DE1175182B

DE1175182B - Well packers

Info

Publication number: DE1175182B
Application number: DEB66462A
Authority: DE
Inventors: William Desmond Myers; John Raymond Baker
Original assignee: Baker Oil Tools Inc
Current assignee: Baker Hughes Oilfield Operations LLC
Priority date: 1961-04-03
Filing date: 1962-03-21
Publication date: 1964-08-06

Description

Bohrlochpacker Die Erfindung bezieht sich auf einen Bohrlochpacker für Mehrbereichsförderung, der ohne Bewegung eines der Rohrstränge hydraulisch in einem Bohrloch setzbar ist und gegen Druck von oben und von unten im Bohrloch abdichtet.Well packer The invention relates to a well packer for multi-range pumping, which can be hydraulically fed into can be placed in a borehole and seals against pressure from above and from below in the borehole.

Die Erfindung ist gekennzeichnet durch eine neuartige Anordnung von ausspreizbaren, normalerweise zurückgezogenen Klemmelementen in einem Packerkopf, dessen Setzanordnung einen Zylinder mit axial in Abstand liegenden Zuführöffnungen aufweist, deren jede mit dem Mediumdruck im Bohrloch verbindbar ist, wobei in dem Zylinder ein Kolben so angeordnet ist, daß er eine Längsbewegung zwischen den normalerweise zurückgezogenen Klemmelementen und dem Packerkopf bewirken kann, und eine Ventilbüchse vorgesehen ist, die zuerst die die Kolbenbewegung zum Setzen auslösende Zuführöffnung verschließt, während der Packer in das Bohrloch eingeführt wird, während ein Rohrkörper so angeordnet ist, daß er normalerweise die andere Zuführöffnung verschließt, jedoch eine Relativbewegung gegen die normalerweise zurückgezogenen Spannelemente ausführen kann, um den Druck an den gegenüberliegenden Seiten des Kolbens auszugleichen.The invention is characterized by a novel arrangement of expandable, normally retracted clamping elements in a packer head, its setting arrangement has a cylinder with axially spaced feed openings has, each of which can be connected to the medium pressure in the borehole, in which Cylinder a piston is arranged so that there is a longitudinal movement between the normally retracted clamping elements and the packer head, and a valve sleeve is provided, the first the feed opening that triggers the piston movement for setting occludes while the packer is being inserted into the wellbore while a tubular body is arranged to normally close the other feed port, however perform a relative movement against the normally retracted clamping elements can to equalize the pressure on opposite sides of the piston.

Gemäß der Erfindung bleibt die hydraulische Setzkraft über die ganze Setzzeit des Packers konstant, unabhängig von Undichtigkeiten oder anderen Verlusten im gepackten Medium, welche eine Verminderung der hydraulischen Setzkraft bewirken können, wobei der Bohrlochpacker durch den hydrostatischen Druck im Bohrloch gesetzt ist und dann durch diesen hydrostatischen Druck des Mediums in seiner Lage ohne Längsbewegung in beiden Richtungen gehalten wird.According to the invention, the hydraulic setting force remains throughout Set time of the packer constant, regardless of leaks or other losses in the packed medium, which reduce the hydraulic setting force can, whereby the well packer set by the hydrostatic pressure in the well is and then due to this hydrostatic pressure of the medium in its position without Longitudinal movement is maintained in both directions.

Es wird auf die Zeichnungen Bezug genommen.Reference is made to the drawings.

F i g. 1 ist ein Seitenaufriß eines Bohrlochpackers gemäß der Erfindung; F i g. 2 und 2 a bilden zusammen in einem größeren Maßstab einen Längsschnitt durch den Bohrlochpacker der F i g. 1, bevor er abgesetzt ist, wobei die F i g. 2 a eine untere Fortsetzung von der F i g. 2 darstellt; F i g. 3 und 3 a bilden zusammen einen Längsschnitt entsprechend dem der F i g. 2 und 2 a, wobei in diesem Längsschnitt der Bohrlochpacker in einer Bohrlochverrohrung verankert ist und die F i g. 3 a eine untere Fortsetzung von der F i g. 3 bildet; F i g. 4 und 4 a bilden einen Längsschnitt entsprechend dem Längsschnitt der F i g. 3 und 3 a, wobei aber in diesen Figuren der Bohrlochpacker für seine Freigabe aus der Bohrlochverrohrung bereitgestellt ist und die F i g. 4 a eine untere Fortsetzung von der F i g. 4 ist; F i g. 5 ist ein Querschnitt nach der Linie 5-5 in der F i g. 2 a; F i g. 6 ist ein Querschnitt nach der Linie 6-6 in der F i g. 2 a; F i g. 7 ist ein Querschnitt nach der Linie 7-7 in der F i g. 2 a; F i g. 8 ist ein Querschnitt nach der Linie 8-8 in der F i g. 4a; F i g. 9 ist ein Querschnitt nach der Linie 9-9 in der F i g. 4, F i g. 10 im größeren Maßstab ein Teillängsschnitt nach der Linie 10-10 in der F i g. 1, F i g. 11 im größeren Maßstab ein Teillängsschnitt nach der Linie 11-11 in der F i g. 5, F i g. 12 im größeren Maßstab ein Längsschnitt nach der Linie 12-12 in der F i g. 7, F i g. 13 ein Seitenaufriß einer anderen Ausführungsform des Bohrlochpackers, dessen Teile sich in. der zurückgezogenen Lage befinden, F i g. 14 in einem größeren Maßstab ein Teillängsschnitt nach der Linie 14-14 in der F i g. 13; F i g. 15 und 15 a bilden zusammen in einem größeren Maßstab einen Längsschnitt des Bohrlochpackers gemäß der F i g. 13, wobei die F i g. 15 a eine untere Fortsetzung der F i g. 15 ist, F i g. 16 ist in einem größeren Maßstab ein Querschnitt nach der Linie 16-16 in der F i g. 15.F i g. 1 is a side elevation of a well packer according to the invention; F i g. 2 and 2a together form a longitudinal section through on a larger scale the well packer of FIG. 1 before he is deposed, FIG. 2 a a lower continuation of FIG. 2 represents; F i g. 3 and 3a form together a longitudinal section corresponding to that of FIG. 2 and 2a, in this longitudinal section the well packer is anchored in a well casing and FIG. 3 a a lower continuation of FIG. 3 forms; F i g. 4 and 4 a form a longitudinal section corresponding to the longitudinal section of FIG. 3 and 3a, but in these figures the well packer is provided for its release from the well casing is and the F i g. 4 a is a lower continuation of FIG. 4 is; F i g. 5 is a cross section along the line 5-5 in FIG. 2 a; F i g. 6 is a cross section after line 6-6 in FIG. 2 a; F i g. 7 is a cross-section along the line 7-7 in FIG. 2 a; F i g. 8 is a cross section taken along line 8-8 in FIG i g. 4a; F i g. Figure 9 is a cross section taken along line 9-9 in Figure. 4, fig. 10 on a larger scale, a partial longitudinal section along the line 10-10 in FIG. 1, F i g. 11 on a larger scale, a partial longitudinal section along the line 11-11 in FIG i g. 5, Fig. 12, on a larger scale, is a longitudinal section along the line 12-12 in FIG F i g. 7, fig. 13 is a side elevation of another embodiment of the well packer; the parts of which are in the retracted position, FIG. 14 in a larger one Scale a partial longitudinal section along the line 14-14 in FIG. 13; F i g. 15 and 15 a together form a longitudinal section of the borehole packer on a larger scale according to FIG. 13, FIG. 15 a is a lower continuation of FIG. 15th is, F i g. 16 is a cross-section according to FIG. 16 on a larger scale the line 16-16 in FIG. 15th

Die gezeigten Bohrlochpacker sind besonders für die Förderung einer Anzahl getrennter Zonen in einem Bohrloch mit Hilfe gesonderter Pumpsteigleitungen 10, 11 geeignet. Die Erfindung kann aber auch für einen Bohrlochpacker benutzt werden, der nur eine einzige Förderleitung aufweist und nur durch eine einzige Pumpsteigleitung, die mit diesem Bohrlochpacker verbunden ist, fördern kann.The well packers shown are especially for the promotion of a Number of separate zones in a borehole using separate pump risers 10, 11 suitable. The invention can also be used for a well packer, which has only a single delivery line and only through a single pump riser, which is connected to this well packer, can promote.

Bei dem Bohrlochpacker A gemäß der Ausführungsform der F i g. 1 bis 12 handelt es sich um einen ziehbaren Packer. Er kann in einer Bohrlochverrohrung B so verankert werden, daß er in Längsrichtung weder nach oben noch nach unten bewegt werden kann. Der Bohrlochpacker weist ein erstes Rohrstück 12 und zweites Rohrstück 13 auf, die beide zueinander parallel sind. Das zweite Rohrstück 13 hat einen oberen, mit Schraubgewinde versehenen Zapfen 14, der in einer unteren Bohrung 15 eines hierzu parallelen Leitungskopfes 16 eingeschraubt ist. Der Durchflußkanal der zweiten Pumpsteigleitung 11 steht mit einem zweiten Durchflußkanal 17 in Verbindung, der sich durch den Leitungskopf 16 hindurch nach oben erstreckt. Die zweite Pumpsteigleitung 11 kann vom oberen Ende des Bohrloches in die Bohrlochverrohrung B zur Aufnahme in dem zweiten Durchflußkanal 17 abwärts bewegt werden. Der untere Teil der zweiten Pumpsteigleitung weist ein Anschlußstück 18 auf. Es hat an der Seite eine Dichtung 19 zur Abdichtung an der Wand des zweiten Durchflußkanals 17. Vom Anschlußstück hängt eine Verriegelungsvorrichtung herab. Sie weist eine Anzahl von federförmigen Armen 20 auf. Sie haben zentrale Vorsprünge 21, die unterhalb einer Schulter 22 in dem Leitungskopf, und zwar unterhalb des Abdichtbereiches des zweiten Durchflußkanals gelagert werden können. Diese Vorsprünge 21 können mit der Schulter 22 in Eingriff gebracht werden, wenn die zweite Pumpsteigleitung 11 in den Durchflußkanal 17 hineingesteckt wird, wobei die Vorsprünge 21 und die Arme 20 so weit einwärts federn, daß die Vorsprünge über die Schulter hinaus in eine Lage darunter federn, damit die zweite Pumsteigleitung 11 lösbar in dem zweiten Durchflußkana117 verriegelt wird, wobei die Dichtung 19 in Eingriff mit der Wand des zweiten Durchflußkanals kommt. Wird in Richtung nach oben ein ausreichender Zug auf die zweite Pumpsteigleitung 11 ausgeübt, kommen die Vorsprünge 21 in Eingriff mit der unteren, schrägen Oberfläche der Schulter. Dadurch werden die Vorsprünge 21 und die Arme 20 einwärts gedrückt, bis die Vorsprünge über die Schulter 22 hinausgleiten, worauf die zweite Pumpsteigleitung 11 vollständig aus dem zweiten Durchflußkanal 17 herausgeholt werden kann.In the case of the well packer A according to the embodiment of FIG. 1 to 12 is a pullable packer. It can be anchored in a well casing B so that it can neither be moved up nor down in the longitudinal direction. The well packer has a first pipe section 12 and a second pipe section 13, both of which are parallel to one another. The second pipe section 13 has an upper pin 14 provided with a screw thread, which is screwed into a lower bore 15 of a line head 16 parallel thereto. The flow channel of the second pump riser 11 is in communication with a second flow channel 17 which extends through the line head 16 upwards. The second pump riser 11 can be moved downwardly from the top of the wellbore into the wellbore casing B for receipt in the second flow channel 17. The lower part of the second pump riser has a connector 18 . It has a seal 19 on the side for sealing against the wall of the second flow channel 17. A locking device hangs down from the connection piece. It has a number of spring-shaped arms 20 . They have central projections 21 which can be stored below a shoulder 22 in the line head, specifically below the sealing area of the second flow channel. These projections 21 can be brought into engagement with the shoulder 22 when the second pump riser 11 is inserted into the flow channel 17, the projections 21 and the arms 20 springing inward so far that the projections spring beyond the shoulder into a position below so that the second pump riser 11 is releasably locked in the second flow channel 117, whereby the seal 19 comes into engagement with the wall of the second flow channel. If sufficient traction is exerted on the second pump riser pipe 11 in the upward direction, the projections 21 come into engagement with the lower, inclined surface of the shoulder. As a result, the projections 21 and the arms 20 are pressed inward until the projections slide out over the shoulder 22, whereupon the second pump riser line 11 can be completely removed from the second flow channel 17.

