verilmişdir.

Neft və su ilə yuma

İstismar kəmərini endirdikdən və sementlədikdən sonra quyunun

konstruksiyasından asılı olaraq lazım gələrsə, onu yuyur və sonra kəməri perforasiya edirlər. Fontan borularını endirir, quyuağzını armaturla təchiz edir və maye dövranı yaradırlar.

Dövran yaratmaq üçün nasos istismar kəməri ilə fontan boruları arasındakı halqavarı fəzaya birləşdirilir. Quyuda gilli məhlul olarsa, dövranı əvvəlcə su vasitəsilə yaradırlar. Xüsusi çəkisi 1,2 q/sm3 olan gilli məhlulu su ilə əvəz etdikdə quyudibinə olan təzyiq təxminən 16% aşağı düşür.

Əgər dövran prosesində (bir neçə saat ərzində) quyu fontan etməzsə, onda dövranı tədricən su əvəzinə neftlə edirlər. Bu halda quyudibinə düşən təzyiq getdikcə azalır. Belə ki, neftin xüsusi çəkisi 0,850 olduğu halda quyudibinə düşən təzyiq 29% aşağı düşür.

Bəzi quyular üçün təzyiqin bu qədər düşməsi fontanın başlanması üçün kifayətdir.

Bu üsulda depressiya səlis olaraq dəyişir. Bundan əlavə fontan boruları çox aşağı endirildikdə quyudibi daim yuyulur. Bu mənimsəmə üsulu təhlükəsizdir.

Kompressor üsulu

Öz sadəliyinə görə bu üsul Bakı mədənlərində geniş tətbiq

edilməkdədir. Bu mənimsəmə üsulunun tətbiqi sxemi belədir (110-cu şəkil).

256

110-cu şəkil. Fontan-kompressor üsulu ilə quyuların mənimsənilmə sxemi:

I-aqreqat xətti; II-kompressora gələn xətt; III-nəzarət xətti; 1-hava bağlayan xətt; 2-tənzimləyici ventil; 3-orta ventil; 4-su (neft) bağlayıcı ventil; 5-

boruarxası ventil; 6-mərkəzi basqı üçün ventil

Quyuya fontan-kompressor boruları endirirlər. Sıxılmış havanı halqavarı fəzaya vururlar ki, o da mayeni yeraltı borulara qovur. Boruları kompressorun təzyiqindən asılı olaraq mayenin basıla biləcəyi dərinliyə qədər endirirlər. Mayeni buraxılan boruların başmağına qədər sıxışdırdıqdan sonra hava yeraltı borulara daxil olur və oradakı mayeni qazlaşdırır. Mayenin xüsusi çəkisi azalır, qaldırıcı borularda onun səviyyəsi qalxır və xaricə atılmağa başlayır. Bu halda quyudibinə düşən təzyiq azalır. Təzyiq düşküsü laydan maye axınının başlanması üçün bəzən kifayət edir. Əks halda qaldırıcı boruların endirilməsini artırır və laydan maye axını üçün depressiya alınana qədər maye basmasını davam etdirirlər. Bu və ya digər səbəblərə görə boruların endirilməsini davam etdirmək mümkün olmadıqda, fontan-kompressor boruları kəmərində mənimsəmə prosesini asanlaşdıran buraxıcı klapan və işlək muftalar qoyulur.

Buraxıcı klapan və işlək muftaların işi kompressor quyularının işə salınması bölməsində müfəssəl veriləcəkdir.

Bu üsul, sadəliyinə baxmayaraq, həmişə kafi nəticə vermir. Bu üsulun əsas mənfi cəhəti, mayenin bayıra atılması momentində

quyudibi təzyiqinin kəskin düşməsi nəticəsində güclü maye və qaz axınının yaranmasıdır.

Layların kövrək qumlardan təşkil olunduğu şəraitdə quyuya külli miqdarda qumun daxil olmasına, quyudibində və borularda qalın qum tıxaclarının əmələ gəlməsinə, quyudibində uçmaya, istismar kəmərinin deformasiyasına və s. səbəb olur.

Müxtəlif konstruksiyalı liftlərin buraxıldığı kompressor quyularına tətbiq edilən müxtəlif kompressor mənimsəmə üsullarına (həmçinin inkişaf tapmış aerasiya üsuluna) „Kompressor quyularının işə salınması" böl-məsində baxılacaqdır.

II

I

III

1

3

2

5

6

3

257

Porşenləmə (svablama)

Qabaqcadan fontan boruları və armaturla təchiz edilmiş quyuya kanatın ucunda porşen (svab) endirirlər. Svab (111-ci şəkil), üzərinə mufta və qıfın köməyi ilə iki-üç manjet bərkidilən boruşəkilli çubuqlardan ibarətdir. Manjetlər, xaricdən məftil karkasla örtülmüş və xüsusi rezindən hazırlanmış, manjetin deformasiyası zamanı məftilləri şaquli istiqamətdə sərbəst sürüşə bilən konusvarı səbətdən ibarətdir.

Karkas rezini əlavə sürtülmədən qoruyur. Svabın aşağı hissəsində nizəsi olan boşqabvarı klapan, üst hissəsində isə perforasiya edilmiş qısa nippel vardır. Nippelə ötürücü vasitəsilə kanat bağlanır.

Quyunun porşenləmə ilə mənimsənilməsi maye səviyyəsinin aşağı salınmasına və quyudibinə düşən depressiyanın azaldılmasına əsaslanır.

Reys ərzində svabla çıxarılan mayenin miqdarı boruların diametrindən və svabın səviyyə altına buraxılma dərinliyindən asılıdır. Sonuncu miqdar bucurqadı hərəkət etdirən mühərrikin gücündən və kanatın möhkəmliyindən asılıdır.

Bu mənimsəmə üsulunun üstünlükləri depressiyanın dəyişməsinin səlisliyindən, axın başlanğıcının səviyyə vəziyyətinə görə asanlıqla təyin edilə bilməsindən ibarətdir.

Mənfi cəhətləri isə fontan quyusunun mə-nimsənilməsi zamanı işlərin açıq quyuağzı şəraitində aparılması, mayenin səthdən götürülməsidir.

Son nöqsanı asanlıqla aradan qaldırmaq olar. Bunun üçün aşağı klapan və deşikləri olan üst qısa borunu kənar edirlər. Bunun əvəzinə bir və ya iki kiçik diametrli boru bağlayırlar. Bu cür svab mayeni istənilən dərinlikdən qaldıra bilər, lakin çıxarılan mayenin miqdarı bağlanan boruların uzunluğu ilə məhdudlanır. Artıq maye bu borular vasitəsi ilə geri tökülür.

Porşenləmə zamanı svab quyudibindən mütləq tədricən qaldırılmalıdır.

Kövrək və zəif sementlənmiş qumlardan təşkil olunmuş məhsuldar layı açan quyunun mənimsənilməsi və sonradan istismarı, çoxlu qum axınları, quyudibi zonasında uçmaların əmələ gəlməsi, kəmərin deformasiyası, suların basqısı ilə mürəkkəbləşir. Odur ki, belə quyuların mənimsənilməsində zəruri və mütləq şərt quyudibində səlis depressiyanın yaradılmasıdır, yəni quyu işə səlis buraxılmalıdır.

1

2

3

4

111-ci şəkil. Porşen (sadə

konstruksiyalı svab):

1-kanat asqısı; 2-yük ştanqı; 3-işlənmiş dərinlik

nasosunun plunjeri; 4-rezinli qayışdan

porşen-manjet

258

Bu halda ancaq laydan maye axını deyil, həmçinin hasilatı tədricən verilən həddə qədər artırmaqla quyudibi zonasının maksimum uçulması nəzərdə tutulur.

Bu növ quyuların mənimsənilməsi əsasən aerasiya üsulu ilə aparılır. Bəzi quyuların aerasiyası eyni zamanda boruarxası fəzaya maye tökməklə aparılır ki, bu da quyudibində qumun çökməsinin qarşısını alır.

Maye vurmaqla mənimsəmə prosesində quyunun məhsulundakı qumun faizini, quyunun verdiyi və vurulan mayelər fərqini daim izləmək lazımdır.

Layın işləməsindən asılı olaraq verilən maye miqdarı ilə quyunun iş rejimini nizamlamaq lazımdır.

Vurucu quyuların qazılmasından sonra olduğu kimi, onlara suyun vurulması prosesində də, quyudibi zonası keçiriciliyinin, deməli onun qəbulediciliyinin pisləşməsi baş verir.

Keçiriciliyin belə aşağı düşməsi qazıma zamanı gilli məhlulun laya hopması, suvurma vaxtı mexaniki qarışıqların layda çökməsi və bir çox başqa səbəblər nəticəsində olur.

Quyunun qəbulediciliyini bərpa etmək, eləcə də onu artırmaq üçün injeksiya quyularını vaxtaşırı mənimsəmək lazımdır.

Vurucu quyuların mənimsənilmə üsullarına aşağıda adlarını çəkdiyimiz istismar quyularının quyudibi zonasına təsiretmə üsullarından əlavə, drenlənmə də aid edilir.

Qabaqda təsvir olunan bütün üsullar drenlənməni də bura daxil etməklə, sulaşdırmada böyük rolu olan süzülmə səthini artırmaq məqsədini güdür.

Drenlənmə, quyudan maye ilə birlikdə mexaniki qarışıqlar çıxarmaq məqsədi güdən intensiv maye hasil etmə üsuludur.

Laboratoriya tədqiqatlarının və eləcə də mədən məlumatlarının göstərdiyi kimi, drenlənmə prosesində layın içərilərinə doğru gedən drenaj kanallarının əmələ gəlməsi baş verir. Bu kanalların olması vurucu quyuların qəbulediciliyinin artmasına səbəb olur.

Drenlənmə zamanı maye çıxarılmasını jelonka ilə dartaylama, svablama, dərinlik nasosu, kompressor üsulu və elektrik dalma nasosu ilə yerinə yetirirlər. Bu üsulların tətbiqi müxtəlif rayonlar üçün spesifikdir.

Drenlənmənin davamı çıxarılan suyun tərkibindəki mexaniki qarışıqların faizindən asılıdır.

Mədən təcrübəsinin göstərdiyi kimi, vurucu quyuların mənimsənilməsində xeyli effekt, eləcə də istismar quyularının quyudibi zonasına təsiretmədə olduğu kimi, kombinə edilmiş təsiretmə yolu ilə əldə edilir. Kombinə üsulu torpedləməni layın hidravlik yarılması ilə, hidravlik yarılmanı turşu işləməsi ilə, turşu ilə işlənməni drenləmə ilə birləşdirməkdən, hidroturşu yarılması və s. aparmaqdan ibarətdir.

259

VIII FƏSİL

QUYULARIN FONTAN ÜSULU İLƏ İSTİSMARI

§ 1. QUYULARIN FONTAN VURMASININ ƏSASLARI

Quyuların istismarı zamanı laydan maye ilə qaz, yaxud təkcə qaz

çıxarılır. Laydakı neftdə, adətən, müəyyən miqdarda qaz həll olur ki, bu da istər layda, istərsə də quyuda neftin hərəkəti zamanı təzyiqin düşməsi nəticəsində qismən neftdən ayrılır. Həmin qaz təzyiq altında olduğundan müəyyən enerjiyə malik olur. Laydan quyuya içərisində qaz həll olmuş neft ilə yanaşı sərbəst qaz da gəlir; bu, şübhəsiz quyudibi təzyiqinin qazın neftdə tam həllolma təzyiqindən az olduğu hala aiddir. Sərbəst qaz da təzyiq altında olduğundan müəyyən enerjiyə malikdir.

Qazın enerjisi bir sıra hallarda neftin quyudan yerin üstünə çıxarılması, yəni quyunun fontan vurması üçün istifadə olunur.

Laydan quyunun dibinə hər bir ton neftlə daxil olan enerji: Ç� = 104 K�� −��� + �0�0 ln ���0M (VIII.1) ifadəsi ilə tapılır; burada pq-quzudibi təzyiqi, atm ilə;

p0 — atmosfer təzyiqi (p0=1 atm); γ —mayenin xüsusi çəkisi, kq/m3 ilə; Q0—atmosfer təzyqindəki qaz amili, m3/t ilə. Quyuağzından axan qazlı maye özu ilə Ç�.� = 104 K��.� −�0� + Q0�0 ln ��.��0 M (VIII.2)

qədər enerji aparır; burada pq.a-quyuağzı təzyiqidir, atm ilə.

Beləliklə, laydan daxil olan enerjidən Ç = Ç� − Ç�.� = 104 K�� −��.�� + Q0�0 ln ��.��0 M (VIII.3)

qədəri quyuda mayenin qaldırılmasına sərf olunur Əgər quyunun dibinə qaz heç gəlməzsə, onda quyuya vurulacaq qazın

sərfini tapmaq üçün son düsturda Q0 yerinə R0 yazmalıyıq (R0- quyuya vurulacaq qazın sərfidir, m3/t ilə):

Ç% � = 104 #�� −��.�� + ^0�0 ln ���B��.� $, (VIII.4) burada pqaz - quyuya vurulan qazın maye axınına qovuşduğu yerdə olan təziqdir, atm ilə.

Quyu təkcə laydan gələn enerji hesabına fontan vurmaq üçün Ç ≥ Çvur (VIII.5)

260

şərti ödənilməlidir. (VIII.3) və (VIII.4) düsturlarını nəzərə almaqla son bərabərsizlik belə yazılar: Q0 ln ����.� ≥ ^0 ln ���B��.� (VIII.6)

Aydındır ki, quyuya vurulacaq qazın sərfi (R0) bir sıra amildən, o cümlədən qaldırıcının uzunluğundan (L), diametrindən (d), başmaq təzyiqindən (pbaş) asılıdır; onda son ifadə əslində belə yazılmalıdır: Q0 ln ����.� ≥ ^0�, N, ��� ş, ��.� � ln ��� ş��.� (VIII.7)

Bu ifadədən görünür ki, quyunun fontan vurması laydan gələn qazlı mayenin və qaldırıcının parametrlərindən asılıdır.

Layda və quyuda qazlı mayenin hərəkət qanunları başqa-başqa olduğuna baxmayaraq, qərarlaşmış axında hər iki hərəkət tənliyində mayenin və qazın sərfi eyni və quyudibi təzyiq qaldırıcının başmağındakı təzyiqə bərabər olmalıdır (qaldırıcının quyudibinədək endirildiyi nəzərdə tutulur). „Lay-qaldırıcı" hidrodinamik sistemın bir üzvünun işində dəyişiklik olan kimi, bu dəyişiklik o biri üzvün də işinə təsir göstərir və bu təsir, qərarlaşmış axın əmələ gələnədək davam edəcəkdir.

Quyunun fontan vurması ehtimalı çox olmaq üçün elə şərait yaratmaq lazımdır ki, R0-ın qiyməti kiçik olsun. Bu isə qaldırıcının optimal rejimdə və daha çox dalma dərinliyində işlədiyi vaxt mümkündur. Qaldırıcının optimal rejim-boruların lazımi diametrdə olması; ən çox dalma dərinliyi isə-boruların quyudibinədək endirilməsi ilə əldə edilir. Beləliklə qaldırıcının başmağındakı təzyiqin quyudibi təzyiqinə bərabərliyini nəzərə alsaq, (VIII.6) düsturuna əsasən fontanvurma ehtimalı üçün

Q0 ≥^0��� (VIII.8) şərtini yaza bilərik. Qaldırıcı optimal rejimdə işlədikdə qazın xüsusi sərfi A.P. Krılova görə belə tapılır: ^0��� = 0,0077 «� −10���� ş−��.� �¬N0,5���� ş−��.� � (VIII.9) burada d - qaldırıcının diametridir, düymə ilə.

Bu düsturla qaldırıcının quyudibinədək endirildiyi, yəni L=H, həmçinin başmaqdakı təzyiqin quyudibi təzyqinə bərabər olduğu güman edilir (burada L—quyunun ağzından süzgəcin üst dəliyinədək məsafədir, m ilə). Şübhəsiz ki, ÊdËa� -ın az olması və quyunun uzun müddət fontan vurması üçün pq.a mümkün qədər az götürülməlidir. Deməli, quyuağzı təzyiq, qazlı mayeni quyunun atqı xəttinə axıtmaq üçün lazım olan minimal təzyiq qədər qəbul edilməlidir.

(VIII.9) düsturuna bir də qaldırıcının diametri daxildir ki, bu haqda gələcək paraqraflarda bəhs edəcəyik.

261

Yuxarıdakı düsturlarda qazın neftdə həll olması nəzərə alınmayıbdır, halbuki neftdə qaz təzyiqə mütənasib olaraq həll olur və beləliklə mayenin qaldırılmasında qaz amilinin (Q0-ın) yalnız müəyyən hissəsi iştirak edir.

pbaş və pq.a təzyiqlər arasında 1 t neftdə həll olan qazın həcmi Qp.q° = D� ��� ş+��.�2 (VIII.10)

ifadəsi ilə tapılır; burada α - qazın neftdə həll olma əmsalıdır; α ≠ const, lakin hesablamalarda adətən α - nın qiyməti sabit qəbul edilir.

Deməli, mayeni qaldırmaqda laydan gələn qazın orta hesabla ea.�° qədəri iştirak etmir, onda mayeni qaldırmaqda iştirak edən qazın sərfi (bunu qazın effektli sərfi adlandırırlar) belə tapılır:

Qef = Q0 + D� − Qp.q° = Q0 − D� K��� ş+��.�2 M (VIII.11) Neftlə birlikdə su verən quyularda qaz amilini adətən neftə nəzərən

hesablayır, yəni qaz amilini tapmaq üçün quyudan çıxan gündəlik qaz hasilatını gündəlik neft hasilatına bölürlər. Fontanvurma ehtimalından danışarkən hər bir ton neftə deyil, hər bir ton mayeyə düşən qaz amili nəzərdə tutulmalıdır:

Qüm = Q0 K1 − �� 100M (VIII.12) burada Qüm—mayenin ümumi hasilatına düşən qaz amili, m3/t ilə

nsu - suyun bütün mayeyə nisbətən faizlə miqdarıdır. Quyu neftlə bərabər su verəndə hər 1 t qaldırılan mayedə həll olunmuş

qazın orta miqdarı Qh.q = Qh.q0 K1 − �� 100M = D� ��� ş+��.�2 K1 − �� 100M (VIII.13) olar, bu halda effektli qaz amili: Qüm.ef = Q0 − D� K��� ş+��.�2 − 1M K1 − �� 100M (VIII.14) ifadəsindən tapılır.

Beləliklə, quyunun fontan vurması ehtimalını müəyyən etmək üçün (VIII.8) bərabərsizliyini aydınlaşdırmaq lazımdır. Həmin bərabərsizliyin sol tərəfinə (VIII.11), yaxud (VIII.14) ifadəsini, sağ tərəfinə isə (VIII.9) ifadəsini yazmaq lazımdır. Deməli, quyunun fontan vurması aşağıdakı bərabərsizlik zamanı mümkündur: &Q0 + D� #��� ş + ��.�2 − 1$' K1 − �� 100M ≥

≥ 0,0077 «� −10���� ş−��.� �¬N0,5���� ş−��.� � lg � �� ş� �.� (VIII.15)

Yuxarıda şərtləşdiyimiz kimi bu ifadə qaldırıcının quyunun dibinə endirildiyi, yəni pbaş �pq halı üçün yazılmışdır.

262

Bir sıra halda, xüsusən yenicə istismara verilmiş yataqlarda quyudibi təzyiqi qazın neftdə tamamilə həllolma təzyiqindən (pd) yüksək olur. Bu halda qaz neftdən layda deyil, quyuda, daha doğrusu, quyudibindən müəyyən qədər yuxarıda ayrılmağa başlayır. Quyunun fontan vurması ehtimalını müəyyən etmək üçün belə hallarda da (VIII.15) ifadəsindən istifadə etmək olar, bu şərtlə ki, həmin ifadədə pbaş əvəzinə pd yazılmalıdır, qaldırıcının uzunluğunu isə quyunun ağzından təzyiqin pd qiymətinə bərabər yerədək götürmək lazımdır, yəni = � − 10��� −�N �� (VIII.16)

Fontan zamanı neftdən qazın ayrılması nəticəsində neft və mayenin xüsusi çəkisi dəyişəcəkdir. Bunu nəzərə almaq və hesablamanın dəqiqliyini artırmaq üçün yuxarıdakı düsturlarda neftin və qazın xüsusi çəkisinin orta qiymətini yazmaq lazımdır.

(VIII.15) bərabərsizliyinin sol tərəfi effektli təsir edən qaz amili (Qef) adlanır, sağ tərəfi isə ^0��� -dır, onda həmin bərabərsizlikdən aşağıdakı ifadəni yaza bilərik: Qef = 0,77 (−ℎ)N0,5ℎ lg � �� �.� (VIII.17)

burada L-qaldırıcının dərinliyi, daha doğrusu, quyunun ağzından doyma təzyiqinə müvafiq səviyyəyədək olan məsafədir, m ilə = 10 − �N −����� (VIII.18) γop- qaldırıcı boruda hərəkət edən mayenin orta xüsusi çəkisidir, q/sm3 ilə ��� = ��� .� (100 �� )+��.� �� 100 ; (VIII.19) ��� .� = �� +�� .�2 , (VIII.20) burada γn- qazsız neftin nisbi xüsusi çəkisi;

γn.l - lay şəraitində neftin nisbi xüsusi çəkisi; γ - lay şəraitində suyun nisbi xüsusi çəkisi; nsu - quyudan çıxarılan mayedə suyun faizidir. (VIII. 18) tənliyini L-ə nəzərən həll etsək,

= ℎ2 + ÒKℎ2M2 + Qef N0,50,77 ℎ lg �N��� ş (VIII.21)

ifadəsini alarıq. Aydındır ki, bu halda quyunun fontan vurması üçün minimal quyudibi

təzyiq �� = (�−)�10 + �N (VIII.22) ilə tapılır.

263

(VIII.15) ifadəsi ilə hesablamanı sürətləndirmək məqsədi ilə həmin ifadənin sağ tərəfi d=2½″, pq.a=2 atm və γ= 0,9 halı üçün nomoqram şəklində ifadə olunmuşdur (112-ci şəkil). Başqa diametrlər üçün xüsusi sərfin qiymətini tapmaqdan ötrü həmin nomoqramdan tapılmış qiyməti müvafiq sabit kəmiyyətlərə vurmaq lazımdır: 1″ qaldırıcı üçün 1,58-ə 1¼ qaldırıcı üçün 1,41-ə 1½ qaldırıcı üçün 1,29-a 2″ qaldırıcı üçün 1,12-yə 3″qaldırıcı üçün 0,912-yə 4″ qaldırıcı üçün 0,8-a

Yuxarıda, qaldırıcının

optimal rejimdə işlədikdə qazın xüsusi sərfinin (VIII.9) ifadəsi ilə tapıldığını qeyd etmişdik. Həmin rejimdə qaldırıcıdan keçən mayenin optimal hasilatı isə: Qopt 2500 N3���� ş−��.� �1.5«� −10���� ş−��.� �¬�1,52,5 (VIII.23) ifadəsilə tapılır.

Qaldırıcının maksimal hasilatı və qazın buna təvafüq edən xüsusi sərfi isə belə hesablanır:

���� = 2500 N3 ���� ş−��.� �1.5�0,51,5 , (VIII.24)

Qmaks = 0,0077 � 2N0,5���� ş−��.� � lg � �� ş� �.� . (VIII.25)

(VIII.23) ilə (VIII.24), həmçinin (VIII.9) ilə (VIII.25) ifadələrinin müqayisəsindən görünür ki, ���� = ���� � −10���� ş−��.� ��0,5 1,5 ; (VIII.26)

Qopt = Qmaks � −10���� ş−��.� ��0,5 1,5 (VIII.27)

Aydındır ki, qaldırıcının diametrini seçərkən, onun maksimal maye hasilatını buraxa biləcəyini (VIII.24) ifadəsi ilə yoxlamaq olar.

10 20 40 60 80 100 200 400 600 1000

200

300

400

500 600

700 800

900 1000 12001500

2000

L = 2500

R m / t03

4

6

810

20

30

40

60

80P , atq

112-ci şəkil. 2½″ qaldırıcı üçün başmaq təzyiqi ilə qazın xüsusi

sərfi arasında asılılıq

264

§ 2. FONTAN QUYUSU QALDIRICISININ SEÇİLMƏSİ

Laydan quyudibinə axan mayenin enerjisi (Wq) mayeni yer üstünə qaldırmaq üçün lazım olan enerjidən (Wlaz) artıq olarsa, quyu fontan vuracaqdır. Zaman keçdikcə quyudibinə axan mayenin enerjisi azalır, yəni Wq və Wlaz enerjiləri arasındakı fərq azalır. Nəhayət, fərq olmadıqda laydan gələn mayenin enerjisi mayenin ya1nız yer üstünə (quyunun ağzına) qaldırmağa kifayət edir və beləliklə fontan kəsilir. Bundan sonra mayeni qaldırmaq üçün lay enerjisi çatışmır və bu enerjini süni üsullarla artırmaq, məsələn, istismarın mexaniki üsullarına keçmək lazım gəlir.

Haqqında danışdığımız enerjilərin bərabərliyi fontan vurmanın axırı hesab olunur. Mayenin yer üzünə lay enerjisi hesabına qaldırıldığı fontan istismarı üsulu iqtisadi cəhətdən ən sərfəlidir, elə buna görə də fontanvurma dövrünü mümkün qədər uzatmaq lazımdır.

Bütün layda, eləcə də müəyyən bir quyuda istismar rejimi qərarlaşmışsa, laydan gələn enerjinin (Wq) zamandan asılı olaraq dəyişməsi təbii şəraitdən asılı olacaqdır. Mayeni quyu ağzına qaldırmaq üçün lazım olan enerji (Wlaz) seçilmiş qaldırıcının ölçülərindən asılıdır və deməli, biz Wlaz-ın dəyişməsinə təsir göstərə bilərik. Fontanvurma üçün münasib şərait yaratmaq və fontan dövrünü uzatmaq üçün elə qaldırıcı seçmək lazımdır ki, həmin şəraitdə layihədə nəzərdə tutulan qədər mayeni buraxmaqla bərabər Wlaz ən az qiymətə malik olsun.

Deməli, quyunun fontan üsulu ilə istismarında qaldırıcı aşağıdakı tələbləri ödəməlidir:

a) fontanvurma müddətində layihədə nəzərdə tutulan optimal hasilatı almağa imkan verməli;

b) fontanvurma müddətini mümkün qədər uzatmağa imkan verməli. Uzun müddət fontan vurmağa imkan vermək, şübhəsiz

fontanvurmanın axırında enerji artıqlığı az olan zaman qaldırıcının az enerji ilə işləməsini təmin etmək deməkdir, yəni elə qaldırıcı seçmək lazımdır ki, fontanvurmanın axırındakı şəraitdə (o vaxtkı başmaq təzyiqində və hasilatda) optimal rejimdə işləyə bilsin.

Qaldırıcını fontanvurmanın axırındakı şəraitə müvafiq olaraq seçmək fontanvurmanı uzatmağı, fontanvurmanın axırında optimal rejimdə işləməyi təmin edir, lakin tamam arxayınçılıq olması üçün fontanvurmanın ilk dövründəki şəraitdə (başmaq təzyiqi, qaz amili) qaldırıcının maye buraxmaq qabiliyyəti də yoxlanmalı və onun ilk dövrdə lazımi qədər hasilatı buraxa biləcəyi aydınlaşdırılmalıdır.

Qaldırıcının fontanvurmanın əvvəlindəki hasilatı buraxa bilmədiyi yoxlama nəticəsində məlum olarsa, onda qaldırıcını ilk dövrdəki şəraitə müvafiq olaraq maksimal maye hasilatı üçün (Qmax) yoxlamaq lazımdır.

265

Əməli olaraq, fontan qaldırıcısını seçmək üçün 1) qaldırıcının uzunluğu və 2) onun diametri təyin edilməlidir.

Fontan borularını, adətən, quyu dibinədək endirməyə çalışırlar; bununla da xüsusən kövrək süxurlu qatları istismar edərkən, neftlə birlikdə gələn qumu yuxarı qaldırmaq üçün daha yaxşı şərait yaranmış olur. Əslində boruları quyunun dibinə qədər deyil, süzgəcin üst dəliyinədək buraxır və bu halda başmaq təzyiqini təqribi olaraq quyudibi təzyiqinə bərabər götürürlər.

Qatlar möhkəm süxurlardan ibarət olub, qaz neftdən quyudibində deyil, qaldırıcıda ayrılırsa (pq>pd), fontan qaldırıcısını qazın neftdə doyma təzyiqinə müvafiq dərinliyədək endirmək olar.

Qaldırıcı boruların 1"-dən 4"-dək dəyişdiyini nəzərə alaraq quyunun hasilatına əsasən borunun diametrinin təqribi qiyməti 25-ci cədvəldə verilmişdir.

25-ci cədvəl

Quyunun hasilatı, t/gün ilə Qaldırıcının diametri, düymə ilə 10-dan 20-yədək 1½

20-dən 50-yədək 2"

50-dən 100-ədək 2½ 100-dən 200-ədək 3"

Bu rəqəmlər təqribidir və diametri hesablama yolu ilə tapmaq daha dürüstdür. A.P.Krılov qaldırıcının diametrini hesablamaq üçün N = 0,074V � ��� ş−��.� V � � −10���� ş−��.� �3 (VIII.28)

düsturunu təklif edir; burada γ—mayenin nisbi xüsusi çəkisi; pbaş, pq.a -fontanvurmanın axırındakı başmaq və quyuağzı təzyiqlərdir, atm ilə; Q —fontanvurmanın axırında quyunun hasilatı, t/gün ilə.

113-cü şəkildəki nomoqram γ=0,9 və pq.a=2 atm şərti ilə (VIII.28) düsturuna əsasən qaldırıcının diametrini tapmaq üçün tərtib edilmişdir.

Əgər borunun tapılan ölçüsü iki standart ölçünün arasına düşürsə, onda ən yaxın standart ölçü qəbul edilməli, ya da qaldırıcı pilləli seçilməlidir. Son halda hər bir pillənin uzunluğu çox təqribi olaraq belə tapılır: �2 = N−N1N2−N1 (VIII.29) burada L2 - böyük diametrli yuxarı pillənin uzunluğu, m ilə;

L - liftin bütün uzunluğu, m ilə; d - qaldırıcının hesablama ilə tapılmış diametri, düymə ilə;

266

d1 d2 - borunun d-yə yaxın standart diametrləridir, düymə ilə. Kiçik diametrli aşağı pillənin uzunluğu isə belə tapılır: L1= L - L2 (VIII.30)

10 20 40 60 80 100 200 300 4 6 8 10 20 40 60 80

200300

400 500

2000

L = 250015001200

900

800700

600

d = 1½�

2�

1�2½� 1¼

�

3�

P ,atmq

113 cü şəkil. Qaldırıcının diametrini təyin etmək üçün nomoqram

Onu da deməliyik ki, pilləli qaldırıcı daha mükəmməl olmasına baxmayaraq quyunun istismarında bir sıra çətinlik törədir, məsələn, borularda parafini „ərsinlə" təmizləyəndə, quyunu işə salarkən dartaylama zamanı çoxpilləli kəmər maneçilik törədir və bəzən bu işləri görməyə imkan vermir. Bununla əlaqədar olaraq pilləli qaldırıcı çox az yayılmışdır.

Əgər layihədə nəzərdə tutulan ilk hasilat (VIII.24) düsturu ilə tapılmış Qmax-dan çoxdursa, deməli qaldırıcı ilk hasilatı buraxa bilməyəcəkdir. Bu halda qaldırıcını fontanvurmanın əvvəlindəki şəraitə müvafiq olaraq hesab-lamaq, başqa sözlə d-ni Qmax-a nəzərən tapmaq lazımdır: N = 0,074V ��� ş−��.� V����2 �6

(VIII.31)

Şübhəsiz ki, son düstura əsasən seçilmiş qaldırıcının faydalı iş əmsalı fontanvurmanın axırında heç də yüksək olmayacaq və quyunun fontanvurması bir qədər tez kəsiləcəkdir. Lakin bu halda qaldırıcının maksimal hasilatı buraxması tələbi yerinə yetirilmiş olacaqdır. Aydındır ki, belə hallarda quyuda fontan kəsiləndən sonra qaldırıcının ölçülərini dəyişməklə fontanvurma müddətini bir qədər artırmaq olar.

Qaldırıcının hesablama ilə tapılmış ölçülərini qəbul etməzdən əvvəl, onun quyuya endirilə biləcəyini də yoxlamaq lazımdır. Quyuda qum tıxacının əmələ gələ biləcəyi və boruların tutula biləcəyini nəzərə alaraq quyuya endirilən boruların maksimal diametri onların tutula biləcəyi yerlərdə aşağıdakından çox olmamalıdır:

267

5″ quyuda 2½″ 6″ quyuda 3″

7″ və 8″ quyuda 4″ Əgər borunun hesablama ilə tapılmış diametri istismar kəmərinin

diametrinə yaxındırsa, onda quyunu fontan qaldırıcısı endirmədən birbaşa istismar kəməri vasitəsilə işlətmək olar, lakin bu vaxt kəməri korlaya biləcək hallara yol vermək olmaz.

§ 3. FONTAN QUYUSU İŞ REJİMİNİN TƏYİNİ VƏ TƏNZİMİ

Fontan quyusunun iş rejimindən danışarkən hər şeydən əvvəl

qaldırıcının işi ilə layın işinin əlaqəli olduğunu göstərməliyik. Bu nöqteyi-nəzərdən yuxarıda qazlı mayenin quyuda hərəkətini ifadə edən düsturların layın işi ilə əlaqələndirilmədiyi xüsusilə qeyd edilməlidir. Əslində quyu ilə lay bir hidrodinamik sistem təşkil edir və qaldırıcının başmağında təzyiqin dəyişməsi quyudibi təzyiqinin dəyişməsinə, bu da öz növbəsində laydan quyuya gələn maye və qaz hasilatının dəyişməsinə səbəb olur.

Deməli, qaz-maye qarışığının quyuda və layda hərəkətinə ayrılıqda deyil, birlikdə, bir hidrodinamik sistem kimi baxmaq lazımdır.

Dediklərimizi aydınlaşdırmaq məqsədilə liftin və layın birgə işinə, onların əlaqəsinə dair aşağıdakı konkret misalı nəzərdən keçirək. Fərz edək ki, uzunluğu L=1000 m və diametri d=21/2" olan fontan qaldırıcısı süzgəcin yuxarı dəliyinədək endirilmişdir; yəni pq=pbaş. Mayenin xüsusi çəkisini vahid götürüb, quyuağzında pq.a=2 atm qəbul edək. Onda müxtəlif dib (başmaq) təzyiqləri üçün Q=f (Q) əyrilərini qura bilərik (114-cü şəkil). Bundan başqa quyunun tədqiqi nəticəsində G = f1(pq), Q=f2(pq) asılılığını ala bilərik ki, bu iki asılılıqdan Q=f (Q) asılılığını qurarıq; son asılılıq 114-cü şəkildə 1 əyrisi ilə ifadə olunmuşdur.

Göründüyü kimi Q və Q -nin hər bir qiymətinə müəyyən bir dib təzyiqi müvafiq edir.

Şərtlərə görə dib təzyiqi başmaq təzyiqinə bərabər olmalıdır. İndi, qaldırıcının başmağında təzyiqin 40 atm olduğu əyriyə baxaq. Bu əyri 1 əyrisini, maye və qazın müəyyən gündəlik hasilatını əks etdirən elə bir nöqtədə kəsir ki, həmin nöqtədə dib təzyiqi 51,5 atm-dir; fontan boruları başmağı süzgəcin yuxarı dəliyi səviyyəsində olduğundan, şübhəsiz ki pbaş və pq eyni olmalıdır. Halbuki, haqqında danışdığımız halda pbaş - 40 atm, pq= 51,5 atm-dir. Deməli, qaldırıcı pq, pq.a L və d-nin qəbul etdiyimiz qiymətlərində işləyə bilməz. Qrafik yolla tapmaq olar ki, qaldırıcının işini göstərən əyrilərdən yalnız birinin 1 əyrisi ilə kəsişdiyi nöqtədə pbaş=pq şərti yerinə yetirilir. Həmin əyri pbaş=49,3 atm-ə müvafiq olan əyridir (bu əyri şəkildə qırıq xətlərlə göstərilmişdir).

268

Deməli, pq.a, L və d-nin qəbul etyimiz qiymətlərində quyudibi təzyiqinin 49,3 atm-ə bərabər olduğu vaxt quyu fontan vuracaqdır.

Dediklərimizdən aydın olur ki, qaldırıcı ilə layın birgə işi dedikdə qaz-maye qarışığının qal-dırıcıda və layda hərə-kətini ifadə edən tən-liklərin birlikdə həll edilməsi nəzərdə tutulur.

Fontan quyusu iş rejiminin seçilməsi və tənzimi quyudibinə gələn enerjinin lazımi enerjidən nə qədər artıq olmasından asılıdır. Əgər enerji artığı çoxdursa, onda məsələ, quyudibindəki enerjinin bütünlüklə quyuda sərf olunmasına yol verməməkdən, əgər enerji artığı azdırsa, onda məsələ, quyudibindəki enerjidən qaldırıcıda mümkün qədər tamamilə istifadə etməkdən ibarətdir.

Fontanvurmanın ilk dövründə, məlumdur ki, laydan gələn mayenin enerjisi onu yer üstünə çıxarmağa lazım olan enerjidən xeyli çox olur. Əgər həmin enerji artığını qaldırıcıda işlətsək, onda maye qarışığının sürəti elə bir dərəcəyə çatar ki, sürtünmə itkisinə sərf olunan əlavə enerji həmin enerji artığını uda bilməz. Sürəti quyunun hasilatını çoxaltmaq yolu ilə də artırmaq olar ki, bu da quyunun yol verilən hasilatını keçər və quyunun lazımi iş rejimi pozulmuş olar.

Quyunun iş rejimini pozmamaq və müəyyən edilmiş hasilatı almaq üçün laydan quyudibinə gələn enerjinin qaldırıcıda sərf olunmasını tənzim etmək lazımdır.

Qaldırıcıda enerjinin işlədilməsi ya quyuağzında əks təzyiq yaratmaqla, ya da qaldırıcının başmağında təzyiq düşküsünə səbəb olmaqla tənzim edilə bilər. Quyuağzındakı əks təzyiqi və ya başmaqdakı təzyiq düşküsünü dəyişdirməklə quyudibinə düşən təzyiqi və bunun nəticəsində laydan gələn maye və qazın miqdarını tənzim etmiş oluruq.

Quyuağzında, yaxud başmaqda təzyiq düşküsü atqı xəttində, yaxud başmaqda ştuser adlanan diafraqma qoymaqla əldə edilir. Diafraqmanın maye keçən kəsiyini dəyişməklə onun əmələ ğətirdiyi təzyiq düşküsü də dəyişir və bu da quyunun iş rejiminə təsir edir.

250 500 750 1000 1250 V, l/san

5756

5554

5352

5150

4948

47

P ,atm

q

P = atm

50baş

49,345

40

30

0

1

2

3

4

Q, l/san

114-cü şəkil. Lay ilə fontan qaldırıcısı işinin əlaqəsi.

269

Deməli, ştuserin diametrini dəyişməklə fontan quyusu parametrinin necə dəyişdiyini izləmək mümkündür. Elə buna görə fontan quyusunun iş rejimini təyin etmək istədikdə adətən, ştuserin diametrini dəyişməklə quyunu tədqiq edirlər (ştuserin diametrini elə dəyişmək lazımdır ki, yeni rejimdə hasilat ondan qabaqkından təqribən 20% qədər fərqlənmiş olsun).

Ştuserin hər bir diametrinə (dşt) müvafiq qərarlaşmış rejimdə mayenin gündəlik hasilatını (Q), qaz amilini (Q0), qumun (α0) və suyun (ρsu) faizini, bufer və dib təzyiqlərini təyin edirlər.Aparılan tədqiqat nəticəsində G=f1(dşt); Q0=f2(dşt); α0=f3(dşt); pq=f4(dşt) və s. asılılıqlar alınır.

Qeyd etməliyik ki, quyuların texnoloji rejimini təyin edərkən bəzi hallarda mühüm amil olaraq ya qaz amilinin qiyməti, yaxud suyun, ya da qumun faizi götürülür. Odur ki, quyunun texnoloji rejimini təyin edərkən bütün bu kompleks məsələlər nəzərdən keçirilməlidir. Burada qaz amilinin, suyun və qumun minimal olması ilə yanaşı, gündəlik neft hasilatının miqdarına da xüsusilə fikir verilir.

3 4 5 6 7 8 9 10

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

40

80

120

160

200 100

80

60

40

20 40

80

120

160

200

3

4 5

1

2

6

P və P�qQ�

d şt

Q 0

115-ci şəkil. Fontan quyusunun tədqiqi əyriləri Nümunə olaraq 115-ci şəkildə bir fontan quyusu üçün haqqında

danışdığımız asılılıqlar göstərilmişdir (şəkildə ∆p depressiyanı bildirir; ∆p=pl – pq). Bu əyrilər quyu üçün texnoloji rejim təyin etməyə imkan verir. Fərz edək ki, dib təzyiqi qazın neftdə doyması təzyiqindən (pd) az olmalıdır (pd = 120 atm olduğunu qəbul edək), onda ştuserin optimal diametri 6 mm götürülməlidir. Ştuserin bu diametrində pq = 135 atm (qazın neftdə doyma təzyiqindən çox), gündəlik hasilat 50 m3/gün, qaz amili 60 m3/t olub, qumun faizi də çox deyildir.

270

Bir sıra hallarda, qazlı maye axınını trap adlandırılan qurğuya göndərməklə quyu ağzında əks təzyiq yaradılır. Trapda qaz neftdən ayrılır və bununla yanaşı müəyyən qədər yüksək təzyiq saxlamaq mümkündür.

Beləliklə, fontan qaldırıcısının işi sxematik olaraq aşağıdakı kimidir. Fontan boruları quyuya süzgəcədək endirilir, axıntı yalnız mərkəzi

borularla hərəkət etsin deyə, quyunun üstündə boruarxası fəzanı bağlayırlar. Laydan neftlə birlikdə sərbəst qaz gələrsə, qaz boru arxasına da keçər-orada yığılıb çoxalar və təzyiq get-gedə artmağa başlar. Boru arxasında əvvəlcədən maye vardırsa, qaz həmin mayeni fontan borularının başmağından qaldırıcının içərisinə sıxışdırır. Bu proses ta boru arxasındakı maye bütünlüklə qaldırıcıya sıxışdırılanadək davam edir. Bundan sonra laydan gələn qaz bütünlüklə qaldırıcıya yönəlir.

Deməli, laydan neftlə birlikdə sərbəst qaz gələn zaman, quyuağzında boru arxasından qaz buraxılmazsa, quyuda axın qərarlaşdıqda boruarxası fəza bütünlüklə qazla dolacaq və bu zaman həmin fəzada quyu üstünə təzyiq (daha doğrusu, qazın çəkisini nəzərə almasaq) təqribən qaldırıcının başmağındakı təzyiqə bərabər olacaqdır. Bu təzyiqin qiyməti bəzən yüksək olduğundan bir sıra hallarda quyu üstündə qoyulmuş fontan armaturuna düşən qüvvəni azaltmaq məqsədi ilə boru arxasındakı qazı vaxtaşırı buraxırlar.

Tədqiq etdiyimiz halda başmaq təzyiqini əslində aşağıdakı ifadədən tapmaq olar (I kitabın IV fəslinə bax):

��� ş ≈ �q = ��.� X1,2 ∙10−4�q , (VIII.32) burada pb.a - quyu ağzında boru arxası təzyiq, atm ilə;

e - natural loqarifmin əsası; γq - qazın havaya nəzərən nisbi çəkisidir. 116-cı şəkildən X1,2 ∙10−4�� -in qiymətini qrafik yolla tapmaq olar.

Atqı xəttində adətən ştuser qoyulur ki, bu da qaldırıcının yuxarısında müəyyən pq.a əks təz-yiqini yaradır. Ümumi halda axıntı trapa pt təzyiqi ilə daxil olursa, ştuserdən trapa kimi yolda təzyiq düşküsünu nəzərə almasaq, ştu-serdə ∆pşt = pq.a - pt (VIII.33)

qədər təzyiq düşküsü alınmalıdır.

0,7

0,6

= 0,8�

500 700 900 1100 1300 1500 1700 1900 2100 2300 2500L, m

1,03

1,07

1,11

1,15

1,19

1,23

1,27

116-cı şəkil. Õy,b ∙yd−Ö|ØÙ kəmiyyətinin qiyməti (t=20°°C)

271

Fontan quyusunun, danışdığımız qaydada işləməsi sxematik olaraq 117-ci şəkildə göstərilmişdir.

İndi quyudibi təziqinin qazın neftdə doyma təzyiqindən yüksək olduğu halı, yəni laydan quyuya təkcə mayenin daxil olduğu halı nəzərdən keçirək. Bu halda qazın boruarxası fəzaya keçməsi üçün şərait olmadığından, orada yalnız maye yığılacaqdır. Maye sütununun yüksəkliyi isə boruarxası fəzanın yuxarı hissəsindəki qazın təzyiqindən asılı olacaqdır (118-ci şəkil).

Fontan quyusunu tənzim etmə üsullarını müqayisə edək.

neft

qaz

Trap

Pq

Pq.a.

Pt�P P P = - q.a. t

P Pq�_m

Pq

Pg

P P =

Pq.a.

m b.a

Əvvəlcə quyu ağzında təzyiq və başmaqda müqavimət yaratmaq yolu

ilə tənzimi araşdıraq. Bunların hər ikisi layın işini tənzim etməyə eyni dərəcədə imkan verir. Lakin quyunun işi dedikdə təkcə lay deyil, qaldırıcının da işini nəzərə almaq lazımdır. Fontanı quyudibi ştuserlə tənzim etdikdə lift daha səlis işləyir, döyüntülər çox az olur. Döyüntülər adətən boruarxası fəzada təzyiqin vaxtaşırı düşməsi nəticəsində baş verir; boruarxası fəzanın həcmi böyük olduqda, həmçinin quyu zəif fontan vurduqda boruarxası fəzada təzyiqi bərpa etmək üçün daha çox vaxt lazımdır və döyüntülər daha şiddətli olur.

117-ci şəkil. Quyudibinə sərbəst qaz gələn zaman fontan

quyusunun işlənməsi sxemi

118-ci şəkil. Dib təzyiği qazın neftdə tam həll

olması təzyiqindən yüksək olan zaman fontan

quyusunun işləməsi sxemi

272

Quyudibi ştuserin qoyulması qazın boruarxası fəzadan qaldırıcıda birdən-birə şiddətlə keçməsinə maneçilik törədir, elə buna görə döyüntülərin həm sayı, həm də şiddəti azalır. Quyudibi ştuserinin bundan başqa da üstünlükləri vardır: ştuser quyuağzında deyil, quyudibində qoyulduqda fontan armaturu nisbətən az təzyiq altında işləməli olur; qaz amili böyük və təzyiq yüksək olduqda quyuağzı ştuserində temperatur şiddətlə enir, bəzən sıfırdan da aşağı düşür və bunun nəticəsində fontan armaturu hissələri, siyirtmələr donur. Bu cür quyularda quyudibi ştuser qurarkən orada temperatur ümumiyyətlə yüksək olduğundan ştuserdə temperaturun şiddətlə düşməsi donmaya səbəb olmur.

Lakin, saydığımız üstünlüklərə baxmayaraq quyudibi ştuserinin çatışmayan cəhətləri də vardır. Məsələ burasındadır ki, fontan quyusunu tənzim etməkdə məqsəd quyunu optimal rejimdə işlətməkdən ibarətdir; zaman keçdikcə lay enerjisi, o cümlədən lay təzyiqi dəyişdiyindən qaldırıcının iş şəraitini də dəyişmək, daha doğrusu quyuağzındakı təzyiqi, yaxud quyudibindəki yerli müqaviməti dəyişmək (azaltmaq) lazım gəlir. Quyudibi ştuserinin maye keçən dəliyini dəyişmək isə çox mürəkkəb əməliyyatdır.

Quyuağzında əks təzyiqin ştuserlə, ya da trap vasitəsilə yaradıldığını qeyd etmişdik. Quyunun işinə gəldikdə əgər o müntəzəm işləyirsə, əks təzyiqin bu iki üsuldan hansı vasitə ilə yaradıldığının heç bir fərqi yoxdur. Şubhəsiz ki, enerjidən istifadə etmək nöqteyi-nəzərindən üstünlük trapdadır, buna görə fontan quyusundakı enerji artığından istifadə etmək mümkün olan yerlərdə quyu ağzında əks təzyiqi trapla yaratmaq lazımdır. Lakin təkcə trapla tənzim etmək həmişə müyəssər olmur, belə ki, bəzi hallarda quyuağzı təzyiqi trapın işlək təzyiqindən yüksək olur ki, belə hallarda atqı xəttində təzyiqi ştuser vasitəsilə müəyyən qədər azaltmaq lazım gəlir. Bundan başqa, bəzən eyni bir trapa bir deyil, iki quyu işləyir, belə halda şübhəsiz ki, buferdəki təzyiqi yüksək olan quyunun atqı xəttindəki təzyiqi ikinci quyunun təzyiqinədək azaltmaq lazımdır.

Qazın trapdan toplayıcı şəbəkəyə göndərildiyi halda, enerjinin saxlanması nöqteyi-nəzərindən, təzyiqin şəbəkədəki təzyiqə qədər trapdamı, yaxud ştuserdəmi endirilməsinin heç bir fərqi yoxdur. Əməli nöqteyi-nəzərdə trapda təzyiqi sabit saxlayıb, qaldırıcının işini ştuserlə tənzim etmək daha münasibdir.

Deməli, fontan quyusunun işini trapda təzyiqi müəyyən qiymətdə saxlamaqla və yerüstü ştuserin maye buraxan dəliyinin ölçüsünü dəyişməklə tənzim etmək lazımdır. Mümkün olan yerdə birinci üsuldan (trapdan) istifadə edilməli, ikinci üsul (ştuser) yardımçı vasitə kimi tətbiq edilməlidir.

Əgər quyu dibinə gələn mayenin enerji artığı çox deyilsə, fontanvurma müddətini uzatmaq üçün maye enerjisindən bütünlüklə istifadə etməyə çalışılmalıdır. Bu məqsədlə quyuya elə ölçüdə fontan qaldırıcısı

273

endirmək lazımdır ki, fontanvurmanın axırındakı şəraitdə daha səmərəli işləsin. Belə bir qaldırıcının seçilməsi haqqında bundan qabaqkı paraqrafda danışmışdıq.

Nefti qaldırmaq üçün lay enerjisindən səmərəli istifadə etmək məsələsində fontan qaldırıcısı üçün lazımi rejimin təyin edilməsi mühüm rol oynaylr. Qaldırıcının normal işləməsi üçün quyuya gələn neft və qaz fasiləsiz olaraq qaldırıcıya keçməlidir. Bu və ya digər komponentin qaldırıcıya fasilə ilə daxil olması qaldırıcının normal rejimini pozur və səmərəli işləməsini azaldır. Bundan başqa, qumlu quyularda qaldırıcının normal işləməsinin pozulması qum tıxacı yaranmasına gətirib çıxara bilər.

Aşağı və yuxarı ucları açıq olan boru kəmərindən və yuxarısı bağlı olan boruarxası fəzadan ibarət hazırkı fontan qaldırıcıları neft və qazın qaldırıcıya fasiləsiz sürətdə daxil olmasını təmin edə bilmir, çünki belə bir quruluşa malik olan qaldırıcının başmağında təzyiq dəyişir, bunun nəticəsində boru arxasındakı qaz qaldırıcıya keçib birdən-birə quyuağzından xeyli maye atılmasına səbəb olur. Bu isə başmaqda təzyiqin daha çox düşməsinə və boru arxasından qaldırıcıya daha çox qaz keçib həmin qazın faydalı iş görmədən maye içərisi ilə sürüşərək yer üstünə çıxmasına səbəb olur. Belə bir şiddətli tullanışdan sonra quyu bir qədər dayanmalı olur, çünki laydan gələn qazın bütünlüklə qaldırıcıya keçməsi üçün əvvəlcə boru arxasında lazımi təzyiq yaranmalıdır—əvvəlcə orada bir müddət qaz toplanmalıdır. Quyunun məhsuldarlığı çox olduqca quyunun dayanması (quyuda lazımi qədər qaz və mayenin toplanması) az sürür və quyu, demək olar ki, müntəzəm işləyir; quyunun məhsuldarlığı az olsa, dayanmalar (qaz və mayenin quyuda toplanması) uzun sürür, quyu döyüntülərlə, vaxtaşırı işləyir. Beləliklə, boruarxası fəza qaldırıcı ilə əlaqədar olduğundan, daha doğrusu orada qaz vaxtaşırı toplanıb yenidən qaldırıcıya keçdiyindən qaldırıcının işinə mənfi təsir göstərir.

Boruarxası fəzanın mənfi təsirini aradan qaldırmaq üçün sıxılmış qaz boruarxası fəzadan qaldırıcıya tamamilə buraxılmamalı, ya da qazın şiddətlə keçməsinin qarşısı alınmalıdır.

Dediklərimizi nəzərə alaraq, başmağının quruluşu dəyişdirilmiş qaldırıcılar tətbiq etmək lazım gəlir. Qaldırıcı borunun başmağında sərbəst qaz olmasa, onda boruarxası fəza qaldırıcıdan təcrid olunacaq və bu cür xüsusu quruluşlu qaldırıcılar tətbiq etməyə də ehtiyac olmayacaqdır.

Demişdik ki, quyudibi ştuserlərin dəyişdirilməsi çətin olduğundan maye hasilatını tənzim etmək üçün onlardan istifadə etmək məsləhət deyil, lakin döyüntüləri azaltmaq üçün quyudibi ştuseri işlətməyə dəyər. Quyudibi ştuserini bu məqsədlə işlətmək istədikdə onu elə seçmək lazımdır ki, bütün fontanvurma müddətində onun quyudibində saxlanılması mümkün olsun. Quyudibi ştuserini təzyiq düşküsünün təqribən 2 atm-ə qədər olması hesabı ilə seçirlər. Mədən təcrübəsi göstərmişdir ki, belə bir

274

təzyiq düşküsü ilə işləyən quyudibi ştuseri döyüntünü kifayət qədər azaldır. Deməli, belə bir ştuser heç də fontanvurmanı tənzim etmək deyil, yalnız döyüntüləri azaltmaq məqsədi ilə qoyulur.

Döyüntüləri azaltmaq üçün ən yaxşı vasitə qazla dolmuş boruarxası fəzanı qaldırıcıdan ayırmaqdır (bu yol vaxtı ilə A.P.Krılov tərəfindən təklif edilmişdir). Nümunə üçün 119-cu şəkildə başmağı qıf şəklində olan qaldırıcının sxemi göstərilmişdir. Laydan neftlə birlikdə gələn sərbəst qaz qıfın köməyi ilə birbaşa qaldırıcıya yönəldilir, buna görə də qıflı başmaq qazın quyuya daxil oldu-ğu yerdən yuxarıda, yəni süzgəcin ən üst dəliyindən yuxarıda durmalıdır. Qazın boruarxası fəzaya keçməməsi üçün qıfın ölçüsü istismar kəmərindən cüzi kiçik olmalıdır. Belə olduqda boruarxası fəzada dinamik səviyyəyədək olan maye sütunu lap az qazlaşar.

