1.4 Випробування колонних головок

1.1.4.1 Підприємство-виробник повинно проводити наступні випробування:

- на міцність і щільність корпусних деталей колонної головки (корпусів нижньої, середньої та верхньої секцій головки) пробним тиском згідно таблиці 1.1;

- на утримуючу здатність клинових підвісок обсадних труб;

- на герметичність пакерних ущільнень та з’єднань складових частин колонної головки тиском, рівним робочому.

Таблиця 1.1 – Значення пробних тисків для випробування корпусних деталей

Умовний прохід обладнання, мм	Пробний тиск рпр, при робочому тиску рр, МПа
	7	14	21	35	70	105
До 350 включно	2∙рр				1,5∙рр
Більше 350	1,5∙рр			2∙рр

1.1.4.2 Після спуску і цементування чергової обсадної колони та її обв’язки колонною головкою необхідно:

- опресувати міжпакерний простір шляхом закачування

ущільнювальної пасти спеціальним нагнітачем у міжпакерний простір на тиск, не більший 70 % від критичного зовнішнього тиску обсадної колони, на якій установлено ущільнення, але не більше робочого тиску колонної головки;

- опресувати разом з проміжною (експлуатаційною) обсадною 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 регламентованими для підприємств ДК "Укргазвидобування" і можуть змінюватися залежно від умов спорудження свердловин, розміщених 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 обсадної 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 сучасних фонтанних, газліфтних, насосних та нагнітальних свердловин при однопластовій експлуатації і при одночаснороздільній експлуатації декількох пластів однією свердловиною.

Пакери також використовують при проведенні гідророзриву, кислотній та термічній обробці пласта, при ізоляційних роботах. Їх спускають в свердловину на колоні насосно-компресорних труб.

Перепади тисків, які сприймаються пакерами, знаходяться в інтервалі від 7 до 70 МПа. Температура навколишнього середовища при експлуатації свердловин може мінятись від 40 до 100 ^оС, а при тепловій дії на пласт досягає в деяких випадках 300 – 400 ^оС. Навколишнє середовище, в якому працює пакер, викликає корозію металу, а вміст в ній нафти і газу вимагає ретельного підбору матеріалу ущільнювальних елементів. Крім того, факторами, які ускладнюють роботу пакера, є відкладення солей, гідратів, смол, а також високий вміст механічних домішок в пластовій рідині.

Залежно від призначення і умов експлуатації конструктивне виконання елементів змінюється.

Розрізняють пакери наступних типів:

ПВ – пакер сприймає зусилля від перепаду тиску, яке спрямоване вверх;

ПН – те ж, яке спрямоване вниз;

ПД - те ж, яке спрямоване як вниз, так і вверх;

Герметичне розмежування простору експлуатаційної колони забезпечується підбором діаметра пакера відповідно до внутрішнього діаметра експлуатаційної колони труб.

Для сприйняття зусилля від перепаду тиску, який діє на пакер в одному чи двох напрямках, пакер повинен мати якір, наявність якого в шифрі пакера позначають буквою „Я”. Якорі переважно використовуються з пакерами типів ПВ і ПН.

За способами посадки пакери поділяють на гідравлічні (Г), механічні (М), гідромеханічні (ГМ).

Залежно від середовища, в якому застосовують пакери, передбачаються такі корозійностійкі виконання: К1 – вуглекислотостійкі, К2 і К3 – сірководневостійкі (вміст Н₂S і СО₂ відповідно 6 і 25 %), Т – термостійкі.

Пакери, які здатні сприймати зусилля від перепаду тиску, які направлені як вниз, так і вверх, можуть залишатись в свердловині, й виконувати свої функції і без колони НКТ, яку піднімають після посадки пакера. В цьому випадку для від’єднання колони труб від пакера і повторного з’єднання її з ним використовують роз’єднувачі колон, які встановлюються над пакером.

Для підготовки стінок експлуатаційної колони труб під посадку пакера і якоря з метою забезпечення надійності їх роботи застосовують свердловинні інструменти (скребки та колонний інструмент).

Основний елемент пакера - ущільнювальні елементи. Цей елемент ущільнює простір, розширюючись під дією осьового навантаження. Він притискається до обсадної колони і штока пакера із зусиллям, яке необхідне для створення герметичності. Осьове навантаження в пакері створюється вагою НКТ, а опорою пакера служить шліпсовий захват.