Die hierzu parallele Pumpsteigleitung hat ebenfalls einen ersten Längsdurchflußkanal 24, der sich von oben nach unten erstreckt. In dem ersten Durchflußkanal ist das untere Stück 25 der ersten Pumpsteigleitung 10 gleitbar gelagert. Dieses Stück 25 erstreckt sich zu dem oberen Ende des Bohrloches. Die erste Pumpsteigleitung hat einen unteren, mit Schraubgewinde versehenen Abschlußteil 26, der sich oberhalb des oberen Endes des ersten Rohrstückes 12 befindet. Ein Lecken zwischen diesen Teilen wird durch einen Abdichtring 27 verhindert, der in dem Abschlußteil gelagert ist und im Eingriff mit dem Rohrstück 12 steht. Der Abschlußteil 26 hat ein Außenlinksgewinde 28, das in ein Linksgewinde 29 eines oberen Widerlagers 30 eingeschraubt ist, in welches sich sowohl das erste Rohrstück als auch das zweite Rohrstück 13 erstrecken. Das obere Ende des Widerlagers steht im Eingriff mit einem Abstandsring 31, durch welchen sowohl das zweite Rohrstück als auch das untere Stück 25 des ersten Rohrstücks vorragen. Zum Setzen des Gerätes, nachdem es in die Bohrlochverrohrung eingebaut worden ist, befindet sich eine nach oben gerichtete Schulter 32 des Abschlußteils 26 in einem erheblichen Abstand unterhalb des Abstandsringes 31, damit die erste Pumpsteigleitung 10 gedreht werden kann, wie dies nachher noch erläutert wird, damit der Abschlußteil 26 von dem Widerlager 30 abgeschraubt und im Eingriff mit dem Abstandsring 31 hochgehoben wird.The pump riser parallel to this also has a first longitudinal flow channel 24, which extends from top to bottom. This is in the first flow channel lower piece 25 of the first pump riser 10 is slidably mounted. This piece 25 extends to the top of the borehole. The first pump riser has a lower, screw-threaded end portion 26 which extends above the upper end of the first pipe section 12 is located. A lick between these Splitting is prevented by a sealing ring 27, which is mounted in the end part and is in engagement with the pipe section 12. The end part 26 has an external left-hand thread 28, which is screwed into a left-hand thread 29 of an upper abutment 30, in which both the first pipe section and the second pipe section 13 extend. The upper end of the abutment is in engagement with a spacer ring 31 through which both the second pipe section and the lower piece 25 of the first pipe section protrude. For setting the device after it has been installed in the well casing has been, there is an upward shoulder 32 of the end portion 26 at a considerable distance below the spacer ring 31 so that the first Pump riser 10 can be rotated, as will be explained later, so that the end part 26 is unscrewed from the abutment 30 and in engagement with the spacer ring 31 is lifted.

An dem unteren Ende des Widerlagers 30 ist ein oberer Paßring 33 angeschraubt. Er hat einen einwärts gerichteten Flansch 34 und drückt ein oberes Einsatzstück 35 gegen das untere Ende des oberen Widerlagers 30. Dieses Einsatzstück 35 hat zwei Löcher 36 für die Aufnahme des ersten Rohrstücks 12 und des zweiten Rohrstücks 13. Das zweite Rohrstück 13 hat einen aufgeschnittenen Ring 37. Er ist in der Umfangsaussparung 38 gelagert. Das untere Ende des aufgeschnittenen Rings 37 liegt am Einsatzstück 35 an. Sein oberes Ende steht in Abstand von einer nach unten gerichteten Schulter 39 des oberen Widerlagers 30, so daß eine Aufwärtsbewegung des zweiten Rohrstücks 13 zum Widerlager möglich ist. wie dies nachher noch beschrieben wird. Das erste Rohrstück 12 hat ebenfalls einen aufgeschnittenen Ring 40. Er ist in der Umfangsaussparung 41 gelagert und steht im Eingriff mit dem Einsatzstück 35. Das obere Ringende steht im Eingriff mit einer Schulter 42 des Widerlagers 30, so daß das erste Rohrstück 12 und das Widerlager 30 miteinander befestigt werden, damit sie sich nicht zueinander bewegen können.At the lower end of the abutment 30 , an upper fitting ring 33 is screwed. It has an inwardly directed flange 34 and presses an upper insert 35 against the lower end of the upper abutment 30. This insert 35 has two holes 36 for receiving the first pipe section 12 and the second pipe section 13. The second pipe section 13 has a cut open ring 37. It is mounted in the circumferential recess 38. The lower end of the cut ring 37 rests on the insert 35. Its upper end is at a distance from a downwardly directed shoulder 39 of the upper abutment 30, so that an upward movement of the second pipe section 13 to the abutment is possible. as will be described later. The first pipe section 12 also has a cut-open ring 40. It is mounted in the circumferential recess 41 and engages the insert 35. The upper end of the ring engages a shoulder 42 of the abutment 30 so that the first pipe section 12 and the abutment 30 are fastened together so that they cannot move towards each other.

Das erste Rohrstück 12 und das zweite Rohrstück 13 erstrecken sich nach unten, und zwar durch ein zuerst und normalerweise zurückgezogenes Packergebilde 43, das einen Eintreibedorn 44 aufweist, durch einen Abfangkeilaufbau 45 zur Verankerung des Bohrlochpackers A gegen eine Längsbewegung in der Bohrlochverrohrung B, durch ein elastisches Haltegebinde 46 zur Unterdrückung einer Aufwärtsbewegung des Packers in der Bohrlochverrohrung und durch eine hydraulische Antriebsvorrichtung 47. Das Packergebilde 43 der Ausführungsform weist eine Anzahl von schmiegsamen, elastischen Packerteilen 48 auf, die aus Gummi oder einem gummiähnlichen Material hergestellt sind. Das Packergebilde hat zwei Bohrungen 49 zur Unterbringung des ersten Rohrstücks 12 und des zweiten Rohrstücks 13. Es hat auch ein dazwischen liegendes Abstandsstück 50 mit zwei Bohrungen 51, durch welche sich das Rohrstück 12 und das Rohrstück 13 verstrecken. Der obere Packerteil 48 kann in Eingriff mit dem oberen Paßring 33 und dem Einsatzstück 35 gelangen. Das untere Ende des Packerteils 48 steht im Eingriff mit dem Abstandsstück 50, welches wiederum im Eingriff mit dem unteren schmiegsamen und elastischen Packerteil48 steht. Dieser steht in Berührung mit einem unteren Einsatzstück 52 mit Bohrungen 53a zur Lagerung der beiden Rohrstücke 12, 13. Der untere Packerteil berührt auch einen unteren Paßring 54. Er ist auf einen unteren Eintreibedorn 44 aufgeschraubt. Der untere Paßring 54 hat einen einwärts gerichteten Flansch 55, der das Einsatzstück 52 an den Eintreibedorn drückt. Der Eintreibedorn 44 hat ebenfalls zwei Bohrungen 56', durch welche sich die beiden Rohrstücke 12, 13 erstrecken. Der Eintreibedorn 44, das untere Einsatzstück 52 und ein unterer Paßring 53 sind als eine Einheit zu den Rohrstücken 12, 13 verschiebbar. Eine Abwärtsbewegung dieser Teile zum ersten Rohrstück 12 wird durch einen aufgeschnittenen Anhaltering 56 verhindert. Er ist in einer Aussparung 57 des ersten Rohrstückes 12 gelagert und steht im Eingriff mit dem unteren Ende des unteren Einsatzstückes 52. Die Bohrungen 56' des Eintreibedorns haben jedoch einen größeren Durchmesser entlang einer bestimmten Länge, so daß eine relative Aufwärtsbewegung des Eintreibedorns 44 entlang den Rohrstücken 12, 13 in einem bestimmten Ausmaß in Abhängigkeit des Eingriffes des unteren Flansches 58 des Eintreibedorns mit dem Anhaltering 56 möglich ist.The first tubing 12 and second tubing 13 extend downwardly through a first and normally retracted packer structure 43 having a driving mandrel 44 , through a slip assembly 45 for anchoring the well packer A against longitudinal movement in the well casing B, through a resilient retaining strap 46 for suppressing upward movement of the packer in the well casing and by a hydraulic drive device 47. The packer structure 43 of the embodiment includes a number of pliable, resilient packer members 48 made of rubber or a rubber-like material. The packer structure has two bores 49 for accommodating the first pipe section 12 and the second pipe section 13. It also has an intermediate spacer 50 with two bores 51 through which the pipe section 12 and the pipe section 13 extend. The upper packer part 48 can come into engagement with the upper fitting ring 33 and the insert 35. The lower end of the packer part 48 engages with the spacer 50, which in turn engages with the lower pliable and elastic packer part 48. This is in contact with a lower insert 52 with bores 53 a for mounting the two pipe sections 12, 13. The lower packer part also touches a lower fitting ring 54. It is screwed onto a lower driving mandrel 44. The lower fitting ring 54 has an inwardly directed flange 55 which presses the insert 52 against the driving mandrel. The driving mandrel 44 also has two bores 56 'through which the two pipe sections 12, 13 extend. The driving mandrel 44, the lower insert 52 and a lower fitting ring 53 can be displaced as a unit with respect to the pipe sections 12, 13. A downward movement of these parts to the first pipe section 12 is prevented by a cut-open stop ring 56. It is mounted in a recess 57 of the first pipe section 12 and is in engagement with the lower end of the lower insert piece 52. However, the bores 56 'of the driving mandrel have a larger diameter along a certain length, so that a relative upward movement of the driving mandrel 44 along the Pipe sections 12, 13 to a certain extent depending on the engagement of the lower flange 58 of the driving mandrel with the stop ring 56 is possible.