§ 4. FONTAN QUYUSUNUN AVADANLIĞI

Fontan quyusunun avadanlığı quyuya endi-

rilən boru kəmərindən, kəmər başlığından və fontan armaturundan ibarətdir. Bununla yanaşı quyudibi və quyuağzı ştuserlər və nəhayət, atqı xəttində fontan trapı da qurulur.

Fontan armaturu

Fontan vuracağı gözlənilən quyuya fontan boruları endirilir. Bu

boruları quyuağzında bir şeydən asmaq və quyunun məhsulunu onun içərisindən bayıra yönəltmək, bunun üçün isə fontan boruları ilə istismar kəməri arasındakı fəzanı kipləşdirmək lazım gəlir.

Fontanın optimal rejimdə vurması, lay enerjisindən istifadəni tənzim etmək üçün quyu ağzında hər hansı bir vasitə ilə əks təzyiq yaratmaq lazım gəlir. Deməli, fontan quyusunun ağzındakı avadanlıq atqı xəttində istənilən əks təzyiqi yaratmağa, o cümlədən quyunu bağlamağa imkan verməlidir. Bundan başqa quyuağzı avadanlığı boru arxasındakı, atqı xəttindəki təzyiqləri ölçməyə, həmçinin lazım gələrsə, quyuya qaz və ya maye vurmağa imkan verməlidir.

Fontan armaturu adlandırılan quyuağzı avadanlıq bütün bu deyilənləri həyata keçirməyə, habelə fontan quyusunun işinə hər cür nəzarət yetirməyə imkan verir.

Qaz

Pq.a.

119-cu şəkil. Başmağı qıflı

fontan qaldırıcısı

275

Fontan armaturunu seçərkən əsas etibarilə aşağıdakılar nəzərdə tutulur:

1) qazın, yaxud qazlı mayenin armaturda gözlənilən təzyiqi; 2) qumun miqdarı və onun armaturdakı sürəti; 3) fontanın xüsusiyyəti. Avadanlıq başlıca olaraq qazın və qazlı neftin gözlənilən təzyiqinə

əsasən seçilir. Atqı xəttindəki təzyiq dib təzyiqindən - qazlı maye sütununun təzyiqi ilə sürtünməyə sərf olunan təzyiq düşküsünün cəmi qədər az olur; quyu bağlı olanda atqı xəttində təzyiq sürtünməyə sərf olunan təzyiq itkisi qədər artır. Əgər quyu, məsələn, yatağın qaz papağı hissəsinə düşmüşsə, onda quyunu bağlayan zaman atqı xəttində təzyiq təqribən quyudibi təzyiqinə yaxın olur. Ümumiyyətlə quyudibinə neft sərbəst qazla birlikdə daxil olursa, fontan armaturuna təsir edən təzyiq təqribən quyudibi təzyiqinə bərabər götürülür.

Bütün bunlara görədir ki, ilk gözlənilən lay təzyiqini təxmini olaraq �� = �10 (VIII.34) düsturu ilə hesablayırlar; burada H—quyunun metrlərlə dərinliyidir.

Neft yataqları müxtəlif dərinlikdə yerləşdiyindən, lay təzyiqi, həmçinin fontan armaturuna təsir edəcək təzyiq də müxtəlif olur. Buna görə fontan armaturları müxtəlif təzyiqlər üçün bir neçə tip hazırlanır.

Hazırda fontan armaturları aşağıdakı təzyiqlərə müvafiq olaraq hazırlanır:

1) sınaq təzyiqi-75 atm, işlək təzyiq-40 atm (AF-75); 2) sınaq təzyiqi-150 atm, işlək təzyiq-75 atm (AF-150); . 3) sınaq təzyiqi-250 atm, işlək təzyiq-125 atm (AF-250). Bundan başqa 400 atm sınaq təzyiqinə, 200 atm işlək təzyiqə və 600

atm sınaq təzyiqinə, 300 atm işlək təzyiqə hesablanmış fontan armaturları da hazırlanır. İşlək təzyiq dedikdə, fontan quyusunun ağzında gözlənilən ən böyük təzyiq nəzərdə tutulur. Zavodda quraşdırılmış armatur su ilə preslənərək, işlək təzyiqdən 1,5—2 dəfə artıq təzyiq altında sınanılır. Bu təzyiqə sınaq təzyiqi deyilir.

Fontan armaturları bir-birindən aşağıdakı səbəblərə görə fərqlənir: 1) birləşmənin tipinə görə—flans və yivli birləşməli armatur. Yivli

birləşməli fontan armaturunun ayrı-ayrı hissələrini dəyişdirmək mədən şəraitində xeyli çətin olduğundan hazırda onlar az tətbiq edilir;

2) fontan borularının cərgələrinin sayına görə bircərgəli və ikicərgəli armatur;

3) atqı xətlərinin quruluşuna görə - üçboğaz və dördboğaz (xaçvarı) tipli fontan armaturları;

4) içərisində maye keçən hissənin diametrinə görə 4″ və 2½″ armaturlar.

276

Yuxarıda dediyimiz fərqlənmələrə görə fontan armaturları, məsələn, belə işarələnir: 1 AFK21/2″-40, yaxud 2AFT-4″-75. Burada birinci rəqəm

fontan borusunun neçə cərgəli olduğunu bildirir (1, yaxud 2 cərgəli); AF işarəsi fontan armaturu sözünü bildirir; atqısı üçboğaz olan armaturu T hərfi (rus dilindəki troynik sözünün birinci hərfidir), dördboğaz, yaxud xaçvarı atqılı fontan armaturunu K hərfi (bu rus dilindəki krestovıy sözünün ilk hərfidir); bunun ardınca gələn rəqəm isə mayeyə keçən hissənin diametrini (2½, yaxud 4″) bildirir; nəhayət sonuncu rəqəm işlək təzyiqi bildirir.

Fontan armaturu üç əsas hissədən ibarətdir: 1) kəmər başlığı; 2) boru başlığı və 3) fontan yolkası.

Kəmər başlığı armaturun aşağı hissəsinə deyilir. Bu başlıq qoruyucu və istismar kəmərlərini bir-birinə birləşdirir, bağlayır və bütün boruarxası boşluqları kip örtmək üçündür. Kəmərlər bir-birinə pyedestal və ya sarğac vasitəsilə birləşdirilir.

İki kəməri bir-birinə kip bağlamaq üçün işlədilən kəmər başlığı 120-ci şəkildə göstərilmişdir. Şəkildən göründüyü kimi qoruyucu kəmərə (1), flans (2), o biri kəmərə (3) isə pyedestal (4) vintlənib bağlanır. Pyedestal iki flansı olan qalın divarlı polad boru parçasıdır. Bu başlıqda tullanışa qarşı avadanlıq qurulması nəzərdə tutulmayıbdır. Bu məsələ 121-ci şəkildəki kəmər başlığında nəzərə alınmışdır.

Sınaq təzyiqi 600 atm olan kəmər başlığı yüksək təzyiqi və böyük qazlılığı ilə fərqlənən ən dərin (5000

m-ədək) quyular üçün hazırlanır (100-cü şəkil).

120-ci şəkil. İki kəməri bağlamaq

üçün işlədilən kəmər başlığı

121-ci şəkil. Yandan çıxıntıya imkan verən kəmər başlığı:

1-konduktorun flansı;2-yandan çıxıntıyaimkan verən borucuq; 3-borucuğun flansı; 4-pyedestal

200

370

D 6" -7"

D 14"-16"

41

2

3

35

0

1"

4

370

d=6"

360

3

2

d=14və16"

D=630 və 580

H-y

erə

görə

seçilir

D=630və 580

d=14 və 16"1

d=6"-7

30

0

277

Pazvarı asmalar konduktora lafetlə bağlanmış halqadan (1) və altı pazdan (2) ibarətdir. Pazlar texniki kəmərin diametrinə (10¾″, ya 11¾″) müvafiq götürülür. Kəmər başlığı özü texniki kəmərin ən yuxarıdakı borusuna bağlanmış kəmər flansından (3), bu flansın üstünə qoyulan və istismar kəmərini asmaq üçün işlədilən pazlardan (4), texniki və istismar kəmərləri arasındakı fəzanı kipləşdirmək üçün pakerdən (5) və üzərinə fontan armaturu qoyulacaq sarğacdan (6) ibarətdir. Konduktorla texniki kəmər arasındakı fəza sement məhlulu ilə doldurulur; sement məhlulu həmin fəzaya lafetin pazları arasında qoyulmuş birdüymə boru ilə axıdılar.

İstismar kəmərinin ucu sarğac flansının üstü ilə bərabər yerdən kəsilir və sarğaca sıx qayaqlanır. Texniki və istismar kəmərləri arasın-dakı fəza da sementlə doldurulur.

Kəmər başlığı elə quraşdırılır ki, sarğacın üst səthi buruğun döşəməsindən 150 mm aşağıda olsun; texniki kəmərin ucunda isə yiv olmalıdır. Konduktorda yiv olmadıqda və texniki kəmərdə flans olarsa, lafet halqası qurulmur və pazlardan yalnız istismar kəmərini asırlar.

Kəmər başlığı quraşdırılıb qurtarandan sonra şaxtanı, ta kəmər flansının dayaq səthinədək sement məhlulu ilə doldururlar (122-ci şəklə bax).

Boru başlığı. Kəmər başlığı ilə fontan yolkasının birinci siyirtməsi arasında armaturun orta hissəsi fontan borularını asmaq, bu borularla istismar kəməri arasında qalan boşluğu kip bağlamaq və quyunu işə salmaq üçün ona sıxılmış hava və ya quyu yuyulan zaman maye vurmaq üçün lazımdır.

Birkəmərli quyularda orta təzyiqlər üçün işlədilən boru başlığının ən sadə növü 123-cü şəkildə göstərilmişdir. Belə quyularda kəmər başlığı olmur, konduktorla kəmər arasındakı boşluq isə sementlənib kipləşdirilir (buna sement kipgəci deyirlər).

122-ci şəkil. Pazvarı asması

olan KQ600-10¾ ×× 6⅝″ kəmər başlığı

410

278

Fontan yolkası armaturun yuxarı hissəsinə deyilir, o, boru başlığının üstündə qurulur. Yolka, fontan vuran qazlı maye axınının sürətini yoxlamaq, nəzarət etmək və nizama salmaq, axını atqı xəttindəki bu və ya başqa boruya yönəltmək lazım gəldikdə isə fontanı bağlamaq üçün tətbiq edilir. Atqı

xəttinin sayından asılı olaraq, yolka iki və ya üç atqılı (iki və ya üç simli) olur. Neft həmişə üst borudan çıxır, aşağıdakı borular isə ehtiyyat üçün bağlı saxlanılır və yalnız ştuserlər, yaxud yolkanın yeyilib xarab olan yuxarı hissələri dəyşdirilən zaman açılır. Yolka siyirtmə və üçboğaz (yaxud dördboğaz) borulardan ibarətdir. Yolkanın hissələri bir-birinə flanslarla və ya yiv ilə birləş-dirilir.

124-cü şəkildə ikicərgəli qaldırıcı üçün sınaq təzyiqi 250 atm olan flanslı üçboğaz fontan armaturu göstərilmişdir. Şəkildən göründüyü kimi fontan yolkasının hissələrinin keçid yolu 2½″-dir. Boru başlığı 4 və 2½″ boruları asmağa imkan verir.

Fontan armaturu istismar kəməri flansının (1) üstünə qoyulur. Armaturun boru başlığı dördboğazdan (2), üçboqazdan (3) və sarğacdan (4) ibarətdir. Armaturun yuxarı hissəsi fontan yolkasından ibarətdir. Dördboğazın üstündə iki çıxış xətti vardır, bunlara 2½″ siyirtmələr bağlanır. Çıxış xət-lərinin birində siyirtmədən sonra

boruarxası fəzada, yəni istismar kəməri ilə birinci cərgə qaldırıcı borular arasındakı halqavarı fəzada təzyiqi ölçmək üçün manometr (6) qoyulur. Quyunu işə salan və mənimsəyən zaman lazım gələndə o biri yan çıxış xəttindən boruarxası fəzaya maye vurmaq olur. Birinci cərgə boruları yivli oymaq (5) vasitəsilə boru başlığındakı üçboğazdan (3) asılır. Həmin üçboğazın yan çıxış xətti vardır ki, buradan quyu işə salınan zaman lazım

123-cü şəkil. Üç kəməri bağlamaq

üçün işlədilən kəmər başlığı: 1-tökmə kipgəc;2-konduktor;3-yönəldici flans-şayba;4-texniki kəmər;5-kəmərin flansı;6-boruculuqlu flans;7-qısaboru; 8-pyedestal;9-nəzarət üçün atqı xətti;

10-birdüymə ventil

370 200

6"8

10

430

109

6

1"

7

6

5

4

3

2

1d=14"-16"

2

d-10"1

d-6"

279

gələndə sıxılmış qaz, yaxud hava vurmaq olar. İkinci cərgə boruları sarğacın (4) aşağı hissəsində bağlanmış yivli oymaq vasitəsilə asılır.

124-cü şəkil. Flanslı üçboğaz fontan armaturu

Fontan yolkasının iki atqı xətti vardır: yuxarıda işlək xətt, aşağıda isə

ehtiyat xətti. Yuxarı xətdə ştuseri dəyişəndə, yaxud həmin xətdəki hər hansı bir hissəni təmir edəndə aşağıdakı xətdən istifadə edirlər; quyu adi qaydada işlədiyi zaman aşağı xətt bağlı olur və quyu yuxarıdakından fontan vurur.

Aşağı atqı xəttində iki siyirtmə qoyulmuşdur, bunlardan biri quyunun gövdəsinə yaxın olan ehtiyat, ikincisi isə işlək siyirtmə adlanır.

2 / "21

6"

4"

1

2

5

6

3

4

7

8

fon

tan

yo

lka

sı

Bo

rub

aşlığ

ı

2 / " yaxud 4"21

2 / " yaxut 4"21

2 / "21

2 / "21

280

Quyunun gövdəsindəki aşağı siyirtmə boru başlığı makarasının üstündə qurulur və mərkəzi siyirtmə adlanır. Mərkəzi siyirtmə-fontan yolkasının ən mühüm hissəsidir, o, həmişə açıq olur və xüsusi hallarda fontanı dayandırmaq istədikdə bağlanır. Quyunun gövdəsində üçboğazlar arasındakı siyirtmə (bu siyirtməyə atqı xətləri birləşdirilir) ondan yuxarıdakı hissələri dəyişdirmək və ya təmir etmək məqsədi ilə quyunun məhsulunu aşağı atqı xəttinə yönəltmək lazım gələndə bağlanılır. İşlək atqı xəttində də siyirtmə qoyulur; bu həmin xətdə ştuseri dəyişəndə axının yolunu kəsmək üçündür. Əgər işlək atqı xəttində siyirtmə saz deyilsə, quyunun gövdəsindəki aşağıdan ikinci siyirtmədən istifadə etmək olar.

125-ci şəkil. Yivli üçboğaz fontan armaturu:1-alt flans;2-dördboğaz;3-bufer;4-manometr;5-hava üçboğazı;6-xüsusi

flans;7-üçboğaz;8-ştuser borucuğu;9 və10-siyirtmələr

Quyunun gövdəsində, buferin (7) altında üçüncü siyirtmə qoyulur, o, buferdə iş görəndə, məsələn, manometri dəyişdirəndə axının yolunu kəsmək üçündür. Bufer özü isə fontan axınının zərbələrini qəbul edib, onu zəiflətmək

1

2

4 12

5

9

6

10

7

10

10

8

10

7

3

281

üçündür; buferdə təzyiqi (buna bufer təzyiqi, yaxud quyuağzı təzyiq deyilir) ölçmək üçün manometr (8) qoyulur. Quyu adi halda işlədiyi zaman gövdədəki siyirtmələrin hamısı açıq olmalı və quyu üstdəki atqı xəttindən fontan vurmalıdır.

Haqqında danışdığımız fontan yolkasının hissələri bir-birinə flansla birləşdirilir. Armaturun keçidi 21/2″ olduğundan nisbətən yüngüldür.

Həmin fontan armaturunun hissələri (gövdəsi, siyirtmələr, üçboğazlar və s.) başlıca olaraq, xrom-molibdenli xüsusi poladdan hazırlanır.

125-ci şəkildə həm gövdəsində, həm də atqı xətlərində keçidi 4″ olan yivli üçboğazlı fontan armaturu göstərilmişdir. Həmin armaturun boru başlığındakı birləşmədən başqa yerdə qalan hissələri yivlə bağlanmışdır. İstismar nöqteyi-nəzərindən çox da rahat olmadığına görə yivli fontan armaturları az tətbiq olunur.

126-cı şəkil. İkicərgəli qaldırıcı üçün flanslı

dördboğazlı fontan armaturu: 1-manometr;2-üçyollu kran;3-bufer;4-siyirtmələr;5-dördboğaz;

6-keçirici makara;7-boru başlığında dördboğaz;8-ştuser

126-cı şəkildə 2AFK 21/2″—250 flanslı dördboğazlı fontan armaturu göstərilmişdir. Bu cür armatur adətən axınında qumu az olan fontan quyularında işlədilir.

1

2

3

4

44

5

88

6

4"

7

1

2 /2"1

2 /2"1

6" yaxud 8"

282

Quyunun ağzına fontan armaturu qoyulan zaman ayrı-ayrı hissələrin bir-birinə möhkəm bağlanmasına xüsusi diqqət yetirilir. Mühüm quyularda armatur yerinə qoyulduqdan sonra onu hidravlik sınaqdan keçirirlər.

Armatur sınaq edilərkən quyuda gözlənilən maksimal təzyiqdən 1,5—2 dəfə artıq təzyiqə tab gətirməlidir.

Fontan yolkasının əsas hissəsi siyirtmələrdir. Fontan quyularının ağzındakı bütün avadanlığın yaxşı işləməsi siyirtmələrin fasiləsiz işlə-məsindən asılıdır. Fontan yolkası siyirtməsi aşağıdakı hissələrdən ibarətdir (127-ci şəkil): gövdə (1), qapaq (2), kipgəc gövdəsi (3), kipgəc (4), çubuq (5), çarx (6), pazvarı bağlayıcılar (7).

Fontan armaturunun atqı xət-tindən çıxan maye axını trapa boru kəməri ilə göndərilir. Atqı xəttini elə əlaqələndirmək lazımdır ki, həmin kəmər həm yuxarı işlək atqı xəttindən, həm də ehtiyat atqı xətdindən qəbul edib trapa yönəldə bilsin.

128-ci şəkildə üçbo-ğazlı fontan armaturunun iki atqı xəttinin necə əlaqə-ləndirildiyi sxematik olaraq göstərilmişdir. Belə əlaqə-ləndirmə atqı xəttində istə-nilən işləri görməyə imkan verir. Adi iş zamanı maye və qaz yuxarı atqı xətti ilə axır: B siyirtməsi bağlı, A siyirtməsi isə açıqdır. Maye və qaz axınını aşağı ehtiyat atqı xəttinə keçirmək istə-dikdə B siyirtməsi açılır, A siyirtməsi isə bağlanır.

127-ci şəkil. Fontan siyirtməsi

Quyu

Yuxarı (işlək) xətt

Aşağı (ehtiyat) xətt

B

A

Trapa

128-ci şəkil. Fontan quyularında atqı xətlərinin bağlanması sxemi

435

22

0

810

6

5

4

3

2

36

227

1

4"

420

283

129-cu şəkildə dördboğazlı fontan armaturunun atqı xəttinin əlaqələndirilməsi sxemi göstərilmişdir. Əgər I - işlək atqı xətti və II - ehtiyat atqı xəttidirsə, onda adi iş zamanı II atqı xəttindəki və B siyirtmələri bağlı olur. İşlək atqı xəttində ştuseri dəyişdirəndə II atqı xəttindəki siyirtməni və B siyirtməsini açır, eyni zamanda I atqı xəttindəki siyirtməni və A siyirtməsini bağlayırlar. Ştuseri dəyişəndən sonra müvafiq siyirt-mələri açmaqla axını yenə də I atqı xəttinə yönəldirlər.

Ştuserlər

Müvafiq fontan borularını

seçəndən sonra fontan quyusunun işini ya quyu üstündə əks təzyiq yaratmaqla, ya da boruların başmağında yerli müqavimətlə tənzim edirlər. Yer üstündəki təzyiq ya ştuser vasitəsilə yerli müqavimət yaratmaqla, ya da axını trapa yönəltməklə yaradılır. Əksər hallarda hər ikisi - həm trap, həm də ştuser birlikdə tətbiq olunur.

Qaldırıcı boruların başmağında yerli müqavimət də ştuser vasitəsilə yaradılır. Harada qurulmasından asılı olaraq ştuserlər quyuağzı, yaxud yerüstü və quyudibi, yaxud dərinlik ştuserlərinə bölünür.

Yerüstü ştuserlər fontan armaturunun atqı xəttində yan siyirtmələrdən sonra qoyulur. 130-cu şəkildə sadə quruluşlu Suraxanı tipli ŞS1-250 ştuseri göstərilmişdir (bu, 250 atm sınaq təzyiqinə hesablanmışdır). Əslində ştuser bir tərəfində flansı olan və ortasında əvvəldən axıradək dəlik açılmış ştuser oymağı adlandırılan polad parçasından ibarətdir. Ştuser oymağının flansı (1) iki flans (2 və 3) arasında qoyulub çubuqlarla (4) sıxılır. Quruluşunun sadə olmasına baxmayaraq, bu ştuserin ən böyük nöqsanı maye keçən dəlik yeyiləndən sonra bütün ştuser oymağının tamamilə atılmasıdır, Həm də oymağın dəyişdirilməsinə xeyli vaxt gedir. Bu ştuserin son quruluşunda onun gövdəsinə termiki işlənmiş konusvarı oymaq qoyulur; dəyişdirmək lazım gələndə təkcə bu oymağı atırlar, ştuserin gövdəsi isə yerində qalır.

Ştuserin dayanıqlığını artırmaq üçün maye axan hissədə pobedit xəlitəsindən hazırlanmış lüləcik, xüsusi rezin, saxsı borucuq və s. işlədirlər.

Ştuserin yeyilməyə qarşı dayanıqlığını başqa bir yolla, maye axınının sürətini azaltmaq yolu ilə də artırmaq mümkündür; bunun üçün bir deyil, ardıcıl olaraq bir neçə ştuser götürülür. Bir neçə ştuserdəki təzyiq düşkülərinin cəmi bir ştuserinki qədər olur. Beləliklə, çox pilləli ştuser alınır (131-ci şəklə bax).

I

II

A

B

129-cu şəkil. Dördboğaz fontan

armaturu atqı xəttini əlaqələndirilməsi sxemi

284

Neftlə birlikdə qum gəlməyəndə ştuserdə qalın polad oymaq əvəzinə ortasında xırda dəliyi olan adi halqa da qoymaq olar. Bəzən bir deyil, bir neçə dəliyi olan ştuserlər də işlədilir.

130-cu şəkil. ŞS1-250 Suraxanı ştuseri

Yuxarıda haqqında danışdığımız ştuserlərin çatışmayan cəhəti onların dəliyi yeyiləndə axıntının o biri atqı xəttinə keçirilməsidir ki, bu zaman

quyunun adi qaydada iş rejimi müəyyən qədər pozulmuş olur. Bu nöqsanı aradan qaldırmaq üçün keçidi tənzim olunan ştu-serlər düzəldilmişdir. Quyu ağzındakı əks təzyiqi ştuser vasitəsilə dəyişmək lazım gələndə, bu yeni ştuserlərdə maye axınını bir atqı xəttindən obirinə keçirmək lazım gəlmir. 132-ci şəkildə tənzim olunan ştuserin quruluşu göstərilmişdir. Burada dəstəyi fırladaraq iynənin yerini dəyişdirməklə, keçidi artırıb azaltmaq və bununla da əks təzyiqi dəyişmək olur. Başqa ştuserlərə nəzərən xeyli üstün-lüklərinə baxmayaraq bunların ən

böyük nöqsanı axının 90° dönməsi ilə əlaqədar olaraq qumlu quyularda tez işdən çıxmasıdır. Buna görə belə ştuserləri yalnız hasilatında qumu olmayan fontan quyularında tətbiq etmək məsləhət görülür.

131-ci şəkil. Çoxpilləli ştuser

İynə ilə tənzim olunan ŞR1-150 ştuseri:1 - gövdə; 2 - ştuser oymağı; 3 - iynə; 4 - pistonqolu;

5 - qapaq (pistonqolu gipkəci).

1200

1600

2

4

1

3

1200

P1P

2P3 P4

132-ci sÿkil.

285

Yeraltı ştuser ortasında dəliyi, bayır tərəfdən çıxıntısı olan polad

parçasından ibarətdir (133-cü şəkil). Ştuserin çıxıntısı qaldırıcı kəmərin aşağı hissəsindəki iki boru arasında muftalar vasitəsilə sıxılır. Göründüyü kimi ştuseri dəyişdirmək üçün bütün kəməri yuxarıya, yer üstünə qaldırmaq lazımdır, fontan vuran zaman boruları qaldırmaq isə mürəkkəb və çox vaxt tələb edən işdir.

Yuxarıda dediyimiz kimi quyudibi ştuseri ilə quyunun işini tənzim etmirlər, o, döyüntünü bir qədər zəiflətmək məqsədi ilə bütün fontanvurma müddətində başmaqda saxlanılır.

Qaz amili böyük olanda, ştuserin diametrini təqribən aşağıdakı düsturla tapmaq olar: Nş� = 0,27GV�q �q�ş� (VIII.35) burada Qq—qazın gündəlik hasilatı, m3/gün ilə, ψ — qaz amilindən asılı olan əmsal, ψ =1,0—1,1

götürülür; �q — qazın xüsusi çəkisi, kQ/m3 ilə; pşt — ştuserdən qabaqkı təzyiq, atm ilə; dşt — ştuserin diametri, mm ilə. Yerüstü ştuserin diametri mədən şəraitində təcrübə

ilə tapılır. Quyudan çıxan qazlı neft qarışığı fontan

armaturundan və atqı xəttindən keçərək trapa axıdılır. Trap

Trap maye ilə qazı bir-birindən ayıran rezervuardır. Trapın diametri atqı borusunun diametrindən bir neçə dəfə böyük olduğu üçün oraya daxil olan qazlı maye qarışığının sürətini azaldır, maye ağır olduğu üçün aşağı enir, qaz isə yuxarıya qalxır və beləliklə bir-birindən ayrılır. Qaz, təzyiq tənzimləyicisindən qaz kəmərinə, neft isə xüsusi klapan və ya ştuserdən ölçücü-çökdürücü qaba, ya da nisbətən alçaq təzyiqli trapa göndərilir və alçaq təzyiqli trap qazın yenidən ayrılması davam edir.

Fontan armaturunun buferindəki təzyiqdən asılı olaraq müxtəlif təzyiqli trap işlədilir. Traplar aşağıdakı təzyiqlər üçün hazırlanır. Alçaq təzyiqli 0,7-dən 6 atm-dək, orta təzyiqli 6-dan 16 atm-dək və yüksək təzyiqli 16-dan 60 atm-dək. Bundan başqa 0,2-dən 0,7 atm-dək təzyiqə hesablanmış vakuum trap da işlədilir.

Trap elə qurulmalıdır ki, qazı neftdən tamam ayıra bilsin və qaz xəttinə nefti, neft xəttinə isə qazı buraxmasın. Bunun üçün trapın ölçüsü,

133-cü şəkil.

Quyudibi ştu- seri

286

başqa sözlə, orada qaz və neftin sürəti elə olmalıdır ki, nə qaz özü ilə nefti, nə də neft qaz qabarcıqlarını apara bilsin. Bundan başqa qazın neftdən yaxşı ayrılması üçün trapın içərisində müxtəlif vasitələr qurulur. Neft trapdan xüsusi üzgəc vasitəsilə buraxılır. Bunun nəticəsində trapa gələn hasilatın miqdarından asılı olmayaraq onun içərisində maye həmişə müəyyən səviyyədə olur.

Şübhəsiz trapda ayrılan qazın miqdarı trapdakı təzyiqdən asılıdır; təzyiq az olduqca daha çox qaz ayrılar. Trapdakı təzyiq, ondan sonra qazın harada işlədiləcəyindən də asılıdır; yüksək təzyiqli qaz kəmər vasitəsilə uzaq yerə göndərilə bilər, həmçinin ondan sıxılmış qazdan başqa (kompressor) quyularda maye çıxarmaq üçün işlək qaz kimi də istifadə etmək olar.

Trapda qazın bir hissəsi ayrılmayıb neftdə həll olmuş halda qalır və yalnız nisbətən alçaq təzyiqdə ayrıla bilər; belə halda qazı daha yaxşı ayırmaq üçün çoxpilləli separasiya tətbiq olunur, yəni qaz əvvəlcə yüksək təzyiq altında (yüksəktəzyiqli trapda) ayrılır, sonra bu trapdan çıxan neft orta və alçaq təzyiqli trapa göndərilir.

Fontan trapı bir və bəzən bir neçə quyunun birlikdə hasilatını ayırır.

134-cü şəkildə mə-dənlərdə geniş yayılmış traplardan alçaq təzyiqli TQ-1400-6 trapın sxemi göstərilmişdir. Quyunun məhsulu trapın gövdəsinə yanakı birləşdirilmiş 4″boru ilə (4) daxil olur. Axını yönəltmək üçün novabənzər hissə (5) vardır. Qum, gövdəni yeməsin deyə divara xüsusi qumdöyən (6) qaynaqlanmışdır. Trapda qazı lazımi istiqamətdə hərəkət etdirmək üçün yönəldicilər (1 və 2) qurulur; qaz onların yanından qaz borusuna (3) keçir. Bu boruya yandan (8) qoruyucu klapan (7) bağlanmışdır. Trapı təmizləyə bilmək üçün giriş (10) vardır, digər atqı xətti isə (15)

134-cü şəkil. Alçaq təzyiqli trap:1,2-yönəldicilər;3-qaz borusu;4-quyu məhsulunun

daxil olduğu yer;5-nov;6-qumdöyən;7-qoruyucuklapan;8-çıxış borusu;9-səviyyəni tənzim edən

üzgəc;10-giriş;11-təzyiqin tənzimləyicisi;12-klapan; 13-neft üçün çıxış xətti;14-qızdırıcı boru; 15-siyirtməli çıxış borusu;16-metal altlıq

1280

16

15

Qaz13neft

870

1460

14

880 880

12

10

8

9

Mayenin şərt

səviyyəsi

7

4

1400

44

80 3

5

6

2

1

287

trapdakı qumu və lehməni yuyub təmizləmək üçündur. Trapın gövdəsi metal altlıq (16) üzərində qurulur.

Trap belə işləyir. Qazlı maye qarışığı quyudan boru (4) vasitəsilə trapa daxil olub, novdan (5) keçir; mərkəzdənqaçma qüvvəsi təsiri altında neft trapın divarları ilə axır və öz ağırlığı ilə aşağı süzülüb atqı xəttinə (13) keçir, qaz isə trapın mərkəzi hissəsi ilə yuxarı qalxır və yönəldicilərin (1və 2) yanından keçərək qaz borusuna daxil olur.

Trapın neft xəttində (13) səviyyəni tənzim edən klapan qurulur; bu klapan səviyyəni tənzim edən üzgəc vasitəsilə idarə olunur. Üzgəc trapda mayeni avtomatik surətdə həmişə eyni səviyyədə saxlayır ki, bu da qazın neft xəttinə və neftin qaz xəttinə keçməsinin qarşısını almış olur.

Gövdənin aşağasında, lazım gələndə, mayeni qızdırmaq üçün boru (14) quraşdırılmışdır.

Neftölçən şüşədən istifadə edərək quyunun gündəlik hasilatını bilmək olar. Trapın diametri 1,4 m, hündürlüyü 4,5 m-dir. Trap 6 atm təzyiqə hesablanmışdır.

Trap səviyyəni və təzyiqi tənzim edən avtomatik cihazlarla avtomatik olaraq işləyir.

§ 5. FONTAN QUYUSUNA QULLUQ EDİLMƏSİ

Fontan quyusuna qulluq etmək aşağıdakı işləri görmək deməkdir: a)

quyunu tədqiq etmək, b) quyunun işləməsini tənzim etmək, c) quyunun və avadanlığın müntəzəm işləməsinə göz yetirmək, ç) təmir işlərini görmək və ğ) quyunun normal işi pozulduqda onu bu və ya digər yolla bərpa etmək.

Fontan quyusunun tənzimi haqqında gələcəkdə ayrıca danışacayıq. Quyunun işini tənzim etmək-quyu ağzında ştuser və ya trap vasitəsilə lazımi qədər əks təzyiq yaratmaqdan ibarətdir.

Quyunu aparılmış tədqiqata əsasən tənzim edirlər, çünki layda şərait dəyişdiyindən optimal rejim də dəyişir; bundan başqa ştuserlə tənzim edəndə, o yeyilir, axıntının keçdiyi sahə böyüyür; buna ğörə quyuya nəzarət yetirmək, daha doğrusu quyuağzı təzyiqini vaxtaşırı bərpa etmək, yaxud müəyyən qədər hasilat alınmasına nail olmaq lazım gəlir.

Quyuya müntəzəm göz yetirmək-boruarxası, halqavarı fəzadakı (iki cərgə boru endiriləndə), bufer və trapdakı təzyiqlərə, neft və qaz hasilatına, suyun və qumun faizinə fikir vermək və nəhayət avadanlığın-yerüstü avadanlığın, atqı xəttinin və s. saz olmasına nəzarət yetirməkdən ibarətdir.

Cari təmir dedikdə avadanlığın işində hər cür qüsurları, məsələn, birləşmələrdəki sızmanı, bu və ya başqa hissənin yeyilməsini və s. aradan qaldırmaq nəzərdə tutulur.

288

Quyunun normal işinin pozulmasını quyu üstündə (bufer və boruarxası) təzyiqlərin dəyişməsi ilə, həmçinin neft hasilatının, suyun və qumun faizi ilə bilirlər.

Əgər boruarxası təzyiq tədricən artırsa, buferdəki təzyiq düşürsə, bu zaman neft hasilatının azalması fontan borularının tutulduğunu, məsələn, parafinləşdiyini bildirir; əgər həm boruarxası, həm də bufer təzyiqləri artır, lakin hasilat azalırsa, onda ya borular tutulmuş (məsələn, parafinləşmiş), ya da atqı xətti və ya ştuser tutulmuşdur. Son halda quyu o biri atqı xəttinə keçirilməli və ştuserin işi qaydaya salınmalıdır.

Boruarxası təzyiqin xeyli aşağı düşməsi quyudibində qum tıxacının əmələ gəldiyini, ya da suyun çoxaldığını bildirir; quyunun məhsulunu ölçməklə, ya da axıntıdan nümunə göturməklə suyun gəlməsini asan bilmək olar. Su gəlmişsə, buferdə təzyiqi artırmaq yolu ilə quyudibinə təzyiqi çoxaltmaq lazımdır. Bundan başqa suyun xarakteri və onun hansı yolla axıb gəlməsi səbəbi aydınlaşdırılmalıdır.

Əgər boruarxası təzyiqin düşməsi qum tıxacının əmələ gəlməsi ilə əlaqədardırsa, onda quyunu dayandırmadan qum tıxacını təmizləmə üsullarına əl atmaq lazımdır. Şübhəsiz ki, bu üsullar quyuda mayenin sürətini artırmaqla əlaqədar olmalıdır; sürəti artırmaq üçün maye hasilatı artırılmalı, bunun üçün isə quyudibinə təzyiq azaldılmalıdır; son halda bufer təzyiqini azaltmaq lazım gəlir. Əgər quyuağzı təzyiqini aşağı salmaq lazımi nəticə verməsə, onda fontan zəifləyən zaman quyuda təzyiqi artırmaq ücün quyunu bağlamaq lazımdır. Bu zaman təzyiq artarsa, deməli, qum tıxacı layı quyudan ayırmamışdır. Belə ki, quyunu açanda o, şiddətlə fontan vurmalıdır. Bu halda axın, tıxacı əmələ gətirən qumu quyuağzına ata bilər.

Bu üsul da kömək etməzsə, onda quyudibi təzyiqini azaltmaq üçün bufer təzyiqini aşağı salmaqla yanaşı, halqavarı fəzadan hava və ya qaz vurmaq lazım gəlir. Hava yol tapıb quyuağzından çıxanda eyni zamanda boru arxasına neft vurmaq da yaxşı nəticə verir.

Bütün bu işləri görərkən, neftin və suyun, məsələn, quyudibindən yer üstünə axması üçün xeyli vaxt lazım gəldiyini yaddan çıxarmaq olmaz (dərin quyularda bu vaxt saatlarla ölçülür). Bütün bu üsullar müsbət nəticə verməzsə, qum tıxacını təmizləmək, yaxud yumaq lazımdır ki, bu haqda sonra bəhs ediləcək.

Axında qumun faizi artanda, onu azaltmaq üçün tədbirlər görülməlidir. Belə ki, həm quyuda tıxac yaranması, həm də layda böyük boşluq—kaha əmələ gəlməsi nöqteyi-nəzərındən qumun çox gəlməsi təhlükəlidir (son halda, məsələn, quyunun dibi uçub kəməri əzə bilər).

Depressiyanı dəyişdirmək, yəni quyudibinə təzyiqi artırmaqla qumun miqdarını azaltmaq olar lakin, bu həmişə müsbət nəticə vermir, belə ki, depressiyanı azaltmaq hasilatın enməsinə, quyuda axın sürətinin azalmasına səbəb olur ki, bu da tıxac yaranması ehtimalını artırır; buna görə də qumun

289

faizini azaltmaq məqsədi ilə yerüstü təzyiqin və buna müvafiq dib təzyiqinin artırılmasını yalnız fontanın nisbətən müntəzəm, döyüntüsüz vurduğu

hallarda tətbiq etmək olar; bundan əlavə təzyiq də tədricən artırılmalıdır.

Sonuncu tədbir həyata keçi-riləndə döyüntü olarsa və fontanın kəsildiyi hiss edilməzsə; onda yerüstü təzyiqin artırılması dayandırılmalı və quyunun fontanvurma dərəcəsindən asılı olaraq yerüstü təzyiq hətta azaldılmalıdır.

Fontan quyusuna qulluq edil-məsi ilə əlaqədar olaraq quyuda bir sıra əngəllərin baş verə biləcəyini qeyd etməliyik. Bunlardan, məsələn, parafinli neftlərin çıxarılması zamanı istər qaldırıcı borularda, istərsə yerüstü avadanlıqda parafinin çök-məsini,

neftin su ilə birlikdə hərəkəti zamanı emulsiyalı qarışığın yaranmasını, qumun neftdə yaxud neft-su qarışığında hərəkət edərkən müxtəlif səbəbdən qum tıxacı və s. əmələ gətirməsini və başqalarını göstərə bilərik. Bütün bu əngəllərə neft quyularının kompressor üsulu ilə istismarında da təsadüf edilir; bu halda qısa da olsa, IX fəsildə danışılır (həmin qeydlər fontan istismarına da aiddir).

Buradaca neftlə birlikdə quyuya gələn qumun yerüstünə çıxarılması ilə əlaqədar olan bir məsələni ayrıca şərh etməliyik.

Kövrək süxurlardan iba-rət olan yataqları istismar edərkən, qumun mayedə αx həcmi konsentrasiyası (birinci kitabın VII fəslinin ikinci pa-raqrafına bax) bəzi hallarda elə böyük qiymətə çatır ki, hər hansı bir səbəbdən quyunu qısa müddətə dayandıranda belə, müxtəlif əngəllər törənə bilir.

Qumun yaxşı çıxarılması məqsədi ilə fontan boruları adətən, süzgəcin yuxarı dəliyinədək, bəzən daha aşağı endirilir. Bununla əlaqədar olaraq fontanvuran quyuda süzgəcin yuxarı dəliyindən ta quyunun ağzınadək qumun həcmini hesablamaq lazım gəlir (135-ci şəkildə qaldırıcının həm

X P

Pq.a.

P*

Pd

hb

rr*

r

1

2

� �* x1 �

135-ci şəkil. Qaldırıcı boyunca qumun həcmi konsentrasiyasının

dəyişməsi sxemi

3,0 2,0 1,0 0 1,0 2,0 3,0 4,0

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

��0

� �*

*

136-cı şəkil. ¼¼0 ilə Ü* və Ü* ilə ¼* arasında asılılıq

290

p≥pd, həm də p<pd hissəsində təzyiqin paylanması düz xətt qanunu ilə qəbul edilmişdir).

Əgər p≥pd hissəsində ¡q>¡* şərti ödənilirsə, onda qumun həcmi konsentrasiyası tam müəyyən bir α* kəmiyyətinə qədər azalacaq (həmin kəsikdəki təzyiqi p* ilə işarə edək) və yuxarıda isə αx=α*=const olacaqdır (αx, α* və ¡* haqqında birinci kitabın VII fəslinə bax, ¡q isə quyunun gündəlik Qq hasilatına müvafiq olan ölçüsüz surətdir). α0 ilə ¡* və ¡* ilə α* arasında asılılıq 136-cı şəkildə verilmişdir (eyni zamanda birinci kitabdakı 160-cı şəklə bax).

Burada iki hal ola bilər: 1) ¡q≥¡*, 2) ¡q<¡*. I hal (¡q≥¡*). Süzgəcin yuxarı dəliyindən qaldırıcı boruların

başmağınadək qumun həcmi: V1b=Fi hb D* (VIII.36)

ifadəsi ilə tapılır; burada Fi - istismar kəmərinin en kəsiyi sahəsidir.

Qaldırıcı borulardakı qumun həcmi isə belə tapılar: �1� = L &�1 + 0,5�2 ƒ���.� �?���.� �' D∗1−D∗ , (VIII.37) burada

ƒ(p) = (2+Q0) p0 +(2−kp0) p; φ (p) = (1+Q0) p0+(1−kp0) p; �1 = ��� ş−�N�� ∶ K1 + √_Q4º �q2L2,5M ; �2 = − �1 λ — hidravlik müqavimət əmsalı;

γn — qazla doymuş neftin xüsusi çəkisi; k — qazın mayedə həllolma əmsalı (qaldırıcının pq.a ilə p=pd təzyiqli

kəsikləri arasında k-nın orta qiyməti götürülür). p0 — atmosfer təzyiqi; L — qaldırıcının uzunluğudur.

Beləliklə, halında quyudakı qumun ümumi həcmi: V1 = V1b + V1q (VIII.38)

olur. II hal (¡q<¡*). Süzgəcin yuxarı dəliyindən qaldırıcı boruların

başmağınadək qumun həcmi (135-ci şəklə bax): V2b ≡ Fi hb αb (VIII.39)

burada — αb quyunun hb hissəsində qumun həcmi konsentrasiyasıdır. Qaldırıcı borularda qumun həcmi belə tapılır: �2� = L ã�1 D�11−D�1 + 0,5�∗� S1 + �0+�∗?(�∗)U D�1 +D∗2−D�1 + �+ �1−�∗2 &�0+�∗?(�∗) + �0+��.�?���.� �' D∗1−D∗ä (VIII.40)

291

burada �∗ = �N −�∗�−��.� �2; �∗ = ¡�∗[1+�0(1−D∗)−¡∗]¡∗−¡� [1−��0(1−D ∗)] �0

Beləliklə, ¡q <¡* halında quyudakı qumun ümumi həcmi V2 = V2b + V2q (VIII.41)

ifadəsi ilə tapılır. Qumun tamamilə çökməsi hər hansı bir səbəbdən quyunun

dayandırılması ilə əlaqədardır. Tamamilə çökmə müddəti (t) maye və qumun fiziki xassələrindən başqa, bir də qumun həcmi konsentrasiyasından (αx)

asılıdır. Fontan quyusu dayandırılanda qum həm maye-qum qarışığında, həm də maye-qaz-qum qarışığında çökməli olur. Sadə olsun deyə qum dənələrinin yalnız maye-qum qarışığında çökməsi nəzərdən keçirilmiş və t, αx, ilə d arasındakı asılılığa əsasən 137-ci şəkildə 100 m mayedə özlülüyü 20 sp olan mayedə qumun çökməsi müddəti qrafiki olaraq göstərilmişdir (d-qum dənəciklərinin dia-metridir).

Nümunə üçün süzgəcin yuxarı dəliyindən qaldırıcının başmağınadək və qaldırıcı boru-larda aşağıdakı şərtlərə əsasən qumun həcmini və onun çökmə müddətini tapaq: Qq = 40 m3/gün, Q0 = 58 m3/m3, pd =100,9 atm, pq.a = 9 atm, pbaş = 74,5 atm, L=1234 m, hb=20 m, k = 0,7817, γn=0,87 q/sm3, η = 20 sp, istismar

kəmərinin diametri 6″, fontan qaldırıcısının diametri 4″, d = 0,4 mm, =2,0%. 136-cı şəkildən ¡*=2,3 və α*=3,2 qiymətlərini tapırıq. ¡q-ni birinci

kitabdakı (VII.72) — (VII.78) düsturlarına əsasən hesablasaq, bizim götürdüyümüz hal üçün qaldırıcı borularda və istismar kəmərində, müvafiq olaraq 14 və 5 qiymətlərini alırıq. Deməli, ¡q>¡* və qumun həcmini (VIII.36) və (VIII.37) düsturları ilə tapmaq lazımdır: V1b = 0,011 m3, l1 = 307m, l2 = 927 m, V1q = 0,220 m. Bu həcmdən 80,0 m3-u maye-qum qarışığında (p≥pd), 0,140 m3-u isə maye-qaz-qum qarışığındadır (p<pd). (VIII.38) ifadəsinə əsasən qumun ümumi həcmi V1=0,231 m3. Onda qumun tamamilə çökəcəyi halda yaranacaq qum tıxacının hündürlüyü (ht) belə tapılır:

ℎ> = �1L�D� . (VIII.42)

Tıxacın məsaməliliyini m = 0,4, yəni αT = 0,6 qəbul etsək, ht=20,7 m alarıq. Deməli, qum tamamilə çöksə, 6″ kəmərdə yüksəkliyi 20,7 m olan tıxac əmələ gətirər. 137-ci şəkildən görünür ki, 0,4 mm diametrli qum

0

2

4

6

8

10

12

14

d=0,3

t, saat10 20 30 40 50

0,4

0,5

0,2 mm

�=20 cn

x%�

137-ci şəkil. t, ¼¼x və d

arasında asılılıq

292

dənələrinin konsentrasiyası αx =α*=3,2% olan zaman 5 saata çökür (100 m maye sütunu hesabı ilə).

Qumun tamamilə çökməsi müddətinin (tç) təyin edilməsindən danışarkən göstərməliyik ki, əgər qaldırıcıda bütünlüklə maye-qum qarışığı olsaydı, onda �ç = yb�Öydd ∙ z = æb saat alınardı. Şübhəsiz ki, bu müddət həqiqi çökmə müddətindən çoxdur. Əslində qaldırıcının yuxarı hissəsində (p<pd) maye-qaz-qum qarışığı vardır ki, quyu dayanan zaman qaz mayedən ayrılandan sonra həmin qarışıq qaldırıcı boruda aşağıdakı yüksəkliyi tutacaqdır: �2′ = �2∆�� = 0,5�2 ƒ���.� �

?²��.� ³ , (VIII.43)

burada ∆op — qaldırıcının pd ≥ p ≥ pq.a hissəsində qazlı maye qarışığının orta mayeliliyi adlanır.

Araşdırdığımız misalda �2′ = 540 m alınır. Deməli, qaldırıcıda mayenin ümumi yüksəkliyi 850 m olur, buna müvafiq olaraq, qumun tamamilə çökmə müddəti 850100 ∙ 5 ≈ 43 saat alınır. Şübhəsiz ki, bu müddət

həqiqi çökmə müddətindən azdır. Beləliklə, qumun həqiqi çökmə müddəti:

43 saat < tç < 62 saat edəcəkdir. Gətirdiyimiz misaldan aydın olur ki, fontan vuran quyuda qumun həcminin, eləcə də onun çökmə müddətinin təyini müəyyən əməli əhəmiyyətə malikdir. Belə ki, hər hansı bir səbəbdən quyunun dayandırılması üzündən qumlu qarışıqla boru arasındakı ilişmə qüvvəsindən asılı olaraq, bəzi hallarda qaldırıcı tutula bilər. Bu hal, xüsusən qaldırıcı boruların süzgəcin yuxarı dəliyindən aşağıya endirildiyi halda daha mürəkkəb əngəllərə gətirib çıxara bilər.

Fontan quyusuna qulluq edilməsindən danışarkən, nəhayət göstərməliyik ki, bütün təmir işləri və dəyişikliklər mütləq səliqəli qeyd olunmalıdır. Bu, bir tərəfdən həmin quyuda görülən tədbirlərin necə nəticələndiyini izləməyə, digər tərəfdən lazım gələndə, bu məlumatdan eyni şəraitdə işləyən o biri quyular üçün optimal rejim yaradılmasına kömək edir.

293

IX FƏSİL

QUYULARIN KOMPRESSOR ÜSULU İLƏ İSTİSMARI

§ 1. QAZ-HAVA QALDIRICILARI

Neft quyularının kompressor üsulu ilə istismarı fontanvurmanın təbii davamıdır. Belə ki, fontanvurmanın sonunda quyuya gələn lay enerjisi o qədər azalmış olur ki, o, lazımi qədər mayeni yer üstünə çıxarmaq üçün kifayət etmir və xaricdən enerji əlavə etmək lazım gəlir. Bunun üçün lay qazına kömək olaraq qaldırıcı boruların başmağına kompressor vasitəsilə sıxılmış qaz və ya hava gətirilir. Əgər quyuya sıxılmış qaz vurulursa, bu qurğuya—qazlift, hava vurulursa - erlift deyilir. Bəzi hallarda lay enerjisinin azlığı üzündən erqazlift quyunun işə salındığı ilk gündən tətbiq edilir.

Qeyd etməliyik ki, sıxılmış qazla quyudan neft çıxarılması ilk dəfə V.Q.Şuxov tərəfindən 1897-ci ildə Bakı mədənlərində tətbiq edilmişdir.

Mayeni sıxılmış qazla quyudan qaldırmaqdan ötrü, birincisi yüksək təzyiqli qazı vermək, ikincisi isə mayeni yer üstünə qaldırmaq üçün iki kanal lazımdır. Qaz-hava qaldırıcıları quyuya endirilən boru kəmərinin sayından və yerləşdirilməsindən, həmçinin işlək qazın və qazla neft qarışığının hərəkət istiqamətindən asılı olaraq, müxtəlif tipli olur.

Qaz-hava qaldırıcıları bir cərgə, ya da iki cərgə boru kəmərindən ibarət olur; birinci halda qaldırıcıya bircərgəli, ikinci halda isə ikicərgəli deyilir. Quyuya işlək qazın vurulmasından asılı olaraq halqavarı və mərkəzi sistemlər vardır.

İkicərgəli qaldırıcıda quyuya iki konsentrik boru kəməri endirilir ki, xaricdəkinə (böyük diametrliyə) birinci cərgə, içəridəkinə (kiçik diametrliyə) isə ikinci cərgə deyilir.

Erqazlift dedikdə ya qazlift, ya da erlift nəzərdə tutulur. Aşağıda qaz vurulmasından danışanda havanı da nəzərdə tutmaq lazımdır.

Halqavarı sistemdə işlək qaz halqavarı fəzaya, daha doğrusu ikicərgəli qaldırıcıda - birinci və ikinci cərgələr arasına, bircərgəli qaldırıcıda isə istismar kəməri ilə qaldırıcı arasına vurulur. Maye ikicərgəli qaldırıcıda - içəridəki (kiçik diametrli) qaldırıcı boruların içərisi ilə, bircərgəlidə isə qaldırıcının içərisi ilə qalxır. Bu cür qaz-hava qaldırıcıları mədənlərdə çox geniş yayılmışdır.

138-ci şəkildə müxtəlif qaz-hava qaldırıcıları göstərilmişdir. Şəkildə hər bir cərgəsi başdan-başa eyni diametrli borulardan ibarət olan ikicərgəli qaldırıcı (138-ci a şəkli), bircərgəli qaldırıcı (138-ci b şəkli) birinci cərgəsi pilləli olan qaldırıcı (buna bəzən cərgəyarım qaldırıcı deyirlər, 138-ci v şəkli) bunların hər üçündə işlək qaz halqavarı sistemlə verilir; nəhayət mərkəzi sistem adlanan bircərgəli qaldırıcı (138-ci q şəkli) göstərilmişdir.

294

İkicərgəli qaldırıсıda birinсi (xariсi) cərgə borunu, adətən, qumu yaxşı qaldırmaq məqsədilə mümkün qədər dərinə, ta süzgəcədək endirirlər, ikinсi cərgənin dərinliyi isə quyunun xarakterindən və kompressorun təzyiqindən asılı olaraq seçilir.

138-ci şəkil. Qaz-hava qaldırıcıları:

a—ikicərgəli qaldırıcı; b—işlək qazın halqavarı sistemlə verildiyi bircərgəli qaldırıcı; v—cərgəyarım qaldırıcı; q—işlək qazın mərkəzi sistemlə verildiyi bircərgəli qaldırıcı

Cərgəyarım qaldırıcıda qaldırıсı borular birinci cərgədə böyük

diametrdən kiçiyinə keçən yerdə qoyulmuş keçiriciyədək endirilir; elə buna görə də həmin keçiricini qaldırıсının endiriləсəyi dərinlikdə saxlayırlar. Keçirici ilə qaldırıcının başmağı arasındakı məsafə mümkün qədər az olmalıdır. Belə ki, əgər bu məsafə böyük və qaldırılan maye qumlu olduqda, kiçik diametrdən böyüyünə keçəndə sürətin azalması üzündən keçirici olan yerdə qum çöküb, qaldırıcının işini poza bilər.

Cərgəyarım qaldırıcının üstünlüyü qumu yaxşı çıxarması (boruların diametri kiçik olduğundan qarışıq böyük sürətlə hərəkət edir), borunun tutulması imkanının azalması, bütün qurğunun nisbətən yüngül olmasındadır.

Bircərgəli qaldırıcıda hava borularının vəzifəsini istismar kəməri görür, maye isə qaldırıcının içərisi ilə qalxır. Şəkildən göründüyü kimi qaldırıcı bircərgəli olduqda quyudakı mayenin səviyyəsi əslində qaldırıcı boruların başmağındadır. İşlək qaz, halqavarı sistemlə veriləndə - halqavarı fəzada sıxılmış qaz, qaldırıcı borularda isə qazla maye qarışığı olacaqdır; işlək qaz mərkəzi sistemlə veriləndə, əksinə, əslində dinamik səviyyə olmayacaq; bu halda gətirilmiş dinamik səviyyə məfhumu işlədilir; gətirilmiş dinamik səviyyə dedikdə qaldırıcının başmağından yuxarı təzyiqə müvafiq maye sütunu nəzərdə tutulur.

a b v q

295

Bütün qaz-hava qaldırıcılarında işlək qazı vurmaq və qazlı maye qarışığını qaldırmaq üçün quyuya endirilmiş boru kəmərləri quyunun ağzında kipləşdirilir.

İkicərgəli və bircərgəli halqavarı və mərkəzi sistemli qaz-hava qaldırıcılarının üstünlükləri ilə yanaşı çatışmayan cəhətləri də vardır.

