Page 65 - 4484

- відсутність пакерного обладнання, а також економія
витрат на спуск і підйом пакера та відсутність ризику з
можливою його аварійністю.
Оскільки на нафтогазових родовищах України
продуктивні горизонти залягають на великих глибинах,
найчастіше використовують нагнітання через НКТ
з пакером, оскільки очікувані тиски під час ГРП в затрубному
просторі можутьбути вищі за тиск опресування обсадної
колони.
Нагнітання рідин під час ГРП через колону НКТ
супроводжується меншимивитратами рідини порівняно з ГРП
через обсадну колону. Причиною цього є значні
втрати тиску, зумовлені тертям у колоні НКТ, яка має значно
менший діаметрніж обсадна колона. Тиск на гирлі
свердловини під час ГРП через НКТ з пакером
значно вищий, а це часто обмежує режими нагнітання.
Пакери. Пакери застосовують для роз'єднання пластів
або для захистуобсадної колони від дії високого тиску над
зоною перфорації, щоб запобігти порушенню герметичності
експлуатаційної колони. Конструкцію пакера вибирають
залежно від діаметра експлуатаційної колони і застосовуваних
НКТ, температурисвердловини та рідини, що нагнітають у
пласти, очікуваного перепаду тиску підчас проведення ГРП.
Для сприйняття зусиль від перепаду тиску, що діє в
одному або в двох напрямах, пакер може бути обладнаний
відповідним якорем, призначеним для заякорення колони НКТ
до експлуатаційної колони з метою переміщення
свердловинного обладнання під дією змінних навантажень.
Пакери поділяють на механічні, гідравлічні та гідромеханічні.
Умовні позначення пакерів складаються з буквеної
частини, яка визначає їх тип, способи посадки та звільнення
пакера: гідравлічний (Г), механічний (М) та гідравлічно-
механічний (ГМ); наявність якірного пристосування (Я).
Перше числопісля букв - зовнішній діаметр пакера в мм, друге
- максимальний перепад тиску,який може сприйматись
пакером. Наприклад ПГМ-118-70, ПМ-ЯМ-118-500, ПГ-118-
70.
Технічні характеристики пакерів наведені уРД 39-
0147035-236-89 та у технічних умовах фірм-виробників.

64