Der untere Eintreibedorn 44 hat eine Anzahl von in Abstand stehenden Schlitzen 59, in welchen Eintreibedornoberflächen 60 angeordnet sind, die in Richtung nach unten und einwärts schräg verlaufen (s. insbesondere F i g. 1, 6 und 10), um mit den dazugehörigen schrägen Oberflächen 61 auf den inneren Teilen der Abfangkeile 62 zusammenarbeiten zu können, die in Längsrichtung zum Eintreibedorn 44, und zwar seitlich nach außen und nach innen für den Eingriff mit der Wand der Bohrlochverrohrung B und aus dieser Eingriffslage heraus verschiebbar sind. Jeder Abfangkeil 62 hat gegenüberstehende seitliche Zungen 63, die in den Aussparungen 64 des Eintreibedorns gleitbar sind, so daß die Abfangkeile aus einer ausgestreckten Lage in eine zurückgezogene Lage bei einer Trennung in Längsrichtung zwischen dem Eintreibedorn 44 und den Abfangkeilen 62 zwangläufig verschoben werden. Die unteren Enden der Abfangkeile sind mit einem Abfangkeilring 65 verbunden, der zwei Bohrungen 66 aufweist, durch welche sich die Rohrstücke 12, 13 erstrecken. Man hat eine gleitbare Verbindung zwischen den T-förmigen Köpfen 67 der Abfangkeile und ihren T-förmigen Aussparungen 68 des Ringes 65, so daß die Abfangkeile 62 gemeinsam mit dem Ring 65 in Längsrichtung bewegt werden, wobei sich die Abfangkeile radial zu dem Ring 65 in Richtung zu der Bohrlochverrohrung B und von ihr weg bewegen können. Zur Erleichterung einer solchen Radialbewegung sind die T-förmigen Köpfe 67 und ihre Aussparungen 68 des Ringes 65 in einem kleinen Ausmaß in Richtung nach außen und nach unten schräg ausgebildet, wie dies am deutlichsten in der F i g. 10 gezeigt ist.The lower driving mandrel 44 has a number of spaced slots 59 in which driving mandrel surfaces 60 are arranged, which slope in the downward and inward directions (see in particular Figs Surfaces 61 on the inner portions of the slips 62 which are longitudinally displaceable to the driving mandrel 44, laterally outwardly and inwardly for engagement with the wall of the well casing B and out of this engagement position. Each slip 62 has opposing lateral tongues 63 which are slidable in the recesses 64 of the driving mandrel so that the slip is forcibly displaced from an extended position to a retracted position upon separation in the longitudinal direction between the driving mandrel 44 and the slipping wedges 62. The lower ends of the slips are connected to a slip ring 65 which has two bores 66 through which the pipe sections 12, 13 extend. There is a slidable connection between the T-shaped heads 67 of the slips and their T-shaped recesses 68 of the ring 65 so that the slips 62 move longitudinally with the ring 65, the slips moving radially to the ring 65 in FIG Can move toward and away from the well casing B. To facilitate such radial movement, the T-shaped heads 67 and their recesses 68 of the ring 65 are inclined to a small extent in the outward and downward directions, as shown most clearly in FIG. 10 is shown.

Ein unteres Einsatzstück 69 hat zwei Bohrungen 70, durch welche sich die Rohrstücke 12, 13 erstrekken, und ist an dem unteren Ende des Ringes 65 durch einen Haltering 71 befestigt, der einen einwärts gerichteten Flansch 72 aufweist, der mit dem Einsatzstück 69 im Eingriff steht. Ein schmiegsames, elastisches Packerstück 73, z. B. aus Gummi oder gummiähnlichem Material, das sich anfangs und normalerweise in seiner zurückgezogenen Lage befindet, hat parallele Bohrungen 74, durch welche sich die Rohrstücke 12, 13 erstrecken. Dieses Packerstück steht im Eingriff mit dem Einsatzstück 69 und dem Haltering 71. Sein unteres Ende steht im Eingriff mit einme unteren Widerlager 75 mit den Bohrungen 76, durch welche sich die Rohrstücke 12, 13 gleitbar zueinander erstrecken.A lower insert 69 has two bores 70 through which the pipe sections 12, 13 extend, and is at the lower end of the ring 65 through a retaining ring 71 is attached having an inwardly directed flange 72, which is engaged with the insert 69. A pliable, elastic packer piece 73, e.g. B. made of rubber or rubber-like material that is initially and normally is in its retracted position, has parallel holes 74 through which the pipe sections 12, 13 extend. This packer piece is in engagement with the insert 69 and the retaining ring 71. Its lower end is engaged with einme lower abutment 75 with the bores 76 through which the pipe sections 12, 13 extend slidably towards each other.

Das erste Rohrstück 12 erstreckt sich durch die eine Bohrung 77 eines hydraulischen Gehäuses 78 nach unten, während sich das andere Rohrstück 13 in eine andere Bohrung 79 dieses hydraulischen Gehäuses erstreckt. Diese Bohrung 79 hat ein unteres Schraubende 80 zur Aufnahme des oberen Zapfenendes 81 des Rohres 82, das zum unteren Schraubende 80 herabhängt. Das Rohr 82 kann die Förderung aus einer oberen Zone des Bohrloches aufnehmen, um sie durch das zweite Rohrstück 13 und durch die zweite Pumpsteigleitung 11 zum oberen Ende des Bohrloches zu fördern. Das erste Rohrstück 12 ragt unterhalb des hydraulischen Gehäuses 78 vor und kann einen nicht dargestellten Rohranschluß haben, um eine lecksichere Verbindung mit einem nicht dargestellten unteren Packer zu erhalten, der oberhalb eines unteren Horizontes abgesetzt ist, um die Förderung aus dieser unteren Zone durch das erste Rohrstück 12 und die erste Pumpsteigleitung 10 zum oberen Ende des Bohrloches zu fördern.The first pipe section 12 extends down through the one bore 77 of a hydraulic housing 78, while the other pipe section 13 extends into another bore 79 of this hydraulic housing. This bore 79 has a lower screw end 80 for receiving the upper pin end 81 of the tube 82, which hangs down to the lower screw end 80. The pipe 82 can receive production from an upper zone of the wellbore for production through the second pipe length 13 and through the second pump riser 11 to the upper end of the wellbore. The first pipe section 12 protrudes below the hydraulic housing 78 and can have a pipe connection, not shown, in order to obtain a leak-proof connection with a lower packer, not shown, which is set off above a lower horizon in order to promote the conveyance from this lower zone through the first To promote pipe section 12 and the first pump riser 10 to the top of the borehole.

Beim Absetzen des Bohrlochpackers A in der Bohrlochverrohrung B werden der Eintreibedorn 44 und der Abfangkeilring 65 in Richtung zueinander bewegt. Die Bewegung des Eintreibedornes und des Ringes 65 in Richtung auseinander wird durch eine Anzahl von Längsschrauben oder Längszapfen 83 (F i g. 10) begrenzt. Die Schrauben sind in dem Eintreibedorn 44 eingeschraubt und erstrecken sich in Bohrungen 84 des Abfangkeilringes 65. Das Ausmaß der Bewegung des Eintreibedornes und des Abfangkeilringes in Richtung voneinander weg wird durch den Eingriff des Ringes 65 mit den Köpfen 85 an den unteren Enden der Schrauben 83 begrenzt. In gleicher Weise wird das schmiegsame und elastische Packerstück 73, welches versucht, die Abfangkeile 62 außen an der Wand der Bohrlochverrohrung B zu halten, nach außen durch die Relativbewegung des Abfangkeilringes 65 und des oberen Einsatzstückes 69 in Richtung zum unteren Widerlager 75 ausgestreckt. Die Bewegung dieser Teile weg voneinander ist durch eine Anzahl von Zapfen oder Schrauben 86 (F i g. 11) begrenzt, deren untere Enden in das untere Widerlager 75 eingeschraubt sind. Die Schrauben 86 erstrecken sich durch das Packerstück 73 und durch das Einsatzstück 69 gleitbar in Richtung nach oben durch dieses Einsatzstück hindurch in Bohrungen 87 des Abfangkeilringes 65. Die Bewegung des unteren Widerlagers 75 einerseits und des Abfangkeilringes 65 und des Einsatzstückes 69 andererseits in Richtungen weg voneinander wird durch den Eingriff der oberen Köpfe 88 der Schrauben 86 mit dem Einsatzstück 69 begrenzt.When the well packer A is set down in the well casing B, the driving mandrel 44 and the slip ring 65 are moved towards one another. The movement of the driving mandrel and the ring 65 in the direction apart is limited by a number of longitudinal screws or longitudinal pins 83 (FIG. 10). The screws are threaded into the mandrel 44 and extend into bores 84 of the slip ring 65. The amount of movement of the mandrel and slip ring away from each other is limited by the engagement of the ring 65 with the heads 85 at the lower ends of the screws 83 . In the same way, the pliable and elastic packer piece 73, which tries to hold the slips 62 on the outside of the wall of the borehole casing B, is extended outward by the relative movement of the slip ring 65 and the upper insert 69 in the direction of the lower abutment 75. The movement of these parts away from one another is limited by a number of pins or screws 86 (FIG. 11), the lower ends of which are screwed into the lower abutment 75. The screws 86 extend through the packer piece 73 and through the insert piece 69 slidably upwards through this insert piece into bores 87 of the slip ring 65. The movement of the lower abutment 75 on the one hand and the slip ring 65 and the insert 69 on the other in directions away from each other is limited by the engagement of the upper heads 88 of the screws 86 with the insert 69.