İkicərgəli qaldırıcının üstünlüyü ondan ibarətdir ki, maye axınının və işlək təzyiqin döyüntüsü az olur, belə ki, burada halqavarı fəzanın həcmi bircərgəli halqavarı sistemliyə nəzərən azdır. Bundan başqa boruarxası fəzadakı maye sütunu da qaldırıcının daha səlis işləməsinə kömək edir. İkicərgəli qaldırıcıda işəsalma təzyiqi bircərgəliyə nisbətən xeyli az olur. İkicərgəli qaldırıcının nöqsanı burada quyuya bircərgəliyə nisbətən əlavə boru kəmərinin endirilməsidir.

Bircərgəli qaldırıcının başlıca üstünlüyü quyuya bir cərgə boru endirilməsi ilə əlaqədar olaraq metala qənaət edilməsi, həmçinin boruların diametrini nisbətən geniş intervalda seçməyin mümkün olmasıdır. Bircərgəli qaldırıcının nöqsanlarından biri döyüntü ilə işləməsidir, bu da bir sıra hallarda quyudibi ətrafındakı layın dağılması və qum tıxacının yaranmasına səbəb olur; bundan başqa quyunu istismara verəndə işəsalma təzyiqi yüksək olur.

İşlək qazın quyuya verilməsi sisteminə gəldikdə qazın mərkəzi sistemlə verilməsinin üstünlüyü işəsalma təzyiqinin nisbətən az olması və istismar kəmərinin diametrinin böyüklüyündən istifadə edilməsidir. Lakin, mərkəzi sistemlə qaz vermənin ciddi nöqsanları da vardır. Qazla neft qarı-şığında qum varsa, o, halqavarı fəzada hərəkət edərkən ikinci cərgə (hava) borularının muftalarını yeyir və istismar kəmərini xarab edir. Bundan başqa parafin və duz çöküntüləri ilə mübarizə çətinləşir. Buna görə işlək qazın mərkəzi sistemlə verilməsi mədənlərdə, demək olar ki, heç tətbiq edilmir. Bu sistemi yalnız maye qumsuz olduqda, parafin və duz çöküntüləri əmələ gəlməsi qorxusu olmadıqda və nisbətən böyük hasilat almaq istədikdə tətbiq etmək olar.

Mədəndə adi şəraitdə işlək qazı halqavarı sistemlə verən bircərgəli qaz-hava qaldırıcısını tətbiq edib, onun nöqsanlarını aradan qaldırmağa çalışmaq lazımdır.

§ 2. QAZ-HAVA QALDIRICILARININ HESABLANMASI Kompressor qaldırıcısının məhsuldarlığı və sərf edilən enerjidən

səmərəli istifadə olunması qaldırıcının işlədiyi şəraitdən, onun ölçülərindən (diametrindən və uzunluğundan) və nəhayət qaldırıcının iş rejimindən asılıdır.

Quyuların kompressor üsulu ilə istismarında mayeni qaldırmaq üçün xaricdən əlavə enerji sərf edildiyinə görə qaldırıcının işləməsi üçün elə şərait

296

yaratmaq lazımdır ki, mayenin qaldırılmasına ən az enerji sərf olunsun. Məhsuldarlığa gəldikdə, qaldırıcı quyudan layihədə nəzərdə tutulan, yaxud yol verilən qədər maye almağa imkan verməlidir.

Beləliklə qaz-hava qaldırıcıları aşağıdakı tələbləri ödəməlidir: 1) mayenin çox səmərəli surətdə çıxarılmasını; 2) optimal hasilatın alınmasını. Qaldırıcının təyin edilməli ölçüləri onun diametrindən və

uzunluğundan ibarətdir. Bu məsələ quyunun dərinliyi və diametri, maye və qazın hasilatı, buna müvafiq quyudibi təzyiqi, həmçinin maye və qazın fiziki xassələrinə əsasən həll olunur.

Tədqiqat göstərmişdir ki, qaldırıcının daha səmərəli işləməsi üçün quyunun gündəlik hasilatı optimal (Qopt) olmalıdır. Lakin, lay təzyiqi get-gedə azaldığından qaldırıcı tədricən optimal hasilatdan maksimal hasilata (Qmaks) keçirilir. Qaldırıcının Qopt rejimində işləyən dalma dərinliyi mümkun qədər çox olmalıdır, daha doğrusu, qaldırıcının uzunluğu təqribən quyunun dərinliyinə bərabər götürülməlidir:

L≈H (IX.1) Qaldırıcının Qmaks rejimində işləməsi üçün isə:

L = 2h yaxud L = 2h0 (IX.2) olmalıdır; burada L — qaldırıcının dərinliyi, m ilə;

h0 — quyunun ağzından gətirilmiş dinamik səviyyəyədək məsafə (buna gətirilmiş dinamik səviyyə yüksəkliyi deyilir), m ilə;

h — gətirilmiş dinamik səviyyədən qaldırıcının başmağınadək məsafədir (buna gətirilmiş dinamik səviyyə dərinliyi deyilir), m ilə.

Ümumiyyətlə, ℎ = 10���� ş−��.� �� (IX.3) götürülür (γ - mayenin xüsusi cəkisidir). Aydındır ki, quyuağzı təzyiq atmosfer təzyiqinə yaxın olduqda, h - qaldırıcının dinamik səviyyədən mayeyə dalma dərinliyini bildirəcəkdir. Beləliklə: ℎ0 = − 10���� ş−��.� �� = − ℎ. (IX.4) (IX.2) düsturunda ℎ0 = � − 10��� (IX.5) yazmaq olar.

Adətən, qaldırıcının uzunluğunu (IX.2) düsturundakı kimi qəbul etmək mümkün olur, cünki ya maye sütununun gətirilmiş dinamik yüksəkliyi gətirilmiş dinamik səviyyənin dərinliyindən az olur, ya da quyuya vurulan qazın işlək təzyiqi (piş) kifayət qədər olmur. Belə ki, (IX.2) düsturuna əsasən qaldırıcının optimal dərinliyə buraxılması zamanı işlək təzyiqi, təqribən

297

��ş = ��� ş = ℎ�10 = ℎ0�10 (IX.6)

qədərdir. Mədənlərdə piş, adətən 40 - 45 atm-dən çox olmur. Deməli, sonuncu halda optimal uzunluqlu qaldırıcı yalnız dinamik səviyyəsi 400-450 m-dən aşağı olmayan və dərinliyi 800—900 m olan quyularda mümkündur.

Qaldırıcının cox qaldırıldıqca daha səmərəli işləməsinə baxmayaraq ya işlək təzyiqin məhdudluğu, ya da quyunun dərinliyi üzündən əksər halda qaldırıcını optimal uzunluqda seçməyə imkan vermir.

Əgər qaldırıcının uzunluğunu quyuya vurulan qazın işlək təzyiqi nöqteyi-nəzərindən seçsək, onda

= � − 10��� −��� ş�� (IX.7) alarıq; burada | - sərbəst qaz yoxdursa, mayenin nisbi xüsusi cəkisi, yaxud sərbəst qaz varsa, qarışığın orta nisbi xüsusi cəkisidir.

Onu da qeyd etməliyik ki, pbaş qaz paylayıcı budkanın əsas kəmərində qazın təzyiqindən (piş) 3—4 atm az götürülür (bu rəqəm qazın paylayıcı budkadan quyuya qədər yol boyunca və quyuda hərəkətinə sərf olunan təzyiq düşküsünü nəzərə alır), yəni:

pbaş=piş−4 atm, (IX.8) sərbəst qaz olmasa, (IX.7) düsturundakı |-nı tapmaq cox da çətin deyildir, sərbəst qaz olanda isə qarışığın orta xüsusi çəkisini təqribən quyu dibindəki (γq) və qaldırıcının başmağındakı (γbaş) xüsusi cəkilərin orta qiyməti kimi belə tapmaq olar: � = �� +��� ş2 (IX.9)

burada �� = �+43,2 N2��� �Q −÷D � � �� �.N +1 �� � +�+43.2 N2� �, (IX.10)

��� ş = �+43.2 N2��� KQ −D � �� şM� �� ş+1 �� � +43,2 N2� �, (IX.11)

burada Q — maye hasilatı, t/gün ilə; Qn — neft hasilatı, t/gün ilə; G — neftə nisbətən qaz amili, m3/t ilə; α — qazın həllolma əmsalı, m3/t∙at ilə; d — quyunun, yaxud hava vurulan borunun diametri, düymə ilə; γ — mayenin nisbi xüsusi cəkisi; γn — neftin nisbi xüsusi cəkisidir. Nəhayət, əgər pbaş ≥ pq olarsa, onda qaldırıcının uzunluğu quyunun

dərinliyi ilə məhdudlaşar: (IX.12)

298

burada hd — quyunun dibindən süzgəcin yuxarı dəliyinədək məsafədir, m ilə. Deməli, qaldırıcını maksimal uzunluqda seçmək lazımdır, lakin bəzi

səbəblərə görə onu qısa götürməli oluruq. Qaldırıcının diametrini (VIII.28) düsturu ilə, yəni VIII fəsildə

göstərilən kimi seçmək lazımdır. Təyin olunmuş qədər maye hasilatı almaq üçün qazın sərfini

A.P.Krılov düsturu ilə hesablayaq. Əgər qaldırıcı optimal rejimdə işləyirsə, onda qazın xüsusi sərfi (VIII.9) düsturu ilə, maksimal rejimdə işlədikdə isə (VIII.25) düsturu ilə tapılır.

Qeyd etməliyik ki, qaldırıcının vahid uzunluğuna düşən basqını » = 10���� ş−��.� �� (IX.13)

kimi ifadə etsək, onda nisbi dalma dərinliyi » = ℎ (IX.14) olar. Bu halda (VIII.24) — (VIII.27) düsturları müvafiq surətdə belə ifadə olunar:

���� = 78N3ℎ1,5�1,5 = 78N3»1.5� (IX.15)

���� = 78N3ℎ1.5(−ℎ)�2,5 = 78N3»1.5(1 − »)� (IX.16)

Q��� = 0,077 2N0,5ℎ lg � �� ş� �.� = 0.077N0,5» lg »1»2 (IX.17)

Q��� = 0.077(−ℎ)N0,5ℎ lg � �� ş� �.� = 0,077(1−»)N0,5» lg »1»2 (IX.18)

Son ifadələrdə »1 = 10�1� ; »2 = 10�2� (IX.19) (IX.15) və (IX.16) ifadələrini Q =ƒ(») şəklində d =2½″ və γ =0,9 halı üçün qrafik surətdə ifadə etsək (139-cu şəkil), görərik ki, ε-un artması ilə qaldırıcının maksimal buraxma qa-biliyyəti də artır. Lakin qarışığın optimal rejimdə hərəkəti zamanı maksimum vəziyyət yaranır; belə ki, şəkildən göründüyü kimi 21/2″ qal-dırıcıda əgər ε≃0,6 olarsa, optimal re-jimdə 200 m3/gün qədər maksimal hasilat almaq olar. Bu o deməkdir ki, optimal rejimdə işləyən qaldırıcıda maksimal hasilat almaq istəyiriksə, ε-

Q

Q

maks

opt

0,1 0,3 0,5 0,7 0,90

200

400

600

800

1000

Q, t

/gün

! 139-cu şəkil. 2½″ qaldırıcının nisbi dalma dərinliyindən asılı olaraq Qmaks və Qopt dəyişməsi

299

un qiyməti ~0,6-ya bərabər olmalıdır. Başqa diametrli qaldırıcılar üçün də belə bir nəticə alınacaqdır:

diametr artdıqca maksimal hasilatın mütləq qiyməti də çoxalacaqdır. Boruda qarışığın hərəkəti zamanı xüsusi enerji sərfinin dəyişməsinə

gəldikdə isə hesablamalar göstərir ki, qaldırıcının optimal rejimində ε = 0,5 artdıqca xüsusi enerji sərfi eyni qaydada azalır; qaldırıcının maksimal hasilat rejimində isə ε = 0,5 olanda, xüsusi enerjinin sərfi minimum olur.

89

10121416182025303540

1088

15202020

30

1040

50Pq ,atm

Q,optQ,maks

2½�

20 30 40 50 60 80 100 140 180 250 300 400 600

3�4�

230 700 Q m gün�

Q m �m03

Liftin idüymə ilə

- d-

3�

4�

2½�2

L 0, m ilə-Qopt üçün

L,m ilə-Qmaks üçün

200250

300350

400 450

5001000

12001400 1600

18002000

2400

h%50

140-cı şəkil. Kompressor qaldırıcısını hesablamaq üçün nomoqram

Quyuya neftlə birlikdə qaz da gəlir və o mayenin qaldırılmasında

müəyyən iş görür. Buna görə quyuya vurulacaq qazın xüsusi sərfi (R0vur) hesablanmış xüsusi sərfilə (R0) quyunun qaz amilinin fərqi kimi götürülməlidir:

R0 vur = R0 – Q0 (IX.20) Qazın həll olunduğunu və mayedəki suyu nəzərə alsaq, quyuya

vurulacaq qazın sərfi belə hesablanır: ^0 % � = ^0 − ^0 X� = ^0 − Q0 + D� K�� +��.�2 − 1M K1 − �� 100M . (IX.21) Mədəndə quyuya vurulacaq qazın saatlıq sərfini (m3/saat) tapmaq

lazım gəlir: ^0 % �′ = ^0 % � �24 (IX.22)

300

Qopt və Qmax rejimlərdə kompressor qaldırıcısının hesablanmasını sürətləndirmək və asanlaşdırmaq məqsədi ilə yuxarıdakı düsturlara əsasən nomoqram tərtib olunmuşdur (140-cı şəklə bax).

§ 3. KOMPRESSOR QUYUSUNUN İŞƏ SALINMASI, İŞƏSALMA

TƏZYİQİNİN HESABLANMASI

Neft quyusunu bəzən əvvəldən kompressor üsulu ilə istismar edirlər. Bu zaman quyunu yuduqdan və oraya qaldırıcı endirildikdən sonra quyuda maye müəyyən bir səviyyədə durur ki, bu da ya statik səviyyəyə bərabər və ya ondan bir qədər çox olur. Şübhəsiz ki, istər qaldırıcı borularda, istərsə də halqavarı fəzada, ikicərgəli qaldırıcıda isə boruarxası fəzada da, maye eyni bir səviyyədə duracaqdır.

Quyunu istismara vermək üçün işlək qazı qaldırıcının başmağına vurmaq, bunun üçün isə əvvəlcə işlək qaz gələn yolda mayeni başmağadək sıxışdırmaq lazımdır.

Kompressor quyusu hər hansı bir səbəbə görə daya-nandan sonra onu yenidən istismara vermək istəyəndə də belə olur; aydındır ki, quyudan maye çıxarılmayanda orada maye statik səviyyə dərinliyində olur.

Quyunu istismara vermək üçün işlək qazın nə qədər maksi-mal təzyiqlə vurulacağını nə-zərdən keçirək. Yaxşı aydın olsun deyə, ikicərgəli qaldırıcını araşdıraq (141-ci şəkil).

Şəkildən göründüyü kimi (141-ci a şəkli) sıxılmış qazı vurmazdan əvvəl bütün borularda səviyyə eynidir. Əgər halqavarı fəzaya qaz vursaq, o, mayeni aşağı basacaq və qaldırıcıda, həmçinin boruarxası fəzada maye səviyyəsi yüksələcəkdir. Bu zaman quyudibinə düşən təzyiq, lay təzyiqindən çox olacağından mayenin bir hissəsi laya keçəcəkdir. Nəticədə halqavarı fəzadakı maye bütünlüklə sıxışdırıldıqdan sonra onun bir hissəsi qaldırıcı boruda və boruarxası fəzada yığılacaqdır (141-ci b şəkli, ∆h yüksəkliyi), bir qismi də laya keçəcəkdir (laya keçən mayenin miqdarı sıxışdırmanın sürətindən və quyunun məhsuldarlıq əmsalından asılıdır).

141-ci şəkil. İşəsalma təzyiqinin

hesabına dair

h

Statik

səviyyə

d

d

D

a b

h+h

h

h

statik

səviyyə

301

Qaz başmağa çatandan sonra yalnız qaldırıcı borulara daxil olacaq və oradakı mayeni qaldırmağa başlayacaqdır. O, quyuağzına çatıb atqı xəttinə atılandan sonra başmaqda təzyiq düşməyə başlayacaq, bu halda boruarxasındakı maye qaldırıcının başmağına axmağa başlayacaq və qaz tərəfindən quyunun ağzına qaldırılacaqdır. Nəticədə quyudibinə düşən təzyiq azalacaq və o, lay təzyiqindən az olanda laydan quyuya maye axmağa başlayacaqdır. Həmin maye də qaldırıcıda qaz tərəfindən quyunun ağzına atılacaqdır. Beləliklə, lay və qaldırıcının birgə işi nəticəsində axırda hər hansı bir dib təzyiqi və eləcə də qaldırıcının başmağında müəyyən başmaq təzyiqi yaranacaqdır.

Mayenin atqı xəttinə atıldığı vaxt quyuya vurulan qazın maksimal təzyiqi işəsalma təzyiqi adlanır.

141-ci şəkildəki sxemdən göründüyü kimi işəsalma təzyiqi qaldırıcının quruluşundan, onun endirilmə dərinliyindən, istismar kəmərinin diametrindən və statik səviyyənin vəziyyətindən asılıdır.

İkicərgəli qaldırıcıdan işlək qazı halqavarı fəzadan vuranda işəsalma təzyiqi, təqribi olaraq:

��.� = ℎ′ �10 H2H2−Nv2+N2 (IX.23) ifadəsi ilə tapılır;

burada h'—qaldırıcı boruların statik səviyyədən aşağı endirildiyi dərinlik, m ilə;

D, dv, d—müvafiq olaraq, istismar kəmərinin, hava vurulan boruların və qaldırıcının diametri (düsturda diametrlərin kvadratlarının nisbəti olduğundan, onların hansı ölçüdə götürülməsinin fərqi yoxdur); γ— mayenin nisbi xüsusi çəkisidir.

(IX.23) ifadəsi boru arxasında atmosfer təzyiqi olduğu və mayenin laya keçmədiyi hal üçün yazılmışdır.

Bircərgəli qaldırıcıda hava halqavarı fəzadan vurulanda işəsalma təzyiqi belə tapılır: ��.� = ℎ′ �10 H2N2 (IX.24)

Son halda qaz mərkəzi sistemlə vurulsa, işəsalma təzyiqi belə hesablanar:

��.� = ℎ′ �10 H2H2−N2 . (IX.25) (IX.23), (IX.24) və (IX.25) düsturları h'<L halı üçün yazılmışdır.

Aydındır ki, əgər h'>L olarsa, yəni qaldırıcıya sıxışdırılan maye, qaz hələ başmağa çatmazdan əvvəl quyunun ağzından xaricə atılsa, işəsalma təzyiqi qaldırıcıdakı maye sütununun təzyiqinə müvafiq olmalıdır:

��.���� = �10 . (IX.26)

302

İşəsalma təzyiqi bundan çox ola bilməz. Fərz edək ki, sıxılmış qaz halqavarı fəzadakı mayeni tədricən sıxışdırır

və layın keçiriciliyi çox olduğundan (məhsuldarlıq əmsalı yüksək olduğundan) sıxışdırılan mayenin hamısı laya keçir və qaldırıcı boruda səviyyə əvvəlki kimi qalıb artmır. Bu halda işəsalma təzyiqi yalnız qaldırıcının statik səviyyəyə batırıldığı qədər maye sütununun təzyiqinə müvafiq olacaq: ��.��� = ℎ′ �10 (IX.27)

Quyuyun işəsalma təzyiqi bundan az ola bilməz.

§ 4. İŞƏSALMA TƏZYİQİNİN AŞAĞI SALINMASI

Quyunun işəsalma təzyiqinin çoxluğu qaz və mayeni sıxışdıran zaman qaldırıcı borudakı maye sütununun yüksəkliyi ilə izah olunur. Buna görə işəsalma təzyiqini azaldan üsulların hamısı, sıxışdırma zamanı qaldırıcıdakı mayenin bir hissəsini bu və ya digər yolla oradan çıxarmağa əsaslanır. Həmin maye ya yuxarıya - quyunun ağzından atqı xəttinə, ya da aşağıya- quyudan laya sıxışdırılır.

Bu üsulların bəzisi ilə tanış olaq. Mayenin laya basılması üsulu. Bu üsulda halqavarı fəza

kompressorun maksimal təzyiqinədək qazla doldurulur. Sonra qaz vurulan xətdəki siyirtməni bağlayıb, quyunu təzyiq altında saxlayırlar. Bu halda quyudibinə düşən təzyiq lay təzyiqindən çox olacağından maye quyudan laya köçməyə başlayır, quyuda mayenin səviyyəsi azalır və qazın təzyiqi düşməyə başlayır ki, bu zaman quyuya yenidən qaz vurub işə salırlar.

Haqqında danışdığımız üsul mayenin laya nisbətən tez axmasını təmin edən, başqa sözlə məhsuldarlıq əmsalı çox olan quyularda müvəffəqiyyətlə tətbiq edilə bilər.

Qaldırıcı boruların tədricən endirilməsi üsulu. Bu üsulda qaldırıcı borular əvvəlcə elə dərinliyə endirilir ki, işəsalma təzyiqi kompressorun maksimal təzyiqindən çox olmur. Quyuya qaz verəndən sonra oradakı mayenin bir hissəsi bayıra atılacaq, səviyyə aşağı düşəcək və qaldırıcı boruları daha dərinə buraxmaq mümkün olacaqdır. Bunun üçün quyu ağzındakı armaturu açır, qaldırıcıya müəyyən qədər boru əlavə edir və armaturu yenidən bağlayıb quyuya qaz verirlər.

Qaldırıcını lazımi dərinliyə çatdırmaq üçün bir sıra halda boruları bir dəfəyə deyil, bir neçə dəfəyə əlavə etmək lazım gəlir. Bütün bu işlər çox tez görulməlidir, əks halda həmin müddətdə quyuda səviyyə o qədər qalxa bilər ki, borunu əlavə etdikdən sonra qazın təzyiqi mayeni quyu ağzına qaldırıb atmağa çatmaz. Beləliklə, bu üsul bir sıra yardımçı işlər görməklə əlaqədar olduğundan çox da rahat deyildir. İşəsalma təzyiqinin qaldırıcı boruları

303

tədricən endirməklə azaldılması üsulunu yalnız məhsuldarlıq əmsalı aşağı olan quyularda həyata keçirmək mümkündur.

Qaldırıcının halqavarı sistemdən mərkəzi sistemə keçirilməsi üsulu. Hesablama göstərir ki, mərkəzi sistemdə işəsalma təzyiqi halqavarı sistemdəkinə nisbətən xeyli azdır. Qazı quyuya mərkəzi sistemlə verəndə, maye quyuağzına nisbətən alçaq təzyiqdə qaldırılacaq və onun bir hissəsi bayıra atılacaqdır; bunun ardınca qazı quyuya halqavarı sistemlə verir, yəni halqavarı fəzadan qazlı maye qarışığını qaldırıcı borulara sıxışdırmağa başlayırlar (burada qazlı maye qarışığı mərkəzi sistemlə sıxışdırma zamanı əmələ gəlmişdi). Qarışığın xüsusi çəkisi az olduğundan onu qaldırıcı boruda quyunun ağzına qaldırıb, bayıra atmaq üçün qazsız mayeni qaldırmağa nisbətən xeyli az təzyiq tələb olunur.

Bu üsul xüsusən çox da dərin olmayan (adətən min metrədək dərinlikdə) quyularda tətbiq edildikdə yaxşı nəticə verir. Belə ki, qaldırıcı uzun olduqda qazlı maye qarışığı hələ həlqəvi fəzada ikən qazın bir hissəsi mayedən ayrılmağa imkan tapır və bu üsul yaxşı nəticə vermir.

Quyuya eyni zamanda neft və qaz vurulması üsulu. Bu üsulda quyuya qaz xətti ilə bərabər yüksək təzyiqli nasosdan (aqreqatdan) neft xətti də çəkirlər (110-cu şəklə bax).

Əvvəlcə nasosu işə salıb, boruarxası boşluğa neft vururlar. Bu məqsədlə a siyirtməsini açıb, b siyirtməsini bağlayırlar. Neft dövr etməyə, yəni atqı xəttindən çıxmağa başladıqdan sonra, nasosla axan mayeyə qaz xətti ilə əvvəlcə az miqdarda qaz vurur, sonra isə qazın miqdarını getdikcə artırırlar. Bu məqsədlə b siyirtməsini tədricən açırlar, neftin özü ilə apardığı qaz qaldırıcı boruların başmağına girib, onun içinə keçdikdə oradakı nefti qazlaşdırır; qazı getdikcə artırır, eyni zamanda nefti azaldır və nəhayət, nasosu dayandırıb, quyuya təkcə qaz vurmağa başlayırlar.

Qazın maye ilə birlikdə qaldırıcının başmağına enməsi üçün mayenin enmə sürəti qaz qabarcığının mayedə qalxma sürətindən çox olmalıdır. Təcrübə göstərmişdir ki, bu şəraitdə qaz qabarcığının mayedə qalxma sürəti 2,5-3 m/san-yə bərabərdir; deməli, mayenin enmə sürəti təqribən 3 - 4 m/san olmalıdır. Qaz qabarcıqları xırda olsun deyə (xırda qabarcıqlar mayedə daha yavaş sürətlə qalxır), qazın mayeyə qarışdığı yerdə gövdəsində 1 mm diametrdə dəlikləri olan kiçik boru qoyulur.

Quyunun işə salınmasına nəzarət etmək üçün qaz və neft xətlərində manometr qoyulur, qaz və neftin lazımi miqdarda vurulması isə siyirtmələr ilə nizama salınır.

Beləliklə, bu üsulda quyudakı qazsız maye tədricən qazlı maye ilə əvəz edilir və deməli, quyu daha səlis surətdə işə salınmış olur.

Qaldırıcı borularda işəsalma dəliklərinin açılması üsulu (aerasiya üsulu). Bu üsulda qaldırıcı boru kəmərində, mayenin səviyyəsindən müyəyyən qədər aşağıda xırda dəliyi olan xüsusi mufta qoyulur. Qaz,

304

halqavarı fəzaya vurulduqda ondakı maye dəliyin durduğu səviyyədən sıxılır, qaz bu dəlikdən qaldırıcı borulara keçməyə başlayır. Qaldırıcıdakı maye dəlikdən yuxarı qazlaşır, xüsusi çəkisi azalır, o, quyunun atqı xəttindən axmağa başlayır və nəhayət birinci tullanış baş verir. Bu zaman halqavarı fəzadakı təzyiq düşəcək və buna görə qazı kompressorun ən yüksək təzyiqi ilə vurmaq, yəni boruarxası boşluqdan mayeni daha aşağı basmaq mümkün olacaqdır. Mayenin səviyyəsi qaldırıcı boruların başmağına çatıb, bütün maye sütunu qazlaşmağa başladıqda, ikinci dəfə tullanış baş verəcək və bundan sonra quyu adi qayda ilə istismara düşəcəkdir.

Bəzən qaldırıcı boruların uzunluğu boyunca bir dəlik deyil, bir-birindən müəyyən məsafədə olan bir neçə dəlik açılır. Belə hallarda quyu mayenin iki dəfədən çox, üç və hətta dörd dəfə tullanışından sonra işə düşəcəkdir. Bu dəliklərin açılması sayəsində işəsalma təzyiqini, belə dəliklərin olmadığı halda tələb edilə biləcəyindən xeyli azaltmaq mümkün olur.

Dəlikdən qaldırıcıya keçən qazın sərfi dəliyin ölçüsündən, dəlikdə təzyiq düşküsündən və boruarxası təzyiqdən asılı olub belə tapılır:

Q = Y JÒ2O ��−1 �d�ℎ ÃK �ℎ�Nə�M2� − K �ℎ�Nə�M�+1� � , (IX.28)

burada μ — sərf əmsalı ( � =0,85 qəbul edilir); ω — dəliyin sahəsi, m2 ilə; G — havanın sərfi, kQ/san ilə; g — yerin cazibə qüvvəsi təcili, m/san2 ilə;

k — adiabat göstəricisi (hava üçün k=1,4); ph — halqavarı fəzada mütləq təzyiq (bu pi.s qədər götürülür), kQ/m2

ilə; pdəl — qaldırıcıda dəliyin qarşısındakı mütləq təzyiq, kQ/m2 ilə; Vh — havanın ph təzyiqində xüsusi həcmi, m3/kQ ilə. Bu düstur aìaíəî nisbətinin müəyyən qiymətinədək yararlıdır. Hava üçün

bu nisbətin qiyməti 0,528, qaz üçün isə 0,546-dır. Nisbətin göstərilən qiymətində havanın sərfi maksimum olacaqdır. Təzyiqlər nisbətini bundan da az götürdükdə, yaxud başqa sözlə, təzyiq düşküsünu artırdıqda, havanın sərfi artmayacaq, o, verilmiş ω və pdəl qiymətləri üçün sabit olaraq qalacaqdır.

Halqavarı fəzada təzyiq pi.s qiymətinə çatanda qaldırıcıda mayeni hsıx qədər (m ilə) yüksəkliyə sıxışdırmaq olar, onda (IX.24) düsturuna əsasən:

ℎ�ı� = ℎ�� + ℎ′ = ℎ�� + 10 ��.�� N2H2 , (IX.29) burada hst — statik səviyyədən quyunun ağzınadək məsafədir.

305

Aydındır ki, ℎ�ı� ≤ 10 ��.�� şərti ödənilməlidir. Mayenin quyuağzına qalxıb tullanması üçün lazımi qaz sərfinə yol verməkdən ötrü dəlikdə təzyiq düşküsü belə tapılır: ∆� = ��.� − �Nə� = (ℎ�ı� −1) �10 (IX.30)

burada L1 - quyunun ağzından dəliyədək məsafədir, m ilə. L1 məsafəsi Lsıx-dan dəlikdə təzyiq düşküsünə müvafiq maye

sütununun yüksəkliyi qədər az qəbul edilir: L1 = hsıx – 20 , (IX.31)

yaxud 1 = ℎ�� + 10 ��.�� N2H2 − 20 . (IX.32) Əgər halqavarı fəzadakı qaz dəliyə çatmazdan tullanış baş verərsə: 1 = 10 ��.�� − 20 (IX.33)

qəbul edilməlidir İşəsalma dəliyinədək məsafəni (L1) təyin edib, qaldırıcının

uzunluğunu (L) bilərək, 142-ci şəkildəki əyrilərə əsasən dəliyin diametrini (ddəl) mm ilə tapmaq olar (əyrilər 2½″ qaldırıcı üçün və pi.s = 48 atm üçün

qurulmuşdur). Yoxlama göstərmişdir ki,

qaldırıcıda 1 mm diametrli dəliyin olması onun f.i.ə-nı azaldır və eyni qədər maye hasil etmək üçün qazın sərfini on faizdən artırmaq lazım gəlir. Şübhəsiz ki, böyük diametrli dəlik daha çox enerji itkisinə səbəb olacaqdır.

İşəsalma təzyiqinin dəliklərlə azaldılması üsulunun əsas nöqsanı-qaldırıcı adi qayda ilə işləməyə başlayandan sonra qazın bir hissəsinin neftin qaldırılmasında iştirak etməyib, bu dəliklərdən hədər yerə itməsindədir.

Onun bu nöqsanı ilə mübarizə etmək üçün mədənlərimizdə işəsalma dəliklərində müxtəlif quruluşlu

işəsalma klapanları qoymağa çalışırlar. İşəsalma klapanları qaldırıcı boruda müəyyən yerdə qoyulur.

Halqavarı fəzaya qaz vuranda oradakı mayenin səviyyəsi aşağı enəcək, səviyyə klapana çatanda qaz klapanda qaldırıcı boruya keçəcək, orada

400 800 1200 1600 L,m

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400L ,m1

2,5

3,0

3,54, 0 4,

5

d dəl

142-ci şəkil. İşəsalma dəliyin diametrinin təyini üçün nomoqram

306

klapandan üstdəki maye sütununu qazlaşdırıb quyuağzına qaldıracaq və mayenin atqı xəttinə tullanışı baş verəcəkdir. Tullanış nəticəsində boruda, klapanın ətrafında təzyiq düşəcək, boruarxası fəzadakı maye qaldırıcı boruya keçməyə başlayacaq, boruarxasında mayenin səviyyəsi aşağı duşəcəkdir. Halqavarı fəzada səviyyə ikinci klapana çatanda qaz artıq bu klapandan qaldırıcıya keçməyə başlayacaqdır; bu zaman birinci klapan bağlanmalıdır. O biri klapanlar da bu ardıcıllıqla işləməlidirlər.

Müxtəlif quruluşlu işə-salma klapanları vardır. Bun-lardan müh. M.Ə.Abdulla-yev tərəfindən təklif edilmiş KPA-2 işəsalma klapanı geniş yayılmışdır (143-cü şəkil). Klapanın yuxarı his-səsində keçirici vint (2) vardır, bu vint muftaya (4) bağlanmışdır. Vintin vəziy-yəti qayka (3) ilə müəyyən edilir. Mufta aşağıdan silin-drə (7) bağlanmışdır. Silin-drin içərisində pistonqolu (6) sərbəst hərəkət edə bilir. Silindr gövdənin yəhərinə (10) yivlə bağlanmışdır. Bu-rada diametri 2,8 mm olan mail dəlik açılmışdır.

Diyircəkli klapanın nimçəsi (9) pistonqolunun aşağı ucuna xüsusi çıxıntı (8) vasitəsi ilə birləşdirilmişdir. Pistonqolunun yuxarı hissə-sindəki dəliyə isə yayın (5) aşağı ucu keçirilmişdir. Ya-yın yuxarı ucu vintin (2) içərisindən keçib yuxarıda bərkidilmişdir.

Qaz-hava yolu (11) borucuğa (14) qaynaqlanmış, yolun yuxarı hissəsi yəhərin gövdəsinə bağlanmışdır. Borucuğu qaldıran zaman klapanı zərbədən qorumaq üçün vintin yuxarısında borucuğa qoruyucu örtük (1) qay-naqlanmışdır. Borucuğa aşağıdan qalaylanmış olan qoruyucu örtük isə kla-panı aşağı endirən zaman qorumaq üçündür.

143-cü şəkil. KPA-2 işəsalma klapanı

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

14

1

90x

12

2

307

Qaz-hava yolu iki quruluşda düzəldilir, bunlardan biri kompressor borularını qaldırmadan quyunu yumağa imkan verir. Bu halda işəsalma klapanının atqı yolunda pistonqolu (12) və yay (13) qoyulur. Quyunu yuyan zaman yay (13) pistonqolunu (12) gövdədəki yəhərin (10) alt səthinə tərəf basır, bunun nəticəsində isə qaldırıcıdakı maye klapandan halqavarı fəzaya keçə bilmir.

Mayenin quyuağzında tullanışından əvvəl qazla maye qarışığının, klapanın altına təsir edən təzyiqi azalır və tədricən halqavarı fəzadakı sıxılmış işlək qazın təzyiqinə bərabər olur. Mayenin tullanışından sonra isə qarışığın klapanın altına təsir edən təzyiqi azalır (şübhəsiz ki, bayıra atılan maye laydan gələn mayedən çoxdursa) halbuki, halqavarı fəzadakı təzyiq hələ sabit qalır və buna görə klapana (9) təzyiq fərqi təsir edir; klapana üstdən halqavarı fəzadakı təzyiq, aşağıdan isə qaldırıcı borudakı təzyiq təsir edir. Həmin təzyiq fərqi yayın müqavimətini dəf edən kimi qazın klapandan qaldırıcı boruya yolu bağlanır. Bu zaman halqavarı fəzadakı maye aşağıdakı (ikinci) klapana sıxışdırılacaq və oradakı maye səviyyəsi ikinci klapana çatandan sonra qaz oradan qaldırıcı boruya keçəcəkdir. Bu qayda ilə o biri klapanlar bir-bir işə düşəcəkdir.

İşəsalma klapanlarının yerini və sayını hesablamaq üçün quyuda maye səviyyəsinin yer üstündən məsafəsini (hsəv), quyunun (D) və qaldırıcının (d) diametrlərini, qaldırıcının uzunluğunu (L), işəsalma təzyiqini (pi.s), qaldırılan mayenin nisbi xüsusi çəkisini (γ) və bəzi hallarda. işlək təzyiqi (pi) bilmək lazımdır.

Birinci işəsalma klapanı quyunun ağzından L1 məsafədə qoyulur ki, bunu (IX.31) ifadəsi ilə tapmaq lazımdır. O biri klapanların yeri belə tapılır:

� 2 = 1 + ∆ℎ1 − 10 = 1 + 10(��.�−�1)� − 10⋯ ⋯ ⋯ ⋯ ⋯ ⋯ ⋯ ⋯ ⋯ ⋯ ⋯ ⋯ ⋯ ⋯ ⋯ ⋯ ⋯ ⋯� = �−1 + 10���.�−�1� −1�� − 10 ò (IX.34)

burada (��.� − �1′ ) . . . (��.� − �1�−1) — birinci və o biri klapanlarda

maksimal təzyiq düşküsüdür. �1′ . . . �1�−1 — birinci və o biri klapanın qarşısında borudakı minimal təzyiqdir.

Aydındır ki, hər hansı bir n-ci klapanın yerinə qədər olan məsafə qaldırıcının uzunluğundan çox olsa (Ln>L), onda n-1-ci klapanla kifayətlənmək lazımdır.

308

§ 5. KOMPRESSOR QUYUSU İŞ REJİMİNİN TƏYİNİ VƏ TƏNZİMİ

Kompressor quyusunun səmərəli texnoloji rejimi quyunun tədqiqatı

əsasında seçilir. Quyunun tədqiqatı dedikdə, qərarlaşmış rejimdə başlıca olaraq məhsuldarlıq (mayenin gündəlik hasilatı) ilə quyuya verilən işlək qazın sərfi arasındakı asılılıq əyrisinin qurulması nəzərdə tutulur. Bu əyriyə koordinat başlanğıcından (Q=0 nöqtəsindən) çəkilən toxunanın əyri ilə görüşdüyü nöqtə optimal rejimi göstərəcəkdir. Optimal rejimdə qazın xüsusi sərfi minimum qiymət almış olur; buradan işlək qazın optimal sərfi və buna müvafiq mayenin gündəlik hasilatı seçilə bilər.

Kompressor quyularının tədqiqatı ən çox iki üsulla: işlək qazın sərfini dəyişməklə (Azərb. ETNÇİ üsulu) və işlək qazın təzyiqini dəyişməklə (Q.Maksimoviç üsulu) aparılır. Mədənlərdə Azərb. ETNÇİ üsulu geniş yayıldığından aşağıda yalnız bu haqda məlumat verilmişdir.

Kompressor quyula-rının Azərb. ETNÇİ üsulu ilə tədqiqində əvvəlcə işlək qazın sərfini yer üstünə maye çıxa-rılması şərtilə minimal qiy-mətədək azaldırlar. Qazın sərfini bir neçə saat eyni miq-darda saxlayıb quyunun hasi-latını və quyuya vurulan qazın həcmini (2—3 dəfə) ölçürlər. Axının qərarlaşdığını müəyyən edəndən sonra quyuya vurulan qazın işlək təzyiqini (piş) ölçürlər. Sonra qazın sərfini çoxaldıb ikinci rejimə keçirlər (tədqiqat ən azı 3—4 rejimi əhatə etməlidir).

Tədqiqatın nəticəsini qrafik şəkildə qururlar (144-cü şəkil). Qazın halqavarı fəzada quyuağzından qaldırıcının başmağına qədər

yoluna qaz kəməri kimi baxıb, təzyiq itkisini Veymaut düsturu ilə tapmaq olar: Q = EH2,667 V��ş2 − ��� ş2 (IX.35)

burada D — birinci cərgə qaldırıcının (yaxud istismar kəmərinin diametri);

piş, pbaş — işlək qazın quyuya daxil olduğu yerdə və başmaqdakı təzyiq;

A — mütənasiblik əmsalıdır.

Piş

Q

Q Piş

Q

144-cü şəkil. Kompressor quyusunun tədqiqi əyriləri

309

(IX.35) düsturundan:

��� ş = V��ş2 − Q2 (IX.36) ifadəsini alırıq ki, burada

= Q1(EH2,667 )2 (IX.37) olur. Bunun ardınca başmaq təzyiqinə əsasən quyudibi təzyiqini təyin etmək və nəhayət indikator əyrisini qurmaq olar.

Şübhəsiz ki, tədqiqat nəticəsində tapılmış G=f(Q) əyrisi qaldırıcı ilə layın birgə işini ifadə edir.

Hesablama yolu ilə seçilmiş və quyuya endirilmiş qaldırıcı, nəzərdə tutulan maye hasilatının ən az qaz sərf etməklə çıxarılmasını o zaman təmin edə bilər ki, onun işi nəzərdə tutulmuş rejimdə getsin. Lakin fontan qaldırıcısında bəzi hallarda olduğu kimi, kompressor qaldırıcısında da iş zamanı döyüntülər baş verir. Bu döyüntülər hətta quyuya optimal rejim tələb etdiyi qədər qaz vuranda da baş verir.

Döyüntüyə ən çox qazın halqavarı sistemlə vurulduğu bircərgəli qaldırıcıda təsadüf olunur. Bu qaldırıcının başmağına quyudan mayenin, halqavarı fəzadan isə qazın eyni zamanda deyil, növbə ilə daxil olması ilə izah olunur.

Qaldırıcı boruların başmağında təzyiqin cüzi azalması qazın halqavarı fəzadan qaldırıcıda güclü axınına səbəb olur, bu da öz növbəsində başmaq təzyiqinin daha da aşağı düşməsinə və halqavarı fəzadan daha çox qaz gəlməsinə bais olur. Bu hadisə ta halqavarı fəzadakı təzyiq quyudan gələn maye təzyiqindən az olanadək davam edir. Bundan sonra maye başmağı örtür və qazın halqavarı fəzadan qaldırıcı borulara girməsinə yol vermir. Bir müddət, daha doğrusu, halqavarı fəzada qaz toplanıb təzyiqi lazımi qiymətədək artana qədər, qaldırıcıya yalnız maye daxil olacaqdır. Qazın təzyiqi lazımi qədərə çatandan sonra isə qaldırıcıya qaz da daxil olacaq, başmaq təzyiqi aşağı düşəcək və proses yenidən təkrar olunacaqdır.

Bircərgəli qaldırıcıda döyüntülərin daha kəskin olması halqavarı fəzanın həcminin böyüklüyü ilə izah olunur. Belə ki, əvvəla qazın oraya yığılıb təzyiqin lazımi qədərədək artması üçün xeyli vaxt gedir, ikincisi, orada təzyiq yalnız xeyli qaz çıxandan sonra aşağı düşür. Döyüntünu azalt-maq üçün qaldırıcı kəmərə maye və qazın mütəmadi axınını təmin etmək lazımdır.

Qaz-hava qaldırıcılarından danışarkən demişdik ki, döyüntülər qaldırıcıların f.i.ə.-nı aşağı salmaqla yanaşı olaraq, quyuda qum tıxacının əmələ gəlməsinə də səbəb olur. Bircərgəli qaldırıcının başqa bir nöqsanı isə quyudakı qumun çıxarılmasını kifayət qədər təmin etməməsidir. Bu hal mayenin quyu dibindən qaldırıcının başmağınadək nisbətən gen yerdə, istismar kəmərinin içərisi ilə hərəkət etməsidir; burada canlı kəsik böyük,

310

sürət isə elə olur ki, qumun iri dənələrini quyudibindən yuxarı qaldıra bilmir. Həmin dənələr quyunun dibinə çöküb qum tıxacı əmələ gətirir. Tıxac süzgəci tutandan sonra mayenin laydan quyuya axmasına maneçilik törədir və beləliklə qaldırıcının normal işini pozur.

Laydan quyuya gələn qumun bütünlüklə yuxarı qaldırılması üçün qaldırıcının başmağınadək mayenin müvafiq sürətlə axmasını təmin etmək lazımdır.

Haqqında danışdığımız bu iki nöqsan, əslində eyni olub, lazımi tədbirlərin görülməsi ilə aradan qaldırılır.

Qaldırıcı boruları hesablama ilə tapılmış dərinliyə deyil, süzgəcədək endirirlər. Qaldırıcı boruların hesablama ilə endirilməli olduğu dərinlikdə, daha doğrusu, işlək qazın qaldırıcıya verilməli olduğu dərinlikdə dəlikləri olan xüsusi mufta qoyurlar (145-ci şəkil). Halqavarı fəzadakı qaz qaldırıcının gövdəsindəki muftanın dəliyindən qaldırıcının icərisinə keçir.

Mayenin quyudibindən yalnız qaldırıcıya daxil olması üçün, dəlikləri elə seçirlər ki, onlarda təzyiq düşküsü 1-2 atm olsun, bunun nəticəsində halqavarı fəzada mayenin səviyyəsi dəlikdən 10-20 m aşağıda olur və maye qaldırıcı boruya yalnız başmaqdan gedə bilir.

Quyudan maye ilə qum gəlməzsə, qaldırıcını süzgəcədək endirmək lazım deyil, belə ki, döyüntünün qarşısını almaq üçün muftanı öz yerində saxlamalı, ondan aşağı 30-40 m uzunluqda “quyruq” boru endirilməlidir.

Sadə olmasına baxmayaraq muftaların başlıca nöqsanı dəliyin sahəsinin sabitliyidir; birincisi qabaqcadan quyuya vurulacaq qazın sərfini dəqiq bilmək olmur (adətən, qazın sərfini quyunu işə salıb tədqiqat aparandan sonra müəyyən edirlər), ikincisi, zaman keçdikcə lay təzyiqi düşdüyündən dib təzyiqi də azalır və quyuya vurulan qazın miqdarını dəyişdirmək lazım gəlir. Beləliklə, muftanın dəliklərinin qazın müəyyən sərfinə hesablanmış ölçüsü artıq yararlı olmayacaqdır. Bundan başqa quyunu yuyanda mayenin bir hissəsi həmin dəliklərdən keçir və tıxacı yumaqda heç bir iş görmür.

145-ci şəkil. İşçi

mufta: 1-muftanın ğövdəsi; 2-borucuq; 3-nippel;

4-yay; 5-klapan; 6-vint

1

2

3

4

5

6

311

Bütün bu nöqsanlar üç klapanı ilə aradan qaldırılır (146-cı şəkil).

Klapan (2) özü yay (4) vasitəsilə yəhərə (3) sıxılır; beləliklə, adi halda klapan bağlıdır (146-cı a şəkli).

Qaz halqavarı fəzada mayeni klapandan aşağı basanda və klapanda təzyiq düşküsü 1-1,5 atm-ə çatanda klapan açılır və qaz, deflektor (1) vasitəsilə boruya daxil olur. 146-cı çəkildə göstərilən klapanda təzyiq düşküsü 1-dən 1,3 atm-ədək dəyişəndə qazın keçdiyi sahə 0-dan 15 mm2-dək dəyişir. Deməli, liftin iş rejimi nə qədər geniş

hədd daxilində dəyişirsə dəyişsin, klapanda təzyiq düşküsü sabit qalacaq və qaldırıcı boruya klapandan qaz, başmaqdan isə maye daxil olacaqdır.

147-ci şəkil. Qaldırıcının işə salınması sxemi

a b 146-cı şəkil. Uc klapanın sxemi və

quruluşu: 1-deflektor; 2-klapan; 3-yəhər; 4-yay;

5-deflektor

1 2 3 4 5 6

312

Hesablama ilə qaldırıcının uzunluğu nə qədər alınmışsa, üç klapanı həmin dərinlikdə qoymaq lazımdır.

147-ci şəkildə quyunun işə düşməsinin müxtəlif dövrləri gös-tərilmişdir. Qaldırıcıda iki işəsalma klapanı və bir uc klapanı vardır.

1-cidə (147-ci şəkil) quyunun dayanan vaxtı göstərilir; həm qaldırıcı boruda, həm də boruarxasında maye statik səviyyədə dayanmışdır. Birinci klapan mayenin səviyyəsindən çox da dərində deyildir.

2-cidə quyunu işəsalmanın əvvəli göstərilmişdir: boruarxasında mayenin səviyyəsi klapanadək basılmış, boruda isə mayenin səviyyəsi statikdən xeyli yuxarı qalxmışdır.

3-cüdə qaz, birinci işəsalma klapanından qaldırıcı boruya keçmiş və qazlı maye quyunun ağzından bayıra axır.

4-cüdə ikinci klapan işə düşmüş, birinci isə bağlanmışdır.

5-cidə uc klapanın açılmasından, ikinci klapanın isə bağlanmasından bir qədər əvvəlki vəziyyətdir.

6-cıda quyu uc klapanla adi qaydada işləyir, işəsalma klapanları bağlıdır, boruarxasında səviyyə uc klapanından aşağadır.

§ 6. QUYULARIN KOMPRESSOR

ÜSULU İLƏ İSTİSMARINDA İŞLƏDİLƏN

AVADANLIQ

Quyuların kompressor üsulu ilə istismarı xüsusi avadanlıq tələb edir; buraya quyuağzı avadanlığı, işlək qazın paylanması sistemi və mədən kom-pressor təsərrüfatı daxildir.

Quyuağzı avadanlığı. Kompressor quyusunun ağzına kompressor armaturu qoyulur; bunun vəzifəsi eyni ilə fontan armaturununku kimidir. Kompressor avadanlığı quyuya endirilmiş boruları saxlamaq, boruarxası fəzanı kipləş-dirmək, quyudan gələn axını atqı xəttinə yönəltmək, qaz, yaxud havanın bu və ya digər yolla quyuya göndərilməsini təmin etmək üçündür.

148-ci şəkil. İkicərgəli

qaldırıcı üçün kompressor quyusu avadanlığı:

1-istismar kəməri flansı; 2- və 10-üçboğaz; 3 və 9-siyirtmə; 4 və

7-keçirici oymaq; 5-hava üçboğazı; 6-manometr; 8-keçirici; 11-bufer; 12-

üst şayba (manometr üçün)

3

1

2

4

10"4"2 /2"

1

5"

5

2 /2"1

7

8

9

4"

10

11

12

6

313

Quyunun xarakterindən asılı olaraq müxtəlif armatur tətbiq edilir. Kompressor armaturu fontan armaturuna nisbətən xeyli sadə olur, buna səbəb kompressor istismarında təzyiqin fontan quyuların-dakından az olmasıdır. Fontan dayanandan sonra bəzən quyunun üstündəki fontan armaturunu saxlayıb onu kompressor armaturu kimi işlədirlər. 148-ci şəkildə ikicərgəli qaldırıcı üçün, 149-cu şəkildə isə bircərgəli qaldırıcı üçün kompressor arma-turu göstərilmişdir (bunların sınaq təzyiqi 75 atm-dir).

İşlək qazın paylanması sistemi. Hazırda mədənlərdə işlək qaz, daha doğrusu sıxılmış qaz və ya hava quyulara xüsusi qaz-hava paylayan budkalar (qısa şəkildə QPB, yaxud HPB adlanır) vasitəsilə verilir. Qazın belə bir templə paylanmasında kompressop quyularını müəyyən dəstələrə bölüb, hər bir dəstənin təqribən mərkəzində qaz-hava paylayan budka yerləşdirilir. 150-ci şəkildə 32 quyuya xidmət edən qaz-hava paylayan budkanın sxemi göstərilmişdir.

Kompressor stansiyasından QPB yaxud HPB-yə iki-üç, bəzən dörd xətt (boru kəməri) gəlir. Bunlardan biri quyuları işə salmaq üçün yüksək təzyiqli xətt, yerdə qalanı isə işlək təzyiq xəttidir. İşəsalma xətti adətən 2½″, işlək xətt isə 4″ borulardan çəkilir. Qaz-hava paylayan budkada hər biri quyuya ayrılıqda, özü də qazın sərfindən

asılı olaraq 1½″, yaxud 2½″ boru kəməri çəkilir. Qaz xəttinin diametrini elə seçirlər ki, 2 km uzunluqda kəmərdə təzyiq

düşküsü 1 atm-dən çox olmasın. Yüksək təzyiqli kəmərdən keçən qazın sərfi Q = 20,209 N⅜V�12−�22� > (IX.38) düsturu ilə tapılır (buradan qazım sərfi məlum olduqda borunun diametrini hesablamaq çətin olmaz);

burada Q — qazın sərfi, m3/saat ilə; d — qaz kəmərinin diametri, sm ilə; p1 — qaz kəmərinin əvvəlindəki mütləq təzyiq, kQ/sm2 ilə;

149-cu şəkil. Bircərgəli qal-

dırıcı üçün kompressor quyusu avadanlığı:

1-manometr;2-bağlayıcı şayba; 3-bufer;4-üçboğaz;5-atqı xətti; 6-siyirtmə;7-keçirici;8-keçirici nippel;9-istismar kəməri flansı;

10-hava-qaz vurulan xətt; 11-hava üçboğazı

1

2

3

4

5

6

76

8

11

10

9 Buruqun

döşəməsi

314

p2 — qaz kəmərindəki axırındakı mütləq təzyiq, kQ/sm2 ilə; L — qaz kəməri uzunluğu, km ilə; γ — qazın xüsusi çəkisi (hava üçün γ=1 qəbul edilir); T — qazın mütləq temperaturu T=t+273; burada t-qazın °C ilə

temperaturudur.

Orta təzyiqli xətt.

İşəsalma xəttiAlçaq təzyiqli xətt 4 -li quyuya

№1 -li quyuya№ 2 -li quyuya

№ 3 -li quyuya№

151-ci şəkil. Qaz-hava paylayan batareya bölməsinin sxemi Quyulara işçi qaz xüsusi qaz-hava paylayan „batareyadan” göndərilir.

Batareya ayrı-ayrı bölmələrdən ibarətdir, hər bir bölmə dörd quyuya xidmət edir (belə bir bölmənin sxemi 151-ci şəkildə göstərilmişdir). Batare-yada bölmələrin sayı səkkizə qədər olur; deməli, bir batareya 32-yə qədəp quyuya xidmət edə bilir.

Quyulara göndərilən qazın miqdarı avtomatik tənzimləyici ilə tənzim edilir (152-ci şəkil).

Mədən kompressor təsərrüfatı. Həm kom-pressor quyularının is-tismarı üçün, həm də laya qaz, yaxud hava vurmaq üçün qazı (havanı) quyuya

göndərməzdən əvvəl lazımi təzyiqədək sıxmaq lazımdır. Neft mədənlərində bu məqsədlə porşenli kompressor işlədilir.

Quyuya

2

31

10

78

9

11

5

46

152-ci şəkil. Quyuya işlək hava-qaz verilməsini

avtomatik tənzimləyicinin sxemi: 1-tənzimləyici klapan; 2,3-MİM (membranlı icra

mexanizmi); 4-sərfölçən; 5-pnevmatik rele; 6-yazıcı əğrəb; 7-kondensasiya qabı; 8-süzgəc və reduktor;

9,10,11-boru kəmərciyi

315

Kompressorlar atqı xəttindəki təzyiqin qiyməti və məhsuldarlığı ilə xarakterizə olunur. Atqı xəttindəki təzyiqdən asılı olaraq kompressorlar dörd qrupa bölünür: yüksək, orta, alçaq təzyiqli və vakuum kompressorlar. Yüksək təzyiqli kompressorun atqı xəttində təzyiq 60 atm-dan 250 atm-dək, orta təzyqli 35-dən 50 atm-dək, alçaq təzyiqli 8-dən 35 atm-dək olur. Bunların qəbul xəttində təzyiq 1 atm-dən az olmamalıdır. Vakuum kompressorun qəbul xəttində təzyiq 1 atm-dən az olur, atqı xəttində isə 2-6 atm-ə çatır.

