ті з призначенням для забезпечення надійної роботи до Пакер пред'являються такі основні вимоги:
В· пакер повинен витримувати максимальний перепад тисків, діючий на нього в екстремальних умовах, званий В«робочим тискомВ»;
В· пакер повинен мати зовнішній діаметр, що забезпечує оптимальний зазор між ним і стінкою експлуатаційної колони труб, з якою він повинен створити після посадки герметичне з'єднання.
Класифікація пакерів . p> За способом установки в свердловині розрізняють пакери: з опорою на забій і без опори на забій (або так звані "висячі" пакери). Пакер з опорою спускають в свердловину з хвостовиком . Перевагою цього типу пакерів є простота і надійність конструкцій, недоліком - необхідність в додаткових трубах для хвостовій опори. Перевага пакерів без опори на вибій - можливість їх встановлення в будь-якому місці експлуатаційної колони (без хвостовика).
За способами освіти сил , деформуючих ущільнювальний елемент, пакери поділяються на механічні і гідравлічні . До перших відносять всі пакери, ущільнювальна частина яких деформується від впливу на нього ваги колони труб. Вони прості по конструкції і високо надійні в роботі. До недоліку слід віднести обов'язкове нагружение їх трубами, що не завжди можливо, наприклад, на невеликих глибинах їх установки. <В
Малюнок 7. Пакери: а), б) - гідравлічні; в), г) - механічні. br/>
До гідравлічних (рис. 12, а) і б)) відносять всі пакери, гумові елементи яких деформуються і герметизують колону за рахунок перепаду тисків зверху і знизу пакера. Перевага таких пакерів - здатність сприймати перепади тиску 50 МПа (500 кгс/см 3 ) і більше; недолік - порівняльна складність конструкції.
Основним вузлом всіх типів пакерів є ущільнювальний елемент із спеціальної гуми, який при впливі зовнішньої сили розширюється і, впираючись у стінки труб, роз'єднує верхню частину колони цих труб від нижньої, що знаходиться під пакером.
Ущільнювачі для експлуатаційних потреб поділяються за своєму призначенню.
1. Ущільнювачі, вживані при відборі нафти і газу з пласта у разі:
а) обладнання, що вимагає створення в свердловині двох ізольованих каналів (наприклад, НКТ і ущільнення знизу просторів між НКТ і обсадними трубами при роздільної експлуатації декількох пластів);
б) беструбного експлуатації (підйомі рідини по обсадної колоні, в нижній частині якої встановлено ущільнення);
в) запобігання від викиду при газопроявлень (пакер з клапаном-відсікачем).
2. Ущільнювачі, вживані при дослідженні або випробуванні у разі:
а) роздільного дослідження пластів, розкритих однієї свердловиною;
б) перевірки герметичності обсадної колони або герметичності ізоляції пластів цементним кільцем.
3. Ущільнювачі, вживані при впливі на пласт або його привибійну зону при:
а) гідророзриві пласта;
б) підтриманні п...