Eine relative Längsbewegung zwischen den einzelnen Teilen für den Zweck, ihre Ausstreckung für den Eingriff mit der Wand der Bohrlochverrohrung zu erhalten, wird hydraulisch, insbesondere durch den hydraulischen Druck der Bohrlochflüssigkeit erreicht. Die hydraulische Kraft wird in Richtung nach unten auf das obere Widerlager 30 oberhalb des Packergebildes 43 und in einer Richtung nach oben auf das untere Widerlager 75 übertragen. Das hydraulische Gehäuse 78 hat eine Anzahl von sich in Längsrichtung erstreckenden Zylindern 90 (F i g. 7, 8, 12). Jeder Zylinder enthält einen Kolben 91. Der Kolben 91 hat einen Abdichtring 92 für die gleitbare Abdichtung an der Wand des Zylinders. An jedem Kolben ist eine Kolbenstange 93 befestigt. Sie erstreckt sich nach oben durch einen oberen Zylinderkopf 94. Er hat einen sich nach außen erstreckenden Flansch 95, der an dem oberen Ende des Gehäuses 78 durch eine Halteplatte 96 festgehalten wird, die an dem Gehäuse und den oberen Enden der Zylinderköpfe 94 mit Hilfe eines Befestigungsringes 97 befestigt ist, der auf das obere Ende des Gehäuses aufgeschraubt ist. Der Befestigungsring 97 weist einen nach innen gerichteten Flansch 98 auf, der den unteren Teil 99 des Widerlagers 75 einschließt und an der Halteplatte 96 anliegt. Diese Halteplatte 96 hat Bohrungen 100, durch welche sich das erste Rohrstück 12 und das zweite Rohrstück 13 erstrecken, desgleichen auch eine Anzahl von Öffnungen 101, in welchen sich die Kolbenstangen 93 gleitbar befinden. Die oberen Enden der Kolbenstangen können in Eingriff mit der unteren Oberfläche des Widerlagers 75 gelangen. Zur Verhinderung des Leckens des Strömungsmittels zwischen jeder Kolbenstange 93 und dem Zylinderkopf 94 wird eine Dichtung 102 in dem Zylinderkopf mit Hilfe eines aufgespaltenen Schnappringes 103 gehalten. Die Dichtung steht gleitbar und abdichtend in Eingriff mit der Kolbenstange. Der Zylinderkopf 94 wird an der Wand des Zylinders 90 durch eine oder mehrere Abdichtringe 104 im Zylinderkopf abgedichtet, die im Eingriff mit der Zylinderwand stehen.Relative longitudinal movement between the individual parts for the purpose of maintaining their extension for engagement with the wall of the well casing is achieved hydraulically, in particular by the hydraulic pressure of the well fluid. The hydraulic force is transmitted in a downward direction to the upper abutment 30 above the packer structure 43 and in an upward direction to the lower abutment 75. The hydraulic housing 78 has a number of longitudinally extending cylinders 90 (Figs. 7, 8, 12). Each cylinder contains a piston 91. The piston 91 has a sealing ring 92 for slidable sealing on the wall of the cylinder. A piston rod 93 is attached to each piston. It extends upward through an upper cylinder head 94. It has an outwardly extending flange 95 which is retained on the upper end of the housing 78 by a retaining plate 96 which is attached to the housing and the upper ends of the cylinder heads 94 by means of a Fastening ring 97 is attached, which is screwed onto the upper end of the housing. The fastening ring 97 has an inwardly directed flange 98 which encloses the lower part 99 of the abutment 75 and rests against the holding plate 96. This holding plate 96 has bores 100 through which the first pipe section 12 and the second pipe section 13 extend, as well as a number of openings 101 in which the piston rods 93 are slidably located. The upper ends of the piston rods can engage the lower surface of the abutment 75. To prevent leakage of the fluid between each piston rod 93 and the cylinder head 94 , a seal 102 is held in the cylinder head with the aid of a split snap ring 103. The seal is slidably and sealingly engaged with the piston rod. The cylinder head 94 is sealed to the wall of the cylinder 90 by one or more sealing rings 104 in the cylinder head which are in engagement with the cylinder wall.

Eine untere Einlaßöffnung 105 ist zwischen der Gehäusebohrung 79 und dem unteren Ende eines jeden Zylinders 90 unterhalb seines Kolbens 91 vorgesehen. Die Einlaßöffnung 105 ist normalerweise durch ein hülsenförmiges Ventil 106 abgeschlossen. Dieses Ventil 106 befindet sich in der Gehäusebohrung 79 quer dazu, um das Fließen des Strömungsmittels in die einzelnen Zylinder zu verhindern. Ein Lecken des Strömungsmittels zwischen dem Ventil 106 und dem Gehäuse 78 wird durch die Abdichtringe 107 im Gehäuse verhindert. Sie befinden sich auf gegenüberliegenden Seiten der Einlaßöffnung 105 und stehen abdichtend im Eingriff mit dem Umfang des Ventils 106, so daß der Strömungsmitteldruck in dem zweiten Rohrstück 13 oder von irgendeiner anderen Quelle zuerst daran gehindert wird, in die einzelnen Einlaßöffnungen 105 und in die Zylinder 90 zu gelangen. In gleicher Weise sind obere Einlaßöffnungen 108 in dem Gehäuse 78 vorgesehen, die mit der Bohrung 79 in Verbindung stehen. Je eine Einlaßöffnung 108 mündet in die einzelnen Zylinder 90, und zwar auf der Niederdruckseite des Kolbens 91 und unmittelbar unterhalb des Kolbenkopfes 94. Diese Einlaßöffnungen 108 stehen ebenfalls mit dem zweiten Rohrstück 13 in Verbindung. Sie sind aber anfangs durch ein Stück abgeschlossen, das sich quer zu diesen Einlaßöffnungen erstreckt. Ein Lecken des Strömungsmittels wird durch einen oder mehrere seitliche Abdichtringe 109 auf den gegenüberliegenden Seiten der Einlaßöffnungen 108 verhindert. Diese Abdichtringe 109 sind in dem Gehäuse angeordnet und stehen in abdichtendem Eingriff mit dem Umfang des zweiten Rohrstückes 13. Zuerst enthält jeder Zylinder 90 auf der Niederdruckseite oder oberhalb des Kolbens 91 lediglich Luft mit atmosphärischem Druck. Das Strömungsmittel kann nicht in diesen i Zylinderraum gelangen, weil das zweite Rohrstück 13 quer zu der oberen Einlaßöffnung 108 angeordnet ist. Das Ventil 106 ist ebenfalls zuerst quer zu det unteren Einlaßöffnung 105 angeordnet. Das Ventil 106 wird in dieser Lage zum Abschließen der Einlaßöffnung durch ein lösbares Mittel in Form eines Scherschraube 110 gehalten. Diese Schraube ist an das zweite Rohrstück 13 angeschraubt und steht im Eingriff mit dem oberen Finger 111 eines Verriegelungsteiles des Ventils. Dieser Verriegelungsteil weist sich nach oben erstreckende, federförmige Verriegelungsarme 112 auf. Diese Verriegelungsarme 112 bestehen aus einem Stück mit dem unteren Teil des Ventils 106 und mit den Fingern 111, die in einer Ausbohrung 113 von größerem Durchmesser in dem unteren Teil des zweiten Rohrstückes 13 gleitbar angeordnet sind, wobei zuerst diese Finger 111 im Eingriff mit dem oberen Ende der Ausbohrung 113 stehen. Die Verriegelungsarme 112 und die Finger 111 versuchen in Richtung nach außen zu federn. Sie werden aber durch die Wand der Ausbohrung 113 in einer einwärts liegenden Lage festgehalten, um durch das zweite Rohrstück 13 vorzuragen. Wenn die Verriegelungsarme 112 und die Finger 111 einwärts ragen, bilden die inneren, oberen Ecken der Finger gemeinsam einen Ventilsitz 115, der einen Ventilteil, z. B. eine Kugel 116, aufnehmen kann, die vom oberen Ende des Bohrloches durch die zweite Pumpsteigleitung 11 nach unten fallengelassen werden kann. Kommt die Kugel 116 auf dem Ventilsitz 115 zum Aufliegen, wird ein ausreichender Druck auf das Strömungsmittel in dem zweiten Rohrstück 13 ausgeübt, so daß die Kugel 116 und das Ventil 106 in Richtung nach unten so beaufschlagt werden, daß die Schraube 10 abgeschert und das Ventil in eine untere Lage verschoben wird, in welcher sein undurchbohrter Teil unterhalb der Abdichtringe 107 angeordnet wird, indem die Finger 111 in eine Aussparung 117 in dem Gehäuse 78 unterhalb des unteren Endes des zweiten Rohrstückes 13 in Richtung nach außen federn. In dieser Stellung sind die unteren Einlaßöffnungen 105, die zu den unteren Enden der Zylinder 90 führen, nicht mehr abgedeckt. Durch das Federn der Finger 111 in Richtung nach außen wird der minimale Durchmesser für den Verriegelungsteil des Ventils 106 derart vergrößert, daß die Kugel 116 durch das Ventil 106 hindurchfallen und aus dem Bohrlochpacker gelangen kann.A lower inlet port 105 is provided between the housing bore 79 and the lower end of each cylinder 90 below its piston 91. The inlet opening 105 is normally closed by a sleeve-shaped valve 106 . This valve 106 is located in the housing bore 79 across it in order to prevent the flow of fluid into the individual cylinders. Leakage of the fluid between the valve 106 and the housing 78 is prevented by the sealing rings 107 in the housing. They are located on opposite sides of inlet port 105 and sealingly engaged with the periphery of valve 106 so that fluid pressure in second tubing 13 or from some other source is prevented from entering individual inlet ports 105 and cylinders 90 first to get. In the same way, upper inlet openings 108 are provided in the housing 78, which are in communication with the bore 79. One inlet opening 108 each opens into the individual cylinders 90, specifically on the low-pressure side of the piston 91 and directly below the piston head 94. These inlet openings 108 are also connected to the second pipe section 13. But they are initially closed off by a piece that extends transversely to these inlet openings. Leakage of the fluid is prevented by one or more side sealing rings 109 on the opposite sides of the inlet openings 108. These sealing rings 109 are arranged in the housing and are in sealing engagement with the circumference of the second pipe section 13. First, each cylinder 90 on the low-pressure side or above the piston 91 contains only air at atmospheric pressure. The fluid cannot get into this cylinder space because the second pipe section 13 is arranged transversely to the upper inlet opening 108 . The valve 106 is also arranged transversely to the lower inlet opening 105 first. The valve 106 is held in this position to close off the inlet opening by a releasable means in the form of a shear screw 110. This screw is screwed to the second pipe section 13 and is in engagement with the upper finger 111 of a locking part of the valve. This locking part has upwardly extending, spring-shaped locking arms 112 . These locking arms 112 are integral with the lower part of the valve 106 and with the fingers 111 slidably disposed in a bore 113 of larger diameter in the lower part of the second tube 13, these fingers 111 first engaging the upper one Stand at the end of the bore 113. The locking arms 112 and fingers 111 attempt to spring outward. However, they are held in an inwardly lying position by the wall of the bore 113 in order to protrude through the second pipe section 13. When the locking arms 112 and the fingers 111 protrude inward, the inner, upper corners of the fingers together form a valve seat 115 which comprises a valve part, e.g. B. a ball 116, which can be dropped from the top of the borehole through the second pump riser 11 downward. If the ball 116 comes to rest on the valve seat 115, sufficient pressure is exerted on the fluid in the second pipe section 13 so that the ball 116 and the valve 106 are urged in a downward direction so that the screw 10 shears off and the valve is moved to a lower position in which its undrilled part is arranged below the sealing rings 107 by the fingers 111 springing into a recess 117 in the housing 78 below the lower end of the second pipe section 13 in an outward direction. In this position, the lower inlet openings 105, which lead to the lower ends of the cylinders 90, are no longer covered. The springing of the fingers 111 in an outward direction increases the minimum diameter for the locking part of the valve 106 so that the ball 116 can fall through the valve 106 and get out of the well packer.