Mədənlərdə kompressor stansiyaları, ümumiyytlə, aşağıdakı məqsədlə qurulur:

1) nefti kompressor üsulu ilə çıxarmaq üçün; 2) laya qaz, yaxud hava vurmaq üçün; 3) boruarxası qazı (buna vakuum qazı deyirlər) yığmaq üçün; 4) neft qazını mədəndən işlədiciyə göndərmək üçün. Haqqında danışdığımız stasionar kompressor qurğularından başqa

kəşfiyyat quyularının mənimsənilməsi və sınaqdan çıxarılması üçün, həmçinin quyuların işə salınması üçün səyyar kompressorlar da işlədilir.

§ 7. KOMPRESSOR QUYUSUNA QULLUQ EDİLMƏSİ Kompressor quyusuna qulluq etmək mümkün qədər minimal enerji

sərf edib maksimal hasilat almaq məqsədi ilə quyunun normal və fasiləsiz işləməsini təmin etmək deməkdir. Burada başlıca olaraq aşağıdakılara riayət edilməlidir:

1) quyunun düzgün texnoloji rejimini seçib, quyuya verilən işlək qazın təzyiqini və miqdarını tənzim etmək yolu ilə həmin texnoloji rejimi saxlamağa çalışmalı;

2) vaxtında təmir etmək və lazımi hissələri dəyişdirmək yolu ilə quyuüstü avadanlığa gündəlik qulluq etməli.

Qeyd etməliyik ki, fontan quyusuna qulluq edilməsinə dair yuxarıda deyilənlərin (VIII fəsil, §5) çoxu kompressor quyularına da aiddir.

Kompressor quyusuna qulluq edərkən boruların parafinləşməsi, borularda metal „kipgəclərlə", duz çöküntüləri ilə və emulsiyaya qarşı mübarizə məsələlərini yaddan çıxarmaq olmaz.

Kompressor quyularında, eləcə də fontan quyularında qaldırıcı borularda parafin çökə bilər. Parafin qaldırıcı borularla quyuağzından təqribən 300—600 m aşağıda çökür. Axında qumun olması da parafinin çökməsinə kömək edir, belə ki, qum dənələri parafinin kristallaşma mərkəzinə çevrilir.

Kompressor quyularında (həmçinin fontan quyularında) parafinlə mübarizə mexaniki yolla, quyuya isti neft, su buxarı vurmaqla və s. üsullarla aparılır.

316

Kompressor quyularının əksəriyyətində neft quyuya lay suyu ilə birlikdə daxil olur. Buna görə boruda hərəkət zamanı su-neft qarışığı əmələ gəlir. Əgər quyuya hava vurularsa, onda çox dayanıqlı emulsiya yaranır. Həmin emulsiyanı parçalamaq, yəni nefti sudan ayırmaq çox da asan olmur. Bundan başqa emulsiyanın özlülüyü yüksək olur ki, bu da qarışığın boruda hərəkətini çətinləşdirir. Bu halda isə mayeni qaldırmağa daha çox enerji sərf etmək lazım gəlir. Müəyyən edilmişdir ki, maye-qaz sistemində səthi gərginliyin azaldılması, başqa şərtlər sabit qalmaqla, hasilatın artmasına səbəb olur. Belə hala özlülüyün azalmasında da təsadüf olunur. Bu məqsədlə quyu içərisində deemulsasiya aparılması ciddi əhəmiyyətə malikdir. Quyuya işlək hava ilə birlikdə neft-su, neft-qaz və su-qaz sərhədlərində səthi gərginliyi azaldan kimyəvi maddələr vurulur. Bu, yüksək özlü və dayanıqlı emulsiya yaranmasının qarşısını alır. Quyuya deemulqator vurulması işlək təzyiqin və qazın xüsusi sərfinin azalması ilə yanaşı hasilatın artmasına səbəb olur.

Kimyəvi maddə olmaqla müxtəlif növ neytrallaşdırılmış kontaktlar işlədilir. Deemulqator quyuya xüsusi nasoslar vasitəsilə vurulur.

Quyuya vurulan sıxılmış hava adətən nəmli olur. Bu isə boruda korroziya əmələ gəlməsinə səbəb olur. Korroziya nəticəsində metal qəlpələri tıxac-„kipgəc" kimi halqavarı fəzanı tutub quyunun normal işini pozur. Bunun qarşısını almaq üçün bir sıra tədbir görmək lazım gəlir. Bu tədbirlərdən korroziya qarşı dayanıqlığı artırmaq məqsədi ilə borunun daxili səthinin xüsusi maye ilə yuyulmasını, hava və qaldırıcı borular arasında lazımi qədər ara saxlanmasını (təqribən 20 mm), qaz yaxud hava kəmərində kondensasiya qabları qoyulmasını, işlək qazın hərəkət istiqamətinin dəyişdirilməsini (halqavarı sistemdən mərkəzi sistemə keçmək və əksinə), havanın fiziki və fiziki-kimyəvi yolla qurudulmasını və s. göstərmək olar.

Bundan başqa hava vurulan yolların paslanmasına qarşı mübarizə üçün xüsusi kimyəvi maddələr, məsələn, natrium heksametafosfatı işlədilir. Bunu xüsusi nasos vasitəsilə hava ilə birlikdə quyuya vururlar. Bu tədbir borularda duzların çökməsinin də qarşısını almış olur.

Kompressor quyusuna qulluq edilməsi ilə əlaqədar olaraq görülən bütün işlər mütləq səliqəli surətdə qeyd olunmalıdır. Bu, bir tərəfdən həmin quyuda görülən tədbirlərin necə nəticələndiyini izləmək üçün, digər tərəfdən isə lazım gələndə eyni şəraitdə işləyən o biri quyulardan ötrü bu məlumatdan istifadə etmək üçün lazımdır.

§ 8. KOMPRESSOR QUYULARININ VAXTAŞIRI VƏ QARIŞIQ

ÜSUL İLƏ İSTİSMARI

Neft yataqlarını istismar etdikcə əksər halda lay təzyiqi düşməyə başlayır. Quyunun hasilatı azalmamaq üçün quyudibi təzyiqini aşağı salmaq,

317

bunun üçün isə qaldırıcının nisbi dalma dərinliyini azaltmaq lazım gəlir ki, bu da qazın xüsusi sərfinin artmasına səbəb olur. Qazın xüsusi sərfinin artırılması 1 t neftin çıxarılmasına çəkilən xərcə təsir göstərir və baha başa gəlir. Bütün bunlara əsasən, qazın xüsusi sərfini azaltmaq məqsədi ilə hasilatı az olan, daha doğrusu alçaq dinamik səviyyəli quyuları kompressor üsulu ilə vaxtaşırı istismar etmək olar.

89

10M

12BM

B

1

2

5

4

MİM-in boşaldılmasıM

M 11Halqavarı fəzadakı

qazın buraxıldığı xətt

Qaz

x ttiə

3

6

atqı xətti

Qaz

7

B

Adından göründüyü kimi vaxtaşırı kompressor istismarında quyudan

maye mütəmadi deyil, vaxtaşırı çıxarılır. Bunun üçün sıxılmış qaz quyuya müəyyən vaxtdan bir verilir. Vaxtaşırı kompressor istismarının ən sadə halını nəzərdən keçirək: quyuya bircərgəli qaldırıcı boru endirilmiş və halqavarı fəzaya sıxılmış hava vaxtaşırı vurulur. Hava vurulan zaman halqavarı fəzadakı maye qaldırıcı borulara sıxışdırılır və qaldırıcıdakı maye ilə birlikdə quyuağzına qaldırılır. Mayenin atqı xəttinə tullanışı baş verən kimi quyuya hava vurulması dayandırılır. Bir qədər keçəndən sonra laydan maye gəlib quyuda müəyyən səviyyəyə qalxır, halqavarı fəzaya yenidən sıxılmış hava vurulur. Beləliklə, proses təkrar olunur.

153-cü şəkil. Əvəzetmə liftinin avadanlığı sxemi:

1-birinci cərgə boru kəməri; 2-ikinci cərgə (qaldırıcı) boru kəməri; 3-

əvəzetmə kameri; 4-kürəcikli klapan; 5- quyruq; 6-indikator; 7-elektrik cərayanı xətti; 8-zaman relesi; 9-elektromaqnitli klapan; 10-təzyiq reduktoru; 11-süzgəc; 12-MİM (membran icra mexanizmi) M-

manometr; B-ventil

318

Kompressor quyularının bu cür istismarının əsas çatışmayan cəhəti ondadır ki, mayenin halqavarı fəzadan qaldırıcıda sıxışdırıldığı vaxt quyuda təzyiq lay təzyiqindən çox olduğu üçün, quyudakı mayenin bir hissəsi laya keçə bilir. Şübhəsiz ki, bu üsulu yalnız keçiriciliyi az olan quyularda tətbiq etmək olar. Haqqında danışdığımız çatışmayan cəhəti aradan qaldırmaq üçün xüsusi əvəzetmə lifti tətbiq olunur.

Əvəzetmə lifti qurğusunun sxemi 153-cü şəkildə göstərilmişdir. Şəkildən göründüyü kimi quyuya iki cərgə boru endirilir və birinci cərgənin (böyük diametrli boruların) aşağı hissəsində əvəzetmə kameri qurulur.

Sıxılmış hava birinci və ikinci cərgə borular arasındakı halqavarı fəzaya vurulur və əvəzetmə kamerindəki maye qaldırıcı boruya sıxışdırılır (bu zaman dibdəki klapan sıxışdırılan mayeni yalnız qaldırıcıya buraxır). Beləliklə, basqı zamanı təzyiq quyudibinə ötürülmür.

Əvəzetmə lifti qurğularında havanın (qazın) vaxtaşırı verilməsi xüsusi

avtomatik cihaz vasitəsilə həyata keçirilir. Havanı ya yer üstündə, ya da quyu dibində - əvəzetmə kameri olan yerdə kəsirlər. Birinci halda mayenin atqı xəttinə tullanışından sonra həm qaldırıcıda, həm də halqavarı fəzada qalmış olan sıxılmış havanı bayıra (adətən atmosferə) buraxmaq lazım gəlir (əks halda quyudan kamerə maye gələ bilməz), bu isə havanın xüsusi sərfinin artmasına səbəb olur. Elə buna görə havanın aşağıda—əvəzetmə

154-cü şəkil. Plunjer qaldırıcısı avadanlığı

sxemi: 1 - boru kəməri; 2 - yaylı

amortizator; 3 - üst amor-tizator; 4 - plunjer; 5 – süz-gəc; 6 - dördboğaz; 7 - atqı kameri; 8 - dəlikli boru; 9, 11 - siyirtmələr; 10 - kəmər; 12 - flans; 13,14,16, 17,18,19, 20, 22 - ventillər; 15 - yan xətt; 21 – planşayba; 23 və 24 - manometr.

3

10

1

neft

qaz

19

9

216

neft

24

8

71822

2011

21

23

17

13

qaz

614

512

319

kameri olan yerdə, kəsilib-vurulması daha çox əlverişlidir. Lakin son halda əvəzetmə lifti qurğusunun quruluşu xeyli mürəkkəb olur.

Quyuların vaxtaşırı istismarından danışarkən plunjerli qaldırıcını xüsusi qeyd etməliyik.

Plunjerli qaldırıcıya, yaxud plunjerli liftə vaxtaşırı kompressor istismarının bir növü kimi baxmaq olar.

Plunjerli qaldırıcının yeraltı avadanlığı-aşağı hissəsi mayeyə batırılmış olan boru kəmərindən (1) ibarətdir (154-cü şəkil). Kəmərin ucuna yaylı

amortizator (2) qoyulur, amortizatora isə adi süzgəc (5) bağlanır. Aşağı amortizator boru kəməri boyunca enən plunjerin zərbəsini qəbul etmək üçündür. Yerüstü ava-danlıq quyunun ağzına qoyulan xüsusi armaturdan ibarətdir. Armaturun mərkəzi hissəsinə yanlardan iki xətt birləşdirilmişdir ki, bunun biri qaz vurulması, digəri isə quyunun məhsulunun axıdılması üçündür. Armaturun yuxarısındakı amortizator (3) yuxarı qalxan plunjerin zərbəsini qəbul etmək üçündür.

Boru kəmərində hərəkət edən plunjer (155-ci şəkil), üzərində kanal şəklində yarığı olan içiboş silindrdən (1) ibarətdir. Plunjerin aşağı hissəsində klapan (2) vardır. Plunjer qaz və ya maye içərisində enərkən həmin klapan açıq olur.

Plunjerli qaldırıcı belə işləyir (154-cü şəklə bax); Kamerdən (10) qaldırıcı borulara salınmış plunjer, klapanı açıq halda olaraq öz ağırlığı ilə aşağı enir. Plunjer alt amortizatora çatan kimi klapan amortizatorun yastığına toxunub bağlanır; quyudakı qazın təzyiqi altında plunjer yuxarı hərəkət etməyə başlayır və üstündəki maye sütununu qaldırır. Maye sütunu quyu ağzına çatıb dəlikli borudan (8) atqı xəttinə keçir; plunjer isə hərəkətini davam etdirib həmin dəlikli borudan da yuxarıya qalxır. Plunjerin bu son vəziyyətində onun altındakı qaz, mayenin ardınca atqı xəttinə keçməyə yol tapır. Bunun nəticəsində plunjerin altında təzyiq düşür. Təzyiqin müəyyən qiymətində

plunjerin klapanı açılır və plunjer öz ağır1ığı ilə aşağı enməyə başlayır. Beləliklə, proses yenidən təkrar olunur.

Əgər laydan gələn qaz plunjerin qaldırılmasına kifayət etməzsə, onda yer üstündən quyuya qaz (hava) vurulur.

Alçaq dinamik səviyyəli quyuları qarışıq üsulla istismar etmək də sərfəlidir. Qarışıq üsul dedikdə, bir quyuda mayenin eyni zamanda bir neçə üsulla çıxarılması nəzərdə tutulur. Burada qarışıq istismar üsullarından

1

2

155-ci şəkil.

Plunjer

320

ikisini qısa sürətdə nəzərdən keçirəcəyik: erlift - əvəzetmə lifti və dərinlik nasosu - erlift.

Maye

Qaz

K

Maye

Qaz

N

Əvəzetmə lifti ilə erliftin qarışıq (birlikdə) tətbiqi alçaq dinamik

səviyyəli dərin quyuların istismarında işlədilə bilər (156-cı şəkil). Burada əvəzetmə liftinin vəzifəsi qaldırıcı boruların mayeyə dalma dərinliyini süni surətdə artırmaqdan ibarətdir. Qurğunun aşağı hissəsində kiçik həcmli əvəzetmə lifti qurulur. Sıxılmış qaz (hava) iki cərgə boru kəmərinin arasındakı halqavarı fəzadan vurulur (halqavarı fəza təcrid edildiyindən oradakı təzyiq quyunun dibinə təsir etmir). Əvəzetmə liftində işlədilmiş qaz, mayenin içərisi ilə boruarxası fəzaya yönəldilir. Əvəzetmə lifti mayeni qazla (hava ilə) birlikdə qaldırıcı boruya sıxışdırır. Əvəzetmə kamerinə hava ikiboğazlı klapan vasitəsilə (k) verilir və kəsilir. Əvəzetmə liftini, məsələn polad məftil, yaxud kiçik diametrli ştanq vasitəsilə idarə etmək olar.

157-ci şəkildə dərinlik nasosu ilə erliftin qarışıq (birgə) tətbiqi sxemi göstərilmişdir. Burada dərinlik nasosu (n) boruların mayeyə dalma dərinliyini süni surətdə artırmaq üçün tətbiq edilir. Dərinlik nasosu mayeni məlum yüksəkliyə qədər qaldırdıqdan sonra erliftin işləməsi üçün lazımi dalma dərinliyi yaradılmış olur.

156-cı şəkil. Quyuların əvəz-etmə liftivə erliftə birlikdə istismar edilməsi sxemi

157-ci şəkil. Quyuların dərinlik nasosu və erliftlə birlikdə istis-mar edilməsi sxemi

321

X FƏSİL

NEFT QUYULARININ DƏRİNLİK NASOSU ÜSULU İLƏ

İSTİSMARI

Bütün dünya neft yataqlarının əksəriyyətinin işlənməsində neft quyularının dərinlik nasosları ilə istismarı neft istehsalının əsas üsullarından biri hecab olunur.

SSRİ-də neft verən quyuların əksəriyyəti (yarıdan çoxu) dərinlik nasosları ilə istismar olunur. Bu üsulun geniş yayılmasına səbəb nisbətən qənaətli olması, nasosa qulluq edilməsinin sadəliyi, çıxarma prosesinin tamamilə mexanikləşdirilməsi, istismar rejiminin sabitliyi, bir sıra quyuların bir mühərriklə işlədilməsi imkanı, emulsiya əmələ gətirməsi və s.-dir. Quyuların dərinlik nasosu ilə istismarına o zaman keçilir ki, layın təbii enerjisinin neftin fontan vurmasına gücü çatmır və kompressorla istismarında, çıxardılmış hər bir ton neftə sərf edilən sıxılmış havanın miqdarı hədsiz çox olur.

§ 1 . DƏRİNLİK NASOS QUYUSUNUN SXEMİ, İŞ PRİNSİPİ

VƏ MƏHSULDARLIĞI

Quyuları dərinlik nasosları ilə istismar etdikdə istifadə olunan qurğular mühərrikin yerinə görə iki cür olur: mühərriki yer üzərində olub, nasosa ştanq kəməri vasitəsilə hərəkət verən qurğular və bilavasitə mühərriki dərinlik nasosuna birləşmiş qurğular. Birinci növ qurğulara ştanqlı , ikinciyə isə ştanqsız qurğular adı verilmişdir. Ştanqlı dərinlik nasosu qurğusu yeraltı və yerüstü avadanlıqdan ibarətdir.

Yeraltı avadanlıq qrupuna: 1) dərinlik nasosları; 2) nasos ştanqları; 3) nasos boruları; 4) nasosun sorma hissəsində qoruyucu alətlər (süzgəclər, qaz və qum lövbərləri və s.); 5) ketçerlər, pakerlər və s; yerüstü avadanlıq qrupuna isə: 1) mancanaq dəzgahları; 2) qrup intiqalları; 3) qoşma man-canaqları; 4) kipgəclər; 5) pardaxlanmış pistonqolu, ötürücü mexanizmlər və s. daxildir.

Dərinlik nasosu qurğusu aşağıdakı qayda üzrə işləyir. Dərinlik nasosu birtəsirli adi pistonlu nasosdur. Bu nasosun, quyuya

endirilən nasos boruları kəmərinin (3) aşağı hissəsinə bərkidilmiş silindrinin ucuna sorucu klapan (9) bağlanmışdır (158-ci çəkil). Silindrin içərisində piston rolunu ifa edən plunjer (1) boru şəklindədir və bunun yuxarısında vurucu klapan (11) olur. Hər iki klapan yalnız yuxarı açılır. Plunjerin yuxarı ucu nasos ştanqları (2) kəmərinə bağlanmış və boruların yuxarısına bağlanmış kipgəcdən (12) keçərək mancanaq

322

dəzgahının başlığına (4) ilişdirilmişdir. Beləliklə. mancanaq dəzgahının başlığı (4) aşağı-yuxarı hərəkət etməklə nasos ştanqları kəməri vasitəsilə nasosun plunjerini silindrin içərisində aşağı-yuxarı hərəkət etməyə məcbur edir. Plunjer (1) yuxarı hərəkət edərkən, silindrin aşağısına bağlanmış sorucu klapan (9) açılır və quyudakı maye süzgəcdən (10) keçib, silindrə (plunjerin altında boşalmış yerə) dolur. Plunjer aşağı getdikdə sorucu klapan (9) bağlanır, vurucu klapan (11) isə açılır və plunjerin altında olan maye vurucu klapandan keçib silindrin yuxarı hissəsinə keçir.

84

9

111

10

2

12

3

7

65

Plunjer yenə yuxarı hərəkət edəndə vurucu klapan bağlanır və plunjer silindrin yuxarı hissəsinə dolmuş mayenn sıxışdırıb nasos borularına doldurur. Beləliklə, proses ardıcıl təkrar olunur. Nəhayət maye quyuağzın-dakı kipgəcdən (12) keçərək xüsusi çənlərə tökülür.

Mancanaq dəzgahı başlığının yuxarı-aşağı hərəkət etməsi üçün elektrik mühərriki (5) fırlanaraq reduktorun valına oturdulmuş çarxqolunu da (6) fırlandırır və bu isə sürgüqolunun (7) aşağı ucunu özü ilə çevrə üzrə aparır. Bu zaman sürgüqolunun balansirə oynaqla bağlanmış ucu isə yalnız aşağı-

158-ci şəkil. Nasos qurğusunun işləmə prinsipi:

1-plunjer; 2-nasos ştanqları; 3-nasos kəməri; 4-mancanaq dəzgahının başlığı; 5-elektrik mühərriki; 6-çarxqolu; 7-sürgü qolu; 8-

balansir; 9-sorucu klapan; 10-süzgəc; 11-vurucu klapan; 12-kipgəc

323

yuxarı hərəkət edə bilir və onunla bağlı olan balansiri və balansir də başlığı aşağı-yuxarı hərəkət etdirir.

Dərinlik nasosunun hasilatı

İdeal halda plunjerin diametrini D ilə və getdiyi yolu spl ilə işarə etmiş olsaq, plunjerin hərəkəti ilə silindrin boşalmış hissəsinin V həcmi belə ifadə olunacaqdır:

� = _H24 ��� = L�� ∙ ��� , (X.1) burada Fpl — plunjerin en kəsiyi sahəsidir.

Bu zaman kipgəcdən yer üzərinə çıxarılan mayenin faktik miqdarı (V1) silindrin boşalmış hissəsinin həcmindən (V) ştanqın plunjer yolu boyunca həcmi qədər az olur, yəni �1 = � − _N24 ��� burada d — ştanqın diametridir. Yuxarıda söylədiyimiz kimi plunjer aşağı hərəkət edərkən, silindrə sorulmuş bütün maye (V) vurucu klapandan keçməli və nasos borularına dolmalıdır. Lakin, orada boşalan həcmin bir qədər az olduğunu gördük, buna görə də plunjerin aşağıya hərəkəti zamanı nasos borularından bir qədər də maye çıxmalıdır, yəni �2 = � − �1 = L�� ∙ ��� − K� − _N24 ��� M = _N24 ��� .

Əlbəttə plunjerin bir dəfə aşağıya və yuxarıya hərəkətindən alınacaq nəzəri məhsul � = �1 + �2 = L�� ∙ ��� − _N24 + _N24 = L�� ∙ ��� olacaqdır.

Əgər balansir dəqiqədə n dəfə yırğalanarkən plunjer də n dəfə aşağıya və yuxarıya hərəkət etmişsə, o zaman dərinlik nasosunun bir dəqiqədə verdiyi məhsul

Vdəq = Fpl ∙ spl ∙ n (X.2) olacaqdır, burada n — plunjerin qoşa gediş sayıdır.

Həqiqətdə silindrə dolan mayenin miqdarı əksər hallarda (X.2) düsturunda göstərilən həcmdən az olur. Bu itkilərin əsas səbəbləri bunlardır: 1) sorma zamanı (yəni plunjerin yuxarıya hərəkətində) silindrə maye ilə birlikdə qaz da dolur və həcmin bir hissəsini tutur; 2) plunjer və silindrin arasından maye axıb plunjerin altına keçir; 3) vurucu klapanın vaxtında və möhkəm bağlanmaması nəticəsində borulardakı mayenin bir hissəsi plunjerin altına axır; 4) sorucu klapanın vaxtında açılmaması və plunjerin

324

yüksək sürəti nəticəsində sorucu klapandan lazımi miqdarda maye keçə bilmir və s. Bütün bunların nəticəsində silindrə sorulmuş mayenin həçmi (V0) plunjerin yuxarı hərəkəti zamanı boşalmış həcmdən (V) az olur ki, bunların da nisbətinə (V0/V) nasosun dolma əmsalı deyilir. Bundan başqa bəzən silindrə sorulmuş mayenin hamısı quyunun ağzına gəlib çıxmır. Məsələn, mayenin bir hissəsi vaxtında və kip bağlanmamış sorucu klapandan quyuya axır. Nasos boruları möhkəm bağlanmadıqda maye yiv birləşmələrindən quyuya axır və s. Qeyd etmək lazımdır ki, ümumiyyətlə nəzəri hasilatı hesablayarkən plunjerin getdiyi yolu (spl) pardaxlanmış pistonqolunun getdiyi yola (s0) bərabər hesab edirlər. Həqiqətdə isə nasos, ştanqları və nasos boruları kəmərinin elastikliyi nəticəsində plunjerin həqiqi yolu pistonqolunun yolundan fərqli olur. Bu səbəbdən bəzən plunjerin gediş sayı da balansirin yırğalanma sayına bərabər olmur.

Bütün yuxarıda göstərilən amilləri nəzərə alaraq dərinlik nasosunun həqiqi məhsuldarlığının onun nəzəri məhsuldarlığına olan nisbətini � ilə işarə etsək, nasosun məhsuldarlığı dəqiqədə

Vdəq=Fpl ∙ s0 ∙ α ∙n (X.3) olur.

Yuxarıda söylədiyimiz nisbətdəki α — nasosun verim əmsalı adlanır ki, bu da nasos qurğusunda maye itkilərinin göstəricisidir.

Beləliklə, nasosun gündəlik məhsuldarlığını tapmaq asandır: Q = Fpl ∙ s ∙ n ∙ D ∙ � ∙ 60 ∙ 24, (X.4)

burada Q — nasosun bir əünlük məhsuldarlığı, t ilə; Fpl — plunjerin en kəsik sahəsi; m2 ilə; s — pardaxlanmış pistonqolunun gediş yolu, m ilə; n — balansir başlığının dəqiqədə yırğalanma sayı; α — nasosun verim əmsalı;

γ — mayenin xüsusi çəkisidir, t / m2 ilə.

§ 2. DƏRİNLİK NASOSLARI

Neft sənayesində 1924-cü ildə ilk dəfə FD-1 və FD-2 tipli dərinlik nasosları tətbiq olunmuşdur. Bu nasoslar Feliks Dzerjinski adına (Bakı) ixtisaslaşdırılmış zavod tərəfindən layihə edilmiş və həmin zavodda hazırlanırdı.

Əvvəllər, yəni quyuların dərinliyi az, quyudibinə axan neftin içərisində qumun və qazın cüzi miqdarda olduğu zamanlarda, bu iki tipli dərinlik nasosu neft sənayesinin ehtiyacını təmin edirdi. Sonralar neft quyularının geoloji və texniki şəraitinin dəyişməsi ilə əlaqədar olaraq F.Dzerjinski zavodu FD-1 və FD-2 tipli nasosların hissələrini və hətta bölmələrini belə dəyişməklə bir çox dərinlik nasosları buraxmışdır.

325

Beləliklə, FD dərinlik nasos tiplərinin 1945-ci ildə 52-yə qədər çatdırılmasına baxmayaraq, onlar ümumittifaq neft sənayesinin tələbatını ödəyə bilmədi. Buna görə də Bakı neft mühəndisləri və alimləri tərəfindən kökündən dəyişdirilmiş, normal sıralı dərinlik nasoslarının konstruksiyası layihələndirilmiş və bunlar bir sıra ümumittifaq zavodları tərəfindən hazırlanmışdır.

Quyuların nasosla istismarı üçün normal sıralı avadanlıqda əsasən yeddi tip dərinlik nasosları nəzərdə tutulmuşdur:

1) NQN-1 boru nasosları 2) NQN-2 boru nasosları 3) NQN-3 ştanq nasosları (qondarma nasoslar)

4) NQN-4 ştanq nasosları (qondarma nasoslar) 5) NQN-5 teleskopik nasoslar 6) NQN-6 teleskopik nasoslar 7) NQN-7 teleskopik nasoslar

Bu nasoslardan bəziləri külli miqdarda, digərləri isə sınaq üçün bir neçə dənə hazırlanmış və neft mədənlərində müvəffəqiyyətlə işlədilmişdir. Son illərdə dərinlik nasosları üzrə ümumittifaq standartının düzəldilməsi ilə əlaqədar olaraq, yuxarıda göstərilən nasosların şifrləri bir qədər dəyişdi-rilmişdir.

İndi 26-cı cədvəldə göstərilən dərinlik nasosları hazırlanmaqdadır.

26-cı cədvəl Köhnə şifr Yeni şifr Şərti diametri Quruluşu

1 2 3 4 Adi nasoslar

NQN-1 NQN-1 NQN-1A 2NQN-1

28;32;43;55 və 68 28;32 və 43

32

tutucu qollu qısa silindrli

silindri plastik kütlədən NQN-2

2NQN-2 NQN-2Q NQN-2P NQN-2V

NQN-2K

NQN-2N

28;32;43;55;68;82 və 93 yeni ölçüdə

„ „ „

tutuculu və hamar plunjerli tutuculu və qumsıyıranlı tutuculu və plunjeri yivli kanallı tutuculu və plunjeri halqavarı kanallı tutuculu və plunjerinin səthi çuxurlu (çopur)

NQN-2T 43;55;68 və 93 boruşəkilli ştanqlar üçün 3NQN-2 43;55;68 və 93 plunjeri çanaqlı manjetdən 4NQN-2 43;55;68;93 və 120 boru silindrli çarx manjetli

NQN-2R 28;32;43;55;68 və 93 plunjerinə rezin bişirilmiş

326

26-cı cədvəlin sonu 1 2 3 4 NQN-2RB eyni ölçülər boru silindrli plunjerinə rezin

bişirilmiş Qondarma ştanq nasosları

NQV-1 28;32;38;43;55 və 68 oturacağı yuxarıda

NQN-3 NQV-1D NQV-1R

38 28;32;38;43 və 55

„ „ plunjerinə rezin bişirilmiş

NQV-1RB eyni ölçüdə silindrli borudan, plunjeri rezinlə bişirilmiş

NQN-4 NQV-2 NQV-2T

NQV-2N

32 32

32

oturacağı aşağıda oturacağı aşağıda, boru ştanqı üçün oturacağı aşağıda kor plunjerli

NQN-5 NQV-3 39;50 və 63 ikiborulu, oturacağı yuxarıda NQN-6 NQV-4 39;50 və 63 ikiborulu, oturacağı aşağıda 2NQN-6 2NQV-4 39;50 və 63 ikiborulu, oturacağı aşağıda,

plunjeri sabit NQN-7 NQV-5 39;50 və 63 üçborulu teleskopik

Boru nasosları

NQN-1 tipli nasos. Bu nasos plunjerli birtəsirli və ikiklapanlı şaquli

boru nasosudur (159-cu şəkil). Bu nasos əsasən iki bölmədən ibarətdir, bunlardan biri silindr və ikincisi plunjer bölməsidir. Birinci bölmə nasosun gövdəsi (2) içərisinə yığılmış polad və ya çuqun oymaqlardan (3), bu oymaqları iki başdan sıxan yuxarı (1) və aşağı (4) keçirici muftaları olan silindrdir. İkinci bölməsi onun içərisində yerləşmiş plunjer bölməsidir. Plunjerin (11) yuxarı hissəsinə vurucu klapan qovşağı birləşdirilmişdir. Bu qovşaq klapan qəfəsi (7), kürəcik (8), klapan yəhəri (9) və nippeldən (10) ibarətdir.

Plunjer boru şəklindədir və içərisində tutucu qol (13) hərəkət edir. Plunjerin aşağısına ucluq (12) bağlanmışdır. Tutucu qolun aşağısına sorucu klapan qovşağı yığılmışdır. Sorucu klapan qovşağı klapan qəfəsi (14), kürəcik (15), klapan yəhəri (16) və konusvarı ucluqdan (17) ibarətdir. Sorucu klapanın ucluğu (17) konusvarı yəhərə (6) oturmuş, bu isə uzadıcı borucuq (5) vasitəsilə silindrin aşağı muftasına (4) bağlanmışdır. Nasosun plunjer bölməsi klapanın qəfəsi (7) vasitəsilə nasos ştanqlarına bağlanır və silindrdən asılı olmayaraq quyuya endirilib-qaldırılır. Nasosun silindri isə yuxarı mufta (1) vasitəsilə nasos borularına bağlanır və onlarla birlikdə quyuya endirilib-qaldırılır. Məhz buna görə də həmin nasoslara boru nasosları deyilir.

NQN-1 nasoslarının bir çox geoloji-texniki şərtlər daxilində işləməsi üçün onun plunjeri (11) dörd variantda hazırlanır (164-cü şəklə baxın).

327

Bundan əlavə NQN-1 nasosunun silindr bölməsinin də ikinci variantı vardır (160-cı şəklə baxın). Silindr bölməsinin bu va-riantı yalnız diametri 28 və 32 mm olan nasoslar üçün düzəldilmişdir. Bu variantda qondarma nasoslarının bir çox hissələrindən istifadə edilmişdir. Buna görə də həmin variantda silindr böl-məsinin uzadıcı borusu yoxdur və oymaqların sayı bir ədəd artıqdır. Bununla əlaqədar olaraq plunjer bölməsi də bir qədər dəyiş-dirilmişdir, yəni vurucu klapan qəfəsinə (4) kiçik pistonqolu (2) (160-cı şəkil) bağlanmış və əksqayka ilə (3) bərkidilmişdir. Pistonqoluna xüsusi keçirici (1) bağlanmışdır. Bu nasosun plun-jerinin ucluğu da (6) xüsusi şəkildə qurulmuşdur, yəni sorucu klapandan nasosun silindrinə dolmuş mayenin asanlıqla plun-jerin (5) içərisinə keçməsi üçün bu ucluqda yan tərəfdən üç pəncərə açılmışdır.

Nasosun sorucu və vurucu klapan qovşaqları qondarma na-soslardan götürülmüşdür.

NQN-1 tipli nasosların əsas texniki xüsusiyyəti 27-ci cədvəldə verilmişdir. NQN-1 tipli nasoslar belə işləyir. Nasosun silindri uzadıcı boru və konusvarı yəhəri ilə birlikdə nasos borularının aşağısına bağlanaraq quyuya lazımi dərinliyədək endirilir. Sonra plunjer bölməsi sorucu klapanla birlikdə nasos ştanqları vasitəsilə, nasos boruları içərisi ilə endirilib nasosun silindrinə daxil edilir. Konusvarı ucluq da öz konusvarı yəhərinə oturdulur. Plunjer yuxarı hərəkət edərkən quyudan sorulmuş maye sorucu klapanın kürəciyini qaldırıb, qəfəsin pəncərələrindən keçərək silindrin aşağı hissəsinə

12

4

13

17

14

15

5

166

L

1

3

2

D

8

7

11

159-cu şəkil. (156) NQN-1 tipli boru

nasosun sxemi: 1-yuxarı mufta;2-nasosun gövdəsi; 3-si-

lindr; 4-aşağı mufta;5-uzadıcı borucuq;6-yə- hər;7-vurucu klapanın qəfəsi;8-vurucu

klapanın kürəciyi;9-vurucu klapanın yə- həri;10-nippel;11-plunjer;12-plunjerin ucluğu;13-harbut pistonqolu;14-sorucu

klapanın qəfəsi;15-sorucu klapanın kürəciyi;16-sorucu klapanın yəhəri;17-

konuslu ucluq

328

dolur. Plunjer aşağı hərəkət edən zaman sorucu klapan kürəciyi öz yəhərinə oturur və maye plunjer ucluğundan keçib plunjerin içərisinə və oradan da vurucu klapan kürəciyini qaldıraraq silindrin yuxarı hissəsinə dolur. Plunjer yenidən yuxarıya hərəkət edərkən vurucu klapanın kürəciyi öz yəhərinə oturub klapanı bağlayır. Nəticədə silindrin yuxarı hissəsinə dolmuş maye qaldırıcı borulara dolur. Eyni zamanda sorucu klapan açılır və nasosa quyudan yeni maye pay dolur. Beləliklə, proses ardıcıl təkrar edilir.

Nasosu quyudan qaldırmaq üçün əvvəlcə ştanqlar qaldırılır. Bu zaman həddindən artıq yuxarı dartılmış plunjer (159-cu şəklə bax) öz ucluğu (12) və tutucu qolu (13) vasitəsilə sorucu klapanı da dartıb yəhərdən (6) ayırır və özü ilə aparır. Nəhayət, plunjer bölməsi ştanqlarla birlikdə yer üzərinə çıxarıldıqdan sonra nasosun silindri nasos boruları ilə birlikdə yer üzərinə qaldırılır.

Nasosun işləmə prinsipindən aydındır ki, plunjerin uzunluğu onun gediş yolunu məhdudlaşdırır. Plun-jerin uzunluğu 1200 mm olduğu üçün NQN-1 tipli nasoslarda gediş yolunu 900 mm-dən artıq vermək mümkün deyildir. İş zamanı nasosun plunjerinin sorucu klapana toxun-maması üçün plunjerin ən aşağı vəziyyətində plunjer ucluğu ilə sorucu klapanın qəfəsi arasında müəyyən bir məsafə olur ki, buna plunjerin ehtiyat gediş yolu deyilir. NQN-1 nasoslarında ehtiyat gediş yolu təxminən 200 mm-dir.

160-cı şəkil. Kiçik diametrli NQN-1

tipli boru nasosu: 1-keçirici;2-kiçik sürgü qolu;3-əks-

qayka;4-vurucu klapanın qəfəsi; 5-plunjer;6-plunjerin ucluğu

1

3

2

5

6

3

4

D

L

329

27-ci cədvəl N

asos

un şə

rti d

iam

etri,

m

m il

ə Nasosun həqiqi

diametri, mm ilə

Plun

jerin

ged

iş y

olu,

m

m il

ə

Oym

aqla

rın sa

yı1

Nas

osun

nəz

əri m

əhsu

l-da

rlığı

, m 3 /g

ün il

ə2

Endi

rmə

dərin

liyi,

mm

ilə

Yox

lam

a hi

drav

lik

təzy

iqi,

kQ sm

2 ilə

Qal

dırıc

ı bor

unun

di

amet

ri, d

üym

ə ilə

N

asos

ştan

qlar

ının

di

amet

ri, d

üym

ə ilə

K

lapa

n kü

rəci

klər

inin

di

amet

ri, d

üym

ə ilə

N

asos

un q

abar

it di

amet

ri, m

m il

ə N

asos

un ü

mum

i uz

unlu

ğu, m

ilə

Nas

osun

çək

isi

(təxm

inən

), kq

ilə

ən azı

ən çoxu

28

28

29

600

900

67 78

5,5

8,0

1200

1200

150

150

1½

1½

16

16

9 16ó 9 16ó

55

55

2,50

2,80

24

27

32

32

32,5

600

900

67 78

7,0

10,5

1200

1200

150

150

1½

1½

16

16

11 16ó 11 16ó

55

55

2,52

2,82

23

25

43

43

45

600 900

6 7

12,5 19,0

1200 1200

150 150

2 2

16 16

1 1

75 75

2,34 1,66

53 59

55

55

58,0

600 900

6 7

20,5 31,0

1000 1000

125 125

2½ 2½

19 19

1¼ 1¼

90 90

2,40 2,70

22 80

68

68

70,0

900

7

50,0

800

100

3

22

1½

107

2,73

97

NQN-1A nasosu. XX əsrin 50-ci illərində F.Dzerjinski (Bakı) zavodu

qısa silindrli nasoslar buraxmağa başlamışdır. Bu nasosların silindri iki oymaqlıdır. Plunjerin normal hərəkətini təmin etmək üçün bu nasoslarda uzadıcı boru yuxarıda söylədiyimiz NQN-1 nasoslarındakından xeyli uzundur. Bu nasoslar silindrinin qısalığı nəticəsində adi nasoslardan iki dəfə ucuz başa gəlir və yalnız az debitli dayaz quyularda müvəffəqiyyətlə

1 Kəsrlərin məxrəcində yazılmış ədədlər uzadıcı borusu olmayan nasoslarda

oymaqların sayını göstərir. 2 Nasosun məhsuldarlığını hesablarkən plunjerin yuxarı və aşağı hərəkəti sayının

dəqiqədə 10, dalma əmsalının isə 1 olduğu nəzərdə tutulmuşdur.

330

işlədilir. Buna görə də NQN-1A nasosları 28, 32 və 43 mm ölçüdə buraxılır. Bu nasosların başqa hissələri NQN-1 nasoslarında olduğu kimidir.

2NQN-1 nasosu. Boru nasoslarının dəyərini ucuzlaşdırmaq məqsədilə si-lindri plastik kütlədən hazır-lanmış oymaqlardan ibarət olan bu nasoslar da Azər-baycanın neft mədənlərində sınaqdan çıxarılmışdır. Yal-nız 32 mm ölçüdə bura-xılmış bu nasoslar hələlik dayaz quyularda işlədilmiş və yaxşı nəticələr əldə edilmişdir.

NQN-2 nasosu. Bu nasos birtəsirli, plunjerli, üçklapanlı şaquli boru na-sosudur (161-ci şəkil). Na-sos sərbəst yığılmış silindr, plunjer və sorucu klapan bölmələrindən ibarətdir. Na-sosun silindr bölməsi, quruluş etibarilə NQN-1 na-soslarından heç də fərqli deyildir. Burada silindr böl-məsində olan oymaqların sayı NQN-1 nasoslarında-kından artıqdır.

NQN-2 nasosunun plunjer bölməsində iki vu-rucu klapan yerləşmişdir. Plunjerin (5) yuxarı ucuna yığı1mış klapan qəfəsi (1), kürəcik (2), klapan yəhəri (3) və nippeldən (4) ibarət olan yuxarı vurucu klapan qovşağı NQN-1 nasosunda olduğu kimidir. Plunjerin o biri ucuna aşağı vurucu klapan qovşağı yığılmışdır. Bu bölmə klapan gövdəsinin (6) içərisində yerləşmiş

161-ci şəkil. NQN-2 tipli boru nasosunun

sxemi: 1-klapan qəfəsi; 2,8,13-kürəcik; 3,9-yəhər; 4-nip-

pel; 5-plunjer; 6-klapan gövdəsi; 7-stəkan; 10- köynəkli tutucu; 11-tutucu qol; 12-klapan qə-

fəsi; 14-sorucu klapanın yəhəri; 15-konusvarı uc- luq; 16-konus yəhəri

D

10

1

2

3

4

11

5

12

613

14

15

7

8

916

L

331

stəkan (7), kürəcik (8), klapan yəhəri (9) və köynəkli tutucudan (10) ibarətdir. Sorucu klapan qovşağı klapan qəfəsinə (12) bağlanmış tutucu qolu (11), kürəcik (13), klapan yəhəri (14) və konusvarı ucluqdan (15) yığılmışdır. Bu qovşağın konusvarı ucluğu konusvarı yəhərdə (16) sərbəst halda oturmuşdur. Silindr bölməsi nasos borularının ucunda quyuya endirildikdən sonra plunjer bölməsi ştanqlara bağlanır və sorucu klapan qovşağı tutucu qolun barmağı vasitəsilə köynəkli tutucunun xüsusi yarığına ilişdirilib asılır. Həmin bu vəziyyətdə də iki bölmə birlikdə ştanqlarla quyuya endirilib naso-sun silindrinə daxil edilir və axıradək itələnir. Nəticədə sorucu klapan öz yerinə oturur və köynəkli tutucu da barmağlı qol üzəri ilə sürüşüb klapan qəfəsinin çiyninə oturur. Plunjer sola fırladılır və sonra o, yuxarı həpəkət edən zaman, köynəkli tutucunun yarığının xüsusi kinematikası sayəsində barmaqlı qol avtomatik azad olaraq yerində tərpənməz qalır. Ştanqların uzunluğu tənzim edilməklə plunjerin yuxarıya və aşağıya, sonrakı ardıcıl hərəkəti zamanı tutucu heç bir vaxt barmaqlı qola çatmır və bununla da nasosun normal işləməsi təmin olunur.

NQN-1 nasoslarında olduğu kimi NQN-2 tipli kiçik diametrli (diametri 28 və 32 mm olan) nasosların silindri ikinci variantda da hazırlanır (162-ci şəkil). Bu variantda uzadıcı borucuq olmadığından oymaqların sayı iki ədəd artıqdır. NQN-2-nin həmin variantı üçün plunjer bölməsi yalnız bir vurucu klapanlıdır. Yuxarı vurucu klapanın yerinə üçpəncəli plun-jer qəfəsi (5) bağlanmışdır. Bu qəfəsə kiçik pis-tonqolu (3) bağlanmış və əksqayka (4) ilə bərkidilmişdir. Həmin pistonqoluna keçirici (1)

bağlanmış və o da əksqayka (2) vasitəsilə bərkidilmişdir. NQN-2 nasoslarının plunjeri beş növ olur. Bunlardan dörd variantı

NQN-1 nasoslarında olduğu kimidir. Beşincinin isə yuxari hissəsində “qum sıyırıcısı” vardır. Qum sıyırıcısının konstruksiyası 164-cü şəklin “q” bəndindən aydın görünür. İstər NQN-1, istərsə də NQN-2 nasoslarında

162-ci şəkil. Kiçik dia-

metrli NQN-2 tipli boru nasosu:

1-keçirici; 2-əksqayka; 3- kiçik pistonqolu; 4-əks- qayka; 5-plunjer qəfəsi

5

4

3

2

1 D

L

332

plunjerin silindr daxilində hərəkət etməsi üçün onların arasında müəyyən ara boşluğu olmalıdır. Bu ara boşluğunun qiyməti vurulan mayenin özlülüyü, qazın, qumun miqdarı, nasosun olduğu dərinlik, plunjerin gediş yolu və bir çox başqa parametrlərdən asılıdır. Həmin parametrlərin birlikdə təsiri hələlik aydın olmadığı üçün hazırda dərinlik nasosları üç qrup ara boşluğu ilə hazırlanır.

I qrup nasoslarda ara boşluğu 20 mikrondan 70 mikrona qədər, II qrup üçün 70-dən 120 mikrona qədər və III qrup üçün 120-dən 170 mikrona qədər olur.

NQN-2 tipli nasosların əsas texniki xarakteristikası 28-ci cədvəldə verilmişdir.

NQN-1 və NQN-2 nasoslarının əsas hissələri

Oymaq. Oymaq uzunluğu 300 mm olub, hər tərəfdən yonulmuş bir boru parçasıdır (163-cü şəkil). Boru nasosları üçün oymaqlar əsasən MSÇ-28-48 markalı boz çuqundan hazırlanır. Oymaqların daxili işlək səthi daha çox dəqiq hazırlanır və təmiz yonulur. Bu daxili səthin sürtünməyə qarşı

D

A

300 2,0

R 1,0 6

R 0,5 4

r 2*45

A

d+0,

03

9

davamlı olması üçün termiki üsulla sərtliyi Rokvelə görə 30 - 40 dərəcəyə qədər çatdırılır. Oymaqların üç səthləri bir-birinə sıxılarkən kiplik əmələ gətirməlidir. Bunun üçün həmin səth oymaq dəliyinin həndəsi oxuna dəqiq perpendikulyar olmalıdır; oymağın daxili səthi düz silindrik səth olmalıdır. Oymaqların daxili diametri bir qayda olaraq hər 50 mikrondan (0,05 mm) dəyişir, yəni əgər nasosun şərti ölçüsü 43-dürsə, onun oymaqlarının daxili diametri 43,00; 43,05; 43,10 və i.a. olaraq 45 mm-ədək dəyişir. Hər bir nasos silindrinə yığılmış oymaqların daxili diametri bir-birinin eyni olmalıdır. Oymaqların daxili diametrində yol verilən xəta 30 mikrondan (yəni 0,03

163-cü şəkil. Oymaq

28-c

i cəd

vəl

Nasosun şərti diametri, mm ilə

Nas

osun

hə

qiqi

di

amet

ri,

mm

ilə

Plunjerin gediş yolu, mm ilə

Nəzəri məhsuldarlığı,

m3/gün ilə

1

Oymaqların sayı

2

Nasosun endirilmə dərinliyi,

m ilə

Nasosun yoxlanma hidravlik

təzyiqi, kQ/sm2

Qaldırıcı borunun diametric,

düymə ilə

Nasos ştanqlarının

diametric, mm ilə Klapan

kürələrinin diametric, düymə

ilə

Nasosun qabarit diametric, mm ilə

Nasosun ümumi uzunluğu, mm ilə

Nasosun çəkisi, kq ilə

ən azı

ən çoxu

28

28

29,0

60

0 90

0 18

00

5,5

8,0

16,0

6 8 7 9 10 12

� ⎭⎪⎪⎪⎪⎪⎬⎪⎪⎪⎪⎪⎫ 1200

� ⎭⎪⎪⎪⎪⎪⎬⎪⎪⎪⎪⎪⎫ 15

0 � ⎭⎪⎪⎪⎪⎪⎬⎪⎪⎪⎪⎪⎫ 1½

� ⎭⎪⎪⎪⎪⎪⎬⎪⎪⎪⎪⎪⎫ 16

9 16ó 11 16ó � ⎭⎪⎪⎪⎪⎪⎬⎪⎪⎪⎪⎪⎫ 55

� ­2590 2890

3240

404

0� ­25 27

� ­28 30

� ­36 38

32

32

32,5

60

0 90

0 18

00

7,0

10,5

21

,0

6 8 7 9 10 12

2620

29

20

3170

4070

� ­24 25

� ­28 30

� ­36 38

40

43

45,0

600

900

1800

21

00

2400

30

00

3300

45

00

12,5

19

,0

37,5

44

,0

50,5

63

,0

69,0

94

,0

6 7 10

11

12

14

15

19

� ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 1200

� ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 15

0 � ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 2

� ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 16

� ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 1 � ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 75

2700

30

00

3900

42

00

4500

51

00

5400

69

35

55

60

70

82

91

103

117

141

28-c

i cəd

vəlin

dav

amı

55

55

58,0

600

900

1800

21

00

2400

30

00

3300

45

00

20,5

31

,0

62,0

72

,5

83,0

10

3,5

114,

0 15

9,0

6 7 10

11

12

14

15

19

� ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 1000

� ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 12

5 � ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 2½

� ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 19

� ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 1¼

� ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 90

2800

31

00

4000

43

00

4600

52

00

5500

70

45

76

84

107

113

122

137

145

179

68

68

70,0

900

1800

21

00

2400

30

00

3300

45

00

50,0

10

0,0

116,

5 13

3,5

166,

5 18

3,0

335,

0

7 10

11

12

14

15

19

� ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 800

� ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 100

� ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 3 � ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 22

� ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 1½

� ⎭⎪⎪⎬⎪⎪⎫ 10

7

3170

40

70

4370

46

70

5270

55

70

7120

106

132

141

142

166

175

224

82

82

84,0

1800

21

00

2400

30

00

3300

45

00

137,

0 16

0,0

183,

0 22

9,0

252,

0 34

2,0

10

11

12

14

15

19

− −

� ⎭⎪⎬⎪⎫ 3½

� ⎭⎪⎬⎪⎫ 22

� ⎭⎪⎬⎪⎫ 1¾

� ⎭⎪⎬⎪⎫ 1212

4180

44

80

4780

53

80

5680

70

15

180

190

202

225

236

295

93

93

96,0

1800

21

00

2400

30

00

3300

45

00

184,

0 21

4,0

234,

0 30

6,5

322,

5 44

0,0

10

11

12

14

15

19

� ⎭⎪⎬⎪⎫ 650

� ⎭⎪⎬⎪⎫ 80

� ⎭⎪⎬⎪⎫ 4 � ⎭⎪⎬⎪⎫ 25

� ⎭⎪⎬⎪⎫ 2

� ⎭⎪⎬⎪⎫ 133

4240

45

40

4840

54

40

5740

72

90

216

230

250

270

283

364

____

____

____

____

____

____

____

____

____

____

____

____

____

____

____

__

1 Nəz

əri m

əhsu

ldar

lıq h

esab

lana

rkən

plu

njer

in y

uxar

ı və

aşağ

ı hər

əkət

i say

ı dəq

iqəd

ə - 1

0, d

olm

a əm

salı

isə

1 gö

türü

lmüş

dür.

2 Kəs

rlərin

məx

rəci

ndə

ədəd

lər u

zadı

cı b

orus

u ol

may

an n

asos

lard

a oy

maq

ların

sayı

nı g

östə

rir.

335

mm-dən) artıq olmamalıdır. Bu o deməkdir ki, əgər nasosun diametri 43,35 mm-dürsə, onun silindrinə yığılmış oymaqların daxili diametri 43,350 mm-dən az və 43,380 mm-dən çox olmamalıdır.

Çuqundan hazırlanan oymaqların ölçüləri və çəkisi 29-cu cədvəldə verilmişdir.

29-cu cədvəl Nasosun

şərti ölçüsü Oymaqların xarici dia-

metri, mm ilə Oymaqların daxili, mm ilə Çəkisi, kq ilə

ən azı ən çoxu ən azı ən çoxu 43 60 43,00 45,00 2,43 2,63 55 72 55,00 58,00 3,90 3,37 68 86 68,00 70,00 4,44 4,29 82 100 82,00 84,00 5,48 4,92 93 112 93,00 96,00 6,52 5,56

Kiçik diametrli NQN-1 və NQN-2 nasosları üçün oymaqlar poladdan

hazırlanır. Bu oymaqlar NQV-l qondarma nasosundan götürülmüşdür. Ona görə də bu oymaqlar haqqında NQV-1 qondarma nasosları izah edilərkən danışılacaqdır.

NQN-1 və NQN-2 nasoslarında plunjerin silindrə asanlıqla daxil olması üçün ən yuxarıdakı oymağın ağzı bir qədər mail yönülür (163-cü şəkil, A bəndi).

Plunjer. Plunjer, uzunluğu 1200 mm olub üzəri xüsusi şəkildə yonulmuş bir polad boru parçasıdır (164-cü şəkil).

NQN-1 və NQN-2 nasoslarında işlədilən plunjerin səthi əsasən hamar olur və xromlanır (164-cü a şəkli). Xrom təbəqəsinin qalınlığı 70 mikrondan (0,07 mm) az olmamalı və səthi pardaxlanmalıdır. Plunjerin hər iki başında eyni ölçüdə daxili yiv açılmışdır. Plunjerin xarici səthi diametri boyunca çox dəqiq yolunur. Bu yonmada yol verilən xəta 20 mikronlan (0,02 mm) artıq olmamalıdır. Plunjerin xarici diametri də oymaqlarda olduğu kimi bir qayda olaraq hər 50 mikrondan (yəni 0,05 mm-dən) bir artır, yəni nasosun şərti ölçüsü 43-dürsə, plunjerin həqiqi ölçüsü 43,00; 43,05 və i. a. 45,00 mm olur. Yonma dəqiqliyini nəzərə alsaq, plunjerin hər bir nöqtəsində ölçülmüş diametr sıra ilə göstərilmiş diametrdən mütləq az olmalıdır. Bu o deməkdir ki, əgər plunjerin xarici diametr üzrə 43,15 mm yolunmuşsa, həqiqətdə isə bu diametr 43,13 mm-dən çox və 43,11 mm-dən az olmamalıdır.

Plunjerlə oymaq arasında müəyyən ara boşluğunun I, II və III qruplara bölündüyünü demişdik. Həmin bu qrupları əldə etmək üçün 30-cu cədvəldə göstərilmiş bölgüyə mütləq əməl edilməlidir.

