Page 23 - 4655

тиску обсадної колони, на якій установлено ущільнення, але
не більше робочого тиску колонної головки;
– опресувати разом з проміжною (експлуатаційною) об-
садною колоною тиском, що відповідає максимальному тиску
опресування колони на усті згідно плану робіт на кріплення
свердловини, але не більше робочого тиску колонної головки;
– опресувати міжколонний простір повітрям на тиск,
який вказаний в плані робіт, але не більший 60 % від тиску
опресування попередньої обсадної колони.
1.1.4.3 Наведені в п. 1.4.2 нормативи є регламентовани-
ми для підприємств ДК «Укргазвидобування» і можуть змі-
нюватися залежно від умов спорудження свердловин, розмі-
щених в інших регіонах, а також від вимог національних
стандартів інших країн.

1.5 Свердловинні ущільнювачі (пакери)

1.5.1 Призначення. Параметри. Типи.
Конструктивні особливості

Пакери призначені для ізоляції верхньої частини обсад-
ної колони від нижньої під час експлуатації нафтових, газових
і нагнітальних свердловин, а також при проведенні ремонтно-
профілактичних робіт у них.
Пакер – основний елемент свердловинного обладнання су-
часних фонтанних, газліфтних, насосних та нагнітальних сверд-
ловин при однопластовій експлуатації і при одночаснороздільній
експлуатації декількох пластів однією свердловиною.
Пакери також використовують при проведенні гідророз-
риву, кислотній та термічній обробці пласта, при ізоляційних
роботах. Їх спускають у свердловину на колоні насосно-
компресорних труб.
Перепади тисків, які сприймаються пакерами, колива-
ються в інтервалі від 7 до 70 МПа. Температура навколишньо-
го середовища при експлуатації свердловин може змінюватись
о
від 40 до 100 С, а при тепловій дії на пласт досягає в деяких
о
випадках 300-400 С. Навколишнє середовище, в якому пра-
цює пакер, викликає корозію металу, а вміст у ній нафти і газу
вимагає ретельного підбору матеріалу ущільнювальних еле-
ментів. Крім того, факторами, які ускладнюють роботу пакера,

22