Nunmehr kann der Strömungsmitteldruck die Kolben 91 in Richtung nach oben derart beaufschlagen, daß ein Absetzen des Packers erfolgt, wie dies noch beschrieben wird. Es sei bemerkt, daß zu dieser Zeit die oberen Einlaßöffnungen 108 durch das zweite Rohrstück 13 noch geschlossen sind, das eine Öffnung 118 unterhalb der Abdichtringe 109 aufweist. Ist diese Öffnung 118 mit einer Aussparung 119 im Gehäuse, die mit den oberen Einlaßöffnungen 108 in Verbindung steht, ausgerichtet, kann der Strömungsmitteldruck auch in die Niederdruckseite eines jeden Zylinders 90 oberhalb des Kolbens 91 eindringen, wie dies noch beschrieben wird.The fluid pressure can now act on the pistons 91 in an upward direction in such a way that the packer settles down, as will be described below. It should be noted that at this time the upper inlet openings 108 are still closed by the second pipe section 13, which has an opening 118 below the sealing rings 109. If this opening 118 is aligned with a recess 119 in the housing communicating with the upper inlet openings 108, the fluid pressure can also enter the low pressure side of each cylinder 90 above the piston 91 , as will be described.

Das erste Rohrstück 12 ist an dem hydraulischen Gehäuse 78 durch einen aufgespaltenen Ring 120 in einer Umfangsnut 121 des Rohrstückes 12 befestigt, das durch die Halteplatte 96 an dem Gehäuse 78 festgeklemmt ist.The first pipe section 12 is fastened to the hydraulic housing 78 by a split ring 120 in a circumferential groove 121 of the pipe section 12 , which is clamped to the housing 78 by the holding plate 96.

Zuerst befinden sich die Teile des Bohrlochpackers in den Lagen gemäß den F i g. 1, 2, 2a, 10 und 11. Es sind die Abfangkeile 62 zurückgezogen. Das gilt auch für das Packergebilde 43 und für das untere elastische Packerstück 73. Die zweite Pumpsteigleitung 11 ist nicht in dem parallelen Leitungskopf 16 angeordnet. Dagegen trifft dies für die erste Pumpsteigleitung 10 zu. Sie ist mit Hilfe ihres ein Schraubgewinde aufweisenden Abschlußteiles 26 mit dem oberen Verbindungsstück und Widerlager 30 verschraubt. Es wird der Bohrlochpacker A in der Bohrlochverrohrung B an der ersten Pumpsteigleitung abwärts bewegt, bis eine nicht dargestellte rohrförmige Verlängerung des ersten Rohrstückes 12 sich innerhalb eines nicht dargestellten unteren Packers befindet, der zwischen dem unteren und oberen Förderhorizont angeordnet ist. Die rohrförmige Verlängerung ist derart groß, daß der Packer A dann in der Bohrlochverrohrung B an einer gewünschten Stelle oberhalb des oberen Trägers angeordnet ist. Ist die Absetzteufe erreicht, wird auch die zweite Pumpsteigleitung 11 in die Bohrlochverrohrung entlang der Seite der ersten Pumpsteigleitung 10 eingefahren. Ihr unteres Ende kommt in Eingriff mit einet oberen, schrägen Führungsoberfläche 125 auf dem parallelen Leitungskopf 16. Hierdurch wird die Pumpsteigleitung 11 in den zweiten Durchflußkanal 17 geführt. Die Vorsprünge 21 schnappen über die Schulter 22 hinaus ein, wodurch lösbar die zweite Pumpsteigleitung, die an dem Leitungskopf befestigt ist, festgehalten wird. Die Dichtung 19 kommt in dichtenden Eingriff mit der Wand des zweiten Durchflußkanals 17 in dem Leitungskopf.First the parts of the well packer are in the positions according to the F i g. 1, 2, 2a, 10 and 11. The slips 62 are retracted. That is true also for the packer structure 43 and for the lower elastic packer piece 73. The second pump riser pipe 11 is not arranged in the parallel pipe head 16. In contrast, this applies to the first pump riser 10. She is with the help of hers a screw thread terminating part 26 with the upper connecting piece and abutment 30 screwed. It becomes the well packer A in the well casing B moves down the first pump riser until a tubular, not shown Extension of the first pipe section 12 within a not shown lower packer is located, which is arranged between the lower and upper conveying horizon is. The tubular extension is so large that the packer A then in the Well casing B is positioned at a desired location above the upper beam is. If the settling stage is reached, the second pump riser 11 is also in the Well casing run along the side of the first pump riser 10. Its lower end comes into engagement with an upper, inclined guide surface 125 on the parallel line head 16. This turns the pump riser 11 in the second flow channel 17 out. The projections 21 snap over the shoulder 22 a, whereby releasably the second pump riser attached to the conduit head is attached, is held. The seal 19 comes into sealing engagement with the wall of the second flow channel 17 in the conduit head.

Die nicht dargestellten Oberflächenverbindungen werden dann am oberen Ende des Bohrloches durchgeführt und an der ersten Pumpsteigleitung 10 und der zweiten Pumpsteigleitung 11 befestigt, die nachher nicht mehr bewegt zu werden brauchen. Der Bohrschmand oder andere Fremdstoffe in der Bohrlochverrohrung können jetzt beseitigt werden. Hierfür wird eine geeignete Bohrlochflüssigkeit nach unten durch die zweite Pumpsteigleitung 11, durch das zweite Rohrstück 13 und durch das Ventil 106 gepumpt, um es aus dem Rohr 82, das von dem hydraulischen Gehäuse 78 herabhängt, in die Bohrlochverrohrung B zu führen. Die Bohrlochflüssigkeit fließt dann nach oben durch die Bohrlochverrohrung B um den Bohrlochpacker A herum, durch die erste Pumpsteigleitung 10 und durch die zweite Pumpsteigleitung 11 zu dem oberen Ende des Bohrloches. Die zirkulierende Bohrlochflüssigkeit fördert das Fremdmaterial vor sich her aus der Bohrlochverrohrung heraus.The surface connections, not shown, are then carried out at the upper end of the borehole and attached to the first pump riser 10 and the second pump riser 11, which do not need to be moved afterwards. The drilling debris or other foreign matter in the well casing can now be removed. To this end, a suitable borehole fluid is pumped down through the second pump riser 11, through the second tubing 13 and through the valve 106 for delivery from the tubing 82, which depends from the hydraulic housing 78, into the well casing B. The well fluid then flows up through the well casing B, around the well packer A , through the first pump riser 10, and through the second pump riser 11 to the top of the wellbore. The circulating well fluid promotes the foreign material in front of it out of the well casing.

Sind der Bohrschmand und anderes Fremdmaterial aus der Bohrlochverrohrung herausgeholt worden, wird der Packer A hydraulisch abgesetzt. Es wird die Kugel 116 in die zweite Pumpsteigleitung 11 fallengelassen. Die Kugel 116 fällt hindurch, bis sie auf den Sitz 115 am oberen Ende des Verriegelungsteiles des Ventils 106 gelangt. Es wird dann ein entsprechend großer Druck auf die Bohrlochflüssigkeit in der zweiten Pumpsteigleitung 11 ausgeübt. Dieser Druck beaufschlagt in Richtung nach unten die Kugel 116 und das Ventil 106 derart, daß die Schraube 110 abgeschert wird, die das Ventil 106 an dem zweiten Rohrstück 13 befestigt. Das Ventil wird nach unten so weit bewegt, daß die unteren Einlaßöffnungen 105 freigegeben werden. Die Finger 111 des Ventils schnappen in die Aussparung 117 ein, und die Kugel 1.16 kann nach unten durch das Ventil hindurch zu einer Stelle unterhalb des Packers gelangen, von der aus sie dann in die Bohrlochverrohrung fällt und nicht den Fluß der Förderung in die Bohrlochverrohrung und durch den Packer stört.Once the drilling debris and other foreign material have been removed from the borehole casing, the packer A is lowered hydraulically. The ball 116 is dropped into the second pump riser 11. The ball 116 falls through until it reaches the seat 115 at the upper end of the locking part of the valve 106. A correspondingly high pressure is then exerted on the borehole fluid in the second pump riser line 11. This pressure acts on the ball 116 and the valve 106 in a downward direction in such a way that the screw 110 which attaches the valve 106 to the second pipe section 13 is sheared off. The valve is moved downward so far that the lower inlet openings 105 are exposed. The fingers 111 of the valve snap into the recess 117, and the ball 1.16 can pass down through the valve to a point below the packer from where it then falls into the well casing and not the flow of production into the well casing and disturbs by the packer.

Sind die unteren Einlaßöffnungen 105 offen (F i g. 3, 3 a), kann dann der hydrostatische Druck der Bohr. Lochflüssigkeit in der zweiten Pumpsteigleitung 11 und in der Bohrlochverrohrung B durch die Einlaßöffnung 105 gelangen und die Kolben 91 und die Kolbenstangen 93 in den Zylindern 90 nach oben drücken, da die Zylinderräume oberhalb der Kolben 91 lediglich Luft mit atmosphärischem Druck enthalten. Zu gleicher Zeit beaufschlagt in Richtung nach unten der hydrostatische Druck des Strömungsmittels die unteren Teile oder Köpfe der Zylinder 90. Das Gehäuse 78 wird abwärts gedrückt. Diese in Richtung nach unten auftretende Kraft wird von der Halteplatte 96, welche am Gehäuse festgeklemmt ist, auf den aufgespaltenen Ring 120 übertragen, der am ersten Rohrstück 12 befestigt ist. Die Kolbenstangen 93 bewegen sieh nach oben. Sie gleiten durch die Halteplatte 96 und kommen mit dem unteren Wider-Lager 75 in Eingriff. Es wird dadurch das Widerlager 75 in Richtung nach oben von dem Befestigungsring 97 weg und zu dem unteren Packerstück73 gedrückt. Es werden dieses Packerstück 73 als auch der Ab, fangkeilring 65 in Richtung nach oben entlang dem ersten Rohrstück 12 und dem zweiten Rohrstück 13 gedrückt. Die Abfangkeile 62 gleiten nach oben entlang dem Eintreibedorn 44 und nach außen im Eingriff mit der Wand der Bohrlochverrohrung. Sie können entlang der Bohrlochverrohrung weitergleiten. Sie nehmen den Eintreibedorn in Richtung nach oben mit, um den Eintreibedorn und das untere Einsatzstück 52, desgleichen den Paßring 53 in Richtung zum oberen Paßring 33, zum Einsatzstück 35 und dem oberen Widerlager 30 zu bewegen. Das obere Widerlager 30 kann nicht nach oben verschoben werden, weil es an dem ersten Rohrstück 12 mit Hilfe des aufgespaltenen Einschnappringes 40 befestigt ist.If the lower inlet openings 105 are open (FIG. 3, 3 a), the hydrostatic pressure of the drilling. Hole fluid in the second pump riser 11 and in the wellbore casing B pass through the inlet port 105 and push the pistons 91 and piston rods 93 upward in the cylinders 90 since the cylinder spaces above the pistons 91 contain only air at atmospheric pressure. At the same time, in a downward direction, the hydrostatic pressure of the fluid acts on the lower portions or heads of the cylinders 90. The housing 78 is pushed downward. This downward force is transmitted from the holding plate 96, which is clamped to the housing, to the split ring 120 which is fastened to the first pipe section 12. The piston rods 93 move upwards. They slide through the retaining plate 96 and come into engagement with the lower abutment 75. The abutment 75 is thereby pressed in an upward direction away from the fastening ring 97 and towards the lower packer piece 73. This packer piece 73 as well as the Ab, catch wedge ring 65 are pressed in an upward direction along the first pipe section 12 and the second pipe section 13. The slips 62 slide upwardly along the driving mandrel 44 and outwardly into engagement with the wall of the well casing. They can slide along the well casing. They take the driving mandrel in an upward direction in order to move the driving mandrel and the lower insert 52, as well as the fitting ring 53 in the direction of the upper fitting ring 33, the insert 35 and the upper abutment 30 . The upper abutment 30 cannot be moved upwards because it is attached to the first pipe section 12 with the aid of the split snap ring 40.