Plunjerin ucuna vurucu klapan və ya ucluq bağlanır və möhkəm sıxılır. Bunun nəticəsində əksəriyyətlə plunjerin ucları bir qədər şişir. Əlbəttə bu şişmə plunjerin silindr içərisində normal işləməsinə mane ola bilər. Bunu

336

nəzərdə tutaraq plunjerin hər iki başında 50 mm məsafədə xarici diametr bir qədər azalmışdır.

a

b

v

ğ

q

164-cü şəkil. Plunjerin hazırlanması: a—hamar plunjer; b—həlqəvi kanallı plunjer; v—yivli kanallı plunjer;

q—çuxurlu (çopur) plunjer; ğ—qum sıyıranlı plunjer Yuxarıda təsvir olunmuş səthi tamamilə hamar plunjer Q („qladkiy",

yəni hamar) hərfi ilə markalanır. Bu plunjerin qumla mübarizə etmək üçün hər bir vasitəsi olmadığından, belə plunjerlə təchiz edilmiş nasoslar da qumsuz mayeləri vurmaq üçün işlədilməlidir.

K („kolsovıe", yəni halqavarı) və B („vintovıe", yəni yivli) markalı plunjerlər. K markalı plunjer yuxarıda göstərilən yalnız üzərində açılmış 15

30-c

u cə

dvəl

Pl

unje

rin

xaric

i dia

-

met

ri,

m

m il

ə

d

Oym

ağın

di

amet

ri,

mm

ilə

0,00 + d1

9,05 + d1

0,10 + d1

0,15 + d1

0,20 + d1

0,25 + d1

0,30 + d1

0,35 + d1

0,40 + d1

0,45 + d1

0,50 + d1

0,55 + d1

0,60 + d1

0,65 + d1

0,70 + d1

0,75 + d1

0,80 + d1

0,85 + d1

0,90 + d1

0,95 + d1

d +

0,00

I

d

+ 0,

05

II

I

d

+ 0,

10

III

II

I

d +

0,15

III

II

I

d

+ 0,

20

III

II

I

d +

0,25

III

II

I

d

+ 0,

30

III

II

I

d +

0,35

III

II

I

d

+ 0,

40

III

II

I

d +

0,45

III

II

I

d

+ 0,

50

III

II

I

d +

0,55

III

II

I

d

+ 0,

60

III

II

I

d +

0,65

III

II

I

d

+ 0,

70

III

II

I

d +

0,75

III

II

I

d

+ 0,

80

III

II

I

d +

0,85

III

II

I

d

+ 0,

90

III

II

I

d +

0.9

5

III

II

I

338

dənə halqavarı kanalla fərqlənir (164-cü b şəkli). Kanalların vəzifəsi az da olsa vurulan maye üzərində olan qumla mübarizə etməkdir. Həmin məqsədlə üzərinə yivli qanov açılmış B markalı plunjer də işlədilir (164-cü v çəkli).

N və P markalı plunjerlər. Çıxarılan maye içərisində qumun miqdarı bir qədər çoxdursa və quyuda işlədilən nasoslar tez-tez pərçimlənirsə, o zaman səthi xüsusi çuxurlarla örtülmüş (“çopur”) plunjerli N (“nakatannıy”, yəni diyirləndirilmiş) markalı nasoslar işlədilməlidir (164-cü q şəkli). Bu çuxurların iki vəzifəsi vardır. Bir tərəfdən çuxurlara dolmuş neft yağlama rolunu oynayaraq plunjerin silindr içərisində asanlıqla hərəkət etməsinə kömək edir. Digər tərəfdən çuxurlara düşmüş qum və ya metal qırıntısı tədricən xırdalanır, beləliklə də plunjerin silindr içərisində pərçimlənməsinin qarşısı alınır. Kiçik diametrli NQN-2 nasoslarında isə bu məqsədlə P (“peskobrey”, yəni qumsıyıranlı) markalı plunjerlər işlədilir (164-cü ğ şəkli). Bu plunjerin qanovlu plunjerdən bir fərqi vardır, bu da onun yuxarı hissəsində divarın yonularaq nazikləşdirilməsidir; yəni plunjer yuxarı hərəkət edərkən bu divarın iti ucu oymaqların daxili diametri boyunca sürüşərək qum dənələrini sıyırır. Buna görə də ona “qumsıyıran” adı verilmişdir. Plunjerlər St. 6 (D) markalı tikişsiz polad borulardan hazırlanır. Bu boruların əsas ölçüləri 31-ci cədvəldə verilmişdir. Hazır plunjer çox düz olmalıdır. Kiçik diametrli (28 və 32 mm) plunjerin əyriliyi - 0,120 mm-dən, orta diametrli plunjerinki (38; 43) 0,05 mm-dən və qalan diametli plunjerlərinki isə (55, 68, 82, 93) 0,03 mm-dən artıq olmamalıdır. Plunjerin kəllə sahələri onun həndəsi oxuna perpen-dikulyar olmalı və uclarında açılmış daxili yivlərin oxu plunjerin oxu üzərinə düşməlidir.

Kürəcik. Kürəcik K18 markalı xromlu poladdan xüsusi texniki şərtlər daxilində hazırlanır və yoxlanılır. Dərinlik nasosları üçün hazırlanmış kürəciyin səthi ayna kimi parlayana qədər sürtülüb təmizlənir. Bu sahədə adi gözə çarpacaq ləkə və ya cizgi də olmamalılır.

Kurəciyin diametri çox dəqiq yoxlanılır. Dərinlik nasoslarında ŞX15 markalı poladdan hazırlanmış kürəciklər də işlədilir. Kürəcik termik üsulla bərkləşdirilir və sərtliyi Rokvelə görə 55—62-yə qədər çatdırılır.

K 18 markalı poladın kimyəvi tərkibində: C=0,9 " 1,0; Mn #0,5; Si #0,8, Cr=17,0 " 190%; kükürd və fosforun miqdarı müvafiq olaraq 0,025 və 0,03%-dən artıq olmamalıdır. Dərinlik nasoslarında işlədilən kürəciklərin əsas ölçüləri və çəkisi 32-ci cədvəldə verilmişdir.

339

32-ci cədvəl ürəciyin şərti

diametri, düymə ilə Şərti diametrdən fərqi, mikronla

Kürəciyin ovallığı, mikronla Çəkisi, kq ilə 9 16⁄ 11 16⁄ 2 8⁄

1 1¼ 1½ 1¾ 2 2 11 32õ

±100 ±100 ±150 ±150 ±200 ±200 ±200 ±200 ±200

2,5 2,5 2,5 2,5 3,0 3,0 4,0 4,0 4,0

0,012 0,022 0,045 0,067 0.132 0,227 0,361 0,539 0,920

Klapan yəhəri. Klapan yəhəri 3X13 və ya XI8 markalı poladdan iki

şəkildə hazırlanır. Yəhərin əsas forması çiyinli halqa şəklindədir (165-ci şəkil). Yəhərin çiyni klapan ucluğunun kəllə sahəsinə oturur və qəfəsin alt sahəsi onu möhkəm sıxaraq kiplik əmələ gətirir, bu halda kürəcik yəhərə oturan zaman maye klapanın yuxarı hissəsindən aşağı hissəsinə keçməyə yol tapmır. Buna görə də istər yəhərin çiyninin hər iki tərəfi və bunlarla görüşən digər hissələrin sahəsi çox təmiz yonulmalıdır. Kürəciklə yəhərin bir cift əmələ gətirməsi üçün yəhərin yuxarıdakı kəlləsində xüsusi yuva açılmışdır (165-ci a şəkli). Diametri yuvanınkına bərabər olan kürəciklə həmin yuvanı səliqə ilə sürtür, sonra yəhər tamamilə yeni kürəciklə ciftləşdirilib onların hermetikliyi (kipliyi) yoxlanılır. İkinci növ yəhər çiyinsizdir (166-cı şəkil).

D1A - bəndi

R

A

d 0

D

a

H h

d1

b 165-ci şəkil. Çiyinli yəhər:

a—yəhər; b—yəhərin kürəciklə görüşən sahəsi

340

Kiçik diametrli nasosların klapan qovşağına çiyinli yəhər yerləşdirmək konstruktiv cəhətdən mümkün deyildir. Buna görə də halqa şəklində hazırlanmış yəhər işlədilir. Bu yəhər də X18 poladından hazırlanır. Qumun sürtülüb yeyilmə təsirinə davamlı olması üçün hər iki şəkildə olan yəhər termik emal üsulu ilə bərkidilib, sərtliyi Rokvelə görə 40-45 dərəcəyə çatdırılır. Sonra yəhərin bütün xarici səthi pardaxlanır. Yəhərlərin lazımi ölçüləri və çəkisi 33-cü cədvəldə göstərilmişdir.

D

d 0

N

166-cı şəkil. Çiyinsiz yəhər

33-cü cədvəl Yəhərin ölçüləri, mm ilə

Kürəciyin diametri, düymə ilə

D d1 d0 H h Ç

əkis

i, kq

ilə

9 16ó 19,8 - 11 12,5 - 0,019 11 16ó 24,8 - 14 12,5 - 0,022 7 8ó 30,8 26,3 18 20 6 0,040 1 35,00 30,0 20 20 6 0,042

1¼ 45,8 40,0 25 20 6 0,144 1½ 57,8 47,0 30 20 6 0,212 1¾ 69,0 58,0 35 22 7 0,390 2 77,0 65,0 40 22 7 0,430

341

Manjetli nasoslar

Manjetli nasoslar iki növ olur: plunjeri manjetli və silindri manjetli nasoslar. Plunjeri manjetli nasoslar neft sənayesində 1942-ci ildən baş-layaraq yayılmışdır. Sonralar bu nasoslar normal sıraya daxil edilmişdir.

Plunjeri manjetli nasoslar da iki konstruksiyada verilmişdir. Silindri oymaqlı və silindri borudan ibarət olan nasoslar.

Silindri oymaqlı olan manjetli nasoslardan ZNQN-2 tipli nasoslar neft mədənlərində külli miqdarda işlədilmişdir.

3 NQN-2 və NQN-2R na-sosları manjetli plunjeri olan bir təsirli iki klapanlı, tutuculu (bayonetli), oymaq silindrli, şaquli nasosdur. O, yuxarıda təsvir edilmiş NQN-2 tipli nasosdan plunjerinin quruluşu ilə fərqlənir (167-ci şəkil). Bu nasosda plunjer iki qrupdan: manjet quraşdırılması və onları birləşdirən qısa borudan ibarətdir. Plunjerin qalan quruluş hissələri, təsvir edilmiş NQN-2 tipli nasosların plunje-rininkinə oxşayır.

Yuxarıdakı işlək manjet qrupu yuxarı gövdədən, altı ədəd manjetdən, baş manjet halqalarından, dayaq qaykası və ötürücüdən ibarətdir. Aşağıdakı mərkəzləşdirici manjet qru-pu isə aşağı gövdədən, üç manjetdən, iki manjet halqasından, dayaq halqası və ötürücüdən ibarətdir. Hər iki manjetlər qrupunu birləşdirən kiçik boru, NQN-1 və ya NQN-2 tipli nasosların işlənib köhnəlmiş plunjer parçalarından uyğun diametrdə hazırlanır.

Qeyd etmək lazımdır ki, bu nasosların işləmə qabiliyyəti əsasən

9

8

7

6

54

1

2

3

19

1817161514

10

11

12

13

167-ci şəkil. 3 NQN-2 nasosu:

1-silindrik mufta; 2-vurucu klapan qəfəsi; 3-manjetin yuxarı gövdəsi; 4- halqa; 5-qayka; 6-kiçik boru; 7-ötü- rücü; 8-dayaq qaykası; 9-manjetin aşağı gövdəsi; 10-örtük; 11-aşağı vurucuklapanqovşağı;12-tutucu (bayonet); 13-oymaq; 14-tutucu-

nun ucluğu; 15-kürəcik; 16-yəhər; 17-konus; 18-konusvarı yəhər;

19-sorucu klapan qəfəsi

342

manjetlərin elastikliyindən və davamlılığından asılıdır. Azərb. ETNÇİ tərəfindən manjetlər bez və ebonit qatları ilə birlikdə çanaq şəklində hazırlanırdı (168-ci a şəkli).

d1

D

d 2

R=1

Hh

R

a b

12

R22R7

1 2

Ø73

Ø116

45°

75

Ø122

60º

168-ci şəkil. Manjet: a-Azərb. ETNÇİ-nin konstruksiyası; b-ÜİETNİ-nun konstruksiyası Ölkəmizin şərq rayonlarında isə ÜİETNİ tərəfindən neftə davamlı

rezindən hazırlanmış manjetlər işlədilmişdir (168-ci b şəkli). Son illərdə Qroz. ETNİ tərəfindən yeni manjetli plunjerli nasoslar təklif olunmuşdur. Bu nasoslar NQN-2R şifri ilə F.Dzerjinski zavodu tərəfindən buraxılır (169-cu şəkil).

NQN-2R nasoslarının silindr bölməsi NQN-2 nasosununku kimidir. Bu nasoslarda uzadıcı boru bir qədər qısadır, lakin plunjer bölməsi tamamilə fərqlidir. Plunjer üzərinə 4 ədəd rezin halqa möhkəm yapışdırılmışdır. Rezin halqavarı plunjer üzərində açılmış yuvalara yapışdırmaq üçün halqaları plunjerlə birlikdə bişirirlər (qummirləşdirirlər).

Manjetli nasosların üstünlüyü adi nasoslardan ucuz olmasıdır, ona görə həmin nasosların dayaz quyularda işlədilməsi daha əlverişli olur.

Silindri boru olan manjetli nasoslardan, neft mədənlərində 4 NQN-2 və NQN-2RB nasosları daha çox işlədilir.

4 NQN-2 nasosu yalnız böyük diametrli (120 mm) buraxılmış və neft mədənlərində müvəffəqiyyətlə istifadə edilmişdir.

4 NQN-2-120 nasosu. Bu nasos həm məhsuldar, həm də maye səviyyəsi yüksək olan dayaz (300—400 m-ə qədər) qumsuz quyuların istismarı üçün düzəldilmişdir (170-ci şəkil).

4 NQ-N2-120 nasosu birtəsirli ikiklapanlı olmaqla dörd və ya səkkiz manjetli plunjerli şaquli nasosdur. Bu tipli nasos üç əsas bölmədən:

343

silindrdən, yuxarı vurucu klapan, tutucu ilə plunjerdən və konusla sorucu klapandan yığılır. Soyuq dartma üsulu ilə uzanmış və ya yonulmuş

169-cu şəki l . NQN-2P t ipl i nasos:

1— keçirici nasos ; 2—klapan qəfəsi; 3—yuxarı çuqun oymaq ; 4— çuqun oymaq; 5-köynək; 6—qummirləşmiş plunjer; 7—klapan gövdəsi; 8— klapan stakanı; 9—gürəcik; 10— tutucu pistonqolunun barmacığı ; 11—civi; 12— klapan yəhəri; 13— tutucunun gövdəsi ;14—tutucu örtüyü; 15—uzadıcı boru;16 — tutucunun pistonqolunun çubuğu; 17— konusvarı yəhər; 18—sorucuklapan qəfəsi; 19—xən usvarı uc

170 -ci şəki l . 4NQN-2-120 nasosu:

1— silindr ; 2—vurucu klapan qəfəsi; 3—gürəcik ; 4— yəhər; 5-ötürücü; 6—silindr; 7—gövdə; 8— manjet; 9—halqa; 10— tutucu ; 11—tutucunun ucluğu; 12— sorucu klapan qəfəsi; 13— gürəcik ;14— yəhər; 15—konus;16 — konusvarı yəhər

11

12

13

14

15

16

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

344

(işlənilmiş) borudan düzəldilən silindrin hər iki ucunda 5¾″ konuslu yivi açılmışdır. Silindrin bir ucu nasosun muftasına, o biri ucu isə konusvarı yəhərə bağlanmışdır. Konusvarı yəhərə sorucu klapanın yuxarıda təsvir edilmiş qovşağı qoyulur.

Plunjer bölməsi vurucu klapan qovşağından, NQN-2 nasoslardakının eyni olan tutucudan (plunjerdən), gövdə isə dörd manjet, üç halqa və sıxıcı qaykadan ibarətdir. Plunjer gövdəsinin yuxarı ucu keçirici vasitəsilə vurucu klapan qovşağına, aşağı ucu isə tutucuya bağlanır. Bu quruluşlu nasoslarda aşağı vurucu klapan olmur və plunjer qısa olduğundan, NQN-2 və 3NQN-2 tipli nasoslarda aşağı vurucu klapanın olmaması nəticəsində əmələ gələn zərərli həcmin artma qorxusu bu nasoslarda yoxdur.

4 NQN-2-120 nasosunun texniki xarakteristikası: Gediş yolu—1500, 1800 və 3000 mm; Ehtiyat gediş yolu - 600 m; İşlək təzyiq-40 kQ/m2; Plunjerin uzunluğu-970 mm; Silindrin uzunluğu-3800, 4100, 5300 mm; Qaldırıcı boruların diametri—53/4"; Divarının qalınlığı ən çoxu-10 mm: Ştanqlar—1". NQN-2-RB nasosu, oymaqsız, birtəsirli qummirləşdirilmiş plunjerli,

bir vurucu və bir sorucu klapanı olan boru silindri şaquli nasosdur (171 -ci şəkil).

Bu nasosda, sorucu klapanın qovşağını çıxartmaq və yaxud yerinə oturtmaq üçün NQN-2 tipli nasosdakı kimi tutucu alətdən istifadə edilmişdir.

Ümumiyyətlə, sərbəst halda olan qazın və qumun miqdarı az olduqda, mayedə parafin və duz çöküntüləri olmadıqda plunjerli qummirləşdirilmiş nasoslar işlədilir.

Hər bir NQN-2-RB tipli dərinlik nasosu iki əsas bölmədən ibarətdir. Nasosun silindri, daxili səthi hamar olan (əlavə olaraq işlənməsi lazım gəlməyən) tikişsiz polad borudan hazırlanır.

Yuxarıda göstərildiyi kimi, bu nasosların da qummirləşdirilmiş plunjerinin gövdəsi üzərinə, xüsusi qanovlarda dörd ədəd möhkəm vulkanizə edilmiş rezin halqalar yerləşdirilmişdir. Yuxarı halqa qarşısında dörd ədəd deşik vardır ki, bu da halqanın maye təzyiqi altında öz-özünə kipləşməsinə imkan yaradır. 120 mm-lik nasosun qummirləşdirilmiş plunjerinin isə üç ədəd rezin halqası vardır ki, bunlardan biri (yuxarıdakı) öz-özünə kipləşir. Bu nasoslar 28, 32, 38, 43, 55, 68, 82, 93 və 120 mm ölçüdə və gediş yolu 600, 900, 1800, 2Ö0, 2400, 3000 və 3300 mm üçün layihə olunmuşdur. Nasosun başqa ölçüləri NQN-2 nasoslarında olduğu kimidir.

345

171-ci şəkil. NQN-2-RB nasosu: 1—silindr muftası; 2-araqat; 3-silindr; 4—qummirləşmiş plunjer; 5—klapan gövdəsi; 6— klapan stəkanı; 7— gürəcik; 8— klapan; 9— tutucu pistonqolunun barmacığı; 10— gürəcik; 11—civi; 12— sorucu klapan qəfəsi; 13—klapan yəhəri; 14- konusvarı ucluq; 15— klapan qəfəsi; 16—kipləşdirici halqa; 17—tutucunun gövdəsi; 18- tutucunun örtüyü; 19—tutucu pistonqolunun çubuğu; 20-gövlərin yəhəri

5

6

7

8

17

16

2

1

15

9

3

11

19

124

16

10

13

5

14

20

346

Qondarma (ştanq) nasosları

NQV-1 (NQN-3) nasosu plunjerli, birtəsirli, qondarma, dayağı (qıfılı) yuxarı hissədə, bir, yaxud iki vurucu və sorucu klapanı olan, silindri polad oymaqlardan yığılmış şaquli nasosdur (172-ci şəkil).

NQV-1 qondarma nasosları normal sıra nasosları arasında ən əsaslı olduğundan onun bölmələri haqqında ətraflı məlumat verməliyik.

Nasos üç əsas bölmədən ibarətdir: I bölmə. Silindr qovşağı, dayaq qovşağı və sorucu klapan

qovşağından ibarətdir (173-cü şəkil). Nasosun silindri, içərisinə oymaqlar yığılmış və uclarına isə mufta

bağlanmış örtükdən ibarətdir. Örtük (2) ÇMTU-2380-56 texniki şərtləri üzrə, tikişsiz polad borudan hazırlanmışdır. Örtüyün daxilində adətən 9-dan 22-yə qədər oymaq yerləşdirilmişdir. Bu oymaqların uzunluğu 300 mm-dir.

Silindrə yerləşdirilmiş oymaqların sayı plunjerin gediş yolundan, ehtiyat gediş yolundan, uzunluğundan və onunla əlaqədar olan hissə və qovşaqların uzunluğundan asılı olaraq təyin edilir. Qondarma nasosların silindri yalnız polad oymaqlardan yığılır. Belə oymaqlar ÇMTU-2379-56 texniki şərtləri üzrə əsasən legirlənmiş xrom-alüminiumlu polad borulardan hazırlanır. Oymaqların daxili səthinin yeyilməsinin qarşısını almaq məqsədilə bu səth azotlandırılır (45 markalı poladdan hazırlanmış oymaqlar isə yüksək gərginlikli cərəyanla (JGC) termiki emal edilir).

Nasosun normal işləməsi üçün oymaqların daxili səthi və üz hissələri (kiplik yaratmaq məqsədilə) dəqiq surətdə işlənir. Örtük içərisində yığılmış və uclardan keçirici muftalar vasitəsilə sıxılmış oymaqların daxili səthi silindrik səth olmalıdır. Silindrin yuxarı ucuna (silindrin keçiricisinə) dayaq bölməsi bərkidilmişdir ki, bu da içərisində quma qarşı əksklapanı olan konusvarı gövdədən, onun yuxarı ucuna bağlanmış pistonqolunun yönəldicisindən gövdəyə aşağıdan geydirilmiş qıfıl dayaq nippeli ilə sıxılmış konusdan ibarətdir. Dayaq nippelin yuvasına söykənəcək qoyulmuşdur. Nasos quyuda işlədilərkən yönəldici pistonqolunun hərəkətini konsentrik saxlayır və beləliklə də onu yeyilmədən qoruyur. Eyni zamanda konusun gövdəsində quma qarşı qoyulmuş əksklapanın qalxmasını da məhdudlaşdırır və bundan əlavə yönəldicinin yuxarı ucunda olan xüsusi yiv, quyuda pistonqolu qırıldıqda nasosun quyudan asanlıqla tutulub çıxarılmasına imkan yaradır. Mayenin keçməsi üçün gövdənin (1) yan divarında üç xüsusi pəncərə açılmışdır. Konus gövdəsinin daxilində quma qarşı klapan üçün xüsusi konusvarı yuva açılmışdır. Konusun gövdəsinin orta hissəsində (xaricdən) diametri konusun diametri qədər olan bir çiyin vardır. Həmin çiyinə konus söykənir. Çiyinin xarici səthi isə nasos qaldırılıb endirilən zaman konusu zərbələrdən qoruyur. Əksklapan, nasos borularındakı mayedən silindr daxilinə, plunjerlə silindr arasındakı boşluğa və vurucu

347

172-ci şəkil. NQN-3-NQV-1 nasosu: 1—pistonqolunun keçiricisi; 2-pistonqolunun keçiricisinin əksqaykası; 3-pistonqolunun yönəldicisi; 4—konusun gövdəsi; 5—keçirici mufta; 6—qum əleyhinə klapan; 7—konus; 8—dayaq halqası; 9—yaylı lövbər; 10—dayaq nippel; 11—pistonqolu; 12—dayaq muftası; 13—dayaq; 14-silindrin keçiricisi; 15—dayaq köynəyi; 16—silindrin köynəyi; 17—əksqayka; 18-plunjerin qəfəsi; 19—oymaq; 20-qumsıyıranlı plunjer; 21-yönəldici mufta; 22—klapan gövdəsi; 23— klapan stəkanı; 24-klapan yəhəri; 25—plunjerin ucluğu; 26- klapan gövdəsi; 27—stəkan; 28—kürəcik; 29—klapan yəhəri; 30—konusvarı ucluq

173-cu şəkil. Silindr bölməsi: 1—dayaq nippel; 2-örtük; 3- stəkan; 4— klapan gövdəsi; 5— gürəcik; 6— klapan yəhəri; 7— konusvarı ucluq

21

16

18

19

17

15

14

13

10

9

11

12

8

7

6

5

4

1

2

3

30

29

28

27

26

25

24

28

23

22

20

3

4

5

6

7

1

2

348

klapan qovşağına qumun çökməsinin qarşısını almaq üçündur. Konus, nasosun qıfıl dayağına oturdulmaqla, kiplik əmələ gətirir və bununla da na-sos borularının daxilindəki maye ilə quyu dibindəki mayenin əlaqəsi kəsilir. Yeyilməyə yüksək dərəcədə davamlı olması və paslanmaması üçün konus paslanmayan xromlu poladdan hazırlanır və termiki emal edilir. Silindrin aşağı keçiricisinə sorucu klapanın (bir və ya iki) qovşağı bağlanır. İkinci aşağı klapan qovşağı, prinsip etibarilə, yuxarı bölmədən heç fərqlənmir. Burada olan azacıq fərq aşağı klapanın gövdəsində klapan yəhəri üçün açılmış yuvadan ibarətdir. Aşağı sorucu klapanın ucuna konusvarı ucluq bərkidilmişdir. Sorucu klapan qovşaqları klapan gövdəsi (4), stəkan (5), kürəcik (5), klapan yəhəri (6) və konusvarı ucluqdan (7) ibarətdir (173-cü şəkil).

Gövdənin daxilində kürəciyə istiqamət vermək və onun hərəkətini məhdudlaşdırmaq üçün kiçik stəkan qoyulur. Stəkan 40X markalı poladdan hazırlanır. Davamlılığını artırmaq üçün onu termiki üsulla emal edirlər.

Mayenin keçməsi üçün bu kiçik stəkanın divarında 120 dərəcə bucaq altında yerləşən üç deşik (pəncərə) açılmışdır. Bu deşiklər stəkanın boşluğunu onun altındakı və üstündəki arakəsmə ilə birləşdirir.

Kurəciyin yəhərə öz vaxtında oturmasını təmin etmək üçün kiçik stəkanla kürəcik arasındakı boşluq (diametr üzrə), istismar şəraitinə görə yol verilə bilən minimal ölçüdə götürülmüşdür (1-1.5 mm).

Gövdəyə stəkan və şaybadan sonra yəhər qoyulur. Bu zaman yəhər qurşağının ucu gövdənin ucuna söykənir və ucluq onu gövdəyə möhkəm sıxır ki, bununla da kiplik əmələ gəlir.

Böyük ölçülü nasosların klapan yəhərlərinin çiyni vardır. Kiçik diametrli nasosların yəhərləri hamardır. Yəhərin kənarlarında faska vardır. Bu faskalardan biri kürəciyə sürtünür. Kürəciyin yəhərə sürtünməsilə mayenin silindrdən quyuya tökülməsinin qarşısını alan kiplik yaranır. Kürəciyin yəhərə sürtünməsi nəticəsində kiçik qurşaqların ucu ilə gövdənin ucu arasındakı kipliyin dəqiqliyi, adətən nasosun hesablanmış təzyiqdə hidravlik basma üsulu ilə yoxlanılır. Klapanın gövdəsi 35 və ya 40 markalı poladdan hazırlanır. Mayenin keçməsini asanlaşdırmaq üçün gövdənin daxili genişləndirilmişdir, gövdənin uclarında ikinci dəqiqlik sinfi üzrə açılmış eyni diametrli xarici və ya daxili metrik yivlər vardır. Tez-tez açıb-bağlamaq lazım gəldiyinə görə birləşdiriləcək detallar əvvəlcə isti qalaya salınır, sonra da yiv vasitəsilə birləşdirilir. Hər bir gövdədə açar yeri vardır.

Böyük diametrli nasoslarda klapanın ağırlığını azaltmaq məqsədilə, gövdənin yuxarı ucu daxildən yonulmuşdur.

II bölmə. NQN-1 və NQN-2 tipli nasoslar kimi NQV-1 tipli dərinlik nasosları da mayenin xarakteri, qumun miqdarı qaz və başqa amillərdən asılı olaraq sifarişçinin arzusuna görə, konstruksiya cəhətcə bir neçə növ plunjerlə (Q, K, V, N və P tipli) təchiz olunur. Məsələn, „Qumsıyıranın" plunjer

349

174-cü şəkil. Plunjer yığımı: 1-keçirici;2,4-əksgayka;3-istonqolu; 5-qəfəs; 6-plunjer

175-ci şəkil. Vurucu və sorucu klapan qovşağı

1

2

3

4

5

6

350

bölməsində (174-cü şəkil) plunjerin (6) yuxarı ucuna qəfəs (5), pistonqolu (3) və keçirici (1) bərkidilmişdir.

İş zamanı pistonqolunun, plunjer qəfəsindən və pistonqolu keçiricisindən açılmasının qarşısını almaq məqsədilə əksqaykalar (4 və 2) ilə sıxılmışdır. Plunjerin aşağı ucuna bir və ya iki ədəd vurucu klapan qovşağı bərkidilmişdir. Plunjerlərin təsviri, onların materialı, hazırlanması və termiki emalı haqqında NQN-1 və NQN-2 tipli nasosdan bəhs edərkən mükəmməl surətdə izahat verilmişdir.

Əksqaykanın (2) aşağı hissəsində iki ədəd çıxıntı (diş) vardır ki, bunlar da pistonqolunun yönəldici nippelində olan uyğun pazlara sərbəst daxil olur.

Plunjerin aşağı ucuna bərkidilmiş vurucu klapan qovşağı konstruksiyası sorucu klapan qovşaqlarının konstruksiyasından az fərqlidir. Bu fərq hissələrin ölçüləri və klapan yəhərinin quruluşundan ibarətdir. Kiçik diametrli NQV-1 tipli (28 və 32) nasosların vurucu klapanlarının konstruksiyası (175-ci şəkildə) göstərilir. Bu qovşaqda silindrik klapan yəhərinin oturduğu konusvarı ucluq əvəzinə, yuxarı ucunda klapan jəhəri üçün yuvası olmayan başqa quruluşlu ucluq bərkidilmişdir.

Altı ölçudə (28, 32, 38, 43, 55 və 68) hazırlanan NQV-1 tipli nasoslarda yeddi ölçüdə[9/16”(14mm), 11/16”(17,5mm), 7/8”(22mm), 1”(25mm), 1’/4”(32mm), 1’/2”(38mm) və 2”(51 mm)

klapan qovşağı işlədilir. Bu klapanlar bir nasosda vurucu klapan kimi istifadə edildiyi halda, başqa bir nasosda sorucu klapan kimi istifadə edilir.

34-cü cədvəldə NQV-1 nasoslarında işlədilən vurucu və sorucu klapan kurəciklərinin diametrləri verilmişdir.

34-cü cədvəl

Klapan qovşağının adı

Şərti diametri

28

32

38

43

56 68

Kürəcikləri olan nasoslarda ölçüsü, düymə ilə

Vurucu klapan qovşağı 9/

16 13

/16 7/

8 1 1 1/4

1 1/2

Sorucu klapan qovşağı 1 1 1/4 1

1/2 2

351

176-cı a,b şəkli. Mühəndis Kostiçenkonun klapan qovşaqları: a -konusvarı uçluqlu klapan qovşağı;

b- nippelin klapan qovşağ

a

b

352

Son illərdə mühəndis Kostıçenko tərəfindən təklif olunmuş klapan qovşaqları yayılmaqdadır (176-cı a, b şəkilləri).

III bölmə. Bu bölmə (177-ci şəkil) qıfıl dayağı qovşağından dayaq köynəyindən (2) və yönəldici muftadan (3) ibarətdir. Qıfıl dayağı qovşağı, keçirici (6), dayaq muftası (1), dayaq halqası (5) və yaylı lövbərdən (4) ibarətdir. Dayaq halqasını yeyilməyə davamlı olması və paslanmadan qorunması məqsədi ilə termiki emal edilmiş paslanmayan legirlənmiş poladdan hazırlayırlar.

Dayaq halqasının uclarında (daxili) konusun oturdulması üçün faska vardır.

Mayenin nasos borularından quyuya axmaması məqsədilə, yəni tam kiplik yaratmaq üçün, dayaq halqasının üz səthləri, dayaq muftasının çıxıntısının səthi və yaylı lövbərin çıxıntıları olduqca dəqiq surətdə hazırlanmalıdır. Qıfıl dayağının bölməsini nasos borularının ucuna keçirici vasitəsilə bərkidirlər. Yönəldici mufta, nasosu iş zamanı hədsiz yırğalanmadan saxlayır və eyni zamanda o, qoruyucu avadanlığın (lövbər, süzgəc və i. a.) birləşdirilməsinə xidmət edir.

NQV-1 qondarma nasosunun iş prinsipi belədir: qıfıl dayağı bölməsi (III) nasos borularına bağlanaraq quyunun lazımi dərinliyinə buraxılır, sonra zavodda silindr (I bölmə) içərisinə daxil edilmiş plunjer bölməsi (II yığım) ilə birlikdə keçirici vasitəsilə ştanqlara bağlanaraq nasos boruları içərisi ilə endirilir və konus ehmallıca dayaq bölməsinə (III bölməyə) daxil edilib, öz dayaq yəhərinə oturdulur. Nəticədə yaylı lövbərin pərləri dayaq nippelinin çıxıntısına söykənərək nasosu tərpənməz saxlayır. Bu zaman keçirici öz əks qaykası ilə birlikdə pistonqolu yönəldicisinin üzərinə oturmuş olur. Nasos zavodda elə yığılır və tənzim edilir ki, əksqayka yönəldicinin üzərinə oturarkən plunjerə bağlanmış vurucu klapanın ucluğu ilə sorucu klapan arasında müəyyən bir məsafə qalır. Bu da plunjerin ehtiyat yolu hesabına olur. Digər tərəfdən nasosun normal işi zamanı plunjerin qəfəsi heç bir halda dayaq nippelinin ucuna sıxılmış söykənəcəyə toxunmamalıdır. Plunjer yuxarı hərəkət edərkən sorulmuş maye sorucu klapanlardan keçərək silindrin içərisinə dolur. Plunjerin aşağı hərəkəti zamanı sorucu klapanın kürəcikləri öz yəhərlərinə oturur, maye vurucu klapanlardan keçərək, plunjerin içərisinə dolur və oradan da qəfəsin pəncərələrindən axıb silindrin yuxarı hissəsinə dolur, sonra həmin maye söykənəcəyin kanallarından keçib dayaq nippelinin içərisi ilə axaraq qum əleyhinə klapanı qaldırır və gövdənin pəncərələrindən keçərək nasos borularına dolur. Plunjerin yuxarı hərəkəti zamanı isə vurucu klapanlar

353

177-cı şəkil. Nasosun dayaq bölməsi: 1-dayaq muftası;

2- göynək; 3-yönəldici;4- lövbər; 5-dayaq halqası;6-keçirici

32

41

56

354

bağlanır, sorucu klapanlar isə açılır və quyudan silindrə yeni maye payı dolur və proses bu qayda ilə təkrar olur.

Hər hansı dərinlik nasosunun işini diqqətlə nəzərdən keçirsək görərik ki, plunjer yuxarı hərəkət edərkən üzərində yığılmış bütün maye sütununu nasos boruları içərisi ilə qaldırır; aşağı hərəkət edərkən sadəcə olaraq silindrə dolmuş maye içərisinə dalır. Deməli nasos əsas etibarilə plunjerin yuxarı gedişində maye vurur. Plunjerin aşağıya hərəkəti isə əsasən boş-boşuna gedişdir. Bu səbəbdən dərinlik nasosları birtəsirli nasoslardır. Nasos borularına dolmuş mayenin quyudibinə axmaması üçün konusla onun yəhəri bir cift kimi kiplik əmələ gətirir. Plunjerin hərəkəti zamanı nasos o yan bu yana çox yellənərsə, konusla yəhəp arasındakı kiplik pozula bilər. Bunun qarşısını almaq üçün III bölməsinin ucuna yönəldici mufta bağlanmışdır. Həmin muftanın iç sahəsində dörd yönəldici çıxıntı vardır. Nasosun silindr köynəyi ilə yönəldici muftanın çıxıntıları arasındakı boşluq olduqca kiçikdir.

Nasosu qaldırmaq lazım gələrsə, plunjer öz adi gediş yolundan bir qədər artıq yuxarı çəkilməlidir. Bu zaman plunjer qəfəsinin əks qaykası söykənəcəyə toxunur və ştanqlara lazımi güc verdikdə dayaq nippeli konusvarı çiyini vasitəsilə lövbərin pərlərini aralayaraq yuxarı qalxır. Elə bu zaman o konusu da yəhərindən ayırır. Nəticədə nasos borularındakı maye axıb yəhərdən keçir və quyuya tökülür. Sonra nasos ştanqlarla birlikdə yer üzərinə qaldırılır. Deyilənlərdən aydın olur ki, NQV-1 nasosları quyuya yalnız nasos ştanqları vasitəsilə həm endirilir, həm də qaldırılır. Məhz buna görə də bu nasoslara ştanqlı (qondarma) nasoslar deyirlər.

NQV-1 tipli nasosların əsas texniki xarakteristikası 35-ci cədvəldə verilmişdir.

Örtük. Örtük NQV-1 qondarma nasosunun ən məsul hissələrindən biridir. Örtüyün ölçüləri bir çox parametrlərlə məhdudlaşmışdır. Məsələn, örtüyün xarici diametri dayaq halqasının iç diametrindən az olmalıdır. Oymaqların örtüyün içərisinə asanlıqla yığılması üçün örtüyün daxili diametri oymaqların xarici diametrindən böyük olmalıdır. Örtüyün ucunda açılmış daxili yivlərdən sonra qalmış divar qalınlığının gərginliyi yol verilən həddən çox olmamalıdır. Bu tələbatı ödəmək üçün örtük boruları iki texnoloji variantda hazırlana bilər: 1) sərbəst ölçülərə malik borunu xaricdən və daxildən yonmaqla; 2) borunu metallurgiya zavodunda dəqiq soyuq dartma və kalibrləmə üsulu ilə hazırlamaqla. Əlbəttə, birinci üsulla örtük daha keyfiyyətli hazırlana bilər. Lakin bunun üçün metal emalı sənayesində xüsusi, çox mürəkkəb dəzgahlar tələb olunur. Hələlik belə dəzgahlar olmadığından ikinci variant qəbul edilmişdir. Bu boruların texniki xarakteristikası 36-cı cədvəldə verilmişdir.

355

Örtük borularının texniki xarakteristikası

36-cı cədvəl

Nasosun şərti

diametri

Borunun ölçüləri, mm ilə

Xarici diametri

Divarının qalınlığı

Daxili diametri

(təxminən)

Borunun hər bir metrinin çəkisi, kq

ilə

28 və 32 46±0.2 3.25+0.3-0.2 39.5 3.4

38 və 43 57±0.2 3.25+0.3-0.2 50.5 4.3

55 70 + 0.3-0.2

3.25+0.3-0.2 63.5 5.4

68 91+0.4-0.3

4.25+0.4-0.3 82.5 9.1

Konus və dayaq halqası. Konus və dayaq halqasının hermetik bir cift

əmələ gətirməsini yuxarıda demişdik (178-ci şəkil). Hər iki hissə 3X13 markalı poladdan hazırlanır və termik emal vasitəsilə sərtliyi Rokvellə konusda 42—48-ə; dayaq halqasında isə 32—38-ə çatdırılır. Bu ciftin biri, yəni halqa quyuda qalır, o biri (yəni konus) nasosla birlikdə qaldırıldığından hər hansı başqa bir konusla təmas etməli olur. Yeni buraxılmış konusla köhnə halqa arasında kiplik əzilmə nəticəsində yaranır. Elə bu məqsədlə də konusun sərtliyi halqadan 10 bölgü artıq götürülür. Hər iki hissə termik emaldan sonra pardaxlanır. İstər konusun, istərsə də halqanın kəllə sahələri bir-birinə hökmən paralel olmalıdır. Bu hissələrin xarici və daxili silindrik sahələrinin oxları bir-birinin üzərinə düşməlidir. Bu ciftin əsas ölçüləri 37-ci cədvəldə verilmişdir.

356

37-ci cədvəl

Yaylı lövbər. Hər hansı dərinlik nasosunda plunjerin silindr daxilində hərəkət etməsi üçün müəyyən qüvvə sərf etmək lazım gəlir. Bəzən bu qüvvə

300 kq-a çatır. Əlbəttə, belə halda quyuya yeni buraxılmış nasosu, oturduğu dayaqda sıxıb saxlamaq lazımdır. Bu vəzifəni pərləri ilə nippelin çiyninə söykənmiş yaylı lövbər icra edir. Yaylı lövbər altıpərli konusvarı yonulmuş və termik emal nəticəsində sərtliyi Rokvellə 40—45-ə çatdırılmış 40X

NQ

V-1

nas

osun

un

şərti

dia

met

ri m

m

il ə

Yəhərin ölçüsü, mm ilə

Çək

isi,

kq il

ə

Buc

aq φ

± 1

0

Konusların ölçüləri, mm ilə D

(X4)

D (A

3)

H (C

4)

H (+

0,2)

D (C

4)

d 1 (A

3)

d 2 (C

4)

H (

C4)

h 1 (A

5)

L (-

0.2)

28 və 32 38 və 43

56 70

69 82 97

122

46.5 57.5 70.5 92.0

19 20 26 28

72.5 90.1 109.3 102.5

0.2 0.4 0.7 1.1

30303040

48.2.59.2 72.2 95.0

39 48 56 70

45 56 69 91

35 45 45 45

19.5 26.5 22.5 225

65.83 79.36 107.67 102.50

178-cı şəkil. Konus və dayaq halqası

dxdx 450

D

d1

d 2

Lh

1

H

D

d

1 45o

2 45o

hH

357

markalı xromlu poladdan yonularaq hazırlanır (179-cu şəkil). Laylı lövbərin əsas ölçüləri və çəkisi 38-ci cədvəldə erilmişdir.

Yaylı lövbərin ən əsas ölçüsu L və l1-dir. Əgər bu ölçü cədvəldə göstəriləndən 5 mm çox olarsa, lövbər nippelin çiyninə oturmaz, əksinə, əgər az olarsa, pərlər çiyinə çatmaz və lövbər də heç bir qüvvə yaratmaz.

38-ci cədvəl Laylı lövbərin əsas ölçüləri və çəkisi

Lövbərin iş zamanı pərlərinin qırılmaması üçün onları əvvəlcədən üç dəfə aralamaqla sınaqdan keçirirlər. Nasos quyuda bir qədər işlədikdən sonra nasos borularına dolmuş maye sütununun təzyiqi lövbərin saxlayıcı qüvvəsini tamamilə əvəz edir və lövbərə ehtiyac qalmır. Buna görə də son

Nasosun şərti diametri, mm ilə

D (X

4)

L

d 1 (

A 5)

d 3 (

X 4)

d 2 ±

0.6

l 1 (A

4)

φ

Çək

i, kq

ilə

28 və 32 38 və 43

56 70

68 82 97 120

161 168 197 181

50 60 72 92

62 70 82 102

35 44 52 82

138 143 168

136.5

30 30`

30 30`

30 30`

20

0.9 1.2 3.1 1.6

179-cu şəkil. Lövbər

4

L

L1

L5

B

V

60

oA

v

D

d1 d

2

d3

90

o

20

o

60

o

358

zamanlar Bakı neft mədənlərində lövbərsiz dayaqlar tətbiq olunmağa başlanmışdır. AETNÇİ-nin laboratoriya tədqiqatları göstərmişdir ki, ştanqların ağırlığı ilə öz yuvasina (dayağa) sıxılmış konusu dartıb çıxarmağa lazım olan qüvvə heç də 300 kq-dan az deyildir. Bundan əlavə hər hansı qondarma nasosu işə buraxmazdan əvvəl onun dayağının kipliyini yoxlamaq məqsədilə nasos boruları quyunun ağzına kimi maye ilə doldurulur ki, bu da yaylı lövbərə olan ehtiyacı artıqlaması ilə ödəyir.

NQV-1D. Qondarma nasoslarda plunjerin gediş yolunun 4,5 m-ə qədər olduğunu 35-ci cədvəldən gördük. Nasosun səmərəli işləməsi məqsədilə aparılmış bir çox tədqiqatlara əsasən gediş yolunun 6 m-ə çatdırılması məsləhət görülmüş və bir neçə mancanaq dəzgahı da düzəldilmişdir. Belə bir quruluşda işləmək üçün təcrubi olaraq bir neçə NQV-1D şifrli 38 mm-lik qondarma nasosu hazırlanmışdır. Bu nasosun silindrini NQV-1 38 mm-lik nasosun bir-birinə xüsusi nippel vasitəsilə birləşdirilmiş iki silindr təşkil edir. Qalan bütün hissələri NQV-1 nasosunun eynidir.

NQV-1R. Bu qondarma nasos NQV-1 nasosundan yalnız plunjerinin konstruksiyası ilə fərqlənir. Bu nasosda adi plunjer əvəzinə üzərinə rezin halqalar yapışdırılmış qummirə edilmiş plunjer vardır.

NQV-1 RB tipli nasoslar şaquli, ştanqlı (qondarma), oymaqsız, birtəsirli, qıfıl dayağı nasosun yuxarı hissəsində olan, aşağı vurucu klapanlı qummirə edilmiş plunjerlidir. Bu nasoslar, qum və qazın miqdarı az olan, çıxarılan mayedə parafin və duz çöküntüləri olmayan (boru divarlarına çökən) quyularda tətbiq edilir. Hər bir NQV-1 RB tipli nasos 3 əsas bölmədən: silindr, plunjer və qıfıl dayaqdan ibarətdir. Nasosun silindrinin bölməsi NQV-1 tipli nasosun silindrinin bölməsindən fərqli olaraq, örtük, oymaq yığımı əvəzinə daxili səthi hamar olan (əlavə işlənməsi lazım olmayan) tikişsiz polad borudan hazırlanır. 28 və 32 mm-lik nasoslarda qoşalaşdırılmış sorucu klapan, qalan ölçülü bu tip nasoslarda isə bir sorucu klapan vardır.

Qıfıl dayağın bölməsi NQV-1 tipli nasosların qıfıl dayağı bölməsindən, qondarma nasosların qummirə edilmiş plunjerləri, boru nasoslarının qummirə edilmiş plunjerlərindən heç fərqlənmir.

NQV-2 (NQN-4) tipli qondarma nasoslar. NQN-4 tipli ştanqlı nasos (180-ci şəkil) şaquli qondarma plunjerli, birtəsirli, aşağısında qıfıl dayağı olan nasosdan ibarətdir. Bu nasos, NQV-1 tipli nasosdan, qıfıl dayağın yerləşdirilməsi ilə fərqlənir.

Bu məqsədlə sorucu klapanın gövdəsinə bir tərəfdən konus (4) üçün gövdə dayağı, digər tərəfdən isə nasosdakı sorucu klapan bölməsinin ucluq vəzifəsini görən xüsusi nippel (3) bağlanır. Nippelin aşağısında qıfıl (5) dayağın nippeli vardır.

359

180-cı şəkil.NQV-2(NQN-4) tipli qondarma nasosu: 1-halqa;

2- dayaq nippel; 3-xüsusi nippel ;4- konus;5- dayaq nippel

360

NQV-1 və NQV-2 nasos hissələrini bir-biri ilə əvəz etmək prinsipini saxlamaq məqsədi ilə, NQN-2 nasosunun yuxarı hissəsində olan qıfılın (2) iki dayaq nippeli saxlanmış, konusun əvəzinə isə sadəcə halqa (1) geydirilmişdir.

Qıfılın aşağı nippelini (5) yuxarı nippeldən (2) fərqləndirən əsas cəhət onda, sadə süzgəc bağlamaq üçün daxili yivin olmasıdır.

Dayağı aşağıda olan qondarma nasosların, NQV-1 tipli nasoslara nisbətən bir sıra əsas üstünlükləri var:

1) qabarit diametri kiçikdir, bu da nasosun, nasos-kompressor borularından keçə bilməsini təmin etmək üçün çox vacibdir;

2) örtük borusu hazırlanarkən diametrinin müsaidəsini genişləndirməyə imkan verir;

3) nasos borularında silindrin və başqa qovşaqların kipliyinə, maye sütununun hidrostatik təzyiq təsiri azalır ki, bu da ən əsas üstünlük kimi qiymətləndirilməlidir.

§ 3. DƏRİNLİK NASOSLARININ İSTİSMAR QAYDALARI

A. Nasosların nəql edilməsi və saxlanması 1. Nasosların açıq halda (yeşiksiz) nəqli zamanı, mütləq aşağıdakı

qaydalara riayət edilməlidir: a) dərinlik nasosları avtomobilə nəql edilərkən mütləq taxtadan

hazırlanmış altlıq üzərinə qoyulmalıdır; b) nasoslar avtomobilə yüklənərkən onların üst-üstə yığılmasına və uclarının asılı halda qalmasına (1 m-dən artıq) yol verilməməlidir;

c) nasoslar avtomobilə yüklənib-boşaldılarkən titrəyişlərə və zərbələrə yol verilməməlidir, çünki bunun nəticəsində oymaqlar öz yerini dəyişə bilər;

ç) nasoslar zədədən və çirkdən mühafizə edilməlidir. 2. Təzə quyudan çıxmış və təmir olunmuş nasoslar, onlara üç nöqtədə

dayaq verilmək şərti ilə örtülü tikililərdə saxlanmalıdır. 3. Nasos quyudan qaldırıldıqdan sonra quyunun yanında

qalmamalıdır. Qummirlənmiş ehtiyat plunjerlər və işdə olmuş, lakin kipləşdirici

halqası yeyilməmiş plunjerlər, texniki rezin məmulatların saxlanılması qaydalarına uyğun surətdə saxlanmalıdır.

Qummirlənmiş plunjerləri günəş şüalarından, atmosfer çöküntülərindən və istilik cihazlarından qorumaq lazımdır (optimal saxlanma temperaturu 20°C olmalıdır).

Qummirlənmiş plunjerlər altı aydan artıq saxlanmamalıdır (bu müddətdən sonra rezin öz xassəsini itirir).

361

B. Təzə alınmış nasosların mədəndə yoxlanması

Mədənə gətirilən hər bir dərinlik nasosunun pasportu olmalı, bu

pasportda silindrin yığılmasının keyfiyyətini göstərən kartoqram yapışdırılmalıdır. Bu kartoqramda plunjerin silindr daxilində yerdəyişməsi üçün tələb olunan qüvvənin ölçüsü göstərilir.

Mədənə təzə gətirilmiş bütün nasoslar aşağıda göstərilmiş qaydalar üzrə diqqətlə yoxlanmalıdır. Mədən işçilərinin təzə nasosları sökməsinə və təmir etməsinə icazə verilmir.

Mədəndə təzə boru nasosları xarici görünüşünə (silindr keçiricisinin konus yəhərinin yivli birləşmələri, örtüyün vəziyyəti və uzadıcı qısaborunun vəziyyəti) görə yoxlanılır.

Yivlərdə qırılma, uzadıcı qısa boruda əyrilik və örtükdə mexaniki zədələr aşkar edilirsə, belə nasos işə yararsız hecab olunur.

Plunjerin vəziyyətini yoxlamaq üçün nasos xüsusi dirəklər üzərinə qoyularaq, silindrin yuxarı keçiricisi boru sıxıcıları ilə bərkidilir və plunjerlərlə sorucu klapanın qovşağı rım vasitəsilə nasosdan çıxarılır. Beləliklə plunjer təmiz əski ilə silinərək səthi, bundan başqa konus ucluğu və yiv birləşmələri də yoxlanılır (əgər birləşmələri boşalmışsa, onları bərkitmək lazımdır). Əgər yoxlama zamanı plunjerin işçi səthində, konus ucluqda batıq, cızıq və ya başqa zədələr, paslanma, tutucu qurğularda qüsurlar aşkar edilərsə, nasos yararsız hesab edilir.

Klapan qəfəsinin bərkidilməsi üçün metal mildən istifadə edilməsinə yol verilməməlidir. Bu məqsəd üçün xüsusi açarlardan istifadə edilir.

Mədənə gətirilmiş təzə qondarma dərinlik nasosları aşağıda göstərilən qayda üzrə yoxlanmalıdır.

Qıfıl dayaq bölməsinin vəziyyətinin yoxlanması

Keçidlərin çirklənməsi, bütün bölmənin düzgün yığılması və yiv

birləşmələrinin möhkəmliyi yoxlanır. Qıfıl dayağın açılması lazım gələrsə, keçirici açılır və yivinin

vəziyyəti yoxlanır. Əgər nöqsan varsa, hissə dəyişdirilir. Əgər yiv çirklənmişsə, o ağ neftlə yuyulur və yenidən maşın yağı ilə yağlanır.

Kipləndirici səthlər üzərində batıq, cızıq və ya başqa zədələr varsa və həmçinin yaylı lövbərin pərləri sınmış olarsa, o başqası ilə əvəz edilir, yağlanır və yenidən yığılır.

Qıfıl dayağın qovşağı yığıldıqdan sonra onu hidravlik üsulla yoxlamaq lazımdır.

362

Nasosun vəziyyətinin yoxlanması Örtük xarici görünüşünə görə yoxlanır; batıq, deşik və ya başqa zədə

aşkar edilərsə, nasos yararsız hesab edilir. Konusun səthi və yiv birləşmələri yoxlanır (yivlər boşalmışsa bərkidilir).

Nasosun yoxlayıcı dayaq halqasından keçməsi yoxlanır. Plunjer səthinin vəziyyətinin və yiv birləşmələrini yoxlamaq üçün o silindrdən çıxardılır (yiv birləşmələri açılmışsa, bərkidilir).

Silindrin vəziyyətinin yoxlamaq üçün o, təmiz əski parçası ilə silinərək, maşın yağı ilə yağlandıqdan sonra plunjer ona salınır. Bundan sonra plunjerin silindr içərisində maneəsiz olaraq hərəkəti yoxlanır. Bunun üçün plunjerə bərkidilmiş rımı sağ tərəfə fırlatmaq lazımdır. Bu zaman plunjer sərbəst halda hərəkət etməlidir. Plunjer hər hansı bir yerdə ilişirsə və ya çətinliklə hərəkət edirsə, bu zaman nasos yararsız hesab edilir. Bütün bu yararsız hesab olunmuş nasoslar üçün uyğun reklamasiya tərtib edilərək hazırlayıcı zavoda göndərilir.

Dərinlik nasoslarının seçilməsi və istismarı

Yeraltı avadanlıq (dərinlik nasosunun tipi və ölçüsü, qoruyucu

avadanlıq), nasosun buraxılma dərinliyi və iş rejimi quyunun xarakteristikasından (qumun, qazın və suyun mövcud olmasından), məhsuldarlığından və həmçinin mayenin quyuda qalxma hündürlüyündən asılı olaraq seçilir.

Dərinlik nasoslarının tipini müəyyən etdikdə aşağıdakıları əsas tutmaq lazımdır.

Az faiz qumlu və sərbəst qazlı mayeləri çıxarmaq üçün NQN-1 və NQN-2 hamar plunjerli nasoslardan istifadə etmək lazımdır. NQN-2 nasosu qumlu sərbəst qazlı mayeləri çıxarmaqdan ötrü istifadə edilməlidir.