Die Bewegung des Eintreibedornes 44 in Richtung zum oberen Widerlager 30 hat eine Verkürzung der Packerteile 48 zur Folge. Sie werden in Richtung nach außen für den Dichtungseingriff mit der Wand der Bohrlochverrohrung B ausgestreckt. Sind die Packerteile 48 an der Wand der Bohrlochverrohrung angebracht worden und stehen die Abfangkeile 62 im Eingriff mit der Bohrlochverrohrung, können sich die Abfangkeile und der Abfangkeilring 65 nicht zusätzlich in einem nennenswerten Ausmaß nach oben bewegen. Hierauf bewegt sich das untere Widerlager 75 in Richtung zum Abfangkeilring 65 zwecks Verkürzung des unteren Packerstückes 73 und zwecks seiner Verschiebung in Richtung nach außen zur Wand der Bohrlochverrohrung. Wie schon oben dargelegt, beaufschlagt der hydrostatische Druck des Strömungsmittels in Richtung nach unten auch die Zylinder 90 und das hydraulische Gehäuse 78. Das Gehäuse wird in Richtung nach unten gedrückt. Diese Abwärtsbewegung wird durch das erste Rohrstück 12 auf das obere Widerlager 30 übertragen, so daß das untere Widerlager 75 nach oben gedrückt wird. Das obere Widerlager 30 wird nach unten bewegt, um so das obere Packergebilde 43, desgleichen auch das untere Packerstück 73 weiter zu verkürzen und den Eintreibedorn 44 innerhalb der Abfangkeile 62 abwärts fester zu drücken, damit die Zähne 130 der Abfangkeile mit der Wand der Bohrlochverrohrung in Eingriff gebracht werden. Die Zähne 130 sind derart geformt, daß der Bohrlochpacker A so festgehalten wird, daß er sich in der Bohrlochverrohrung weder nach oben noch nach unten bewegen kann. Die Zähne 130 werden festgehalten und konstant in Richtung nach oben zum Eintreibedorn 44 gepreßt, damit sie weiter an der Bohrlochverrohrung verkeilt werden, weil sich das untere Packerstück 73 ausstrecken will, das eine konstante Kraft in Richtung nach oben auf die Abfangkeile ausübt. Es gibt keine Möglichkeit für den Bohrlochpacker, sich nach unten zu bewegen, weil der Eintreibedorn in Richtung nach unten innerhalb der Abfangkeile 62 verkeilt wird. Es gibt auch keine Möglichkeit für den Bohrlochpacker, freigegeben zu werden und sich in der Bohrlochverrohrung nach oben bewegen zu können, was durch den Druck der Bohrlochflüssigkeit unterhalb des Bohrlochpackers hervorgerufen werden könnte, weil ein solcher Druck das untere Packerstück 73 beaufschlagt, das sich dauernd verlängern und ausdehnen und die Abfangkeile zum Eintreibedorn nach oben drücken will.The movement of the driving mandrel 44 in the direction of the upper abutment 30 results in the packer parts 48 being shortened. They are extended outwardly for sealing engagement with the wall of the wellbore casing B. Once the packers 48 have been attached to the wall of the wellbore casing and the slips 62 are engaged with the wellbore casing, the slips and slip ring 65 cannot move upward any appreciable amount. The lower abutment 75 then moves in the direction of the slip ring 65 for the purpose of shortening the lower packer piece 73 and for the purpose of its displacement in the outward direction towards the wall of the well casing. As already explained above, the hydrostatic pressure of the fluid acts in a downward direction also on the cylinders 90 and the hydraulic housing 78. The housing is pressed in a downward direction. This downward movement is transmitted through the first pipe section 12 to the upper abutment 30, so that the lower abutment 75 is pushed upwards. The upper abutment 30 is moved downward so as to further shorten the upper packer structure 43, likewise the lower packer piece 73, and to press the driving mandrel 44 downward more firmly within the slips 62 so that the teeth 130 of the slips with the wall of the well casing in Intervention. The teeth 130 are shaped to hold the well packer A so that it cannot move up or down the well casing. The teeth 130 are held and constantly urged upwardly toward the mandrel 44 to continue wedging against the well casing as the lower packer 73 tries to extend which exerts a constant upward force on the slips. There is no way for the well packer to move down because the drive mandrel becomes wedged down within the slip 62. There is also no way for the well packer to be released and move up the well casing, which could be caused by the pressure of the well fluid below the well packer, because such pressure acts on the lower packer piece 73 which is constantly elongating and want to expand and push the slip pads up to the driving mandrel.

Der Bohrlochpacker A ist somit derart gebaut, daß er sich in der Bohrlochverrohrung weder nach oben noch nach unten bewegen kann. Er bleibt in dieser Einstellage, bis er vorsätzlich freigegeben wird. Der hydrostatische Druck der Bohrlochflüssigkeit in der zweiten Pumpsteigleitung 11 beaufschlagt konstant die Kolben 91. Dadurch werden sie in Richtung nach oben gedrückt. Die Zylinder 90 und das Gehäuse 78 werden in Richtung nach unten gedrückt. Dadurch wird die Einstellkraft für die Packerteile 48, 73, für den Eintreibedorn 44 und die Abfangkeile 62 aufrechterhalten. Die Einstellkraft wird nicht verringert. Sie bleibt trotz der Tatsache bestehen, daß elastisches Material rund um die einzelnen Widerlager und Paßringe und zwischen diesen Teilen und der Wand der Bohrlochverrohrung herausgepreßt werden kann, wie dies in den F i g. 3, 3 a dargestellt ist. Durch dieses Herauspressen werden die Kolben 93 und die Stangen 93 in den Zylindern 90 zusätzlich nach oben bewegt. Es ist jedoch der hydrostatische Druck der Bohrlochflüssigkeit noch vorhanden, um weiter die gleiche Kraft auf die Teile ausüben zu können, damit sie an der Wand der Bohrlochverrohrung verankert gehalten werden.The well packer A is thus constructed so that it cannot move either up or down in the well casing. It remains in this setting until it is deliberately released. The hydrostatic pressure of the borehole fluid in the second pump riser 11 constantly acts on the pistons 91. This pushes them in an upward direction. The cylinders 90 and the housing 78 are pushed downward. As a result, the adjustment force for the packer parts 48, 73, for the driving mandrel 44 and the slips 62 is maintained. The adjustment force is not reduced. It remains despite the fact that elastic material can be forced out around the individual abutments and fitting rings and between these parts and the wall of the well casing, as shown in FIGS. 3, 3a is shown. As a result of this pressing out, the pistons 93 and the rods 93 in the cylinders 90 are additionally moved upwards. However, the hydrostatic pressure of the wellbore fluid is still present to continue to apply the same force to the parts to hold them anchored to the wall of the well casing.

Es gelangt dann die Produktion aus dem unteren Träger nach oben durch den nicht dargestellten unteren Packer, durch die an dem ersten Rohrstück 12 befestigte, rohrförmige Verlängerung und durch dieselbe in die erste Pumpsteigleitung 10, in welcher die Förderung zum oberen Ende des Bohrloches fließt. Die Förderung des oberen Horizontes gelangt dann in die Bohrlochverrohrung B und nach oben durch das untere Rohr 82 und durch das Ventil 106 in das zweite Rohrstück 13. Die Förderung fließt von hier in den zweiten Durchflußkanal 17 im Leitungskopf 16 und dann durch die zweite Pumpsteigleitung 11 zum oberen Ende des Bohrloches. Auf diese Weise wird jederzeit die Produktion über getrennte, parallele Wege von den verschiedenen Förderhorizonten in dein Bohrloch aufrechterhalten.The production then passes from the lower beam up through the lower packer (not shown), through the tubular extension attached to the first pipe section 12 and through the same into the first pump riser 10, in which the production flows to the upper end of the borehole. The production of the upper horizon then reaches the well casing B and up through the lower pipe 82 and through the valve 106 into the second pipe section 13 to the upper end of the borehole. In this way, production is maintained at all times via separate, parallel paths from the various production horizons into the well.

Im Falle, daß der Bohrlochpacker A freigegeben werden soll, kann ermöglicht werden, daß der hydrostatische Druck der Bohrlochflüssigkeit, der die Kolben 91 in Richtung nach oben beaufschlagt, sie in Richtung nach unten beaufschlagt, indem die Bohrlochflüssigkeit durch die oberen Einlaßöffnungen 108 und in die Zylinder 90 oberhalb der Kolben gelangt. Zur Sicherstellung eines solchen Ausgleichs des Druckes wird die zweite Pumpsteigleitung 11 von dem Leitungskopf 16 entfernt, indem darauf ein Zug in Richtung nach oben derart ausgeübt wird, daß die Finger 21 einwärts gedrückt werden und sich die Verriegelungsteile über die Schulter 22 hinausbewegen. Es wird die zweite Pumpsteigleitung 12 in der Bohrlochverrohrung B hochgehoben und vollständig daraus entfernt. Die erste Pumpsteigleitung 10 wird dann nach rechts gedreht. Ihr Abschlußteil 26 wird in Richtung nach oben an dem oberen Widerlager 30 geschraubt, bis er vollkommen davon abgeschraubt ist. Hierauf wird die erste Pumpsteigleitung 10 nach oben bewegt, bis die obere Schulter 32 auf dem Abschlußteil 26 in Eingriff mit dem Abstandsring 31 kommt, der wiederum das untere Ende des Leitungskopfes 16 der parallelen Purnpsteigleitung berührt. Es wird dann ein Zug in Richtung nach oben auf die erste Pumpsteigleitung 10 ausgeübt. Dieser Zug wird durch ihren Abschlußteil26 und Abstandsring 31. auf den Leitungskopf 16 der parallelen Pumpsteigleitung übertragen. Dieser Leitungskopf 16 bewegt sich nach oben und führt das zweite Rohrstück 13 mit sich, und zwar innerhalb des oberen, feststehenden Widerlagers 30. Dieser Bewegungsvorgang erfolgt in dem Ausmaß, das durch den Eingriff des Anschlagringes 37, der an dem zweiten Rohrstück befestigt ist, mit der unteren Schulter 39 des oberen Widerlagers (F i g. 4, 4 a) festgelegt ist. Zu dieser Zeit ist das zweite Rohrstück 13 nach oben innerhalb des Packergebildes 43, des Eintreibedornes 44, des Abfangkeilringes 65, des unteren Packerstückes 73 und des hydraulischen Gehäuses 78 in eine Lage gezogen worden, bei der die Öffnung 118 in dem unteren Teil des zweiten Rohrstückes 13 mit der Umfangsaussparung 119 im Gehäuse 78 ausgerichtet ist. In diese Umfangsaussparung 119 münden die oberen Einlaßöffnungen 108. In dieser Lage kann der hydrostatische Druck der Bohrlochflüssigkeit dann durch die oberen Einlaßöffnungen 108 in die Zylinder 90 oberhalb der Kolben 91 fließen, um den Druck darin auszugleichen und dadurch den hydraulisch abgesetzten Packer freizugeben.In the event that the well packer A is to be released, the hydrostatic pressure of the wellbore fluid urging the pistons 91 in an upward direction may be allowed to urge them in a downward direction by pushing the wellbore fluid through the upper inlet ports 108 and into the Cylinder 90 passes above the piston. To ensure such equalization of the pressure, the second pump riser line 11 is removed from the line head 16 by exerting a pull on it in an upward direction such that the fingers 21 are pressed inwards and the locking parts move over the shoulder 22. The second pump riser 12 is lifted up in the wellbore casing B and completely removed therefrom. The first pump riser 10 is then rotated to the right. Your end part 26 is screwed in the upward direction on the upper abutment 30 until it is completely unscrewed therefrom. The first pump riser 10 is then moved upward until the upper shoulder 32 on the terminating part 26 engages with the spacer ring 31, which in turn contacts the lower end of the line head 16 of the parallel pump riser. A pull is then exerted on the first pump riser 10 in the upward direction. This tension is transmitted through its terminating part 26 and spacer ring 31 to the line head 16 of the parallel pump riser. This line head 16 moves upwards and carries the second pipe section 13 with it, namely within the upper, fixed abutment 30. This movement process takes place to the extent that the engagement of the stop ring 37 which is attached to the second pipe section with the lower shoulder 39 of the upper abutment (F i g. 4, 4 a) is fixed. At this time, the second pipe section 13 has been pulled upwards within the packer structure 43, the driving mandrel 44, the slip ring 65, the lower packer piece 73 and the hydraulic housing 78 into a position in which the opening 118 in the lower part of the second pipe section 13 is aligned with the peripheral recess 119 in the housing 78. The upper inlet openings 108 open into this circumferential recess 119. In this position, the hydrostatic pressure of the borehole fluid can then flow through the upper inlet openings 108 into the cylinders 90 above the pistons 91 in order to equalize the pressure therein and thereby release the hydraulically separated packer.

Durch eine weitere Aufwärtsbewegung der ersten Pumpsteigleitung 10 werden dann der Leitungskopf 16 und das zweite Rohrstück 13 ebenfalls nach oben verschoben. Der aufgespaltene Ring 37 auf dem Rohrstück 13 nimmt das obere Widerlager 30 in Richtung nach oben mit. Dadurch wird der obere Paßring 33 zu dem unteren Paßring 53 hochgehoben. Die Druckkraft für das Packergebilde 43 wird beseitigt. Die Packerteile 48 können sich in die Lage der F i g. 2 zurückziehen. Durch eine derartige Aufwärtsbewegung des oberen Widerlagers 30 wird auch das erste Rohrstück 12 in Richtung nach oben mitgenommen. Dieses erste Rohrstück 12 gleitet innerhalb des Packergebildes 43 und des Eintreibedornes 44 ebenfalls nach oben, bis der aufgespaltene Anhaltering 56 auf dem Rohrstück 12 in Eingriff mit dem unteren Einsatzstück 52 gelangt, welches durch den unteren Paßring 53 an dem Eintreibedorn 44 befestigt ist. Dementsprechend wird die erste Pumpsteigleitung 10 nach oben in einem weiteren Ausmaß verschoben. Der Eintreibedorn 44 wird nach oben zu den Abfangkeilen 62 gezogen. Die aus der Zunge 63 und der Aussparung 64 bestehende Schrägverbindung zwischen dem Eintreibedorn und den Abfangkeilen bewirkt, daß diese zwangläufig seitlich einwärts in eine zurückgezogene Lage verschoben werden können.With a further upward movement of the first pump riser pipe 10 , the pipe head 16 and the second pipe section 13 are also displaced upwards. The split ring 37 on the pipe section 13 takes the upper abutment 30 with it in the upward direction. As a result, the upper fitting ring 33 is raised to the lower fitting ring 53. The compressive force for the packer structure 43 is removed. The packer parts 48 can be in the position of FIG. 2 withdraw. Such an upward movement of the upper abutment 30 also entrains the first pipe section 12 in an upward direction. This first pipe section 12 also slides upwards within the packer structure 43 and the driving mandrel 44 until the split stop ring 56 on the pipe section 12 engages with the lower insert 52, which is fastened to the driving mandrel 44 by the lower fitting ring 53. Accordingly, the first pump riser 10 is shifted upward to a further extent. The driving mandrel 44 is pulled up to the slip slips 62. The oblique connection between the driving mandrel and the slipping wedges, which consists of the tongue 63 and the recess 64, has the effect that these can inevitably be displaced laterally inwards into a retracted position.

Eine weitere Aufwärtsbewegung der Teile hat zur Folge, daß die Köpfe 85 der Längsschrauben 83 in Eingriff mit dem Abfangkeilring 65 kommen und ihn nach oben verschieben. Dadurch wird das untere Einsatzstück 69 von dem unteren Widerlager 75 wegbewegt. Es kann sich das untere Packerstück 73 in seine Ausgangslage zurückziehen. Wenn sich der Abfangkeilring 65 nach oben bewegt, kommt das damit befestigte Einsatzstück 69 in Eingriff mit den Köpfen 88 der Längsschrauben 86 die an dem unteren Widerlager befestigt sind. Dadurch wird dieses Widerlager in Richtung nach oben mitgeführt. Außerdem ist zu bemerken, daß durch die Aufwärtsbewegung des ersten Rohrstücks 12 das hydraulische Gehäuse 78 in Richtung nach außen mitgenommen wird, und zwar geschieht dies infolge der Verbindung der Teile miteinander durch den aufgespaltenen Ring 120, durch die Halteplatte 96 und den Befestigungsring 97. Somit werden sämtliche Teile in Richtung nach oben in der Bohrlochverrohrung B gebracht, wobei sich die Abfangkeile 62 und das Packergebilde 43 und das Packerstück 73 in ihrer zurückgezogenen Lage befinden. Es kann die Pumpsteigleitung 10 vollständig aus der Bohrlochverrohrung herausgeholt werden, um so dem Bohrlochpacker A und auch eine Rohrverlängerung o. dgl., die an dem unteren Ende des Bohrlochpackers befestigt sein kann, aus der Bohrlochverrohrung B zu entfernen.A further upward movement of the parts has the consequence that the heads 85 of the longitudinal screws 83 come into engagement with the slip ring 65 and move it upwards. The lower insert 69 is thereby moved away from the lower abutment 75. The lower packer piece 73 can retract into its starting position. When the slip ring 65 moves upward, the insert 69 attached thereto comes into engagement with the heads 88 of the longitudinal screws 86 attached to the lower abutment. As a result, this abutment is carried along in the upward direction. It should also be noted that the upward movement of the first pipe section 12 entrains the hydraulic housing 78 in the outward direction, and this occurs as a result of the connection of the parts to one another by the split ring 120, by the retaining plate 96 and the fastening ring 97. Thus all parts are brought up in the wellbore casing B with the slips 62 and the packer structure 43 and packer piece 73 in their retracted position. The pump riser 10 can be pulled completely out of the well casing so as to remove the well packer A and also a pipe extension or the like, which may be attached to the lower end of the well packer, from the well casing B.

Bei der Ausführungsform der Erfindung gemäß den F i g. 1 bis 12 sind die Abfangkeilzähne 130 so konstruiert, daß sie sich an der Bohrlochverrohrung festhalten, um so eine Längsverschiebung des Bohrlochpackers in der Bohrlochverrohrung in Richtung nach oben und nach unten zu verhindern. Die Verschiebung nach unten wird dadurch verhindert, daß der Eintreibedorn 44 in Richtung nach unten in den Abfangkeilen 62 festgeklemmt wird. Die Aufwärtsverschiebung wird durch die in Längsrichtung weiterbestehende Kraft unterbunden, welche durch das untere Packerstück 73 auf die Abfangkeile 62 ausgeübt wird, um sie auf dem Eintreibedorn 44 und an der Bohrlochverrohrung B festgeklemmt zu halten. Bei der Ausführungsform der Erfindung gemäß den Fi g. 1.3 bis 16 ist das untere Packerstück 73 weggelassen. Der Bohrlochpacker wird gegen die Aufwärtsverschiebung in der Bohrlochverrohrung durch hydraulisch betätigte Mitnehmerstücke 150 festgehalten. Sie sind in dem oberen Leitungskopf 16a gelagert. Das in den F i g. 13 bis 16 gezeigte Gerät stimmt im wesentlichen mit dem der F i g. 1 bis 12 überein. Eine Ausnahme besteht darin, daß der Abfangkeilring 65 a in Richtung nach oben aus dem Befestigungsring 97 verschiebbar ist, durch welchen die Halteplatte 96 und das erste Rohrstück 12 an dem hydraulischen Gehäuse 78 befestigt sind.In the embodiment of the invention according to FIGS. 1-12, the slip teeth 130 are designed to hold onto the well casing so as to prevent longitudinal displacement of the well packer in the up and down directions in the well casing. The downward displacement is prevented by the fact that the driving mandrel 44 is clamped in the slipping wedges 62 in the downward direction. The upward displacement is prevented by the longitudinal force exerted by the lower packer 73 on the slips 62 to hold them clamped on the driving mandrel 44 and on the wellbore casing B. In the embodiment of the invention according to FIGS. 1.3 to 16, the lower packer piece 73 is omitted. The well packer is restrained against upward displacement in the well casing by hydraulically actuated drivers 150. They are stored in the upper line head 16a. The in the F i g. The device shown in FIGS. 13 to 16 is essentially identical to that of FIG. 1 to 12 match. An exception is that the slip ring 65 a is displaceable in the upward direction out of the fastening ring 97, through which the holding plate 96 and the first pipe section 12 are fastened to the hydraulic housing 78.