Verdiyi neftin tərkibində az faiz qum və qazsız maye olan dayaz, az məhsullu və alçaq dinamik səviyyəli quyuların istismarında iki oymaqlı 28, 32 və 43 mm NQN-1 tipli nasoslardan istifadə etmək məsləhət görülür.

28 və 32 mm nasosları quyuya 211 $$ nasos boruları ilə endirmək

lazımdır. Kiçik diametrli nasos boruları mayenin qalxma sürətinin artmasına və qumun çökməməsinə imkan yaradır. Çox qumlu quyularda qanovlu (halqavarı vintvarı) plunjerli, „qumsıyıran" plunjerli, xüsusi çuxurlu plunjerli və ya NQN-2T tipli nasoslardan istifadə olunmalıdır. Tərkibində az miqdar qaz, parafin və duz olan quyularda NQN-2RB, NQN-2R, NQN-1RB və plunjeri qummirlənmiş NQN-1R tipli nasoslardan istifadə edilir. Orta dərinlikli və dərin quyularda əsasən NQV-1 tipli qondarma nasoslarından istifadə edilməsi məsləhət görülür.

363

Böyük diametrli (68 mm) NQV-1 nasosu lazımi məhsuldarlığı təmin etmədikdə, borulu nasoslardan istifadə edilməlidir.

Tıxacı tez-tez təmizlənən quyularda borulu nasosdan istifadə etmək olar.

Nasos optimal orta verim əmsalında nəzərdə tutulan məhsuldarlığı təmin edə bilən ən kiçik diametrdə götürülməlidir.

Quyudan daha çox maye cıxarmaq məqsədi ilə nasos qurğusunun məhsuldarlığı, ən əvvəl plunjerin gediş yolunu, sonra yırğalanma sayını və axırıncı növbədə nasosun plunjerinin diametrini artırmaqla təmin edilməlidir.

Nasosun araboşluğunun qrupu çıxarılan mayenin özlülüyündən, temperaturundan və nasosun buraxılma dərinliyindən asılı olaraq seçilməlidir. Temperatur yüksək və özlülük böyük olduqda II və III qruplu nasoslardan istifadə etmək lazımdır.

Mayenin temperaturu aşağı və özlülüyü az olduqda I qrup nasoslardan istifadə edilməlidir. Nasosun buraxılma dərinliyi 500-1200 m olan quyularda II qrup nasoslardan istifadə etmək lazımdır. Plunjeri sürətlə hərəkət edən böyük diametrli nasos işləyən çox su basmış böyük debitli quyularda III qrup nasosdan istifadə edilməsi məsləhət görülür. Yüngül və az özlülüklü neft quyularında (əsasən nasosun asılma dərinliyi 1200 m-dən çox olan quyularda) I qrup nasoslardan istifadə edilməlidir.

Mümkün olduqda nasosu quyudakı mayenin dinamik səviyyəsindən 20-30 m aşağı buraxmaq lazımdır.

Böyük miqdarda qaz ayrılan və kifayət qədər maye sütunu olan quyularda nasosun dərinə buraxılması plunjerin qumla tutulmasına səbəb olmursa, onun buraxılma dərinliyini 100—150 m qədər artırmaq olar.

Dərinlik nasosu bir qayda olaraq mühafizə avadanlığı ilə təchiz edilməlidir.

Mühafizə avadanlığını seçdikdə aşağıdakılar nəzərə alınmalıdır: a) sərbəst qazlı qumsuz quyulara qaz lövbəri buraxılmalıdır; susuz,

xüsusən ağır və böyük özlülüklü neftli quyularda qaz lövbəri buraxmaq faydasızdır;

b) əgər quyu qazdan başqa qum da verirsə, quyudibi zonası Azərb. ETNÇİ metodu ilə bərkidilməlidir;

c) qumlu quyularda tez-tez tıxac əmələ gəlməsinin qarşısını almaq üçün laydan gələn qumun dərhal xaricə çıxarılmasını təmin etmək lazımdır. Bunun üçün %

211 və 2 $$ nasos borularından ibarət olan quyruqdan istifadə

edilməlidir. „Quyruğun" qondarma nasos ilə birlikdə süzgəcin yuxarı deşikləri

səviyyəsinə qədər buraxılması məsləhət görülür. „Quyruq" və dərinlik nasosu süzgəcin qarşısında dayanarsa, qumun quyudan xaric edilməsini

364

yaxşılaşdırmaq üçün boruarxasına maye tökmə üsulundan istifadə edilməlidir;

ç) çox miqdarda qum verən quyularda buraxılma dərinliyi 1000 m qədər olduqda plunjerin ilişməsinin qarşısını almaq üçün NQN-2T, 1000 m-dən çox olduqda isə NQV-2T nasosundan istifadə etmək yaxşı nəticə verir.

C. Nasosun endirilmə və qaldırılma qaydaları

Nasosu, emalatxanadan, quyuya endirmək üçün göndərməzdən qabaq,

onun əsas hissələrini xaricdən diqqətlə müayinə etmək və plunjer silindrdən hərəkətinin səlisliyini yoxlamaq lazımdır.

Endirmə-qaldırma əməliyyatına başlamazdan əvvəl iş yeri müəyyən qaydaya əsasən sahmana salınmalıdır. Quyunun döşəməsi və korpusu çirkdən və palçıqdan təmizlənməli, lazım olduqda təmir edilməlidir.

Boru nasosu quyuya aşağıdakı ardıcıllıqla endirilir. Əvvəlcə mühafizəedici avadanlıq, sonra nasosun silindri və daha

sonra nasos boruları endirilir. Nasos boruları lazımi dərinliyə endirildikdən və planşayba oturdulduqdan sonra nasosun plunjer bölməsinin ştanqlarla endirilməsinə başlanır.

İçklapanlı HQN-2 nasosu endirildikdə, nasosun sorucu klapan qovşağını, plunjerlə birlikdə endirmək lazımdır. Borular endirildikdən sonra yuxarıdan konusu atmaq qadağan edilir.

Qondarma nasoslar quyuya endirilərkən əvvəlcə qoruyucu avadanlıq, sonra qıfıl dayaq bölməsi, daha sonra nasos boruları endirilməlidir. Fikir vermək lazımdır ki, qıfıl dayağın yivi nasos borularının yivinə uyğun olsun; gediş yolu uzunluğu 2100 mm və daha çox olan nasoslarda uyğun köynəkli dayaq qoyulması tələb olunur.

Nasos borularını lazımi dərinliyə qədər endirib planşaybanı kəmərin flyansının (və ya üçboğazın) üzərinə oturtduqdan sonra nasosu ştanqlarla endirib, qıfıl dayağa oturtmaq lazımdır.

Quyuya endirilən boruların daxili divarlarında duz, parafin çöküntüləri olmamalıdır. Nasos borularını hər dəfə endirməzdən qabaq xüsusi şablon vasitəsilə yoxlamaq lazımdır. Şablonun uzunluğu 1250 mm, diametri isə aşağıdakı ölçülərdə olmalıdır:

%2

11 borular üçün 38,2 mm 2 $$ „ 48,2 „

%2

12 . . 59,7 „ 3 $$ „ „ 72,9 „

%2

13 - 85,7 „

365

4 $$ „ 97,3 „ Bir qayda olaraq quyuya eyni markalı bir qrupdan olan borular

buraxılmalıdır. Quyuya nasosun xarakteristikasına görə təyin edilmiş diametrdən böyük diametrli boru buraxılmasına yol verilməməlidir.

Borular endirilən zaman yivlərinə qrafitli yağ çəkib, kip bağlamaq lazımdır.

Quyuya endirilən nasos ştanqlarının üzəri təmiz olmalıdır. Ştanqların yiv birləşmələri elə bağlanmalıdır ki, onlar iş zamanı öz-

özunə açılmasın. Quyuya gövdəsi və ya başı əyilmiş, yaxud üzərində zədə olan

ştanqların endirilməsinə yol vermək olmaz. Buruqda ştanqları asmaq üçün çilçiraq olmadıqda, onlar bir-bir endirilib qaldırılmalıdır

Endirmə zamanı qondarma nasosun sorucu klapan qovşağının qıfıl dayağına və ya boru nasosunda plunjerin sovurucu klapan qovşağına zərb ilə dəyməməsi üçün sonuncu ştanqı quyuya ehtiyatla endirmək lazımdır.

NQN-2 tipli nasoslarda sorucu klapan qovşağını azad etmək üçün konusvarı ucluğu səlis olaraq konus yəhərinə oturdub, ştanq kəmərini sola fırladıb qaldırmaq lazımdır.

Sorucu klapan qovşağını tutmaq üçün isə plunjer tutucu ilə birlikdə tutucuqoluna söykənənə qədər endirilməli və ştanq kəməri sağa fırlandırılaraq qaldırılmalıdır.

Qondarma nasosun qıfıl dayağının düzgün oturmasını, boru nasoslarında isə sorucu klapan qovşağının konus yəhərinə oturmasını və həmçinin boruların kipliyini nasos boruları kəmərinə maye tökməklə yoxlayırlar. Borulu nasoslarda sorucu klapan qovşağının altına başqa şeylər düşüb kiplik yaratmağa imkan vermədikdə, bu qovşağı yuyub təmizləmək lazımdır. Quyuda texniki işlər aparmaq üçün (quyunun dibini təmizləmək və ya borularda maye itkisini ləğv etmək üçün və i.) qondarma nasosu boru kəmərini qaldırmadan çıxarmaq olmaz.

Ç. Dərinlik nasoslarının işi

Dərinlik nasosunu endirib boruların kipliyini və konusun düzgün

oturmasını yoxladıqdan sonra dərinlik nasosunun texniki xarakteristikasına əsasən onun ehtiyat gediş yolunu müəyyən etmək lazımdır.

Sonra pardaxlanmış pistonqolu vasitəsilə axırıncı ştanq mancanaq dəzgahı asqısından asıb, mancanağı işə salmaq lazımdır.

Plunjerin öz yerində düzgün oturması dinamometrləmə vasitəsilə yoxlanır.

Borulu nasosun plunjeri sorucu klapan qovşağına və ya qondarma nasosda pistonqolu keçiricisi pistonqolunun yönəldicisinə dəyirsə, sonuncu ştanqı qısaltmaq lazımdır. Boru nasosunun plunjeri normal vəziyyətindən

366

yuxarı oturdularsa, o, yuxarı gedişin son nöqtəsində silindrdən kənara çıxacaqdır. Bu halda ştanqları uzatmaq lazımdır. Qondarma nasosda plunjerin yüksək oturması zamanı, plunjer qəfəsi yuxarı gedişin son nöqtəsində dayağa toxunacaqdır. Bunun nəticəsində qıfıl öz dayağından ayrılır və maye boru kəmərindən quyuya axır və nasosun maye verimi kəsilir. Bu qüsuru aradan qaldırmaq üçün ştanqları bir qədər uzatmaq lazımdır.

İstismar zamanı dərinlik nasosuna daim nəzarət edilməlidir. Müntəzəm olaraq nasosun məhsuldarlığını, yeraltı avadanlığın (nasosun, boruların, ştanqların) vəziyyətini və quyudakı mayenin dinamik səviyyəsini yoxlamaq lazımdır.

Dərinlik nasosunun işinə dinamometrləmə vasitəsilə nəzarət etmə üsulu, ən mükəmməl və geniş yayılmış üsuldur. Bu üsul ilə nasosun silindrinin dolma dərəcəsi, nasosun sorucu və vurucu klapanlarının kipliyi, qazın təsiri, plunjerin yerində oturması, boruların kipliyi, ştanqların açılması və qırılması, plunjerin ilişməsi və i. aydınlaşdırılır.

Nasosu hər dəfə quyudan qaldırmazdan qabaq və həmçinin nasosu quyuya endirəndən bir gün sonra ya nasosun iş rejimi və ya məhsuldarlığı dəyişdikdə onu bir qayda olaraq dinamometrləmək lazımdır.

Quyunun məhsuldarlığının quyu üçün təyin edilmiş minimal verim əmsalına qədər azalmasına yol vermək olar.

Quyunun sənədlər kitabına müntəzəm olaraq nasosun tipi, diametri, endirmə-qaldırma əməliyyatı haqqında, nasosun təmiri və təkrar istifadə edilməsi haqqında məlumat qeyd edilməlidir. Bu kitabdakı qeydlər əsasında dərinlik nasosunun pasportunun müvafiq cədvəli doldurulmalıdır.

D. Nasosu quyudan çıxartdıqdan sonra, qüsurlarının təyini və tez

yeyilən hissələrinin dəyişdirilmə qaydası Ştanq açıldıqda yaxud qırıldıqda boru nasosunu quyudan çıxartmaq

lazım gəlmir. Bu zaman nasosu sınmış ştanq olan yerə qaldırıb, qüsuru ləğv etmək və nasosu yenə də öz yerinə endirmək lazımdır.

Borularda maye itkisi olduqda ştanqları tamamilə, boruları isə qüsur yerinə qədər qaldırıb qüsuru ləğv etdikdən sonra, əvvəlcə boruları, sonra isə ştanqları quyuya endirmək lazımdır. Yuxarıda göstərilən səbəblərdən qondarma nasosunun qıfıl dayağının hər hansı bir hissəsi sıradan çıxarsa qondarma nasosu quyudan çıxarıb qüsuru ləğv etmək lazımdır.

Məhsuldarlığını azalması nəticəsində quyudan çıxarılmış nasos, mədənin emalatxanasına aparılır və orada diqqətlə müayinə edilir.

Emalatxanaya gətirilmiş nasosları müayinə edib, emalatxanada təmiri mümkün olan və zavodda təmir edilməsi lazım olan qruplara ayırmaq lazımdır.

367

Təmirdən sonra onları yağlayıb ayrı-ayrı qəfəslərə qruplarla yığmaq lazımdır.

Zavoda verilən nasosların bütün hissələrinin hamısı öz yerində olmalı və onlar çirkdən qorunmalıdır. Nasoslar zavoda pasportları ilə birlikdə verilməlidir.

Pasportda aşkar edilmiş qüsurlar, edilmiş təmirlər .və təmirin səbəbi qeyd edilməlidir.

Emalatxanada təmirə seçilmiş nasoslarla aşağıdakı əməliyyat aparılmalıdır:

a) klapan qovşağını yoxlamaq, lazım gələrsə, yeyilmiş hissələrini dəyişmək lazımdır;

b) qondarma nasosun konusunu yoxlamaq, lazım gələrsə, dəyişmək lazımdır.

Örtükdə və başqa hissələrin üzərində tutmaq üçün xüsusi yer olmadıqda,

onları borusıxanda və məngənədə üzərinə xüsusi əzilmədən mühafizəedici qoyub sıxmaq lazımdır.

Plunjeri silindrdən çıxardıqdan sonra onu təmiz əski ilə silib üzərini diqqətlə müayinə etmək lazımdır. Üzərində aydın surətdə görünən korroziya, yeyilmə, iri cızıq və qopuq olan plunjer yararsızdır.

Quyudan çıxarılmış nasosların klapanı mühəndis Dadaşovun təklif etdiyi üsulla yoxlanır (181-ci şəkil).

Quyudan çıxarılmış, nisbətən yüksək verim əmsalına malik nasosun plunjeri ilə silindri arasında boşluq kiçik olarsa, o təkrarən böyük özlülüklü neft verən dayaz quyularda istifadə edilə bilər.

Əgər nasosun hissələrini dəyişdikdə, onun yivlərini açıb-bağlamaq lazım gəlirsə, onda nasos yığıldıqdan sonra onun kipliyini yoxlamaq lazımdır.

Hər bir mədənin təmir məntəqəsində (xüsusi və ya adi nasos emalatxanası) dərinlik nasoslarının təmiri xüsusi kitabçada qeyd edilməlidir.

181-ci şəkil. Klapanları yoxlamaq üçün mühəndis Dadaşovun vakuum

cihazı : 1-rezin qat;2- gürəcik; 3-yəhər;4- qayka;

5- patron;6-şüşə boru;7-düymə 8-qalaq;9-yaylı dalqavarı borucuq

0

10

20

30

40

50

6070

8090100

6 7

8

9

1

2 3

4

5

368

§4. QUMLI QUYULARIN DƏRINLIK NASOSLARI ILƏ ISTISMARI QUMLU QUYULARDA TƏTBIQ EDILƏN NASOSLAR

Hal-hazırda qumlu quyularda tamamilə əngəlsiz işləyə bilən dərinlik

nasosu yaradılmamışdır. Bu məsələ üzrə tədqiqat işləri davam edir. İstər boru, istərsə də qondarma nasoslarında qumla mübarizə üçün plunjerin xarici səthində bəzi dəyişikliklər (qanovlar, qum sıyıran) edildiyi məlumdur. Bütün bunlar verdiyi mayedə 3%-dən az qum olan quyularda yaxşı nəticələr verir. Əgər mayedə iri dənəli qum çox olarsa, qumla mübarizə məsələsi daha da çətinləşir, çünki iri qum dənələri nasos borularından plunjer üzərinə çökür və onun hərəkətinə əngəl törədir. Qumun plunjer üzərinə çökməməsi üçün nasos borularında mayenin qalxma sürətini lazımi qədər artırmaq lazım gəlir. Bunun üçün əsas vasitələrdən biri də NQN-2T və NQV-2T nasoslarıdır.

NQN-2T tipli nasos şaquli plunjerli, birtəsirli, iki klapanlı içi boş ştanqlara bağlanmış oymaqlı silindri olan boru nasosudur (182-ci şəkil).

Bu nasoslar orta dərinlikli, sərbəst qaz və qumun miqdarı çox olan quyularda tətbiq edilir.

Bu tipli nasoslar 2 əsas bölmədən—silindr və plunjerdən ibarətdir. Bu tipli nasosların silindrinin qovşağı, NQN-2 tipli nasosun

silindrinin qovşağından tutucunun pistonqolu, klapanın uzunlaşdırılmış gövdəsi və stəkanın olması ilə fərqlənir.

Tutucu qolunun yuxarı ucu bir qədər uzadılmışdır; ona görə də sorucu klapan qovşağını tutduqda vurucu klapanın kürəciyi qaldırılmış vəziyyətdə qalır. Buna görə də nasosun vurucu boşluğu ilə sorucu boşluğu arasında əlaqə yaranır və beləliklə də boruvarı ştanqlarda olan maye quyuya axır.

Bu nasoslarda işlədilən „Q", „K", „V" və ya „N" tipli plunjerin yuxarı hissəsinə keçirici vasitəsilə boru şəklində olan kiçik pistonqolu bərkidilmişdir. Bu kiçik pistonqolunun yuxarı hissəsi keçirici mufta vasitəsilə boruvarı ştanqla birləşdirilir. Bütün qalan cəhətlərinə görə NQN-2 Q tipli nasoslar NQN-2 tipli nasosların eynidir. Bəzən çox qum verən quyulardan çıxan maye çox qatı və içərisində parafin olur ki, bu da nasosun işini daha da çətinləşdirir. Belə quyularda dərinlik nasosunun əngəlsiz işləməsi məqsədi ilə, teleskopik nasoslar təklif olunmuşdur.

369

182-ci şəkil.NQN-2 tipli boru nasosu

D

370

183-cü şəkil. NQV-3(NQN-5) teleskopik nasosu:

1—ərsin; 2— keçirici; 3—piştonqolunun yönəldicisi; 3a—əksqayka; 4-keçirici mufta; 5—konusun gövdəsi; 6—konus; 7—konusun yəhəri; 8—qıfılın yayı; 9—dayaq muftası; 10—silindrin yuxarı muftası; 11—pistonqolu; 12— silindr; 13—plunjerin qəfəsi; 14—plunjer; 15—vurucu klapanın gövdəsi; 16—stəkan; 17—kürəcik; 18—vurucu klapanın yəhəri; 19—plunjerin ucluğu; 20—yönəldici mufta; 21—silindrin aşağı muftası; 22—vurucu klapanın gövdəsi; 23—kürəcik; 24— vurucu klapanın yəhəri; 25—ucluq.

1

2

3

3a

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

25

24

23

371

NQV-3 (NQN-5) və NQV-4 (NQN-6) teleskopik nasoslar, şaquli

boru plunjerli sabit və boru silindrli birtəsirli qondarma nasoslardır. Bu nasosların silindri və plunjeri bir-birinin içərisində konsentrik işlədiyinə görə bunlara ikiborulu teleskopik nasoslar adı verilmişdir.

Bu nasosların ölçüsü %�$$� 2

1250239 , və 363 $$� olur. Bunlardan hər biri 5 əsas qovşaqdan silindr, sorucu klapan, vurucu klapanla plunjerdən, pistonqolu yönəldicisi ilə konusdan, köynəklə qıfıl dayağından və göstə-rilmiş bölmələrə daxil edilməmiş bəzi hissələrdən ibarətdir.

NQV-3 (183-cü şəkil) və NQV-4 (184-cü şəkil) nasosları bir-birindən quruluş cəhətcə, yalnız dayaq bölməsinin yerləşməsinə görə fərqlənir. Bu səbəbdən də aşağıda ancaq NQV-3 (NQN-5) tipli nasos haqqında izahat verilir.

Nasosun silindri tikişsiz, qəliblənmiş (soyuq uzadılmış) və ucuna muftalar bağlanmış borudan ibarətdir. Aşağı muftaya sorucu klapan, yuxarı muftaya isə pistonqolu yönəldicisi ilə konus qovşağı bağlanmışdır. Silindrin daxilində vurucu klapanı olan plunjer yerləşmişdir. Plunjer qəliblənmiş və uzunluğu 3 m olan borudan hazırlanır. Plunjer qəfəs, mufta, pistonqolu və sıxıcı vasitəsilə ştanqlarla birləşir və hərəkətə gətirilir.

NQV-3 nasoslarındakı sorucu və vurucu klapanlar, qıfıl dayağı qovşaqları eynilə müvafiq ölçülü NQV-1 nasoslarındakının eynidir.

Beləliklə, NQV-3 tipli nasoslardakı yeni hissələr silindr, plunjer, plunjer qəfəsi (ancaq 39X2" nasoslar üçün) və plunjer ötürücülərindən (50x2 1/2" və 63X3" nasoslar üçün) ibarətdir.

Üç ölçüdə olan teleskopik nasosların qovşaqları 100 kQ/sm2 təzyiq ilə sınaqdan keçirilir. Bu nasoslarda ehtiyat gediş yolunun uzunluğu 600 mm götürülür və silindrlə plunjer arasındakı kiplik, plunjerlə silindrin daim təmasda olan böyük uzunluğundakı ara boşluğundan axan mayenin hidravlik müqaviməti hesabına yaradılır.

2 NQV-4 (2 NQN-6) tipli nasos. Bu nasos iki borulu teleskopik, si-lindri hərəkət edən və dayağı aşağıda olan qondarma nasosdur. Teleskopik nasosların hazırlanmasını asanlaşdırmaq məqsədi ilə Dzerjinski adına zavod M.Ə.Abdullayev, A.V.Krasnobayev və K.A.Lisikyan tərəfindən təklif olunmuş, 2 NQN-6 63X3" tipli borulu nasoslar buraxmışdır (185-ci şəkil).

Bu nasos quruluşca NQV-4 nasosundan sadədir və ona nisbətən bir sıra üstünlüyə malikdir. Bunlardan başlıcaları: hissələrin az miqdarda olması, ucuz başa gəlməsi, qumun nasosun içinə girməsinin qarşısının alınması və nasosla qaldırıcı boruların araboşluğunda qum çökməsi hallarının minimuma çatdırılmasıdır.

372

184-cü şəkil. NQV-4(NQN-6) tipli nasos

373

185-ci şəkil. 2NQV-42(NQN-6)tipli qondarma nasosu:

1—nasos boruları; 2— vurucu clapanın qəfəsi; 3—kürəcik; 4— vurucu clapanın yəhəri; 5—nippel; 6—silindr; 7—sorucu clapanın qəfəsi; 8— kürəcik; 9— sorucu clapanın yəhəri; 10—nippel; 11—plunjer; 12— ucluq; 13—uzadıcı; 14—dayaq; 15—keçirici; 16—konusun gövdəsi; 17—konus; 18—konusun yəhəri; 19—qıfılın yayı; 20—dayaq nippel; 21—dayaq muftası

1

2

3

4

5

14

13

12

6 15

16

7 17

818

9 19

10

20

11

21

374

Silindr, plunjer və uzadıcını hazırlamaq üçün istifadə edilən boruların istər xarici diametrinin və istərsə də divar qalınlığının ölçulərindən yüksək dəqiqlik tələb olunmur.

Bu nasosun bölmələri, yəni qıfıl dayaq, vurucu və sorucu klapan qovşaqları, müvafiq ölçülü qondarma NQV-1 borulu NQN-1 və NQN-2 tipli nasosların bölməsi və qovşaqlarından quraşdırılmışdır.

2 NQN-6 nasosları üç ölçüdə layihə edilmişdir: 2"-li nasos-kompressor boruları üçün 39 mm, 21/2"-lilər üçün 50 mm və 3"lilər üçün 63 mm nasosun hər tip ölçüdə gediş yolunun uzunluğu 0,9 m və 1,8 m-dir.

NQV-5 (NQN-7) tipli nasos. Bu markalı teleskopik nasos üçborulu, üçklapanlı, silindri hərəkət edən və qıfılı aşağıda olan qondarma nasosdur (186-cı şəkil). Onun hərəkət etməyən orta borusu yaylı qıfıl və kipləşdirici konus vasitəsilə qıfıl yəhərinə bağlanmışdır.

Nasosun hərəkət edən hissəsi-silindr, nippel, dartıcı boru və ötürücü vasitəsilə daxili boru ilə birləşmiş xarici borudan ibarətdir.

Yuxarı vurucu klapan qovşağı sıxıcı ərsin vasitəsilə ştanq kəmərinə bağlanmışdır. Aşağı vurucu klapan qovşağı daxili borunun ucunda yerləşdirilmişdir. NQV-5 tipli nasosun klapan bölmələri, silindr və plunjeri, həmçinin texniki xarakteristikası NQV-3 və NQV-4 nasoslarınınkı kimidir. Yuxarıda göstərdiyimiz teleskopik nasosda maye itkisinin səbəbini mükəmməl təhlil etmək üçün bir neçə tənlik vardır. Bu tənliklərdən aydın olmuşdur ki, NQV-3 və NQV-4 nasoslarında olan xarici araboşluqlarının uzunluğu bərabər olduqda, ikinci nasosdakı itki birincidəkindən bir qədər az olur. Bu onunla aydınlaşır ki, ştanqların yuxarı getmə prosesində bir qədər vaxt keçir ki, bu zaman NQV-4 nasosunun hərəkət etməkdə olan aşağı klapanı hələ bağlı qalır və maye hər iki araboşluğundan (xarici və daxili) keçməli olur.

Yuxarıda qeyd edilənlərdən belə çıxır ki, NQV-3 və NQV-4 nasoslarında olan itkilərin fərqi, nasosun dalma dərinliyinin və araboşluğu kəmiyyətinin artması ilə çoxalır, əksinə maye özlülüyünün, təmasda olan səth uzunluğunun, yırğalanma sayının, gediş yolu uzunluğunun və nasosun diametrinin artması ilə azalır.

Buna görə də kiçik diametrli NQV-5 (NQN-7) tipli teleskopik nasosu ilə özlülüyü az olan mayeləri dərin quyulardan, özlülüyü çox olan mayeləri böyük diametrli nasoslarla dayaz quyulardan vurmaq əlverişlidir. 187-ci

şəkildə NQN-5 və NQN-7 tipli nasosların 4D&

səthinə müvafiq hesablanmış

verim əmsalının əyriləri verilmişdir. Əyrilər A.M. Pirverdiyan tərəfindən aparılmış hesablamanın əsasında

qurulmuşdur:

375

186-ci şəkil. NQV-5(NQN-7) tipli üçborulu qondarma nasosu:

1—ərsin; 2— yuxarı vurucu klapanın qəfəsi; 3— kürəcik; 3—əksqayka; 4-yəhər; 5—keçirici; 6—plunjerin xarici borusu; 7—silindrin ucluğu; 8—uzadıcı boru; 9—silindr; 10— keçirici nippel; 11— plunjerin daxili borusu; 12— aşağı vurucu klapanın gövləsi; 13—stəkan; 14— kürəcik; 15—yəhər; 16— plunjerin ucluğu; 17—sorucu klapanın gövdəsi; 18— stəkan; 19— kürəcik; 20— yəhər; 21—qıfılın keçiridisi; 22— qıfılın muftası; 23—konus; 24— qıfılın yayı; 25— qıfılın yəhəri

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11 25

24

23

22

21

20

19

18

17

16

15

14

13

12

376

,DsnL

Hgk3

''''

�� (X.4)

burada � -kənar tərəflərdəki araboşluğu; H— nasosun dalma dərinliyi; L— təmasda olan boruların uzunluğu; � —kinematik özlülük; n— yırğalanma sayı; s—gediş yolunun uzunluğu;. D—nasosun (orta borunun) diametridir. Aşağıdakı tənlik vasitəsilə NQN-7 tipli nasoslar üçün təxmini

hesablanmış təmasda olan boru uzunluğunun orta qiyməti verilir:

.max 2sLLor (

Şəkildə NQN-5 və NQN-7 nasoslarının verim əmsalları (R) arasındakı fərq nəzərə çarpır. Buna görə də kompleks kəmiyyət (k) 0,03-dən artıq olarsa, NQN-5 əvəzinə üçborulu NQN-7 nasosunu işlətmək əlverişlidir. Əgər bu kompleks (k) 0,03-dən az olarsa, NQN-5 nasosunu işlətmək faydalıdır, çünki bu nasos NQN-7-dən daha sadədir və ucuzdur.

NQN-5 nasosu üçün təmasda olan səthin uzunluğu sabitdir və 3020 mm-ə bərabərdir; NQN-7 tipli nasoslar üçün isə bu qiymət 2950—3500 mm arasında dəyişir.

187-ci şəkil. NQN-6, NQN-7 tipli nasosların

səthindən hesablama verişəmsallının əyriləri

h

10

0,8

0,6

0,4

0,2

0 0,01 0,03 0,05 0,07

HГН-7

HГН-5

377

Boru arxasından quyuya maye tökülməsi Nasos istismarında, qumla mübarizə məsələsi ən əsas problemlərdən

biridir. Bu problemi həll etmək üçün xüsusi nasoslardan (NQV-2T və s.) istifadə edildiyi kimi, texnoloji tədbirlər də görülür.

Bu tədbirlərdən ən əhəmiyyətlisi Ə.B.Süleymanov tərəfindən təklif olunmuş, boru arxasına maye tökmə üsuludur. Bu üsul, Azərneft birliyinin mədənlərində xüsusi müvəffəqiyyətlə tətbiq edilir.

Quyuya tökülən mayenin miqdarı çıxarılan və tökülən mayelərdən, həmçinin qumun fiziki xassələrindən başqa qumun həcm konsentrasiyasından da ( x� ) asılıdır (birinci kitabın VII fəslinin ikinci paraqrafına bax). Birinci kitabdakı (VII.72-78) düsturlarından aydın olur ki, eyni bir şəraitdə həcm konsentrasiyasının hər bir qiymətinə mayenin müəyyən sərfi (Q) uyğun gəlir.

Lakin quyuda x� -in çox olmasına yol vermək olmaz, belə ki, son halda müxtəlif əngəllər (qum tıxacı yaranması, qaldırıcı boruların tutulması və s.) baş verə bilər. Deməli x� -in müəyyən buraxıla bilən həcm konsentrasiyası ( b� ) hüdudunda artmasına yol vermək olar ki, mayenin buna müvafiq lazımi sürəti l) dir.

Qumun yerüstünə müvəffəqiyyətlə çıxarılması l) ilə q) arasındakı münasibətdən asılıdır ( q) -quyuyun gündəlik hasilatına müvafiq ölçüsüz sürətdir). Burada iki hal ola bilər: 1) q) * l) , 2) q) # l) .

Birinci halda quyunun hasilatı elədir ki, o, qumun çıxarılmasını tamamilə təmin edir və bu zaman q) * l) olur. İkinci halda isə quyunun hasilatı kafi deyil və q) # l) alınır ki, bu da yuxarıda qeyd etdiyimiz kimi müxtəlif əngəllərə səbəb ola bilər.

Yuxarıda göstərilənləri nəzərə alaraq buraxıla bilən həcm konsentrasiyaya, yəni b� = x� şərtinə müvafiq lazımi sürətin ( l) ) qiymətini birinci kitabdakı (VII.78) düsturuna əsasən

� �� � � �b110b

0bbv �

����))

(((

(X.5)

ifadəsi ilə tapa bilərik; burada � �b� -birinci kitabdakı (VII.72) və (VII.73) ifadələrinə əsasən hesablanır. Quyuya maye q) # l) halında vurulacağından, həmin vurulacaq mayenin sərfinə müvafiq ölçüsüz sürət ( v) ) belə tapılır:

,qlv ))) (

378

buradan

;vv

vv F

Q+

)

,qq

qq F

Q+

) (X.6)

burada vQ -quyuya vurulacaq mayenin sərfi;

Fb və Fq - quyuya vurulacaq və laydan gələn mayenin qaldırıcıda müvafiq olaraq tutduğu canlı kəsiyin sahəsidir; aydındır ki, Fb +Fq=F (F—qaldırıcı borunun en kəsik sahəsidir).

188-ci şəkil. Boruarxasına vurulacaq mayenin gündəlik sərfini təyin etmək üçün nomoqram

v+ və q+ - qumun vurulacaq mayedə və laydan gələn mayedə müvafiq olaraq çökmə sürətidir.

3

12 11

2

110

4 5

9

6

788

1 2 3 4 5

95876

11 12 13 5

99

cavab

Açar

I

II

III

tapılır

ilə kəsiş-məsindən cavab tapılır

Qeyd - in qiyməti-a bərabərdir

verilib

verilib

veril

ib

verilib

2 4 6 8a %5

a%2,01,51,00,5

0,1

1,0

2,0

a =3,0%0

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

2,2

İn

24 5 10 15 20 b

2,2

2.0

1,8

2,6

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

İ İİ İ

2,0

1,5

1,0

0,5

0

r b

İ3

santipuas

r30

20

151

2108

76

54,5

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5 M3

günQ

Qr

a

D=11 2

2

11 2

3

46

d=0,6

mm

0,50

,40,30

,2

379

Qeyd etməliyik ki, b� -nin təcrübi olaraq təyini heç də asan deyildir. Təqribi sürətdə b� = ,� qəbul etmək, yəni b� -ni kritik sürətə ( ,) ) müvafiq

həcmi konsentrasiyaya bərabər götürmək olar (sürət ,) -dən az olanda x� kəskin sürətdə artır). Beləliklə b� = ,� , başqa sözlə l) = ,) qəbul

etməklə, l) -in tapılması üçün buraxıla bilən həcm konsentrasiyasının ( b� ) qiymətini bilmək lazım gəlmir, belə ki,

388,001 �) �l (X.7)

Bu düstur birinci kitabdakı (VII.79) ifadəsinə əsasən yazılmışdır (burada 0� -laydan gələn qumun faiz hesabı ilə sərf konsentrasiyasıdır).

Quyuya vurulacaq mayenin gündəlik sərfini asanlıqla tapa bilmək üçün yuxarıdakı düsturlara əsasən qurulmuş nomoqram 188-ci şəkildə göstərilmişdir. Nomoqram mayenin özlülüyü ( � ), qumun diametri (d), qaldırıcı borunun diametri (D), quyunun gündəlik hasilatı (Qq), qumun sərfi konsentrasiyası ( 0� ) və buraxıla bilən həcm konsentrasiyasının ( b� ) müxtəlif qiymətləri üçün qurulmuşdur. Qeyd etməliyik ki, nomoqram qurularkən qumun sıxlığı q� =2,64 q/sm3, mayenin sıxlığı m� =0,8 q/sm3 sabit götürülmüş, l) isə d=0,4 mm və � =1 sp üçün hesablanmışdır; hesablamalar göstərmişdir ki, � -nun dəyişməsi l) -in qiymətinə cüzi təsir edir. Nomoqramda l) = � �0f � asılılığı qırıq xətlərlə � �0l fw � asılılığı isə bütöv xətlərlə göstərilmişdir.

Nümunə üçün quyuya vurulacaq suyun ( sp1suv �) ) gündəlik sərfi aşağıdakı şərtlərə əsasən tapılmalıdır: Qq=2,0 m3/gün, q� =5 sp, d=0,4 mm, D=2", 0� =0,2%. Əvvəlcə verilmiş q� , d, D və Qq-yə əsasən nomoqramdan

q) =0,48 olduğunu tapırıq. Sonra verilmiş 0� -a əsasən l) =1,5 qiymətini və l) ilə q) -ni birləşdirib, onların fərqini, yəni v) =1,02 qiymətini tapırıq.

Bunun ardınca verilmiş dv ,� və D-dən keçməklə düz xətt çəkib onu v�=1,02 xətti ilə kəsişdirərək, Qv=8 m3/gün alarıq ki, bu da quyuya vurulacaq mayenin tapmaq istədiyimiz gündəlik sərfidir.

Əgər həmin misalda başqa şərtlər olduğu kimi qalmaqla 0� =1,0% olsa, onda l) =2,0, v) =1,52 və Qv=12 m3/gün; 0� =2,8% olanda isə l)=2,47, v) =1,99 və Qv =16 m3/gün alarıq.

Əgər quyu neft ilə bərabər su verirsə, onda quyuya töküləcək mayenin miqdarını aşağıdakı kimi tapmaq lazımdır. Neft və suyun gündəlik hasilatı Qneft=1,0 m3/gün, Qsu=3,0 m3/gün, d=0,4 mm, D=2"; 0� =0,5%, neft və suyun özlülüyü neft� =5 sp, su� =1 sp olan hal üçün Qv-ni tapaq. Əvvəlcə neft) və su)-dan ibarət q) -ni təyin etmək lazımdır. Verilmiş neft� , D, d və Qneft-ə əsasən

380

nomoqramdan tapırıq ki, su) =0,22; yenə həmin yolla verilmiş su� , d, D və Qsu-ya əsasən tapırıq ki, su) =0,38. Beləliklə q) = neft) + su) =0,6. Bunun ardınca verilmiş 0� -a əsasən l) =1,8 olduğunu tapır və l) ilə q) -ni birləşdirib, onların fərqini, yəni v) =1,2 qiymətini tapırıq. Nəyahət quyuya vurulacaq mayenin özlülüyü su� -dan, həmçinin d və D-dən keçməklə düz xətt çəkib, onu v� = 1.2 xətti ilə kəsişdirərək, Qv=10 m3/gün alırıq ki, bu da quyuya töküləcək mayenin (suyun) tapmaq istədiyimiz gündəlik sərfidir.

Qumla mübarizə məqsədilə, bir çox konstruksiyalı çınqıllı süzgəclərdən, qumayırıcı lövbərlərdən və metal-keramik süzgəclərdən istifadə olunur. Prinsip etibarilə bunların hamısı quyu içərisinə daxil olmuş qumun nasosun silindrinə dolmasının qarşısını almaq üçündür. Əlbəttə nasos altına bağlanan bu süzgəclərin uzunluğu gündəlik hasilat, qumun orta diametri və onun az-çoxluğundan asılı olaraq götürülür.

Son illərdə qumla mübarizə üçün Azərb. ETNÇİ tərəfindən yeni bir metod təklif olunmuşdur. Bu metodla quyudibi zonasına 3—5 t qədər fenol-formaldehidli qatran vurulur. Bu məhlul quyudibi zonadakı qumları bərkidir və eyni zamanda lazımi qədər məsaməli olur. Bunun nəticəsində quyu-dibində bərkidilmiş qum zonasından quyuya yalnız maye keçə bilər.

§ 5. DƏRİNLİK NASOSUNUN MƏHSULDARLIĞINA MƏNFİ TƏSİR

GÖSTƏRƏN AMİLLƏR

Yuxarıda dərinlik nasosunun nəzəri məhsuldarlığını s, n və Fpl parametrlərindən asılı olaraq təyin etdik və bir çox səbəblərdən həqiqi məhsuldarlığın nəzəri məhsuldarlıqdan az olduğunu söylədik. İndi isə ayrı-ayrı amillərin təsirindən bəhs edək.

1. Qazın təsiri

Neft ilə birlikdə nasosun silindrinə dolmuş qaz həmişə nasosun

məhsuldarlığını azaldır. Plunjer yuxarı hərəkət edərkən silindrə müəyyən həcm nisbətində neft

və qaz dolur:

,n

q

vv

R

burada qv -mayenin içərisində olan qazın həcmi; nv -neftin həcmidir.

Plunjerin ən yuxarı nöqtəsində nasosun içərisinə dolmuş neft və qaz iki həcmdən ibarət olacaqdır:

381

,3s vvv � (X.5) burada v -plunjerin altındakı ümumi həcm;

sv -plunjerin qalxması ilə boşalan həcm;

3v -plunjerin aşağı vəziyyətində, vurucu klapanla sorucu klapan arasında qalan həcm (zərərli həcm),

.qn3s vvvvv �� Əgər bu ifadədə qv -ni RvH ilə əvəz etsək, aşağıdakı tənliyi alarıq:

,nn3s Rvvvv �� buradan

.R1vvv 3s

n ��

(X.6)

Bu düsturdan aydındır ki, plunjerin altındakı neftin həcmi silindrə yeni dolmuş neftin həcmi ilə zərərli məsafədə qalan neftin həcmi cəminə bərabərdir. Əgər ümumi ( nv ) həcmindən zərərli məsafədə qalan neftin həcmini ( 3v ) çıxsaq, qalan neft təxminən hər dəfə plunjerin yuxarıya hərəkəti ilə əlaqədar olaraq, nasosa daxil olmuş neftin həcmini vermiş olur, yəni:

.33s

3nn vR1vvvvv (

��

($

İndi isə nasosun dolma əmsalını tapaq:

� � .s

3

s

s3

s

3

s

3s

s

nvv

R11

vvv

vv

R1vvv

vv

(�

'�

(�(

$

�

Əgər s

3

vv nisbətini m ilə əvəz etsək, aşağıdakı düsturu alarıq:

.R1

mR1m1R1m

�(

(��

� (X.7)

Bu düsturdan aydın olur ki, nasosun dolma əmsalını artırmaq üçün m-in azalması lazımdır, yəni nə qədər zərərli məsafə az və plunjerin gediş yolu çox olarsa, dolma əmsalı da artıq olar. Əgər neftin içərisində qaz olmasa,

yəni qv =0, onda R=3

q

vv =0 olar. Əgər neftin içərisində qaz hədsiz çox olsa,

o, klapanlar arasındakı məsafədə sıxılıb genişlənməklə, yay rolu oynayaraq sorucu klapanı açılmağa qoymaz. Beləliklə də nasos neft vurmaz. Belə bir halın əmələ gəlməsi üçün � =0 olmalıdır. Bu zaman

,0R1

mR1

�(

� (X.8)

382

yəni 1—mR=0 olacaqdır. Deməli, .m1R * Buradan aydındır ki, əgər zərərli

məsafənin həcmi ( sv ) plunjerin hərəkəti zamanı əmələ gələn həcmə ( 3v ) bərabər olarsa, dərinlik nasosu maye vurmaq qabiliyyətini itirir. Buradan aydındır ki, neft ilə birlikdə nasosa dolan qazın miqdarını mümkun qədər azaltmaq lazımdır. Bunun üçün qaz ayıran lövbərdən istifadə edilir.

Qaz lövbərləri Nasos istismarının tarixi boyu bir çox konstruksiyalı qaz

lövbərlərindən istifadə olunmuşdur. Nəhayət 1950-1955-cı illərdə Azərb. ETNÇİ tərəfindən aparılan tədqiqatlardan aşağıdakı nəticələr alınmışdır:

Laydan istismar kəmərinə dolmuş neft və qaz birlikdə yuxarıya doğru hərəkət edərək qazayırıcısına çatır (189-cü şəkil). Böyük sürət almış iri qaz qabarcıqlarının əksəriyyəti qazayırıcısının yanından sürüşüb maye səviyyəsinə qalxır. Kiçik qaz qabarcıqları isə neft ilə birlikdə qazayırıcısının deşiklərindən içəri dolur. Bu zaman yenə də qaz qabarcıqlarının çox hissəsi sürətdən düşmüş mayedən ayırılıb, qazayırıcısının “yuxarısına” yığı1ır və qaz yastığı əmələ gətirir. Sonra qaz yastığının iri qaz qabarcıqları qoparaq qazayırıcının yuxarı deşiklərindən bayıra çıxaraq maye səviyyəsinə qalxır. Ayırıcının içərisində, yəni a—a xəttindən aşağı, qaz neftdən çox az miqdarda ayrılır. Deməli, qazın çox hissəsi borulararası sahədə və qaz lövbərinin deşiklərindən girərkən ayrılır. Buna görə də hər iki sahəni artırmağa çalışmaq lazımdır. Lövbərin uzunluğunun əhəmiyyəti olmadığından o, qısa götürülməlidir. Göstərilən tədqiqatlar üzrə qazın ayrılması, əlbəttə, lövbərin gövdələrinin sayından da asılıdır. Bütün deyilənləri nəzərə alaraq Azərb. ETNÇİ tərəfindən layihə olunmuş 3 və 4 pilləli PQL-3 tipli qaz lövbərləri geniş miqyasda tətbiq olunur.

„PQL-3" qaz lövbəri (190-cı şəkil) diametri 3" olan keçirici, pilləli gövdə (2), diametri 1" olan sorucu qısa borular (3, 7), orta nippel (4), sorucu nippel və bağlı muftadan ibarətdir. Sorucu boruların (3, 6, 7) uzunluğu bərabər, üzərindəki dəliklərin sayı isə müxtəlifdir.

Qaz lövbəri iki variantda hazırlanır: 1) yüngül neft verən quyular üçün; 2) ağır neft verən quyular üçün.

Bunların arasındakı fərq sorucu borudakı dəliklərin müxtəlif sayda olmasından ibarətdir (39-cu cədvəl).

383

189-cu şəkil. Qaz lövbərinin prinsipial

sxemi

190-cı şəkil. Üçpilləli ƏAQS-3 tipli qaz lövbəri

6

5

4

3

aa

2

1

13

25

43

25

43

25

32

74

IVIII

III

46

384

39-cu cədvəl

Pillələrin №-si 1 II III IV Yüngül neft 4 7 15 26 Ağır neft 3 5 11 26

Cədvəldə göstərilən dəliklərin sayı aşağıdakı düsturlarla

hesablanmışdır:

;5

244

24

23 D

ld16n19

n9 �� '

( (X.9)

;5

243

23

22 D

ld49n9

n4 ��

( (X.10)

,5

242

22

21 D

dl81n4

n1 �� '

( (X.11)

burada n1, n2, n3, və n4 - pillələrdəki dəliklərin sayı; 432 ��� ,, -müqavimət əmsalıdır. Turbulent rejim üçün

.Re

,4

3160� (X.12)

Laminar rejim üçün

,Re

64� (X.13)

burada l-sorucu boru pillələri arasındakı dəliklərə qədər olan məsafə; � -0,64 dəliklərdən keçən mayenin məhsuldarlıq əmsalı;

D-sorucu borunun daxili diametri; d2, d3, d4 - sorucu borudakı dəliklərin diametridir.

“Zont" qaz lövbəri

Borulararası sahəni artırmaq və bununla əlaqədar olaraq qaz

lövbərinin effektini yüksəltmək məqsədi ilə “Zont” qaz lövbəri işlədilir. Bu lövbərin (191-ci şəkil) aşağı uсunda rezindən hazırlanmış iki halqavarı manjet (3) vardır ki, o da istismar kəməri (1) ilə gövdə (2) arasındakı boşluğu bağlayır. Beləliklə qazla qarışıq maye bütünlüklə gövdə (2), soruсu boru (5) arasından keçərək yuxarı pənсərədən (4) manjetin üstünə tökülür və maye selinin istiqaməti 180° dönməli olur. Nətiсədə qaz neftdən asanlıqla

385

192-сi şəkil. Nimçəvarı qaz lövbərinin prinsipial sxemi

191-сi şəkil. “Zont” tipli qaz lövbəri

6

1

3

2

5

4

8

7

386

ayrılıb yuxarı qalxır və təmiz neft isə buсaqlı borudan (6) soruсu boruya daxil olur.

Təmizlənməmiş neftin bir başa nasosa dolmaması üçün gövdə ilə soruсu borunun arası yuxarıdan dəmir halqa (8) ilə bağlanmışdır. Lövbər mufta (7) vasitəsilə nasos borularına bağlanır.

Son illərdə Azərbayсan neft mədənlərində Azərb. ETNÇİ tərəfindən

verilmiş yüksək keyfiyyətli nimçəvarı qaz lövbəri intişar tapmağa başlamışdır (192-сi şəkil).

Nimçəvarı qaz lövbəri %2

1 soruсu boru üzərinə qaynaq edilmiş 8 və ya 10 metal nimçədən ibarətdir. Daşınma zamanı bu nimçələri xariсi zərbələrdən qorumaq məqsədilə, xariсi tərəfdən onlara 6 ədəd metal mil qaynaq edilmişdir. Millərin aşağı uсu bir-birinə konusvarı qaynaq olun-muşdur. Bu millərin arasına, qazın birbaşa soruсu boruya dolmasının qarşısını almaq üçün konus yerləşdirilmişdir. Qaz qabarсıqları bilavasitə nimçələrdə birləşib böyüyür ki, bu da qaz lövbərinin iş keyfiyyətini artırır. Bu lövbərlərin bir üstünlüyü də onların qazlı-qumlu quyularda digər lövbərlərə nisbətən yaxşı işləməsidir. Çünki nimçələrin xüsusi quruluşda olması mayedəki qumun soruсu boru dəliklərini örtməsinə imkan vermir. Göstərilən dəliklərin sayı aşağıdakı düsturlarla hesablanır:

;,,,

5

24

28

27 D

ld136n

136n

625 ��( (X.14)

;,,

4

24

27

26 D

ld122n

625n

619 ��( (X.15)

;,,

5

24

26

25 D

ld240n

619n

414 ��( (X.16)

;,

5

24

25

24 D

ld372n

414n10 ��

( (X.17)

;,

5

24

24

23 D

ld502n10

n18 ��

( (X.18)

;,,

5

24

23

22 D

ld640n

18n

46 ��( (X.19)

387

5

24

22

21 D

ld775n

46n

94 ��(

,, (X.20)

Bu hesablamalarda nimçələrin sayı 8 götürülmüş və hər mərtəbədəki dəliklərdən keçən mayenin miqdarı, 7, 8, 9, 10, 12, 14, 16 və 19% qəbul edilmişdir.

2. Silindrə dolmuş mayedə baş verən itkilər

Silindrə sorulmuş mayenin bir hissəsi soruсu klapanın vaxtında

bağlanmaması və kip olmaması nətiсəsində yenidən quyuya tökülür. Plunjer yuxarı hərəkət edərkən mayenin bir hissəsi vuruсu klapanın geс bağlanması və kip olmaması səbəbindən silindrin alt hissəsinə axır. Bəzən oymaqların

bir-birinə kip söykənməsi nətiсəsində plunjerin yuxarı hissəsindəki maye, nasosun örtüyü ilə oymaqlar arasından keçərək plunjerin altına dolur. Bütün bu itkilər əsasən nasosun keyfiyyətli hazırlanmaması və düzgün rejimdə işlədilməməsi nəticəsində baş verir. Bu itkilərin miqdarı bəzən sıfra yaxın, bəzən də çox böyük olur ki, onu da heç bir nəzəri üsulla əvvəlcədən təyin etmək mümkün deyildir. Bunlardan başqa nasosda daimi maye itkisi vardır. Bu itki plunjerlə oymaqlar arasındakı boşluqdan axan mayedir.

İtki tənliyini qurmaq üçün halqavarı çatlaqdakı maye hərəkətini müntəzəm hərəkət kimi götürürük.

� ara boşluğunda maye axınından, mərkəzdən y məsafəsində yerləşən elementar halqavarı dx, dy hissəciklərini ayırırıq (193-cü şəkil). Plunjerin radiusunu r, oymağın radiusunu isə K ilə işarə edirik.

Götürülən elementar hissəciyə aşağıdakı qüvvələr təsir edir: P—„x" oxu istiqamətində hərəkət edən element; t-sürüşmə

qüvvələrindən asılı olan əks istiqamətdə hərəkət edən element. Beləliklə sistem aşağıdakı şərtə görə tarazlaçir, yəni P=t olur. Bu zaman

193-сü şəkil. Silindrə maye itkisinin təyinisorumuş

Lülə

dyP

dx

P P

Plunjer

Hasosun oxu

A

ZY

XX

388

;y2dpP &' ;dydy

vdydx2t 2

2&� ' (X.21)

dydy

vddx2ydy2dp 2

2'' &�&

alırıq ki, buradan da:

,dxdp1

dyvd2

2'

� (X.22)

burada � -mütləq özlülükdür.

Həmin kəsik üçün dxdp

kəmiyyətini sabit götürmək şərti ilə yuxarıdakı

tənliyi iki dəfə inteqrallasaq, aşağıdakı ifadəni alarıq.

21

2cyc

dxdp

2yv ��'�

(X.23)

nicc 21 (, ry və ,Ry 0V Şərti ilə uyğun sabit kəmiyyətləri tapaq:

;dxdp

2Rrc1 '

�

� .

dxdp

2rRc2 ''

�

Onda

� �- .dyRryRrydxdp

21v 2 �'�('�

Mayenin sərfi:

� �- .dyRryrRydxdpyvdFdq 2 �'�('

�&

inteqrallasaq: � �

dxdp

12Rrq

2

�&� �

(X.24)

alarıq ki, burada 2(r+R) /D-nu plunjerin orta diametridir.

g���

burada � -kinematik özlülük olub

dxdp sahəsində qiyməti vahidə bərabərdir:

�'lh

dxdp

(X.25)

h—sahədəki basqı itkisidir. Bütün qiymətləri yerinə yazsaq:

l12hDgQ

3

��& ''''

(X.26)

389

alırıq ki, burada Q—mayedəki itki; � -plunjerlə silindr arasındakı boşluğun bir tərəfinin eni; g -yer cazibə qüvvəsinin təcili; h -plunjer boyunca basqı itkisi; � -çıxarılan mayenin kinematik özlülüyü; l -plunjerin uzunluğu; D-plunjerin diametridir.

Həmin tənlik, özlü mayenin çox böyük olmayan konsentrik ara boşluğundan keçməsi üçün çıxarılmışdır.

Azərb. ETNÇİ-nin tədqiqatları göstərmişdir ki, bəzi hallarda nasosun plunjerilə silindri arasındakı boşluqdan keçən maye turbulent hərəkət edə bilər. Araboşluğu eksentrik olarsa, yuxarıdakı düsturda 1/12-i 5/24 ilə əvəz etsək kifayətdir.

Plunjerin yuxarı hərəkətində alınan itkini prof. A.Pirverdiyan tərəfindən təklif olunmuş düsturla təyin etmək lazımdır, yəni

,uD21

lghD

121Q

3�&

��&

( (X.27)

burada u-plunjerin yuxarı hərəkətində orta surət g=980 sm/san2.