Der obere Leitungskopf 16a weist eine Anzahl von radialen Bohrungen 151 auf. Jede Bohrung dient zur Lagerung eines radial verschiebbaren Mitnehmerstückes 150, das auch als Kolben bezeichnet werden kann und auf seiner Außenseite Zähne 152 hat, die aufwärts gerichtet sind und sich an der Wand der Bohrlochverrohrung festklemmen können. Diese Mitnehmerstücke 150 werden einwärts durch die Federn 153 gepreßt. Sie liegen an der Federsitzfläche 154 an, die sich quer zu den vertikalen Schlitzen 155 der Mitnehmerstücke erstreckt und am Leitungskopf 16a beispielsweise durch Schrauben 156 befestigt ist. Die Federsitzfläche 154 befindet sich innerhalb eines jeden Mitnehmerstückaußenschlitzes 155, um ein Drehen der Mitnehmerstücke in den Bohrungen 151 zu verhindern und sicherzustellen, daß die Zähne 152 genau ausgerichtet bleiben.The upper line head 16a has a number of radial bores 151. Each bore serves to support a radially displaceable driver piece 150, which can also be referred to as a piston and has teeth 152 on its outer side, which are directed upwards and can be clamped to the wall of the borehole casing. These driver pieces 150 are pressed inward by the springs 153. They rest on the spring seat surface 154, which extends transversely to the vertical slots 155 of the driver pieces and is fastened to the line head 16a, for example by screws 156. The spring seat surface 154 is located within each cam outer slot 155 to prevent rotation of the cam in the bores 151 and to ensure that the teeth 152 remain properly aligned.

Die kolbenförmigen Mitnehmerstücke 150 werden entgegen der Kraft der Federn 153 in Abhängigkeit vom Druck in dem zweiten Durchflußkana117 des parallelen Steigleitungskopfes 16a nach außen gedrückt. Der Strömungsmitteldruck kann durch die Öffnungen 157 gelangen. Sie verbinden den Durchflußkana117 mit den zylinderförmigen Bohrungen 151 für die Mitnehmerstücke. Ein Lecken des Strömungsmittels zwischen den Mitnehmerstücken und den Bohrungswänden wird durch seitliche Abdichtringe 158 an den zylinderförmigen Bohrungen verhindert. Diese Abdichtringe stehen gleitbar und abdichtend mit den Umfängen der kolbenförmigen Mitnehmerstücke 150 im Eingriff.The piston-shaped driver pieces 150 are pressed outwardly against the force of the springs 153 as a function of the pressure in the second flow channel 117 of the parallel riser head 16a. Fluid pressure can pass through openings 157. They connect the Durchflußkanal117 with the cylindrical bores 151 for the driver pieces. Leakage of the fluid between the driver pieces and the bore walls is prevented by lateral sealing rings 158 on the cylindrical bores. These sealing rings are slidably and sealingly engaged with the peripheries of the piston-shaped driver pieces 150.

Der Packer gemäß den F i g. 13 bis 16 wird in das Bohrloch an der ersten Pumpsteigleitung 10 in der gleichen Weise eingefahren wie bei der anderen Ausführungsform der Erfindung. Die zweite Pumpsteigleitung 11 wird dann abwärts bewegt und in dem zweiten Durchflußkanal 17 des Leitungskopfes 16a angeordnet. Die Kugel 116 wird in die zweite Pumpsteigleitung 11 faltengelassen. Die Kugel 116 kommt auf den Ventilsitz 115 des Ventils 106 zu liegen. Dadurch wird in der gleichen Weise, wie bei der anderen Ausführungsform der Erfindung, ein solcher Druck hergestellt, daß die Scherschraube abgeschert und das Ventil 106 nach unten in eine Lage verschoben werden, in der die unteren Einlaßöffnungen 105 freigegeben werden. Es kann der hydrostatische Druck der Bohrlochflüssigkeit in den unteren Teil des Zylinders 90 gelangen. Dadurch wird das Packergebilde 43 ausgestreckt. Das gleiche gilt für die Abfangkeile 62. Sie gelangen zur Wand der Bohrlochverrohrung. Ist irgendein Druck in der Bohrlochverrohrung unterhalb des Bohrlochpackers vorhanden, der versucht, diesen Bohrlochpacker in Richtung nach oben in der Bohrlochverrohrung zu verschieben, gelangt dieser Druck durch das zweite Rohrstück 13 in den zweiten Durchflußkanal 17 und durch die Öffnungen 157 des Leitungskopfes 16a in die zylinderförmigen Bohrungen 151. Die Öffnungen 157 befinden sich unterhalb der Dichtung der zweiten Pumpsteigleitung 11. Durch den Druck werden die kolbenförmigen Mitnehmerstücke 150 nach außen gedrückt, so daß ihre Zähne 152 in der Wand der Bohrlochverrohrung eingebettet werden. Somit verhindern die Mitnehmerstücke 150 eine Aufwärtsverschiebung des Bohrlochpackers in der Bohrlochverrohrung, während die unteren Abfangkeile 62, deren Zähne 130a nach unten gerichtet sind, eine Abwärtsverschiebung des Bohrlochpackers in der Bohrlochverrohrung unterbinden.The packer according to FIGS. 13-16 is run into the wellbore on the first pump riser 10 in the same manner as the other embodiment of the invention. The second pump riser 11 is then moved downward and placed in the second flow channel 17 of the conduit head 16a. The ball 116 is allowed to fold into the second pump riser 11. The ball 116 comes to rest on the valve seat 115 of the valve 106. In this way, in the same way as in the other embodiment of the invention, such a pressure is established that the shear screw is sheared and the valve 106 is displaced downwards to a position in which the lower inlet openings 105 are exposed. The hydrostatic pressure of the borehole fluid can enter the lower part of the cylinder 90. The packer structure 43 is thereby stretched out. The same applies to the slips 62. You get to the wall of the well casing. If there is any pressure in the well casing below the well packer trying to move this well packer upwards in the well casing, this pressure passes through the second pipe section 13 into the second flow channel 17 and through the openings 157 of the conduit head 16a into the cylindrical ones Bores 151. The openings 157 are located below the seal of the second pump riser line 11. The piston-shaped driver pieces 150 are pressed outwards by the pressure, so that their teeth 152 are embedded in the wall of the borehole casing. Thus, the drivers 150 prevent the well packer from moving upward in the well casing, while the lower slips 62, the teeth 130a of which are directed downward, prevent the well packer from moving downward in the well casing.

Der Bohrlochpacker gemäß den F i g. 13 bis 16 wird in der gleichen Weise freigegeben wie bei der anderen Ausführungsform der Erfindung. Es wird der untere Abschlußtei126 des ersten dornförmigen Stücks 25 von dem Widerlager 30 abgeschraubt. Das Widerlager wird hochgehoben. Die zweite Pumpsteigleitung 11 wird aus dem Bohrloch entfernt. Eine Abwärtsbewegung der ersten Pumpsteigleitung 10 hat dann ein Hochheben des zweiten Rohrstücks 13 innerhalb des hydraulischen Gehäuses 78 in eine solche Lage zur Folge, daß die Öffnung 118 in Verbindung mit den oberen Einlaßöffnungen 108 der Zylinder gebracht wird. Dadurch wird der hydrostatische Druck in dem Gerät ausgeglichen. Es können sämtliche Teile verschoben werden. Sie können sich auch selbst in ihre Ausgangslage verschieben. Durch das Herausholen des Packergebildes 43 aus der Bohrlochverrohrung werden die Drücke innerhalb und außerhalb der zylinderförmigen Bohrungen 151, in welchen sich die Mitnehmerstücke 150 befinden, ausgeglichen. Es können die Federn 153 diese Mitnehmerstücke einwärts in ihre zurückgezogene Ausgangslage verschieben. Das Gerät kann nunmehr vollständig aus dem Bohrloch entfernt werden, indem die erste Pumpsteigleitung 10 in der gleichen Weise hochgehoben wird, wie bei der anderen Ausführungsform der Erfindung.The well packer according to FIGS. 13 to 16 are released in the same way as the other embodiment of the invention. The lower terminating part 126 of the first mandrel-shaped piece 25 is unscrewed from the abutment 30. The abutment is lifted. The second pump riser 11 is removed from the wellbore. Downward movement of the first pump riser 10 then causes the second pipe section 13 to be raised within the hydraulic housing 78 in such a position that the opening 118 is brought into communication with the upper inlet openings 108 of the cylinders. This balances out the hydrostatic pressure in the device. All parts can be moved. You can also move yourself to your starting position. By removing the packer structure 43 from the borehole casing, the pressures inside and outside of the cylindrical bores 151 in which the driver pieces 150 are located are equalized. The springs 153 can move these driver pieces inward into their retracted starting position. The tool can now be completely removed from the wellbore by lifting the first pump riser 10 in the same manner as in the other embodiment of the invention.

Claims

Claims: 1. In a borehole hydraulically settable and pullable borehole packer with a double pipeline and a packer head with a double passage which can be brought into line connection with the double pipeline and with normally retracted clamping elements in the packer head that can be moved outward in a tensioned position on the borehole wall, characterized that the device for spreading the jaws when setting the packer head includes a cylinder (90) with axially spaced feed openings (105, 108) each of which can be brought into communication with the hydraulic pressure in the borehole, a piston in the cylinder (91) is mounted so that it causes a longitudinal movement between the clamping elements (62) and the packer head (16) , and a valve arrangement (106) is provided which first closes the one feed opening (105) while the packer is being introduced, wherein a tubular body (13) is arranged so that it normally the other The right supply opening (108) closes, but can be displaced in the packer head in such a way that the other supply opening (108) becomes free and pressure equalization takes place on the opposite sides of the piston (91). z. Borehole packer according to claim 1, characterized by a shear screw (110) which connects the sleeve (106) forming the valve body to the tubular body (13) in the starting position and holds the valve sleeve in the closed position above the feed opening (105). 3. Borehole packer according to claim 1 or 2, characterized in that the valve sleeve at the upper end of upwardly extending from it, resilient locking arms (112) includes guide fingers (111) which are slidable in a bore (1l3) of the tubular body (13) and together form a valve seat (115) on which a corresponding valve body (116) rests as a trigger element for the sitting process. 4. Borehole packer according to claim 1, characterized by a screw connection (28, 29) which connects one of the pipe strings (10) releasably to a lower pipe stop (30) forming part of the packer head (16), a loosening of the screw connection being limited Allows longitudinal movement between a pipe string and the packer head. Documents considered: French Patent Nos. 1 121 564, 1 228578 USA. Patent Nos. 2 630 865, 2 880 805, 2903066.