194-cü şəkil. Plunjerlə oymaqlar arasından axan maye diaqramı

Sıxma təzyiqi kq/sm2

Araboşluğuna baş verən itki, sm3/dəq. ilə

170

mikro

n

160

mikro

n

150

mikro

n

140

mikro

n

130

mikro

n

120

mikro

n

110

mikro

n

100

mikro

n

90

mikro

n

80

mikro

n

70

mikro

n

60

mikro

n

50

mikro

n

40

mikro

n

30

mikro

n

8=20

mikro

n

f 71 mmf 93 mm

f 68 mm

f 56 mm

f 43 mmf 43 mm

f 38 mm

f 32 mm

f 28 mm

20 30 40 50 60 70 80 90 100 P

30

00

0

20

00

0

16

00

0

12

00

0

10

00

0

80

00

60

00

40

00

30

00

20

00

16

00

12

00

10

00

80

0

60

0

40

0

30

0

20

0

16

0

12

0

10

0

80 60

40

30

20

16

12

390

eksentrik araboşluğu üçün

� � uD21

l24hgDc32Q

32 �&

��&

('

� (X.28)

burada c—nisbi eksentrisitetdir, yəni həqiqi eksentrik (e) araboşluğu � olan nisbətdir.

Yuxarıda göstərilən düsturlar hamar plunjerlə oymaq arasındakı boşluqdan keçə biləcək maye itkisini göstərir. Həqiqi nasoslarda isə istər plunjerin və istərsə oymaqların sürtünən sahələri heç də hamar olmur. Hətta çox zaman plunjerin üzərində süni surətdə açılmış halqavarı qanovlar və çuxurlar olur. Nəticədə araboşluğu plunjer boyu ilə eyni olmur. Buna görə də həqiqi itki nəzəri itkidən fərqlənir. Həqiqi itkini M.D.Əliyev tərəfindən verilmiş empirik düstur ilə təyin etmək məsləhət görülür:

,,

vl10hD73

q 6

3ş�'''

(X.29)

burada ş� -şərti ara boşluğudur. Şərti ara boşluğu təyin etmək üçün M.D.Əliyevin təcrübə əsasında

aldığı nomoqramdan istifadə etmək olar (194-cü şəkil).

§ 6. DİNAMOQRAF VƏ ONUNLA TƏDQİQAT İŞLƏRİNİN APARILMASI

Dərinlik nasoslarında nasosun tam işləmə dövru ərzində mancanaq

dəzgahının cilalanmış pistonqoluna təsir edən ümumi yükün dəyişməsinin avtomatik olaraq yazılması üçün dinamoqrafdan istifadə olunur. Dinamoqraf cihazı mexaniki və hidravlik prinsip əsasında işləyir. Hilravlik dinamoqrafın quruluş sxemi 195-ci şəkildə göstərilmişdir.

Bu cihaz uç əsas hissədən ibarətdir: 1. Kapilyar borucuqla birlikdə (cihazın ölçən hissəsi) mestoza; bunun

vasitəsilə cilalanmış pistonqoluna düşən qüvvə maye təzyiqinə çevrilir və heliks adlanan içərisi boş xüsusi yaya verilir.

2. Qeydedici; bu, pero ilə birlikdə „heliksdən" və kartoqram ilə birlikdə hərəkət edən masadan ibarətdir.

3. Gedişyavaşıdan; bu, cilalanmış pistonqolunun hərəkətini kartoqram yerləşən masaya kiçildilmiş ölçüdə ötürür.

391

195-ci şəkil. NQV-5(NQN-7) tipli üçborulu qondarma nasosu:

1—Qali zənciri; 2— fırlanğıc; 3— pardaxlanmış pistonqolu; 4—samovar; 5—ştanq kəməri; 6—nasos boruları; 7—istismar kəməri; 8—vurucu klapan; 9—plunjer; 10— qəbul klapanı; 11— mesdoza; 12— mayei; 13—gövdə; 14— piston; 15—membrana; 16— kapilyar borucuq; 17—polad lent; 18— gediş azaldan; 19— nasos; 20— ventil; 21—manometrinin yayı; 22—peroilə ox; 23—kartoqram ilə masa; 24—qayıdış yayı; 25— miqyasdiyircəyi

1

1114 12

13

172

3 17

15

19

16

21

20

2223

24

25

418

5

6

7

8

9

10

392

40-c

ı cəd

vəl

Ştan

qlar

ın

şərti

ölç

üsü

Ştan

q və

muf

tala

rın ə

sas ö

lçül

əri,

mm

ilə

Ştan

qın

başl

ığı

Muf

ta

Muf

ta v

ə ba

şlığ

ın y

ivi

d

L1

L2

LS

k

d1

d2

d3

S

D

D1

D2

S

d o

d op

d

BH

h

Düy

mə

mm

ştanq

mufta

ştanq

mufta

Ştanq

mufta

5 / 5

3

/ 4 7 / 8 1

16

19

22

25

29

35

35

45

38

38

38

46

22

22

22

28

10

11

13

15

35

38

43

51

32

37

38

46

18

21

24

28

22

27

27

32

38

42

46

55

28.6

5 31

.83

35.0

0 39

.76

24.2

6 74

.43

30.6

1 35

.38

32

36

41

46

23.7

98

26.9

73

30.1

48

34.9

10

23.8

24

26.9

99

30.1

74

34.9

36

22

.148

25

.323

28

.498

33

.260

22.1

74

25.3

49

28.5

24

33.2

86

20.6

82

23.8

57

27.0

32

31.7

94

21.0

74

24.2

49

27.4

24

32.1

86

2.54

2.

54

2.54

2.

54

393

Dinamoqrafın əsas hissəsi sayılan mestoza çox böyük olmayan qalın divarlı, üstü nazik metal lövhə ilə örtülmüş çəndən ibarətdir ki, bu metal membranın üzərində mestozanın porşeni yerləşir. Mestozanın dibində iki deşik vardır. Deşiklərdən biri sistemi maye ilə doldurmaq üçündür; digər deşik isə diametri 0,6—0,8 mm olan kapilyar boru vasitəsilə „heliks"lə birləşdirilir.

Dinamoqrafın mestozası cilalanmış pistonqolu ilə elə birləşdirilir ki, ştanq kəmərinə düşən bütün yük, porşenə ötürülür və sonra „sistemdəki" maye vasitəsilə „heliksə" verilir. „Heliks" də öz növbəsində təzyiqin qiymətindən asılı olaraq əqrəbi bu və ya digər tərəfə əyir. Cilalanmış pistonqolunun hərəkətinə münasib olaraq, kartoqram yerləşən masanın irəli-geri hərəkəti zamanı pistonqolunun vəziyyətindən asılı olaraq ona düşən yükü göstərən qapalı əyrilər alınır. Bu əyrilər cilalanmış pistonqolunun dinamoqramı adlanır.

Dinamoqramın növləri

196-cı şəkildə cilalanmış pistonqoluna təsir edən müxtəlif yüklərin

dəyişməsini göstərən nəzəri dinamoqramlar göstərilmişdir. Bu dinamoqramlar 197-ci şəkildə verilmiş boru və ştanqların deformasiyası əsasında qurulmuşdur.

Sadə nəzəri dinamoqram ştanqların və boruların mütləq sərt halında yalnız statik qüvvələrin dəyişməsini göstərir. Bu zaman statik qüvvələr düzbucaq qanunu ilə dəyişir (196-cı a şəkli).

Nəzəri dinamoqram ştanqların və lövbər bağlanmamış kəmərin deformasiyasını nəzərə alaraq statik qüvvələrin paraleloqram qanunu ilə dəyişməsini göstərir (196-cı b şəkli). Mayenin ştanqlara və kəmərlərə etdiyi təzyiqin dəyişməsi nəticəsində əmələ gələn elastik deformasiyalar, plunjerin faydalı gedişini mancanaq dəzgahının gedişinə nisbətən

bş ��� � (X.30) qədər azaldır.

Ətalət qüvvələrini və kəmərin titrəyişini nəzərə alaraq dinamoqramlar real şəraitdə cilalanmış pistonqoluna düşən yükün dəyişmə xarakterini əks etdirir (196-ci c şəkli). Dinamoqrafla ştanq kəmərinə düşən qüvvələri təyin etməkdən əlavə, dərinlik nasosunun işindəki müxtəlif nöqsanları da meydana çıxarmaq mümkündur. Qeyd etmək lazımdır ki, nasosun quyudibində necə işləməsini dinamoqramdan görmək çox zaman müyəssər olur. Bunun üçün alınmış dinamoqramı aşağıdakı tipik nomoqramlarla müqayisə etmək lazım gəlir. Əsas tipik nomoqramlar198-ci şəkildə verilmişdir. Plunjer silindrdə düzgün oturmadıqda ya qəbuledici klapana dəyir, ya da silindrdən kənara çıxar (boru nasoslarda); ştanqlı qondarma nasoslar isə konus dayaqdan qopur.

394

196-cı şəkil.

Sadə nəzəridina moqramlar

Birinci halda dinamoqramın aşağı sol küncündə, kiçik ilgək əmələ gəlir (198-ci a şəkli), ikinci halda isə dinamoqramın saf küncü ilə ştanq yükü xətti kəskin surətdə aşağı enir (198-ci b şəkli).

Hər iki halda lazım gələn uzunluqda qısa ştanq seçmək yolu ilə bu nöqsan tez bir zamanda aradan qaldırılmalıdır. Əgər bununla plunjerin təkanlarını və silindrdən kənara çıxma hadisələrini aradan qaldırmaq baş tutmursa, bu vurma rejimi üçün kifayət qədər deyildir.

Nasosun aşağı hissəsində buraxma halı baş verərsə, ştanqdan yükün götürülmə xətti ştanqın yükü qəbul etmə xəttilə paralel alınmır (198-ci vşəkli).

Nəzərə almaq lazımdır ki, yükü qəbul etmə xətti, götürülmə xəttinə nisbətən daha dik gedir. Nasosun yuxarı hissəsində maye buraxma halı

1

2

3

4

5

6

D

395

olduqda isə (vurucu klapandan, plunjerlə silindr arasındakı boşluqdan, oymaqların bitişik uclarından), ştanqların yükün götürülmə və qəbul etmə xətti yenə də paralel olmur, ancaq birinci ikincidən dik olur (şəkil 198 q).

197-

cişə

kil.

Sadə

nəz

ərid

ina

moq

ram

lar

S

AV

CD

E

ş+

boru

ş

boru

boru

boru

ş

boru

ş+

boru

Sn

Sn

ş

F

396

198-ci şəkil. Tipik dinamoqramlar

15 35 55 75 95105

60

40

20

020

40

60

V

15 35 55 75 95 105

0

020

40

60

20 40 60 80 100120

B

020

40

060

20 40 6 80 100 110

Q

02

040

60

20 40 60 80 100 110

Ğ

20 40 60 80 100 110

E

02

040

60

80

20 40 60 80 100

D

15 25 35 45 55 65 75 85 95

100

90

80

70

60

20

30

40

50

J

397

Məhsuldarlığın azalmasına plunjerin tutulması da (ilişməsi) səbəb ola bilər. Əgər plunjer silindrin aşağı hissəsində (plunjerin aşağı gedişində) tutularsa, onda, ştanqların ağırlıq xətti, dinamoqramın aşağı sol küncündə tədricən aşağı düşür (198-ci ь şəkli). Əgər plunjer, silindrin yuxarı hissəsində (plunjerin yuxarı gedişində) tutularsa, bu halda yükləmə xətti, yuxarı sağ küncdə kəskin surətdə yuxarı qalxır (198-ci d şəkli). Belə halda qondarma nasosları quyudan qaldırıb mədən emalatxanasında yoxlamaq lazımdır.

Nasosun maye vurmasının tamamilə kəsilməsi ştanqların qırılması və yaxud açılması (198-ci e şəkli) plunjerin silindrdə tam ilişməsi (198-ci j şəkli) və quyudibində qum tıxacının əmələ gəlməsi ilə izah oluna bilər.

§ 7. DƏRİNLİK NASOS ŞTANQLARI

Dərinlik nasos ştanqlarının növü, ölçüsü və vəzifəsi

Nasos ştanqları birləşdirici (və keçirici) mufta vasitəsilə

əlaqələndirilərək, mancanaq dəzgahı ilə dərinlik nasosu arasında əlaqə yaradan ştanq kəmərini əmələ gətirir.

Ştanq kəməri vasitəsilə dərinlik nasosu plunjerinə irəli-geri hərəkət ötürülür və bununla da nasosun işi tamamlanır.

Normal konstruksiyalı nasos ştanqı (199-cu şəkil) dairəvi en kəsikli nazik uzun mil (ox) şəklində olur və bunun uclarında (başlığında):

a) birləşdirici muftaya uyğun yivlər; b) quraşdırma (birləşdirmə) açarına uyğun kvadratlar; c) kəmərin elevatordan asılması üçün konusvarı çıxıntı vardır. Keçmiş SSRİ-də istehsal olunan (N618—52 növlü) ştanq və

muftaların əsas ölçüləri 40-cı cədvəldə göstərilmişdir. Plunjerin dərinlik nasos silindrinə düzgün oturmasını təmin etmək

üçün normal uzunluqlu ştanqlardan başqa uzunluğu 1000; 1500; 2000; 2500 və 3000 mm olan gödək ştanqlardan (Futovka adlanan) da istifadə edilir. Gödək ştanqların qalan ölçüləri normal ştanqların ölçüləri kimidir.

Ştanq kəməri ştanqların diametrindən asılı olaraq birpilləli və çoxpilləli ola bilər. Eyni diametrli kəmər birpilləli, müxtəlif diametrli kəmər isə çoxpilləli adlanır.

Kəmərin pillələrinin sayı adətən üçdən çox olmur. Çoxpilləli kəmərin müxtəlif diametrli ştanqlarını birləşdirmək üçün keçirici muftalardan istifadə edilir. Keçirici muftalar 5/8"-3/4"; 3/4"-7/8"; 7/8"—1" olur.

Çoxpilləli kəmər, onunla eyni möhkəmlikdə olan birpilləli konstruksiyalı kəmərdən çəkisinin xeyli az olmasına görə fərqlənir və ümumiyyətlə dərin quyularda tətbiq edilir.

SSRİ-də nasos ştanqları əsasən aşağıdakı markalı poladlardan hazırlanır:

398

199-cu şəkil. Nasos ştanaqı və muftası

D

DD

1

2

S

d3

d2

d1

dl1

Kl2

l3

22

80

00

36

10

0

399

1. Karbonlu 40 və 40U (DÜİST 1050-52); 2. Xromnikelli 20XN (DÜİST 4543-48);

3. Marqanslı 36Q1 (QMN-nin texniki şərtləri MÇM); 4. Nikkelmolibdenli 15NM (DÜİST 4543-48). Birləşdirici və keçirici muftalar adətən markası 40 olan karbonlu

poladdan hazırlanır. Bu poladların mexaniki göstəriciləri 41-ci cədvəldə verilmişdir. Ştanq muftalarının yeyilməyə dayanıqlığını artırmaq məqsədilə

səthləri tamamilə, və yaxud da hissə-hissə yüksək tezlikli cərəyanla möhkəmləndirirlər (xüsusi yüksək tezlikli cərəyan qurğusunda) və sonra səthlərini cilalayırlar.

Nasos ştanqına təsir edən qüvvələr

Nasos ştanqına təsir edən yükün xarakteri və kəmiyyəti (qiyməti). Dərinlik nasosu işləyən zaman ştanq kəmərinə aşağıdakı qüvvələr təsir

edir: A. İş prosesində yaranan statik qüvvələr: a) ştanq kəmərinin öz çəkisi; b) nasosun qaldırdığı mayenin çəkisi; c) nasosun plunjerinə və ştanqlarına mayenin göstərdiyi hidrostatik

təzyiq. B. Ştanq və maye kütləsinin qeyri-müntəzəm hərəkəti zamanı yaranan

yaxud dinamik qüvvələr. C). Hərəkət zamanı yaranan müqavimət qüvvələri: a) plunjerin silindr divarına sürtünməsi; b) ştanqların və muftaların boru kəmərinə sürtünməsi; c) atqı xəttində və nasosda yaranan hidravlik müqavimət. Neft mədənlərində işləyən nasos qurğularının əksəriyyətində maye və

ştanqın çəkisindən əmələ gələn statik qüvvələr ştanqlar kəmərinə təsir edən tam yükün böyük hissəsini təşkil edir.

Bu qüvvələr nasos qurğularının aşağıdakı istismar parametrlərindən asılıdır:

a) nasosun buraxılma dərinliyi (H) və diametrindən (D); b) balansir başlığının gediş yolu uzunluğundan (s0) və yırğalanma

sayından (n); c) ştanq kəmərinin ölçülərindən (d, li). Buna görə də bu qüvvələrin qiyməti və dəyişmə xarakteri dərinlik

nasosunun tam dövrü üçün hesablama yolu ilə asanlıqla təyin edilə bilər. Nasos ştanqları, quyuda işləyərkən, öz ağırlıq qüvvələrinin təsiri

altında da olur. Bu yük (ştanqların öz xüsusi yükü), ştanq kəmərini bir qədər

400

41-ci cədvəl

• •• • • •• • •• • •• ••• •• •• •• • • •• ••• • •• • •••••••• • •••

naso

sun

diam

etri,

mm

ilə Ştanq kəmərinin ölçüləri

(uzunluğu və diametri)Kəmərin texnikixarakteristikası

Nasosunburaxılma

dərinliyi, m ilə

Kəmər pillələrinin uzunluğu,% ilə

kəmər

in 1

met

rinin

çə

kisi

, kq

ilə

dəzg

ahın

mks

imal

yü

kqal

dırm

a qa

bliy

yəti,

kq

ilə

“Gət

irilm

iş “

gə

rgin

lik,

kQ/ m

m2

Nas

osun

ged

iş y

olu

itkis

i, m

m ilə

karb

onlu

leki

rlən

miş 1`

`

7 / 8``

3 / 4``

5 / 8``

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

2811009001000

10035

100

65

1.762.381.98

300030003000

7.805.505.40

170110140

32980800950

10038

100

62

1.762.382.00

300030003000

8.105.705.90

180100160

38800750800

10045

100

55

1.762.382.04

270030003000

8.007.606.00

180120160

44700650700500 40

1005260

100

48

1.762.392.082.70

2700300030003000

8.306.406.504.00

18012014090

56500470 50

10050

2.382.78

30003000

6.705.20

120100

70350 100 3.19 3000 5.30 80

95220200 100

100 3.194.10

30003000

5.404.00

120150140 100

100 3.194.10

30003000

5. 604.00

401

tarım vəziyyətdə saxlayır. Həmin ölçünün qiyməti aşağıdakı kimi ifadə olunur:

,Ef2bHq

Ef2hp

lş

2ş

ş

vşş

burada

ş

ş

fq =0,855 olduğundan (bütün ştanqlar üçün),

E28550lş

.

olur.

31 mkq7850 /� və 3mkq900 /� qəbul etsək 8550

7850907850b ,

( olar. Bu

halda 6

2

ş 10555Hl'

,

olar.

Həmin hadisə analoji olaraq, nasos borularında da müşahidə edilir. Quyuda maye ağırlığının təsirindən nasos ştantları uzanır, həmin yük götürüldükdə əvvəlki vəziyyətini alır. Buna uyğun olaraq nasos boruları da elastik deformasiyaya uğrayır. Nasos boruları plunjerin aşağı gedişində uzanır və yuxarı gedişində qısalır. 197-ci şəkildə plunjerin müxtəlif vəziyyətində yaranan müxtəlif hallar verilmiş və buna müvafiq olaraq nəzəri diaqram (196) qurulmuşdur.

Maye ağırlığının təsiri altında ştanqların deformasiyası sərhədi də dəyişir, yəni:

;ş

2maye

ş

mayeş fE

HqfEHP

i'

'

borular üçün də analoji olaraq boru

2maye

boru fEHq

i'

yaza bilərik.

197-ci şəklə əsasən plunjerlə ştanqların asılma nöqtəsinin yerdəyişmə vəziyyətindən asılı olaraq boru və ştanqlarda yaranan elastik deformasiya aşağıdakı kimi təyin edilir:

001

2334

5�

001

2334

5��

boruş4

2

boruş

2maye

boruş

f1

f1

E10HF

f1

f1

EHq

ii

6�

�

burada F-plunjerin en kəsik sahəsidir.

402

Müqavimət qüvvələrinin ətaləti yuxarıda adları çəkilən parametrlərdən əlavə, dərinlik nasosunun mürəkkəb iş şəraiti ilə əlaqədar olan bir sıra başqa amillərdən də asılıdır. Nasos ştanqları kəmərinə təsir edən ümumi yükün qiyməti baxılan kəmərin en kəsiyinin vəziyyətindən asılı olduğu kimi, cilalanmış pistonqolunun (ştokun) vəziyyət və hərəkət istiqamətindən də asılıdır. Baxılan kəsikləri kəmərin asılma nöqtəsinə yaxınlaşdırdıqca kəmərin öz çəkisi, dinamik qüvvələr və müqavimət qüvvələri artdığı üçün kəmərin yuxarı ştanqı ən çox yüklənmiş olur. Cilalanmış pistonqolunun vəziyyətindən və hərəkət istiqamətindən asılı olaraq ştanqlardakı qüvvələr aşağıda göstərilən qanun üzrə dəyişir.

Pistonqolu aşağı kənar vəziyyətindən yuxarıya tərəf hərəkət etdikdə (nasosun işçi gedişində) kəmərə bütün qüvvələr təsir edir. Qeyd etmək lazımdır ki, bu zaman dinamik qüvvə gedişin birinci yarısında müsbət, ikinci yarısında isə mənfi qiymət alır.

Pistonqolunun yuxarı kənar vəziyətdən aşağı doğru hərəkəti zamanı ştanq kəmərinə mayenin ağırlığı istisna olmaqla, yuxarıda deyilən bütün qüvvələr təsir edir; dinamik və müqavimət qüvvələri isə nasosun işçi gedişindəki qiymətindən yalnız işarəcə fərqlənir. Ştanqlar kəmərinin kəsiklərinə təsir edən müxtəlif qüvvələrə baxdıqda belə bir vacib nəticəyə gəlirik ki, ştanqa təsir edən ümumi yük dəyişən xarakterlidir. Ştanqa düşən yük nasosun tam yırğalanması ərzində ən kiçik qiymətdən, ən böyük qiymətə qədər dəyişir.

ŞTANQ KƏMƏRİNİN ÖLÇÜSÜNÜ TƏYİN ETMƏK ÜÇÜN HESABLAMA TƏNLİKLƏRİ

Asimmetrik sikldə dəyişən yüklərin hesablanma qiymətlərini, həqiqi

sikl gərginliyini xarakterizə edən hər hansı iki qiymətə və materialın bu iki qiymətə uyğun gələn hədd gərginliklərinə ayırmaq olar.

Ştanqın siklik möhkəmlik şərti, aşağıda verilmiş iki hesablama tənliyi ilə göstərilə bilər:

s

s

kfP

kfP

minminmin

maxmaxmax

��

��

#

# (X.31)

maxmaxmax

skfP �� # (X.32)

403

r

aaa kf

P �� #

burada Rmax, Rmin, və Pa-təsir edən yüklərin maksimal-minimal qiymətləri və sikl ərzində onun dəyişmə amplitududur;

minmax ,�� və a� -həqiqi gərginliyin maksimal-minimal qiymətləri və onun sikl ərzində dəyişmə amplitududur; ks və k q —statik möhkəmliyə və dayanıqlığa hesablama zamanı ehtiyat əmsallarıdır; f-ştanqın təhlükəli en kəsiyinin sahəsidir.

Materialın hədd gərginliyinin müxtəlif asimmetrik sikllərində eksperimental xarakterli qiymətlərini təyin etmək çətinlik törətdiyindən, təcrübədə çox vaxt bu qiymətlər arasında sadələşmiş analitik asılılıqdan və materialın statik möhkəmlik ( v� və z� ) və davamlılıq ( w� ) hədlərindən istifadə olunur:

a) Conson-Qurman və Zoderberqin düsturu

ws

ma

wv

ma

1

1

����

����

'001

2334

5�

'001

2334

5�

(X.33)

b) Herber və Odinqin düsturu

am2wa

w

2

v

ma 1

����

����

'(

778

9

::;

<001

2334

5�

(X.34)

c) Serensen—Kinasaşvili və Podzalonun düsturu

wq

mma

w0

mma

12

12

�����

�����

001

2334

5((

001

2334

5((

(X.35)

burada v� və z� -materialın möhkəmlik və axıcılıq həddi;

m� və a� -gərginliyin orta hədd qiyməti və onun dəyişmə amplitudunun həddi;

0� və q� -dəyişən və asimmetrik tsikillərin hədd gərginliyi; w� -materialın davamlılıq həddidir.

404

(X.33—X.35) ifadələrindəki həddi gərginlik qiymətlərini laboratoriya şəraitində asanlıqla təyin olunan davamlılıq həddi ilə ( w� ) əvəz etdikdə (X.31—X.32) düsturlarının praktik tətbiqini asanlaşdırmaq mümkündür.

Məsələn, ştanq pillələrinin ölçülərini təyin etmək üçün hesablama tənliyi onların siklik möhkəmliyinə görə (X.33) və (X.35) düsturlarına əsasən aşağıdakı şəkli alacaqdır:

q

w

q

heddiaa kk

�����

'#' 'max

max

ya da 2q

2w

a k��� #'max (X.36)

və q

w

q

heddiheddiama kk

�=��=�� �

#� ' max

ya da q

wa k

�=�� #� max (X.37)

burada 120

w (��= və ya .12

v

w (��=

Ştanq kəmərini hesablamaqdan ötrü onların materialının yalnız davamlılıq həddi ( w� ) məlum olarsa, (X.36) tənliyindən istifadə edilir, həddi gərginlik ( 0� və a� ) haqqında əlavə məlumat olduqda isə (X.37) tənliyindən də istifadə etmək olar.

Təsir edən qüvvənin qiymətini və onun təsiri nəticəsində ştanq kəmərinin təhlükəli kəsiyində əmələ gələn gərgin1iyi həm eksperimental yolla—dinamometrləmə ilə, həm də uyğun düsturla hesablamaq olar.

Birinci üsul işləyən quyuların yoxlama hesablamasını apardıqda, ikinci usul isə yeni kəmər layihəsini hesabladıqda tətbiq edilir.

Ştanq kəmərində əmələ gələn qüvvələrin təyin edilməsi üçün daha geniş tətbiq olunan düsturlar aşağıdakılardır:

Dərinlik nasos işinin elementar (statik) nəzəriyyə düsturu

� � 001

2334

5��

1800ns1PPP

20

şmmax (X.38)

001

2334

5($

1800ns1PP

20

şmin (X.39)

burada Pm—qaldırılan maye sütununun çəkisi, kq ilə;

Pş və $

şP -ştanq kəmərinin havada və mayedə çəkisi kq ilə;

405

s0 və n—balansir başlığının gediş yolu, m ilə və onun tam yırğalanma sayıdır, dövr/dəq ilə.

Bu düsturların çıxarılışı aşağıdakı ehtimallara əsaslanmışdır: a) cilalanmış pistonqolu sadə harmonik qanuna uyğun hərəkət edir; b) kəmərin bütün en kəsiklərinin və maye sütununun hərəkəti, asqı

nöqtəsinin hərəkəti kimidir; c) qurğunun yeraltı hissəsində kəmərin hərəkətinə müqavimət

göstərən qüvvələr yoxdur. Dərinlik nasos qurğusu işinin nisbətən kiçik parametrlərində (X.39)

düsturu vasitəsilə P yükünü səhvsiz təyin etmək mümkündür. A.S.Virnovskinin birinci düsturu

� �- .;. ffF50Pş '$�( �� (X.40)

,. Hfg2smF50P 0

2

00a 001

2334

5$'

� �)� (X.41)

burada Pş—sikl ərzində ştanq kəmərinə təsir edən yükün orta qiyməti, kq ilə;

Pa—bir sikl ərzində yükün dəyişmə amplitudu, kq ilə; F—plunjerin en kəsik sahəsi, m2 ilə; f—ştanq kəmərinin en kəsik sahəsi, m2 ilə;

H—ştanq kəmərinin uzunluğu, m ilə; � —çıxarılan mayenin həcm çəkisi, kq/m3 ilə; � $—ştanq materiallarının həcm çəkisi, kq/m3 ilə; s0—mancanaq dəzgahının gediş yolu, m ilə;

) —çarxqolunun fırlanma bucaq sürəti, dövr/dəq ilə; m0—mancanaq dəzgahının orta kinematik göstəricisi;

0� —təcrübə əmsalıdır. Bu düsturlar yarımemprik mənada olub, həm öz strukturuna görə, həm

də burada düzəliş əmsallarının (m0, 0� ) olmasına görə elementar nəzəriyyə düsturlarından bir qədər üstündur.

Bu əmsallarda aşağıdakı hallar nəzərə alınır: a) mancanaq dəzgahı kinematikasının xüsusiyyətləri; b) nasos qurğusunun dərinlik boyu müqavimət qüvvələri;

c) plunjerin silindr və mayenin nasos boruları içərisindəki hərəkət sürətlərinin fərqi.

Ştanq kəmərini davamlılığa praktiki hesablama cəhətdən A.S. Virnovskinin düsturu çox əhəmiyyətlidir. A.S.Virnovskinin son düsturu

���gs

d3DPPP 0

21

şm)�

max

406

;, Pş2

1s

2a

g2saPmP30

sa

0

ş1

022

1şm

0

ş1 0

12

345 (001

2334

5(

(��'(�

���)�

� (X.42)

,

min

ş0

ş2

022

2

ş0

1

22

ş

P2

1s

2a

g2sa

Ps

ag

sd3DaPP

012

345 (001

2334

5(

'(

('('

($

���)

��)

(X.43)

burada Pmax və Pmin—kəmərə təsir edən maksimal və minimal yüklərin qiymətləri, kq ilə;

Pm—nasos işləyən zaman plunjerin qaldırdığı maye sütununun çəkisi, kq ilə;

Pş və P'ş—kəmərin havada və mayedə çəkisi, kq ilə; D və d—nasosun plunjerinin və ştanqın diametrləri;

) və s0—çarxqolunun fırlanma bucaq sürəti, dövr/san ilə və mancanaq dəzgahının gediş yolu, m ilə;

2121 aa ,,,�� —mancanaq dəzgahının kinematikasından asılı olan əmsallar;

m və � —plunjerin, ştanqın və borunun en kəsik sahələri nisbətindən asılı olan əmsallar;

ş� və g maye sütununun təsiri nəticəsində kəmərin statik deformasiyası, m ilə və yerin cazibə qüvvəsi təcilidir, m/san2 ilə.

Bu düsturlar ştanqlarda qüvvələrin təyin edilməsi üçün hazırda ən dəqiq düsturlardan sayılır.

Mədən şəraitində ştanq kəmərlərinin ölçülərini seçmək üçün

nomoqram və cədvəllər

Ştanq kəmərinin özlülüyə analitik hesablanması nisbətən mürəkkəb olduğu üçün böyük əmək və çox vaxt tələb edir. Böyük dəqiqlik tələb olunmayan hallarda, hesablama əməliyyatını asanlaşdırmaq və sürətləndirmək məqsədilə Azərb. ETNÇİ-nin əməklaşı J.A.Qruzinov tərəfindən ştanq kəmərlərinin hesablanmasının qrafik metodu işlənib hazırlanmış və xüsusi nomoqramlar tərtib edilmişdir (200-cü şəkil).

Nomoqram düzbucaqlı koordinat sistemində qurulmuş bir neçə nöqtələr (I və II) və xətt (III) sistemindən ibarətdir. Absis oxunda nasosun buraxılma dərinliyi (L), ordinat oxunda isə buraxıla bilən gərginliklərin qiyməti göstərilmişdir (Rp).

Qırıq xətlərlə birləşdirilmiş nöqtələr sistemi (I) hal-hazırda işlədilən nasos və ştanqların diametrləri arasında mövcud olan bütün kombinasiyaları göstərir (ifadə edir).

407

.

200-

cü ş

əkil.

Nas

os şt

anaq

ları

vkə

mər

inin

seçi

lməs

i üç

ün Y

.A.Q

ruzi

novu

n no

moq

ram

ları

23

2500

2500

24

22

21

200

19

18

17

16

1500

14

13

12

11

1000

98

76

500

43

21

0

4 12356789

10

11

12

13

14

15

Rp

L

28

32

38

44

56

70

95

120

3/4

"

3/4

"

I d

P nm

ax

P nm

ax

3,0

0

2,4

0

1,8

0

1,5

0

1,2

0

0,9

0

0,6

0

0,45

C d

A

18

16

14

12

10

86

VCVIII

18

18

LII

d

7/8"

3/8"

5/8"

1"

7/8"

3/4"

408

Nasosların ölçüləri rəqəmlərlə işarə edilmişdir: 28, 32, 38, 44, 56, 70,

95 və 120 mm. Ştanqların diametri düymə ilə göstərilmiş və qırıq xətlər üzərində

nizamla yerləşdirilmiş (yuxarıdan aşağı). Qırıq xətlərlə birləşdirilmiş nöqtələr sistemi (II) mancanaq dəzgahının

enib-qalxma sayı ilə (n) gedişin uzunluğu (s0) arasındakı kombinasiyaları göstərir.

Enib-qalxma sayı 6—18-ə qədər cüt ədədlər ilə, gedişin uzunluğu isə 0,45-dən 3,00 m-ə qədər (hər 0,3 m-dən bir) işarə edilmişdir.

Xətt dəstəsi isə (III) pilləli kəmərlərin hesablanması üçün köməkçi sistemdir.

Kəmərlərin ölçülərini və konstruksiyalarını seçmək üçün nomoqram üzrə aşağıdakı əməliyyatı aparmaq lazımdır:

a) hesab üçün qəbul edilmiş nasosun diametrinə (D) və kəmərin aşağı pilləsinin diametrinə (d) müvafiq qövs sol koordinat başlanğıcı ilə düz xətlə birləşdirilir;

b) mancanaq dəzgahının enib-qalxma sayına (p) və gediş uzunluğuna (s) müvafiq nöqtə sağ koordinat başlanğıcı (2500) ilə birləşdirilir.

c) absis oxuna paralel Rmax qiymətinə müvafiq üfiqi xətt çəkilir; Rmax aşağıdakı düstur ilə hesablanır: İkipilləli kəmərlər üçün

� �;max

1

212

LkkR�('�

(X.44)

Uçpilləli kəmərlər üçün

� �� � ,max

21

213

LkkR�� �('�

(X.45)

burada ki k2—D, d, 2500, ns0 xətlərinin absis oxu (OL) ilə əmələ gətirdikləri bucaqların talksisləridir;

L — kəmərin buraxılma dərinliyi, km ilə; 1� -birinci və ikinci pillənin kəsik sahələrinin nisbəti aşağıdan yuxarı; 2� -II və III pillələrin en kəsik sahələrinin nisbəti (aşağıdan yuxarı).

ç) absis oxu (OL) üzərindəki nasosun buraxılma dərinliyinə (L) müvafiq nöqtədən O-d1 � xətti ilə görüşənədək perpendikulyar qaldırılır, alınmış a nöqtəsindən Rmax xətti ilə hər hansı S nöqtəsində görüşən 2500-ns düz xəttinə paralel xətt çəkilir; d) S nöqtəsindən cd parçası qədər şaquli xətt endirilir (cd) parçasının uzunluğu ordinat oxundan uyğun keçid xəttinə qədər olan məsafədir.

409

42-ci cədvəl Tipik konstruksiyalı ştanq kəmərlərinin texniki öl

naso

sun

diam

etri,

mm

ilə Ştanq kəmərinin ölçüləri

(uzunluğu və diametri) Kəmərin texniki xarakteristikası

Nasosun buraxılma

dərinliyi, m ilə

Kəmər pillələrinin uzunluğu, % ilə

kəm

ərin

1 m

etrin

in

çəki

si, k

q ilə

dəzg

ahın

mks

imal

yü

kqal

dırm

a qa

bliy

y əti,

kq

ilə

“Gət

irilm

iş “

gə

rgin

lik,

kQ/ m

m2

Nas

osun

ged

iş y

olu

itkis

i, m

m il

ə

karb

onlu

leki

rlən

miş

1``

7 / 8``

3 / 4``

5 / 8``

SKN3-915 n=15 s=0,90m

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

28 1100 900 1000

100 35

100

65

1.76 2.38 1.98

3000 3000 3000

7.80 5.50 5.40

170 110 140

32

980 800 950

100 38

100

62

1.76 2.38 2.00

3000 3000 3000

8.10 5.70 5.90

180 100 160

38

800 750 800

100 45

100

55

1.76 2.38 2.04

2700 3000 3000

8.00 7.60 6.00

180 120 160

44

700 650 700 500

40

100 52 60

100

48

1.76 2.39 2.08 2.70

2700 3000 3000 3000

8.30 6.40 6.50 4.00

180 120 140 90

56

500 470

50

100 50

2.38 2.78

3000 3000

6.70 5.20

120 100

70

350 100 3.19 3000 5.30 80

95

220 200

100

100 3.19 4.10

3000 3000

5.40 4.00

120

150 140

100

100 3.19 4.10

3000 3000

5. 60 4.00

410

42-ci cədvəlin davamı

SKN5-1812 n=12 s=1,80m

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 28 1100

1350 1550

170

100 34

100

66

1.76 2.38 1.98

3100 4600 5000

8.70 8.70 9.40

190 200 350

32 950 1200 1400

160

100 37

100

63

1.76 2.38 1.98

3000 4400 5000

8.60 8.70 9.90

190 210 350

38 800 1000 1100 1200

1350

29

100 43 33

100

57 38

1.76 2.38 2.02 2.38

2800 4200 5000 5000

8.70 8.70. 10.50 8.10

180 210 400 300

44 800 900

1000 1050

1100 1200

37 32

100 49 63 37

51

31

2.38 2.06 2.68 2.44

5000 5000 5000 5000

10.90 11.00 8.00 8.00

330 440 250 310

56 600 700 780

850 - -

100

47

100 53

2.38 3.19 2.76

5000 5000 5000

11.50 8.20 8.50

320 170 240

70 550 520 500

47 100

100 53

3.19 3.62 4.10

5000 5000 5000

8.60 6.50 6.60

170

95 360 340

100

100 3.19 4.10

5000 5000

9.00 7.00

140 160

120 240 230

100

100 3.19 4.10

5000 5000

9.00 7.00

80 60

SKİ 10-2115 n=15 s=2.10m 28 1300

1400 1600

1700 2000 2200

19

26 22 21

74 25 60

53

2.58 2.23 2.88

7000 7300 9500

1.060 10.90 10.50

250 450 330

32 1200 1300 1500

1600 1800 2000

20

27 24 22

73 27 58

49

2.60 2.26 2.90

6700 6700 9000

10.50 10.40 10.30

290 400 380

38 1000 1100 1250

1400 1500 1800

22

30 26 25

70 30 53

44

2.62 2.32 2.96

6700 6500 8800

10.80 10.40 10.70

310 400 470

411

42-ci cədvəlin sonu

SKN 10-215 n=15 so=2,10 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

44 850 900

1050

1150 1250 1500

24

33 29 27

67 33 49

38

2.64 2.38 3.02

6300 6600 8400

1.050 10.60 10.60

35 450 510

56 600 650 750

800 850

1000

33

100 41 67

59

3.19 2.70 3.50

6200 6000 8000

10.70 10.60 10.60

120 220 292

70 450 550 550

550 700 700

41

100

100 59

3.19 3.56 4.10

5500 7200 7800

10.20 10.50 10.60

160 240 220

95 300 350

370 450

100

100 3.19 4.10

5700 7300

10.70 10.80

100 180

120 230 300 100 4.10 7200 10.60

SKN 10-3012 n=12 so=3,00 28 1400

1500 1650

1800 2100 2300

19

26 22 21

74 26 60

52

2.58 2.24 2.88

7300 7500

10000

11.00 11.30 11.30

300 440 400

32 1250 1400 1550

1700 1900 2200

20

27 24 23

73 27 57

49

2.60 2.28 2.91

7400 7500

10000

11.30 11.50 11.50

350 480 500

38 1050 1100 1300

1450 1600 1850

22

31 27 25

69 31 53

42

2.63 2.34 296

7200 7000 9400

11.60 11.60 11.50

360 480 480

44 900 9500 1150

1200 1340 1550

24

34 30 27

66 34 49

36

2.66 2.40 3.00

6500 6600 8600

11.00 11.20 11.20

350 460 490

56 650 700 800

850 900

1100

33

100 42 67

58

3.19 2.72 3.48

6500 6300 8600

11.30 11.20 11.50

240 300 360

70 500 600 600

600 800 750

42

100

100 58

3.19 3.57 4.10

6000 8300 8200

11.00 11.50 11.30

200 320 240

95 300 350

400 500

100

100 3.19 4.10

6100 8200

11.40 11.60

120 250 4.10 7500 11.00

412

v nöqtəsindən yenidən ORmax xəttini S nöqtəsində kəsmək şərtilə 2500-ns xəttinə paralel xətt keçirilir. Bu əməliyyat 2500-ns xəttinə paralel növbəti mail xətt parçası (cd) ordinat oxunun üzərinə düşənə qədər təkrar edilir.

Ştanq kəmərinin ölçülərini daha dəqiq seçmək üçün nomoqram və (X.36) və (X.39) düsturları əsasında cədvəl düzəldilmişdir (42-ci cədvəl). Bu cədvəl mədəndə düzəlmiş ən dəqiq cədvəllər kimi işlədilir.

Ştanqların istismarı, saxlanması və nəqlinin əsas qaydaları

Ən çətin şəraitdə tətbiq edilən nasos ştanqlarının uzun müddət

işləməsi, tez sıradan çıxmaması üçün bir sıra tələblərə riayət edilməlidir. Onun üçün ştanq kəmərlərinin düzgün nəqlini, düzgün istismarını və yaxşı saxlanmasını təmin etmək lazımdır. Hal-hazırda ştanqlar, ştanq hazırlayan zavodlar tərəfindən həqiqi düz və qablaşdırılmış vəziyyətdə buraxılır.

Ştanqların nəqli və saxlanılması zamanı onların əzilməsinin və zədələnməsinin qarşısını almaq üçün aşağıdakı şərtlərə əməl etmək lazımdır:

a) təzə ştanqları yükləyərkən və ya boşaldarkən üçdən az asqısı olmayan xüsusi travesli krandan (yaxud avtokrandan) istifadə edilməlidir;

b) ştanqlar ehtiyatla döşəməyə endirilməlidir; c) kran olmadıqda ştanqlar üfiqi müstəvi ilə 30°-dən çox bucaq təşkil

etməyən laylı altlıqlardan istifadə edərək ehtiyatla endirilməlidir; ç) ştanqları bir yerdən başqa yerə daşıyarkən onların

əyilməməsi və sallanmaması üçün xüsusi nəqliyyat vəsaitlərindən istifadə edilməlidir;

d) ştanqlarla bərabər başqa əşyalar daşınmamalıdır; e) ştanqların yerə boşaldılmasına yol verməməli, onların saxlanılması

üçün xüsusi döşəmələr düzəldilməlidir.

Tələbatlar

Ştanqların istismarı zamanı aşağıdakı qaydalara riayət edilməlidir: a) kəmər hesablamadan və ya cədvəldən tapılmış ştanqlardan təşkil

edilməli və bir kəmərdə müxtəlif markalı ştanqlardan istifadə olunmasına yol verilməməlidir;

b) körpüdə ehtiyat üçün 3-4 təzə ştanq saxlanmalıdır; c) ştanqları bir-birinə birləşdirdikdə onların möhkəm bağlanması üçün

ştanqın diametrindən asılı olaraq burucu momentin qiyməti aşağıdakı kimi olmalıdır:

diametri 16 mm olan ştanqlar üçün 30 kQ.m; „ „ 19 mm „ „ „ 47 kQ.m; „ „ 22 mm „ „ „ 70 kQ.m; „ „ 25 mm „ „ „ 107 kQ.m.

413

ç) burularaq bağlanan zaman çətinlik törədən ştanq və muftalar səy ilə yaxşı təmizlənməli və diqqətlə yoxlanılmalıdır;

d) ştanqları açarkən muftalara açarla zərbə endirilməsinə yol verməməli, çətin açılan ştanqları açmaq üçün uzun qollu açarlardan istifadə edilməlidir.

Açılmış ştanqlar xüsusi lüstürdən asılmalı və ya yivlərinə qoruyucu başlıqlar keçirilmək şərtilə körpüdə uzadılmalıdır;

e) elevatorla ştanq tutularkən ştanqın əyilməsinə yol verilməməlidir. Əyilib tamamilə sıradan çıxmış ştanqların düzəldilib istifadə

edilməsinə yol verilməməlidir.

201-ci şəkil. Yönəldici muftalar: a— Azərb. ETNÇİ-nin yeni növ yönəldici muftası;b—Qroznı tipli qummirlənmiş

mufta;c—qumlu quyularda tətbiq olunan ərsin

LD d

a

D

D

L

L

d

d

b

c

414

Təzə ştanqlardan ibarət kəmər bir-iki dəfə qırıldıqda bütün kəməri dəyişdirmək lazım deyildir, çünki bu cür qırılmalar bir neçə ştanqlarda olan nöqsan nəticəsində və ya onların düzgün bağlanmaması nəticəsində əmələ gələ bilər.

Əgər qısa müddətlərdə ştanqlar iki-üç dəfə qırılsa, kəməri yenisi ilə dəyişmək lazımdır.

Plunjer hərəkət edən zaman ilişdikdə həmçinin ştanq kəmərinin aşağı hissəsində qırılma baş verdikdə kəmərin aşağı hissəsini ağır ştanqlardan təşkil etmək məsləhət görülür. Ştanq birləşmələrinin xidmət müddətini artırmaq məqsədi ilə maili və ya çox əyilmiş quyularda xüsusi konstruksiyalı muftalar işlədilməsi məsləhət görülür:

a) Azərb. ETNÇİ-nin yeni növ yönəldici muftaları (201-ci a şəkli);

b) Qroz. ETNİ tipli qummirləşdirilmiş muftalar (201-ci b şəkli). Çox qumlu əyri quyularda ayrı-ayrı birləşdirici muftalar əvəzinə kəmərin aşağı hissəsində ərsin adlanan birləşdiricilərdən istifadə etmək lazımdır (201-ci c şəkli).

§ 8. NASOS İSTİSMARINDA YERÜSTÜ AVADANLIQ

Dərinlik nasos istismarında yerüstü avadanlıq: mancanaq dəzgahı,

quyuağzı avadanlıq və atqı xəttindən ibarətdir. Quyuağzı avadanlıq aşağıdakı qayda ilə yığılır: kəmər başlığı

flansının üstünə nasos boruları asılması üçün eyni diametrdə boru parçası bağlanmış planşayba qoyulur. Boru parçasının muftasına keçirici nippel burulub bərkidilmişdir. Nippelə isə kipgəc burulub bərkidilmiş üçboğaz (troynik) bağlanmışdır.

Borularla yuxarı vurulan maye üçboğaza bağlanmış əksklapandan keçib atqı xətti ilə trapa və ya konbayna gedir.

İstismar kəməri ilə nasos boruları arasına dolmuş neft qazı, planşaybada olan xüsusi kanala birləşmiş kiçik boru xətti ilə ümumi qaz trapına yığılır.

Kipgəcin içərisində yerləşmiş pardaxlanmış pistonqolu yuxarı-aşağı hərəkət edərkən, vurulan mayenin bayıra fışqırması üçün kipgəclə pistonqolu arasında rezin qat vardır. Təsvir olunan bu sadə kipgəc, pistonqolu sürəti kiçik olan qurğularda işlədilir. Son illərdə Azərneft Birliyi mədənlərində müasir konstruksiyalı SQN tipli kipgəcdən istifadə edilməyə başlanmışdır.

Mancanaq dəzgahları

Mancanaq dəzgahı elektrik mühərrikinin fırlanma hərəkətini

yırğalanma hərəkətinə çevirərək ştanq kəməri vasitəsilə plunjeri yuxarı və

415

aşağı hərəkət etdirir. Ümumiyyyətlə, dərinlik nasos qurğusunun parametrləri bir-birindən çox asılıdır. Ona görə də nasosun işləmə rejiminin düzgün qurulması üçün mancanaq dəzgahının uyğun parametrlərdə olub-olmadığını bilmək mütləq lazımdır. 43-cü cədvəldə müasir mancanaq dəzgahlarının texniki xüsusiyyətləri verilmişdir.

43-cü cədvəl

Mancanaq dəzkahlarının texniki xüsusiyyətləri

Dəzgahın tipi Parametrlər

CK

H2-

615

CK

H3-

1515

CK

H5-

3015

CK

H10

-331

5

CK

H10

-301

2

Dəzgahın başlığından asılan naksimal yük,

kq ilə

2000 3000 5000 10.000 10.000

Ştanq asılan nöqtənin gediş yolu, mm ilə

300 450 600

450.600 750.900

1050.1200 1350.1500

900.1200 1500.1800 2100.2400 2700.3000

1200 1500 1800 2 00 2400 2700 3000 3300

1200 1800 2400 3000

Dəzgahın başlığının dəqiqədə yırğalanma sayı

4.5-15 4.7-15 4.7-15 4.7-15 6-12

Reudktorun aparılan valına buraxılan maksimal moment, kQ. m ilə

250 650 2300 4000 5700

Dəzgahın mühərriklə ümumi çəkisi, m ilə

2.0 4.5 11.2 12.5 22.0

Cədvəldə göstərilən dəzgahlardan başqa dərin və hasilatı çox olan

quyuları istismar etmək üçün gücləndirilmiş SKN10-4512 tipli dəzgahlar da sınaqdan çıxarılmışdır. Bu dəzgahın gediş yolu 4500 mm qədər artırılmış və gücünü artırmaq üçün iki reduktor qoyulmuşdur.

Bu dəzgah 3000 m dərinlikdən 43 mm nasosla gündə 30 m3-ə qədər maye qaldıra bilir.

Azərb.NMAŞİ tərəfindən hal-hazırda daha güclü dəzgah— SKN10-6010 sınaqdan keçirilir. Bu dəzgah 32 mm nasosa 6000 mm gediş yolu verməklə, 3800 m dərinlikdən 18 m3 maye qaldırmalıdır.

416

§ 9. DƏRİNLİK NASOS QUYULARINDA TEXNOLOJİ REJİMİN QURULMASI

Başqa üsullarla istismar edilən quyularda olduğu kimi dərinlik nasos

quyularının texnoloji rejimi də onun tədqiqat materiallarına əsasən qurulmalıdır.

Bu kitabın II fəslində quyuların tədqiq edilmə üsulları və tədqiqat nəticələrinin işlənməsi haqqında məlumat verilmişdir. İstismar üsulundan asılı olaraq quyuların nümunə atqı üsulu ilə tədqiq edilmə texnikası bir-birindən fərqlənir.

Dərinlik nasos quyusu nümunə atqı üsulu ilə tədqiq edildikdə nasosun gediş yolunu və yırğalanma sayını dəyişməklə geniş intervalda müxtəlif istismar rejimləri yaradılır.

Quyunun hasilatını daha geniş intervalda dəyişdirmək üçün nasosun diametrini və buraxılma dərinliyini də dəyişdirmək olar. Lakin bu əməliyyatı aparmaq üçün quyunun dayandırılması və əlavə vaxt tələb olunur. Ona görə də tədqiqat zamanı nasosun diametri və buraxılma dərinliyi nadir hallarda dəyişdirilir.

Quyunun rejimini dəyişdirdikdə qərarlaşmış hərəkətin yaranması üçün quyu eyni yaradılmış rejimdə bir neçə vaxt işləməlidir. Həmin vaxtı (II.5) düsturu ilə tapmaq olar.

Quyudibi təzyiqini ölçmək üçün MQL tipli dərinlik manometrlərindən istifadə edilir. Dib təzyiqi qazın neftdə doyma təzyiqindən çox olduqda dərinlik manometri nasosun qəbulunda qoyulur. Əks halda, yəni quyu gövdəsində ikifazalı maye olduqda dərinlik manometrini istismar horizontuna qədər buraxmaq lazımdır.

Dərinlik manometri tədqiqat dövründə quyuda olur və bütün rejimlərdə dib təzyiqini yazır. Dib təzyiqinin dərinlik manometri ilə ölçülməsi daha dəqiqdir. Lakin tədqiqat qurtardıqdan sonra nasos boruları əlavə olaraq qaldırılıb-endirilməməsi üçün manometri quyuda saxlamaq lazım gəlir. Ona görə də xüsusi hallarda və başqa üsullarla dib təzyiqinin təyin edilməsi mümkün olmadıqda (misal üçün yüksək qaz amili olan quyularda) nasos quyularında dib təzyiqi dərinlik manometrləri ilə ölçülür. Neft mədənlərində çox vaxt dib təzyiqinin əvəzinə dinamiki səviyyə ölçülür, sonra isə dib təzyiqi hesablanır. Bu məqsədlə əsas olaraq exolotdan istifadə edilir (II fəsil). Dərinlik nasos quyusunu tədqiq etdikdə quyu məhsulunun (neft, su, qaz və qumun faizi) atqı parametrlərindən (gediş yolu, yırğalanma sayı), quyudibi təzyiqindən və depressiyadan asılılığı və lay təzyiqi müəyyən edilir.

Texnoloji rejimi təyin etmək üçün əvvəlcə quyunun gündəlik hasilatı, yaxud yol verilən dib təzyiqi müəyyən edilməlidir.

417

Quyunun gündəlik hasilatını yaxud dib təzyiqini müəyyən etmək üçün geoloji-texniki şərtləri, iqtisadi amilləri nəzərə almaq lazımdır. Təzə istismar olunan laylarda quyunun hasilatı yaxud dib təzyiqi işlənmə layihəsində verilir.

Quyunun məhsuldarlıq tənliyinə (II.67) əsasən gündəlik hasilat verildikdə dib təzyiqini, dib təzyiqi verildikdə isə gündəlik hasilatı hesablamaq olar.

Dib təzyiqini bilməklə nasosun buraxılma dərinliyini aşağıdakı düstur ilə tapmaq olar:

,1g hhZ �

burada hg—dinamik səviyyəyə qədər olan dərinlik (quyu ağzından); h1—nasosun dinamik səviyyəyə görə dalma dərinliyidir.

Dib təzyiqi məlum olduqda dinamik səviyyəyə qədər olan dərinliyi aşağıdakı düsturdan tapmaq olar:

,qar

qg 10pHh

�'

(

burada H—quyunun dərinliyi; pq —dib təzyiqi; qar� -su-neft-qaz qarışığının orta xüsusi çəkisidir.

Nasosun dalma dərinliyi (h1) praktiki olaraq müəyyən edilir. Normal şəraitdə işləyən quyularda h1=50 m, az məhsuldar dayaz quyularda h1=10—20 m, çox qazlı quyularda isə h1=100—150 m götürülür.

Quyunun debitini və dib təzyiqini bildikdən sonra dərinlik nasos qurğusunun düzgün atqı rejimini müəyyən etmək lazımdır.

Nasos qurğularının düzgün iş rejimi

Nasos qurğusunun düzgün iş rejimi, quyudan mayenin asanlıqla və az

xərclə çıxarılmasını təmin edən seçilmiş nasos qurğusu və onun parametrlərindən çox asılıdır. Bu parametrlər quyunun debitindən, balansir başlığına düşən yükdən, yırğalanma sayından, pardaxlanmış pistonqolunun gediş yolundan və nasosun diametrindən ibarətdir. Göstərilən parametrlər də bir neçə amillərdən: nasos ştanqları və borularının diametrindən, nasosun buraxılma və dalma dərinliyindən, nasosdakı ara boşluğundan, silindrdəki oymaqların sayından, mayenin xassələrindən və s-dən asılıdır. Bu amillərdən ən əsası nasosun buraxılma dərinliyi və quyunun debitidir. Nasosun buraxılma dərinliyinə görə vurma rejimi iki kateqoriyaya bölünür: 1) buraxılma dərinliyi az olan nasos quyularında vurma rejimi; 2) buraxılma dərinliyi böyük olan nasos quyularında vurma rejimi (1500 metrdən çox).

418

Hər iki kateqoriyaya daxil olan quyular az və çox debitli ola bilər. Vurma rejimlərini araşdırdıqda az və çox debitli quyular ayrılıqda nəzərdən keçiriləcəkdir.

Vurma rejimini seçərkən birinci növbədə balansir başlığına düşən maksimal yükü müəyyən etmək lazım gəlir. Yuxarıda nasos ştanqlarından bəhs edərkən bu yükdən və onun hesablanmasından danışılmışdı və aydın olmuşdu ki, maksimal yükün miqdarı və onun dəyişmə amplitudu eyni dərin-likdə işləyən nasosların, birinci növbədə, nasosun diametrindən, yırğalanma sayından və gediş yolundan asılıdır.

Qeyd etmək lazımdır ki, vurma rejiminin dərinlik nasosunun işlənmə müddətinə çox təsiri vardır. Müəyyən edilmişdir ki, nasosun işlənmə müddətini uzatmaq üçün nasosun plunjerinin diametrinin və gediş yolunun mümkün qədər çox, yırğalanma sayının isə az götürülməsi əlverişlidir. Eyni zamanda onu da bilmək lazımdır ki, nasosun diametrinin və gediş yolunun böyük olması mancanaq dəzgahının ən qiymətli hissəsi sayılan reduktorun tez işdən çıxmasına səbəb ola bilər. Çünki bu amillər reduktorun fırlanma momentini həddindən artıq artıra bilər. Buna görə də fırlanma momentinin qiyməti texnika elmləri namizədi R.A.Ramazanovun düsturu ilə yoxlanmalıdır:

� �,, minmaxmax pps2360s30M 00 (� (X.46) burada s0—pardaxlanmış sürgü qolunun gediş yolu, m ilə; pmax və pmin-ştanqa düşən maksimal və minimum yükdür. Bütün deyilənlər göstərir ki, vurma rejimini seçərkən bir-birinə zidd

olan təsirlər içərisində dəyişilən rejim parametrlərini dəfələrlə yoxlamaq lazımdır.

Buraxılma dərinliyi az olan nasos quyularında vurma parametrlərini seçərkən ştanqların işləmə şəraitini asanlaşdırmağı nəzərdə tutmaq lazımdır. Buna görə də çox məhsul verən dayaz quyuda dəzgahın maksimal gediş yoluna müvafiq kiçik diametrli nasosdan istifadə edilməsi daha əlverişlidir. Tutaq ki, 500 m dərinlikdən gündə 230 m3 maye qaldırmaq lazımdır. Əgər quyuda qurulmuş dəzgahın maksimal gediş yolu s0=3 m və yırğalanma sayı n=12 isə onda nasosun diametrini aşağıdakı düstur ilə tapmaq olar:

nsF1440Q 0n ''' � (X.47)

.,.

2n m00560

801231440230F

'''

Yəni nasosun diametri

;,00560F4

ndn

2

;,, m0850400560d

'

&

419

202-ci şəkil. An.N. Andoninın kiçik miqyaslı diaqramı

Bm - 120

Dm

-120

500

400

300

DH - 95

DH -95

200

S K N - 10 - 3 0 1 2

S K N 5- 1 8 1 2

C K Hi0 - 2115CKH - 165CKH2-615

DH-7 0

DH

-35

BH - 70

CKH3 -915

100

0

500 1000 1500 2000 2500

Nasosun endirilmə dərinliyi

Hasilat, m

3/gün

ləi

DH

-95

DH

- 1

20

420

202-cu şəkil. An.N. Andoninın böyük miqyaslı diaqramı

125

100

DH=70

DH=65

DH=70

DH=56

DH=44

DH=44

SKN10-3012

DH=38

DH=38DH=44

DH=56

DH=56

DH=32

SKN10-3012

DH=28

DH=28

DH=32

CKN10-2115

CKN5-1812

DH=28

250020001500500 1000

Nasosun endirilməsi dərinliyi

25

20

15

10

5

0

DH=58

Dm=3

4

DH=44 DM= 34

DH=38

DH=32

AH=28 CKH3=915

DH=23: DM=5 8

DM=32 DM=38

DM=33DM=3 4

DM=55DM=3 4

CKH2=515

DH=32

DH=44 DM=51

50

75

DH=95

DH=70

Ha

sila

t,m

3g

ün

əil

421

d=85 mm olmalıdır.Bu diametrdə nasos olmadığı üçün 93 mm nasosdan istifadə etmək

lazım gəlir. Buna görə də dəzgahın yırğalanma sayını yenidən hesablayaraq n=1.0 olduğunu tapırıq.

Təzə nasosların verim əmsalı (� ) ilk istismar günləri ərzində 0,8-ə çatır. Sonralar verim əmsalı azaldıqca yırğalanma sayını artırmaqla (n=11; 12) quyunun lazımi hasilatla işləməsinə nail olmaq mümkündur. Ümumiyyətlə rejim parametrlərini asanlıqla tapmaq üçün An.N.Adonin tərəfindən qurulmuş diaqramlardan (202 və 203-cü şəkillər) istifadə etmək məsləhət görülür. Göstərilən diaqramlarda yırğalanma sayının seçilməsi məsələsi aydın olmadığı üçün 44-cü cədvəldə verilmiş rəqəmlərdən istifadə etmək lazımdır.

Böhran yırğalanma sayı elə bir rejimdir ki, bu zaman ştanqlara düşən minimal yük sıfra bərabər olur, yəni dinamoqramın aşağı xətti sıfır xəttinə söykənir. Əgər yırğalanma sayı cədvəldə göstəriləndən artıq olarsa, ştanqların hər dəfə aşağı hərəkəti zamanı kanat asqısında boşalma əmələ gəlir və nəticədə ştanqlarda zərbə yaranar. Cədvəldə verilən böhran yırğalanma sayı və ya ona uyğun fırlanma bucağı A.S.Virnovskinin düsturu ilə hesablanır:

44-cü cədvəl

Gediş yolu, m ilə

Nasosların diametrinə müvafiq,böhran, yırğalanma sayı

56 70 951.2 30 25 202,1 21 18 153.0 17 14,5 12,54,5 13,7 11,7 10,46,0 11,5 10 8,5

.B2

tB4AA 2

bor$��(

) (X.48)

Buradan

;ts

ags

dD

31A

0

ş2

01 '(

��� (X.49)

və

422

,t2

1s

2a

gs

21B

0

ş2

022 0

12

345 (001

2334

5(

���

� (X.50)

burada t'—maye içərisində ştanqların hər metrinin çəkisi; t-adi havada ştanqın hər metrinin çəkisi; a2; 1� , 2� -A.S.Virnovskinin kinematik əmsalları; D, d—nasosun və ştanqın diametri; s0—pardaxlanmış sürgüqolunun gediş yolu; g—yerin cazibə qüvvəsinin təcili, m/san2 ilə;

ş� —maye ağırlığı təsiri altında ştanqların uzanması;

,

şbor

borft

t�

� yəni bort —nasos borusunun kəsiyinin metaldan olan

səthi; fş—ştanqın kəsiyinin səthi.

Göstərilən düstur ilə hesablanmış rəqəmlər həqiqi böhran yırğalanma sayından fərqlənir. Bunun da səbəbi sürtünmə qüvvəsinin nəzərə alınmasındadır. Sonralar An. Adonin tərəfindən bir qədər təkmilləşdirilmiş düstur təklif olunmuşdur:

B2

tB4eAeA

2

ah

ah

boh

11

$(00

1

2

33

4

5'�'(

((

) (X.51)

burada e—natural loqorifmin əsası; h—sürtünmə konstantı (ölçüsü (1/san-dir). l-nasosun buraxılma dərinliyi; a—ştanq metalında səs sürəti. Hər iki düsturun analizi göstərir ki, böhran yırğalanma sayı əsasən

nasosun diametrindən və gediş yolundan asılıdır. Böhran yırğalanma sayı ştanqların diametrindən az, nasosun buraxılma dərinliyindən isə çox asılıdır.

Dəzgahın yirğalanma sayını və onun gediş yolunu istənilən qədər böyütmək olmur. Çünki hədsiz böyüdülən bu parametrlər bir tərəfdən nasosun klapanlarının müntəzəm işləməsini (vaxtında açılıb bağlanmasını) pozur və digər tərəfdən klapandan keçən mayenin sürtünmə qüvvəsinin art-ması nəticəsində ştanqlar uzununa əyilir. Buna görə də sp-in 20 dən artıq olmamasına çalışmaq lazımdır. Bundan başqa bəzən çox maye verən quyularda sürətli vurma rejimində boru nasoslarının sorucu klapanı öz yerindən qalxır və sorulan mayenin itkisinə səbəb olur. Bu halda dinamoqramda dinamoqram quyruğu əmələ gəlir. Bəzən bu “quyruğu” səhv olaraq qazın təsiri kimi qəbul edirlər.

423

Bütün yuxarıda deyilənlərin qarşısını almaq üçün çox məhsul verən quyularda sürətli rejim zamanı nasoslardakı vurucu və sorucu klapanların yəhərlərinin iç diametrini mütləq genişləndirmək lazımdır. Bunun nəticəsində sp=40 göturmək olar.

Çox məhsul verən quyularda vurma rejimini taparkən əsas məqsəd ştanqların işləmə vəziyyətini asanlaşdırmaqdan ibarətdir. Az maye verən quyularda vurma rejimini seçərkən yuxarıda bəhs olunan prinsipin tətbiqi əlverişli deyil.

Nasosun uzun müddət işləməsi üçün şərait yaratmaq əsas məsələdir. Məsələn, bir gün ərzində 12,5 m3 mayeni iki rejimlə almaq olar:

1-ci rejim. Nasosun diametri 32 mm; gediş yolu 0,9 m; yırğalanma sayı 14 və ştanqın diametri 5/8".

2-ci rejim. Nasosun diametri 56 mm; gediş yolu 0,9 m; yırğalanma sayı 6 və ştanqın diametri 3/4".

Hər iki rejimdə nə dəzgaha, nə də ştanqlara qeyri-adi güc düşmür. Əgər nasosun məhsuldarlığına təsir edən bütün başqa amilləri eyni qəbul etsək, onda yalnız yırğalanma sayı və diametrlərin dəyişməsinin nasosun işləmə müddətinə olacaq təsirini Azərb.ETNÇİ düsturu ilə təyin etmək mümkündur.

,31

32

1

2

DD

tt (X.52)

burada t1-birinci rejimdə işləyən nasosun işləmə müddəti; t2—ikinci rejimdə işləyən nasosun işləmə müddəti; D1—birinci nasosun diametri; D2—ikinci nasosun diametridir. Əgər birinci nasosun işləmə müddətini t1=1 qəbul edərək qiymətini

(X.52) düsturunda yerinə yazsaq, ikinci nasosun işləmə müddətini tapmış oluruq:

.3,232561 3

3

31

32

12 'DDtt

Deməli, 56 mm nasos ikinci rejimdə birinci rejimdəkinə nisbətən 2,3 dəfə uzun müddət işləyə bilər.

Qeyd etməliyik ki, alınan üstünlük başqa mənfi cəhətlərin meydana gəlməsinə səbəb olur. Məsələn, nasosun qiyməti, ştanqların qırılma sayı və boruların diametri artır, dəzgah maksimal yük altında işləyir və s. Əgər vurulan mayedə bir qədər qum varsa, göstərilən üstünlük öz əhəmiyyətini itirir. Buna görə də rejim parametrlərini seçərkən bütün mədən təcrübəsini nəzərə almaq lazımdır.

Böyük buraxılma dərinliyi olan nasos quyularının aşağıdakı xüsusiyyəti vardır:

424

204-cü şəkil. 2000 m dərinlikdən 32 mm nasosla maye çıxarma rejimləri

S =3mo

S=2,1mo

S=1,2mo

S=1,5mo

S=1,8mo

9000

8000

7000

6000

5000

Tara

zl.düşən

yük

kqilə

Tara

zl.düşən

yük

kqilə

S=2,1m

S=1,8m

S=3mS=1,5

m

S=1,2m

o

o

oo

o

18

16

14

12

10

8

Şta

nq

lard

akı

gə

rgin

lik

kq

/mm

ilə

Şta

nq

lard

akı

gə

rgin

lik

kq

/mm

ilə

2

S=1,2

mS=1,5

m

S=1,8

m

S=2,1

m

S=3m

o

oo

o

o

60

50

40

30

20

10

0,17 0,34 0,50 0,68 0,84 m

Veriş, m

/gün ilə

Veriş, m

/gün ilə

3V

eriş

əm

sa

lıV

eriş

əm

sa

lı

S=3m

S=2,1m

S=1,8m

S=1,5mS=1,2m

Yırğalanma sayı

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0

5 10 15 20 25

425

Dərin quyularda yırğalanma sayından asılı olaraq mayenin qaldırılma

prosesi olduqca mürəkkəbdir. Məsələn, əgər 32 mm nasosun 2000 m dərinlikdə 1,2; 1,5 və 1,8 m gediş yolu ilə qaldırıcı maye miqdarının qrafikinə görə (204-cü şəklə bax) yırğalanma sayı 7-dən 10-a qədər dəyişdirildikdə qaldırılan mayenin miqdarı dəyişmir, sonra isə, yəni yirğalanma sayı 10-11-ə çatdıqdan sonra qaldırılan mayenin miqdarı kəskin artmağa başlayır. Lakin gediş yolu 3 m olduqda isə qaldırılan mayenin miqdarı gediş yolunun dəyişilməsindən asılı olaraq mülayim dəyişir.

Ümumiyyətlə nasosun məhsuldarlığının dəyişilməsi xüsusiyyəti 0

st

s�

nisbətindən asılıdır. Burada st� -nasosun gediş yolunun itkisidir. Bu itkini aşağıda göstərilən düstur ilə tapmaq olar:

,001

2334

5�

'

borş

Mst f

1f1

EhP� (X.53)

burada Pm—nasosun plunjerinin diameti üzrə sahədə olan maye sütununun ağırlığı (dinamik səviyyədən quyunun ağzına qədər); h—nasosun buraxılma dərinliyi, m ilə;

E = 2100000 kqs/sm2; fş və fbor-ştanqın və borunun metal kəsiyinin sahəsi, sm2 ilə; s0-pardaxlanmış sürgüqolunun gediş yoludur, m ilə; '

Əgər 0

st

s� <0,20 isə təcrübədə əyriləri dayaz quyulardakı kimi qəbul

etmək olar. Bəzi yirğalanma sayında məhsulun artmaması hadisəsi dərinlikdən də

asılıdır. Bu asılılığı təxminən aşağıda göstərilən düstur ilə təyin etmək olar: R = 0,000021 n ' h. (X. 54)

Bu əmsalın qiyməti 0,3-dən 0,45-ə qədər olanda məhsul az, 0,5-dən sonra isə kəskin şəkildə artmağa başlayır. Bunun səbəbi ondadır ki, ştanq və maye kütləsinin ətaləti plunjerin gediş yolunu birinci halda azaldır, ikinci halda isə çoxaldır.

Dərin quyularda da nasos quruluşunun rejim parametrlərini seçərkən quyunun az və ya çox maye verməsini nəzərə almaq lazımdır.

Əlbəttə az maye verən dərin quyuları 28—32 mm nasoslarda 5—6 yirğalanma sayı və 1,5— 1,8 m gediş yolu rejimində istismar etmək əlverişli olur. Onu da qeyd etməliyik ki, dərin quyularda nasos qurğusunun gediş yolundakı itki, bəzən mancanaq dəzgahının gediş yolunun yarısına bərabər olur. Buna görə də nəzəri hasilatı hesablayarkən bu məsələni nəzərə almaq lazımdır.

426

205-ci şəkil. 2000 m dərinlikdən 38 mm nasosla maye çıxarma rejimləri

Yırğalanma sayı

9000

8000

7000

6000Tara

zl.

dü

şən

yü

k,

kq. il

ə

Verl

işəm

salı

Veri

ş,

m/g

ün

ilə

3

s =3 m0

s =2,1

m

0

s =1,5 m0

0,16 0,32 0,5 0,67 0,870

10

20

30

40

50

60

70

6

810

12

14

5 10 15 20 250,2

0,4

0,6

0,8

1,2

s =3 m

0

s =3 m

0

s =2,1 m

0

s=2,1

m

0

s =1,5 m

0

s=1,5

m

0

Şta

nqla

rın

gərg

inli

yi,

kq/m

mil

ə2

1,0

s =3 m0

s =2,1

m

0

s =1,5 m0

427

206-cı şəkil. Hidravlik pistonlu QHI tipli nasosun prinsipial sxemi

428

207-ci şəkil. Quyuağzı başlıq

VII VII üzrə IV

19

20

18

22

17

10

V

16

I

II

11

21

14

VI -VI üzrə

V 12

VII

K

C

13

II - II üzrə

VII

VI

VI

5

3

2

1

6

4

III

7

V

II

I

8

15 9 23

430

zaman). Bundan sonra, %2

12 nasos-kompressor (3) kəmərinin aşağı ucuna mufta ilə (4) birləşdirilən yəhər buraxılır.

%2

12 nasos-kompressor kəmərinin yuxarı ucu, xüsusi başlıqda

bərkidilir (207-ci şəkil). Xüsusi başlıq quyunun ağzında quraşdırılır. %2

12 nasos-kompressor kəməri 4" kəmərə nisbətən elə yerdə bərkidilməlidir ki, oturducu konusun deşiklərində yerləşən rezin manjetlər (12) həlqəvi fəzanı hermetikləşdirsin. Yəhərin gövdəsi (5), daxili boru (6) və keçirici (7) onlarda nasos-mühərrik aqreqatının yuxarı qovşaqlarının yerdəyişməsi üçündür.

Yəhərin konstruksiyası elədir ki, gövdə və daxili boru, en kəsikləri bir-birilə əlaqədar olmayan Q və E uzununa kanalları əmələ gətirir. Aqreqat yəhərdə yerləşən zaman onun manjet kipləşdirici qovşaqları (20, 22, 28 və 34), borunun gövdəsinin daxili səthi və keçirici ilə təmasda olacaqdır. Nəticədə Q və E kanalları bir-birindən aralanacaq və Ş deşiyi E kanalını V boşluğu ilə əlaqələndirəcəkdir.

Keçiriciyə (7), pəncərəsi (9) olan yəhərin aşağı gövdəsi (8) birləşdirilmişdir.

Gövdənin içərisində (8), quyudan mayeni vurmaq üçün plunjer nasosu yerləşdirilmişdir. Yəhər, oturducu halqa ilə (9) qurtarır. Oturducu halqanın içəri konusuna nasos-mühərrik aqreqatının ucluğu (39) söykənmişdir.

Aqreqatı işə salmaq üçün %2

12 borularda əvvəlcədən əksklapan (11) bağlanmalı və sonra maye doldurulmalıdır.

Nasos-mühərrik aqreqatı beş əsas qovşaqdan ibarətdir: qaldırma qurğusu, kipləşdirmə qovşağı, mühərrik, zolotnik kamerası və nasos.

Bunlardan əlavə, aqreqatda nasosun plunjerini (36) mühərrikin pistonu (25) ilə möhkəm birləşdirən pistonqolu (26) yerləşdirilmişdir.

Pistonqolunda (26) zolotnik möhkəm oturdulmuşdur. Pistonqolu, onda yerləşən uzununa yarıqların hesabına (T və Ş) əsas zolotnikin avtomatik yerdəyişməsini (aşağı və yuxarı hərəkətini) idarə edir.

2. Daldırma aqreqatının işi

Mühərrikin tam vahid siklində piston (25) və zolotnik (30) dörd

müxtəlif vəziyyət alır (196-cı a, b, c, ç şəkilləri). Pistonun aşağı hərəkətində zolotnik aşağı vəziyyətdə yerləşir (206-cı a

şəkli). Pistonun aşağı gedişi qurtaran zaman, zolotnik avtomatik olaraq öz yerini dəyişərək yuxarı vəziyyəti (b) alır. Bunun nəticəsində, pistonun hərəkət istiqaməti dəyişəcəkdir. Piston yuxarı hərəkət edənə kimi zolotnik yuxarı vəziyyətdə (c) dayanacaqdır. Pistonun yuxarı gedişi qurtaran kimi

431

zolotnik avtomatik olaraq aşağı vəziyyəti alacaq və piston yenidən aşağı enməyə başlayacaqdır (ç).

Mühərrikin pistonunun a vəziyyətində işəsalıcı maye 21/2" boru kəmərindən, A kamerindən, B kanalından, 11 və 1 deşiklərindən, Q

kanalından və IV deşikdən D boşluğuna daxil olacaq, oradan isə V deşikdən, N boşluğundan, E kanalından və Ş deşiyindən mühərrikin pistonunun üstündə yerləşən V boşluğuna daxil olacaqdır.

Piston aşağı hərəkət edərək D boşluğundan mayeni sıxışdırıb V boşluğuna qovacaqdır.

Mühərrik pistonunun 208-ci şəkildə göstərilən vəziyyətində, pistonu aşağı hərəkət etdirən qüvvə (Rdn) aşağıdakı kimi ifadə edilir:

,d

2ş

2d

v

2d

dn p4D

4Dp

4DR

001

2334

5(�'(&&&

(X.56) burada Dş və Dd-mühərrikin pistonu və

pistonqolunun diametrləri; pd və pb-uyğun olaraq V və D

boşluqlarındakı təzyiqdir. A kamerasından D və V boşluqlarına

daxil olan mayenin təzyiq duşküsünü nəzərə almasaq, o halda

adv ppp olar;

burada pa—A kamerasındakı təzyiqdir. Bu halda

a

2ş

dn p4D

R '(& (X.57)

pistonun s1 qədər aşağı yerdəyişməsində, V həcmi vv� , böyüyəcəkdir (206-cı şəkil).

.1

2d

v s4Dv '&�

Eyni zamanda D həcmi 1

2ş

2d

d s4D

4Dv '

001

2334

5(&&� qədər kiçiləcəkdir.

208-ci şəkil. Hidravlik

pistonlu aqreqatın zolotnik və zolotnik

qutusu

KontrqaykaA

33

Z

30

K

Dz4

Dz1

Dz2

Dz3

Dş

J

VI

V

D

432

dv vv �� > olduğundan, V kamerasına A kamerasından D boşluğundan

sıxışdırılmış mayedən əlavə, 1

2ş

da s4D

vvv '(&

��� qədər hərəkətetdirici

maye də daxil olacaqdır. Mühərrikin pistonunun bir aşağı gedişində, hərəkətetdirici mayenin

nəzəri sərfi

L4D

Q2ş

n&

(X.58)

olacaqdır. Burada L — pistonun gediş uzunluğudur. Nasosun plunjerinin (36) aşağı hərəkətində, sorucu klapan (39) bağlı

və vurucu klapan (37) açıq vəziyyətdə olur və buna görə də, plunjerin altındakı boşluğa (y) dolacaq lay mayesi L boşluğuna sıxışdırılacaqdır.

Plunjerin s1 qədər aşağı yerdəyişməsində y boşluğunun həcmi

1

2n

y s4Dv '&� qədər azalacaqdır (206-cı a, b şəkli).

Eyni zamanda L boşluğunun həcmi

1

2ş

2n

l s4D

4Dv '

001

2334

5(&&� (X.59)

qədər böyüyəcəkdir. yl vv �� ? olduğundan D boşluğundan sıxışdırılmış maye, L boşluğunda yerləşə bilməyəcək və lyn vvv ��� ( qədər maye M

kamerasından sıxışdırılacaq, %2

12 ilə 4" borular arasındakı həlqəvi fəzaya daxil olacaqdır.

1

2ş

n s4D

v '&

�

Plunjerin bir aşağı gediş müddətində nasosun nəzəri verimi

L4D

W2ş

n&

olacaqdır. Nasosun 208-ci şəkildə verilmiş vəziyyətində, pistonun aşağı hərəkətində, zolotnikə təsir göstərən qüvvələr (Rzn) aşağıdakı kimi olacaqdır:

,z

2ş

2z

2z

2z

j

2z

2z

j

2z

2z

d

2ş

2z

zn

p4D

4D

4D

4D

p4

D4

D

p4

D4

Dp

4D

4D

R

11423

243

'778

9

::;

<

00

1

2

33

4

5(�

00

1

2

33

4

5(�'

00

1

2

33

4

5(�

�00

1

2

33

4

5(('0

0

1

2

33

4

5((

&&&&&&

&&&&

(X.60)

433

burada Dz1, Dz2, Dz3 və Dz4-zolotnik elementlərinin diametri; pj-J həlqəvi kanatında təzyiq; p-zolotnikin aşağı başlığının altında yerləşən z boşluğundakı təzyiq;

pj təzyiqi, J kanalı N kamerası ilə əlaqədar olduğuna görə pm təzyiqinə bərabər olur.

pd=pl; pj=pl və pz=pm olduğundan

� �� �ma2ş

2zzn ppDD

4R

3(((

& (X.61)

olar. Pistonun yuxarı hərəkətində, zolotnikə təsir göstərən qüvvə

� �� �ma2z

2zz ppDD

4R

346((

& (X.62)

olur. Pistonun yuxarı vəziyyətində zolotnik, hərəkətetdirici mayenin yolunu

(D boşluğundan V boşluğuna keçən yolu) bağlayaraq, V boşluğunu 4" ilə 21/2" arasındakı həlqəvi fəza ilə əlaqələndirəcək.

Beləliklə, D boşluğunda olan təzyiq pa-ya bərabərləşəcək, V boşluğunda olan təzyiq isə azalaraq pm-ə bərabər olacaqdır:

;mv pp .da pp Bu halda

� � m24a

2ş

2ddv pD

4pDD

4R '('(

&& (X.63)

olar. Pistonun yuxarı bir gedişində, hərəkətetdirici mayenin. nəzəri sərfi

� � LDD4

Q 2ş

2dv '(

& (X.64)

olar. Hərəkətetdirici maye aşağıdakı istiqamətdə hərəkət edəcəkdir; V

boşluğu, Ş deşiyi, E kanalı, İ kamerası V deşiyi, J kanalı, VI deşiyi, K kanalı, L boşluğu VIII deşiyi, M kamerası, IX pəncərəsi və 4" ilə 21 /2" kəməri arasındakı həlqəvi fəza.

Nasosun plunjerinin (36) yuxarı gedişində, vurucu klapan (37) bağlanır və eyni zamanda sorucu klapan açılır. Plunjerin altındakı boşluq, lay mayesi ilə dolmağa başlayacaq, nasosa daxil olan maye isə plunjerin növbəti aşağı gedişində M kamerasına sıxışdırılaraq işlənmiş hərəkətetdirici maye ilə qarışıb həlqəvi fəzaya daxil olacaqdır.

Plunjerin bir yuxarı gedişində, nasosun nəzəri verimi

� � LDD4

W 2ş

2dnv '(

& (X.65)

olacaqdır.

434

Zolotnikin yuxarı vəziyyətindən aşağıya doğru yerdəyişməsində (L qədər) Qz qədər hərəkətetdirici maye sərf olunur.

� � .LDD4

Q 2ş

2zz 3

'(&

(X.66)

Zolotnik aşağı vəziyyəti alaraq (206-cı şəkil) hərəkətetdirici mayenin V boşluğuna daxil olmaq üçün V deşiyini açacaqdır və mühərrikin bütün iş sikli yenidən təkrar olacaqdır.

Hidravlik pistonlu nasosların xarakteristikasının daha asan və tez anlaşılması üçün kombinələşmiş nomoqramdan istifadə etmək daha məqsədə uyğun olar.

Mərkəzdənqaçma elektrik dalma nasosları

Ştanqsız nasoslar içərisində öz xarakterinə, dalma dərinliyinə və

tətbiq sərhədinə görə ən çox intişar tapmış, mərkəzdənqaçma elektrik dalma nasoslarıdır. Bu nasoslar, neft sənayesində 1929-cu ildən tətbiq olunur. Bu qurğu, yer səthindən quyu dibinə verilən elektrik enerjisinin səmərəli və effektiv paylanması problemini həll edir.

Bu nasos qurğusu aşağıdakı hissələrdən ibarətdir: çoxpilləli mərkəzdənqaçma nasosu (209-cu şəkil), xüsusi konstruksiyalı elektrik mühərriki (2) və mühərriklə nasos arasında qurulmuş „protektor" (3). „Protektor" (kipgəc) quyudan çıxan mayeni mühərrikə keçməyə qoymur.

Laydan quyudibinə hərəkət edən maye, nasosun aşağı hissəsində süzgəcə (4) daxil olur. Elektrik mühərriki və nasos hermetik polad və köynəklərdə yerləşdirilmişdir. Aqreqatın ayrı-ayrı ünsürləri flanslarla yığılmışdır.

Tam yığılmış aqreqat, nasos boruları ilə (5) quyuya, maye səviyyəsi altına qaldırılır (buraxılır). Quyuya, nasos boruları ilə paralel olaraq, elektrik enerjisini yer səthindən mühərrikə vermək üçün zirehli kabel (6) buraxılır.

Adətən nasos mühərrikdən yuxarıda quraşdırılır. Müstəsna hallarda, maye səviyyəsi aşağı olan quyularda nasos mühərrikdən aşağıda qurula bilər. Bu isə mayenin quyudibindən yer səthinə vurulması işini asanlaşdırır. Bu halda, mühərrik köynəklə mühafizə olunur. Elektrik mühərriki (210-cu III şəkli) ikiqütblü, induksion tipli, üçfazalı, rotoru qısaqapalı olan bir mühərrikdir. Mühərrikin işçi gərginliyi 325—1100 v-a qədər dəyişir, gücü isə 17-200 a.q. qədərdir. Mühərrik valının dövrlər sayı 3600 dövr/dəq ola bilər.

Şaquli val (3) üzərində quraşdırılmış içşi (1) və yönəldici (2) çarxlardan ibarət olan nasos (210-cu 1 şəkli) mərkəzdənqaçma tiplidir. Pillələrin sayı maye basqısından asılı olaraq 4-185 qədər qəbul oluna bilər.

209-cu şəkil. Mərkəzdənqaçma elektrik dalma

nasoslarının quruluş sxemi

7

5

1

4

3

2

435

210-cu şəkil. Mərkəzdənqaçma elektrik dalma nasosları: I - mərkəzdənqaçma nasos;II- protektor;III- mühərrik

3

6

4

6

1

4

3

5

3

1

5

21

2

6

2

7

4

6

5

I

II

III

436

Protektor II. (210-cu II şəkli) elektrik mühərrikini quyudan çıxarılan mayedən mühafizə etmək üçündür. Mühərrik və nasosun valı mufta vasitəsilə „protektorun” valına birləşdirilir.

Elektrik mühərrikinə birləşdirilən kabel, neftə və suya davamlı materialdan hazırlanır və mexaniki zərbədən mühafizə olunmaq üçün polad zirehlə örtülür.

Kabel bir-birindən rezin örtüklə izolə olunmuş üç keçirici mis damardan ibarətdir. Bu damarlar rezin örtük içərisində yerləşdirilmişdir. Mis keçiricilərin en kəsiyi elektrik enerjisinin hansı dərinliyə verilməsindən və mühərrikin gücundən asılı olaraq seçilir; adətən çox hallarda 35 mm2 qəbul olunur. Kabelin 1 m-nin çəkisi 2,8 kq-dır. Bu aqreqatın da iş prinsipi adi mərkəzdənqaçma nasosunun iş prinsipi kimidir. Mühərrikin valı fırlandıqda nasosun valı, onunla bərabər işlək çarxlarda fırlanır.

Yerüstü avadanlıq kabel barabanından və işəsalma mexanizmindən ibarətdir. Müasir konstruksiyalı Red nasosları aşağıdakı ölçülərdə hazırlanır (örtüyün bayır diametri üzrə): %%

8562

15 , və 85/8".Red nasosunun ən kiçik xarici diametri 150 mm olur. Buna görə də

nasos azı 7" qoruyucu kəməri olan quyuya endirilə bilər.Mərkəzdənqaçma elektrik dalma nasoslarının texniki xarakteristikası

45-ci cədvəldə verilmişdir.Təcrübədən alınmış məlumatlara görə, bu nasoslar aşağıdakı şərtlərdə ən

effektiv işləyə bilər:

45-сı сədvəl

Mərkəzdənqaçma elektrik dalma nasoslarının texniki xarakteristikası

Xarici diametr, düymə ilə İstismar kəmərinin diemetri, düymə ilə Gücü a. q. ilə Pillələrin sayı Mayeni qalxma yüksəkliyi m ilə Məhsuldarlıq, m/gün ilə

4 1/2 5 1/2 1-45 10-285 300-2500 8-400

5 1/4 6 5/8 5-97.5 4-193 150-2300 30-950

7 1/4 9 20-200 150-2000 80-2400

a) aşağı səviyyəli və yüksək məhsuldarlıq əmsalı olan dərin quyularda;

b) tam sulaşmış yüksək debitli, sürətlə istismar edilməsi lazım gələn quyularda.

437

Bu məqsəd üçün mühərrik-nasos müvəffəqiyyətlə Qazaxıstanneftdə, Başneftdə, Qrozneftdə və Azərneftdə tətbiq edilmiş və yaxşı nətiсələr alınmışdır.

46-cı сədvəl

Mərkəzdənqaçma elektrik dalma nasoslarının texniki xarakteristikası

Göstəricilər

Nasoslar

EH-7

00

EH-2

50

EH-1

60

EH-1

80

EH-9

5

EH-7

0

EH-4

0

Kabellə birlikdə maksimal diametr, mm ilə Verim, m3/gün ilə Mayenin yüksəkliyi, m ilə Pillərin sayı Tələb olunan gün, kvm ilə F.İ.Ə Dövrlər sayı, dövr/dəq ilə Diamert, mm ilə Uzunluğu (elektrik mühərriki ilə birlikdə), mm ilə Çəkisi (elektrik mühərriki olmadan), kq ilə

149 və 141.5 700 300 80 46.5 0.48 2830 1 24 5330 265

142 və 139 250 800 140 44.3 0.51 2830 119 5700 294

136 və 133 160 800 150 25.6 0.52 2850 114 5130 235

134 150 800 145 28 0.50 2850 114 3130 1506

132 95 800 167 18 0.50 2810 109 5740 295

132 70 1650 320 28 0.48 2810 109 10870 438

112 40 1000 288 10 0.45 2810 92 8180 271

Red nasoslarının işlədilməsinə quyudibinin əyriliyi mane olmur.

Bu nasosların tətbiqini məhdudlaşdıran amillər aşağıdakılardır:1. Çıxarılan mayedə çoxlu qum olması və nətiсədə nasosun işlək

hissələrinin tez yeyilib xarab olması.2. Nasosun məhsuldarlığını azaldan yüksək qaz amili.3. Qurğunun baha başa gəlməsi.4. Lazımi avadanlıq tapılmadığına görə, nasosun ayrı-ayrı

hissələrinin çətinliklə təmir edilməsi.Bu səbəblərə görə Red nasosları ABŞ mədənlərində çox az işlədilir.ABŞ-da Red nasosları ilə bərabər müxtəlif pistonlu ştanqsız nasoslar

da tətbiq edilir.

438

Hal-hazırda keçmiş SSRİ neft mədənlərində (əsasən Şərq rayonlarında) çox intişar tapmış sovet konstruksiyalı mərkəzdənqaçma elektrik dalma nasoslarının texniki xarakteristikası və əsas parametrləri 46-сı сədvəldə verilmişdir.

Turbinli nasoslar

Nasos aqreqatlarını ən dərin quyularda səmərəli və effektlə işlətmək

üçün onları qaz və ya hidravlik turbinlərlə birləşdirib tətbiq etmək daha əlverişlidir.

Aşağıda turbinli liftin (yivli nasosla qaz turbininin kombinasiyası) kombinasiyası təsvir edilmişdir.

Turbinlər işləyən zaman onunla birlikdə vintli nasosun şneki də fırlanır, bunun hesabına maye quyudan bir qədər nasos borularının içərisinə qalxaсaqdır. İşlənmiş qaz, kanaldan keçərək nasos borularında maye ilə qarışaraq onu (mayeni) yer səthinə qaldırır.

Aqreqat quyuya 21/2"—3" nasos-kompressor boruları və ya bəzi hallarda pakerlə də buraxılır.

MNİ əməkdaşlarından A.P.Krılovun və Q.E.Topçiyevin hesablamalarına görə 1000 m yüksəkliyə 100 m3/gün mayeni qaldırmaq üçün 31,6 atm altında 8,7 m3/dəq işçi agenti sərf etmək lazımdır.

Əgər mayenin qalxma yüksəkliyini 2000 m-ə qədər artırıb nasosun dalma dərinliyini 400 m-ə qədər çatdırmaqla yuxarıdakı qədər maye almaq lazımdırsa, 65,4 ata altında 13,8 m3/dəq işçi agenti sərf edilməlidir.

Qurğunun ümumi f.i.ə 21-22%-dən yuxarı qalxmır. F.i.ə-ni yüksəltmək üçün, nasosun dalma dərinliyini artırmaq lazımdır, bu da işçi təzyiqinin artması ilə əlaqədardır. Buna görə də, bu aqreqatın sənaye tətbiqi məhduddur.

Son zamanlarda mədənlərimizdə hidravlik turbinli nasosla, mərkəzdənqaçma nasoslarının kombinə edilməsindən təşkil olunmuş turbinli nasoslara rast gəlmək olur. Bu nasoslar dərin quyulardan müəyyən miqdarda maye çıxarmaq üçün tətbiq edilir.

Bunların ilk sınaqları müsbət nəticələr vermiş və gələcəkdə tətbiq olunması üçün geniş imkanlar yaranmışdır.

439

ƏDƏBİYYAT

1. Абдуллаев М.А. Глубинные насосы. Азнефтеиздат, 1951. 2. Abdullayev M.Ə. Nasos istismarında yeraltı avadanlıq. Azərneftnəşr, 1952. 3. Абдуллаев М.А., Ольшванг Д.Е., Субботин М.А. Химические крепления

грунта призабойной зоны нефтяных скважин. Труды АзНИИ ДН, вып. 1, Азнефтеиздат, 1954.

4. Алиев Ш.Н., Бадалян Г.А. О подвижности контуров нефтеносности. Азнефтеиздат, 1956.

5. Аллахвердиев Т.А. Определение наиболее экономических сроков продолжительности разработки морских залежей нефти. Азнефтеиздат, 1957.

6. Амбарцумян А.П., Гусейнов Г.П. Крючкина С.В., Листенгартен Б.М. Опыт осуществления вторичных методов добычи нефти на площадях месторождения НПУ «Лениннефть». Азернефтнешр,1958.

7. Амиров А.Д., Овнатанов С.Т., Саркисов И.Б. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. Азнефтеиздат, 1956.

8. Амиров А.Д. НХ. № 9, 1959. 9. Амиров А.Д. Вопросы освоения и эксплуатации сверхглубоких скважин,

Азнефтеиздат, 1953. 10. Асадов И.М. Компрессорный способ добычи нефти и пути его улучшения.

Азнефтеиздат, 1951. 11. Апельцин И.Э. Подготовка воды для заводнения нефтяных пластов.

Азнефтеиздат, 1951. 12. Архангельский В.А. Движение газированных нефтей в системе скважина-

пласт. Азнефтеиздат, 1958. 13. Барышев В.М. Удельный расход воды и влияние на нефтеотдачу глинистых

фракций породы. Сб. Вторичные методы добычи нефти и методы поддержания давления на промыслах СССР. Гостоптехиздат, 1950.

14. Баренблатт Г.И., Борисов Ю.П., Каменецкий С.Г., Крылов А.П. «Изв. АН СССР» ОТН, № 11, 1957.

15. Баренблатт Г.И. «Изв. АН СССР.» ОТН, № 2, 1955. 16. Баренблатт Г.И. и Крылова А.П. «Изв. АН СССР» ОТН, № 2, 1955. 17. Баренблатт Г.И., Максимов В.А. «Изв. АН СССР» ОТН, № 7, 1958. 18. Богданов А.А. Электропогружные центробежные насосы, Гостоптехиздат,

1955. 19. Борисов Ю.П. Определение параметров пласта при исследовании скважин

на неустановившихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости. Труды ВНИИ, вып. Х1Х. Гостоптехиздат, 1959.

20. Briksman A.A. və başqaları. Qazın çıxarılması və nəql edilməsi, Azərneftnəşr, 1956.

21. Vəlibəyov A.Ə., Əmirov Ə.C., Kozlov V.S. Neft quyularının yeraltı təmiri. Azərneftnəşr, 1954.

22. Великовский А.С., Юшкин В.В. Газоконденсатные месторождения. ГОСИНТИ, 1959.

23. Виноградов К.В., Агаев Ф.Т., Асадуллаева И.М. АНХ №12, 1959.

440

24. Вопросы эксплуатации нефтяных скважин. Труды ВНИИ, вып. 1. Гостоптехиздат, 1947.

25. Вопросы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Труды ВНИИ, выпуск 11. Гостоптехиздат, 1952.

26. Вопросы гидродинамики нефтяного пласта. Труды ВНИИ, выпуск V1. Гостоптехиздат, 1954.

27. Вопросы гидродинамики и термодинамики пласта. Труды ВНИИ, выпуск V111. Гостоптехиздат, 1954.

28. Вопросы подземной гидродинамики и разработки нефтяных и газовых месторождений. Труды ВНИИ, выпуск Х. Гостоптехиздат, 1957.

29. Вопросы подземной гидродинамики и разработки нефтяных и газовых месторождений. Труды ВНИИ, выпуск Х11. Гостоптехиздат, 1958.

30. Вопросы техники добычи нефти. Труды ВНИИ, вып. Х111. Гостоптехиздат, 1958.

31. Вторичные методы добычи нефти и методы поддержания пластового давления на промыслах СССР. Гостоптехиздат, 1955.

32. Гейман М.А., Уголев В.С., Шенаева В.И. НХ №9, 1959. 33. Газиев Г.Н., Корганов И.И. Эксплуатация нефтяных месторождений,

Азнефтеиздат, 1950. 34. Говорова Г.А., Амелин Н.Д. НХ № 5, 1954. 35. Гусейнов Г.А., Тагиров Г.А. АНХ № 5, 1957. 36. Временная инструкция по исследованию и установлению технологического

режима эксплуатационных нефтяных скважин. Гостоптехиздат, 1954. 37. Денисов Ф.И., Меликбеков А.С. АНХ №11, 1959. 38. Денисов Ф.И., Карапетов К.А., Меликбеков А.С. АНХ №9, 1957. 39. Дурмишян А.Г. Вопросы геологии, разведки и разработка

газоконденсатного месторождения Карадаг. Азернефтнешр, 1960. 40. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований

разрезов скважин. Гостоптехиздат, 1955. 41. Джонс Л.Д. Механика нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1947. 42. Добыча, транспорт и переработка природных газов. Труды ВНИИ ГАЗ, вып.

V. Гостоптехиздат, 1954. 43. Дьяков Д.И. Геотермия в нефтяной геологии. Гостоптехиздат, 1958. 44. Əhmədov H.Ə., Salayev S.H., Bağırzadə F.M. Azərbaycan neft və qaz

yataqlarının geologiyası, Azərneftnəşr, 1958. 45. Желтов Ю.П. Гидравлический разрыв пласта. Гостоптехиздат, 1957. 46. Жуков А.И. и др. Эксплуатация нефтяных месторождений. Гостоптехиздат,

1954. 47. Инструкция по применению гидравлического разрыва пластов в нефтяных и

нагнетательных скважинах. Азернефтнешр, 1959. 48. İskəndərov M.Ə. Neft yataqlarının işlənməsi. Azərneftnəşr, 1958. 49. İsmayılov Q.A., Məmmədov Ə.V., Salayev S.H. İzahlı neft geologiyasi lüğəti.

Azərneftnəşr, 1959. 50. Исследования в области физики пласта. Труды ВНИИ, вып. 111.

Гостоптехиздат, 1954.

441

51. Карапетов К.А., Дурмышьян А.Г. Борьба с песком в нефтяных скважинах. Гостоптехиздат, 1958.

52. Заводнение нефтяных пластов в США. Гостоптехиздат, 1957. 53. Крылов А.П. НХ № 12, 1953. 54. Крылов А.П. и др. Научные основы разработки нефтяных месторождений.

Гостоптехиздат, 1949. 55. Крылов А.П. и др. Теоретические основы и проектирование разработки

нефтяных месторождений, 1959. 56. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных

газов. Гостоптехиздат, 1948. 57. Леверсон А.И. Геология нефти. Гостоптехиздат, 1958. 58. Лебедев С.А., Абдулин Ф.С., Юшин С.Ф. Исследование нагнетательных

скважин. Гостоптехиздат, 1956. 59. Ловлян С.А. Горбенко Л.А. Каплян Б.А. Торпедирование и перфорация

скважин. Гостоптехиздат, 1959. 60. Максимович Г.К. Гидравличесий разрыв нефтяных пластов. Гостоптехиздат,

1957. 61. Максимович Г.К. НХ № 4, 1954. 62. Максимов М.И. Обработка скважин соляной кислотой. Гостоптехиздат,

1945. 63. Мирчинк М.Ф. Современное состояние вопроса рациональной разработки

нефтяных залежей. Изд-во АН АзССР, 1956. 64. Mirzəcanzadə A.X., Seyidrza M.K., Şıxəliyev F.A. Gilli məhsulların fiziki

kimyası və hidravlikası, Azərneftnəşr, 1960. 65. Mirzəcanzadə A.X., İskəndərov M.A., Ağayev R.Q. və başqaları. Neft və qaz

yataqları istismarı və işlənməsinin nəzəri əsasları. Azərneftnəşr, 1960. 66. Мовсумзаде С.А., Виноградов К.В., Дадашзаде А.М., Агаев Ф.Т. АНХ №10,

1959. 67. Моррис Маскет. Физические основы технологии добычи нефти.

Гостоптехиздат,1953. 68. Мохауит Х.Х., Мецгер Х.А. Новый метод воздействия на призабойную зону

скважин. Гостоптехиздат, 1959. 69. Муравьев И.М. Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений.

Гостоптехиздат, 1949. 70. Муравьев И.М., Андриасов Р.С. и др. Разработка нефтяных и газовых

месторождений. Гостоптехиздат, 1958. 71. Обработка призабойной зоны скважин. Труды ВНИИ, вып. XVI.

Гостоптехиздат, 1958. 72. Овнатанов Г.Т. Вскрытие пласта и основание скважин. Гостоптехиздат,

1959. 73. Овнатанов Г.Т. Форсированный отбор жидкости из сильно обводненных

пластов и скважин. Азнефтеиздат, 1954. 74. Ольшванг А.Е. Субботин М.А. АНХ № 4, 1955. 75. Опыт разработки нефтяных месторождений (труды Всесоюзного совещания

работников по добыче нефти). Гостоптехиздат, 1957.

442

76. Оркин К.Г., Кучинский П.К. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. Гостоптехиздат, 1959.

77. Пирвердян А.М., Адонин А.Н. Вопросы гидравлики и работоспособности глубинного насоса. Азнефтеиздат, 1957.

78. Разработка нефтяных месторождений и подземная гидродинамика. Труды ВНИИ, вып. XIX. Гостоптехиздат, 1959.

79. Разработка нефтяных месторождений и гидродинамики пласта. Труды ВНИИ, вып. XXI. Гостоптехиздат, 1959.

80. Разработка газовых месторождений, транспорт и экономика природного газа. Труды ВНИИ ГАЗ, вып. 11 (10). Гостоптехиздат, 1958.

81. Разработка нефтяных месторождений с забойным давлением ниже давления насыщения. Труды ВНИИ, вып. XXV. Гостоптехиздат, 1959.

82. Salayev S.H. Neft yataqları necə tapılır və kəşf edilir. Azərneftnəşr, 1960. 83. Salayev S.H., Əliyev S.M. Struktur geologiya. Azərneft. 84. Smirnov A.S, Şirkovskiy A.İ. I hissə, Qazın çıxarılması və nəql edilməsi.

Azərneftnəşr, 1959. 85. Смирнов А.С. Технология углеводородных газов. 86. Справочник по добыче нефти, т.1. Гостоптехиздат, 1958. 87. Справочник по добыче нефти, т.11, Гостоптехиздат, 1959. 88. Справочник по добыче нефти, т. 111, Гостоптехиздат, 1960. 89.Триппито Дж. Л. Гидравлический разрыв пласта с помощью пресной

воды. Гостоптехиздат, 1958. 90. Требин Ф.А., Борисов Ю.П., Махарский Э.Д. НХ, №№8, 9, 1958. 91. Требин Ф.А., Щербак Г.В. НХ, №3, 1957. 92. Труды МНИ им. И.М. Губкина, вып. Х11, Гостоптехиздат, 1953. 93. Труды совещания по развитию научно-исследовательских работ,

Азнефтеиздат, 1953. 94. Тхостов Б.А. Начальные пластовые давления нефтяных и газовых

месторождений, Гостоптехиздат, 1960. 95. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. Гостоптехиздат, 1949. 96. Щелкачев В.Н. Разработка нефтяных месторождений в США.

Гостоптехиздат, 1958. 97. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеносных пластов при упругом режиме.

Гостоптехиздат, 1959. 98. Шапиро С.И., Аскерова Ф.К. Гидропоршневые бесштанговые глубинные

насосные установки. АзИНТИ, 1959. 99. Фаниев Р.Д. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Гостоптехиздат,

1958. 100. Чарный И.А. Основы подземной гидравлики. Гостоптехиздат, 1956. 101. Физика и термодинамика пласта. Труды ВНИИ, вып. XV. Гостоптехиздат,

1958. 102. Чарный И.А., Умрихин И.Д. Об одном методе определения параметров

пластов по наблюдениям неустановившегося режима притока к скважинам. Углетехиздат, 1957.

103. Христианович С.А., Желтов Ю.П., Баренблатт Г.И. НХ №1, 1957. 104. Эфишев А.Э. НХ №5, 1954. 105. Усачев П.М., Лесник Н.П., Овнатанов Г.Т. и др. НХ №5, 1958.

443

Mündəricat.

Giriş................................................................................................................................3 I Fəsil. Neft yataqlarının işlənməsinin əsasları § 1. Neft yataqlarının işlənməsi haqqında əsas anlayışlar..............................................5 § 2. Neft geologiyasına dair bəzi məlumat.....................................................................7 § 3. Lay təzyiqi və temperaturu....................................................................................17 § 4. Lay rejimləri..........................................................................................................23 § 5. Layın neftvermə əmsalı və onun rejimdən asılılığı...............................................37 II Fəsil. Quyuların və layların tədqiqi § 1. Quyuların və layların tədqiqindən məqsəd............................................................42 § 2. Dib təzyiqinin təyin edilməsi.................................................................................42 § 3. Quyuların qərarlaşmış rejimdə tədqiq edilməsi.....................................................52 § 4. Quyuların qərarlaşmamış rejimdə tədqiq edilməsi................................................63 III Fəsil. Neft və qaz yataqlarına süni təsir üsulları § 1. Süni təsir üsullarının növləri........................................... ......................................70 § 2. Mayenin sürətlə çıxarılması.................................................................... ..............81 § 3. Qalıq neftin alınması üçün tətbiq edilən başqa üsullar..........................................82 § 4. Laya vurmaq üçün işlək agentin seçilmasi............................................................83 § 5. Su və qazın vurulmasının texnoloji sxemi.............................................................86 §6. Su ilə təchizat mənbələri və yatağa vurmaq üçün suyun

hazırlanması...............................................................................................................88 § 7. Quyudibi zonasına təsiretmə üsulları və vəzifəsi..................................................90 § 8. Quyudibi zonasına təsir üsulları və onların tətbiqi texnologiyası.........................92 § 9. Quyudibi zonasına digər təsir üsulları.................................................................115 § 10. Quyudibi zonasına təsiretmə üsulları effektinin qiymətləndirilməsi..............................................................................................118 IV Fəsil. Neft yataqlarının işlənməsinin layihələndirilməsi § 1. Səmərəli işləmə sisteminin kompleks üsulla layihələndirilməsi.........................121 § 2. Lay haqqında geoloji-fiziki məlumat..................................................................126 § 3. İşlənmə sisteminin sxemləşdirilməsi...................................................................134 § 4. Su basqısı rejimlərində işləyən neft yataqlarında quyuların

yerləşdirilməsi..........................................................................................................138 § 5. Sərt su basqısı rejimində quyuların debitinin hidrodinamik

hesablanması............................................................................................................145 § 6. Elastik su basqısı rejimində hidrodinamik hesablamalar....................................156 § 7. Laya su vurulduqda hidrodinamik hesablamalar................................................162 § 8. Neft yataqlarının işlənmə müddətinin təyini.......................................................171

444

§ 9. Həll olmuş qaz və qarışıq rejimlərdə layların işlənməsi.....................................175 § 10. Material balansı tənliyinin tətbiqi.....................................................................187 §11. Neft yataqlarının işlənmə sisteminin layihələndirilməsində aparılan iqtisadi

hesablamalar............................................................................................................189 V Fəsil. Qaz yataqlarının işlənməsinin əsasları § 1. Qaz yataqlarının səmərəli işlənməsi haqqında....................................................195 § 2. Qaz yataqlarının rejimi və onun müəyyən edilməsi............................................198 § 3. Qaz yatağında quyuların yerləşdirilməsi.............................................................201 § 4. Qaz yataqlarının işlənmə sisteminin layihələndirilməsində aparılan qaz-dinamik hesablamalar..........................................................................202 VI Fəsil. Qaz-kondensat yataqlarının işlənməsi və istismarı § 1. Qaz-kondensat yataqlarının xüsusiyyəti..............................................................215 § 2. Qaz-kondensat yataqlarının işlənməsinin əsasları...............................................218 § 3. Qaz-kondensat yataqlarının istismarı..................................................................224 VII Fəsil. Neft və qaz laylarının açılması və quyuların mənimsənilməsi..................226 § 1. Yuma mayesinin seçilməsi..................................................................................227 § 2. Qoruyucu kəmərin seçilməsi...............................................................................231 § 3. Quyudibi avadanlığının tipi və konstruksiyası....................................................233 § 4. Quyunu mənimsəmək üçün hazırlıq işləri...........................................................240 § 5. Quyunu mənimsədikdə layın açılması.................................................................240 § 6. Quyuların mənimsənilməsi və quyudibinə axının yaranması. ...........................253 VIII Fəsil. Quyuların fontan üsulu ilə istismarı. § 1. Quyuların fontan vurmasının əsasları..................................................................259 § 2. Fontan quyusu qaldırıcısının seçilməsi...............................................................264 § 3. Fontan quyusu iş rejiminin təmini və tənzimi.....................................................267 § 4. Fontan quyusunun avadanlığı..............................................................................274 § 5. Fontan quyusuna qulluq edilməsi........................................................................287 IX Fəsil. Quyuların kompressor üsulu ilə istismarı § 1. Qaz-hava qaldırıcıları..........................................................................................293 § 2. Qaz-hava qaldırıcılarının hesablanması...............................................................295 § 3. Kompressor quyusunun işə salınması, işəsalma təzyiqinin hesablanması ............................................................................................300 § 4. İşəsalma təzyiqinin aşağı salınması.....................................................................302 § 5. Kompressor quyusu iş rejiminin təyini və tənzimi..............................................308 § 6. Quyuların kompressor üsulu ilə istismarında işlədilən avadanlıq.....................312 § 7. Kompressor quyusuna qulluq edilməsi................................................................315 § 8. Kompressor quyularının vaxtaşırı və qarışıq üsul ilə istismarı............................316