RU2405911C1

RU2405911C1 - Drillable packer

Info

Publication number: RU2405911C1
Application number: RU2009134564/03A
Authority: RU
Inventors: Ильгизар Хасимович Махмутов (RU); Ильгизар Хасимович Махмутов; Дмитрий Витальевич Страхов (RU); Дмитрий Витальевич Страхов; Радик Зяузятович Зиятдинов (RU); Радик Зяузятович Зиятдинов; Марат Фагимович Асадуллин (RU); Марат Фагимович Асадуллин; Владимир Борисович Оснос (RU); Владимир Борисович Оснос
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2009-09-15
Filing date: 2009-09-15
Publication date: 2010-12-10

Abstract

FIELD: oil and gas production.

SUBSTANCE: drillable packer comprises setting tool, made of cylinder and piston with hollow stem and technological bush on top, hollow cylindrical case with thread on external surface, body-mounted sealing element with upper and lower supports and conical supports, upper and lower bowl slip sockets arranged with the possibility of longitudinal displacement along conical surfaces of supports, upper and lower pushers. Upper pusher is equipped with fixator, and lower one - with shear ring for connection to stem of setting tool piston. Circular sectors of bowl slip sockets are rigidly connected to each other by breakable bridges, lower pusher is plugged and rigidly joined to hollow case. Supports are arranged as split with the possibility of breakage as the load exceeds strength limit. On external surface of piston process bush there is an external bore for cylinder unsealing in the end of piston working stroke. Fixator arranged in the form of segments is pressed to upper pusher by spring element.

EFFECT: simple and easy to produce structure, reliable fixation of sealing element in well in packered condition, possibility to perform reliable tight isolation of well shaft under conditions of operating strings variation in wall thickness and to perform works in well above the packer.

3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для временного перекрытия ствола скважины при проведении изоляционных работ при капитальном ремонте скважин, исследовании пластов или закачке в них жидкостей.The invention relates to the oil industry and is intended for temporary overlapping of the wellbore during insulation work during the overhaul of wells, the study of formations or pumping liquids into them.

Известен «Пакер разбуриваемый» (патент на полезную модель RU №20342, МПК 7 E21B 33/12, опубл. в бюл. №30 от 27.10.2001 г.), содержащий посадочный инструмент, включающий гидроцилиндр с поршнем, верхним и нижним штоками, причем последний имеет радиальные каналы и жестко соединен с переходником и перфорирован ниппелем, уплотнительный узел, включающий манжету, деформируемую гильзу, дорн, соединенный в верхней части с установочной втулкой, а в нижней части через срезное кольцо - с насадкой с внутренней цилиндрической выборкой, заглушку со стопорным кольцом и срезным винтом и отсекающий элемент, установленный в центральном канале в зоне переходника, при этом отсекающий элемент выполнен в виде пробки, а установочная втулка - с кольцевой выборкой, переходник снабжен фиксатором, который до запакеровки одним концом взаимодействует с отсекающим элементом, а другим - с дорном, а после запакеровки - с кольцевой выборкой установочной втулки.The well-known "Drillable packer" (utility model patent RU No. 20342, IPC 7 E21B 33/12, published in Bulletin No. 30 of 10.27.2001), containing a landing tool, including a hydraulic cylinder with a piston, upper and lower rods, moreover, the latter has radial channels and is rigidly connected to the adapter and perforated with a nipple, a sealing assembly including a cuff, a deformable sleeve, a mandrel connected in the upper part to the installation sleeve, and in the lower part through a shear ring with a nozzle with an internal cylindrical selection, a cap with snap ring and with with a screw and a cut-off element installed in the central channel in the zone of the adapter, while the cut-off element is made in the form of a plug, and the installation sleeve is with a circular selection, the adapter is equipped with a latch that interacts with the cut-off element with one end and the mandrel with the other , and after packing - with an annular selection of the installation sleeve.

Недостатки данного пакера:The disadvantages of this packer:

во-первых, нет защиты от ударов, возникающих в посадочном инструменте при спуске, что может привести к несанкционированной посадке пакера;firstly, there is no protection against impacts that occur in the landing tool during descent, which can lead to unauthorized landing of the packer;

во-вторых, возможны пропуски жидкости сверху вниз через перфорированный ниппель из-за негерметичной посадки заглушки в процессе проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине выше пакера;secondly, liquid can pass from top to bottom through a perforated nipple due to an unpressurized fit of the plug during repair and insulation work in the well above the packer;

в-третьих, низкая надежность посадки, так как при повышении давления внутри колонны труб, на которых спускается устройство в скважину, они вытягиваются и оказывают сдвигающее воздействие на установленный пакер.thirdly, low landing reliability, since when the pressure inside the pipe string, on which the device is lowered into the well, increases, they stretch and have a shear effect on the installed packer.

Наиболее близким по технической сущности является «Разбуриваемый пакер» (авторское свидетельство SU №1832148, МПК 7 E21B 33/12, опубл. в бюл. №29 от 07.08.1993 г.), содержащий полый цилиндрический корпус с резьбовой нарезкой на наружной поверхности, установленные на корпусе уплотнительный элемент с верхним и нижним антизатекателями и опорами, верхние и нижние шлипсы в виде кольцевых секторов, связанных срезными винтами с опорами, верхний и нижний толкатели с фиксаторами, имеющими резьбовую нарезку под нарезку корпуса и связанный с нижним толкателем патрубок с хвостовиком, между которыми размещено срезное кольцо, при этом пакер снабжен планками, верхние концы которых жестко связаны с верхним толкателем, а нижние - выполнены с зацепами, при этом верхние шлипсы выполнены с радиальными пазами, в которых размещены нижние концы планок, и имеют зацепы для взаимодействия с зацепами планок, а на торцах опор, обращенных к антизатекателям, выполнены радиальные пазы.The closest in technical essence is “Drillable packer” (copyright certificate SU No. 1832148, IPC 7 E21B 33/12, published in Bulletin No. 29 of 08/07/1993), containing a hollow cylindrical body with a threaded thread on the outer surface, a sealing element mounted on the housing with upper and lower anti-shock absorbers and supports, upper and lower slips in the form of annular sectors connected by shear screws with supports, upper and lower pushers with clamps having a threaded thread for cutting the housing and associated with the lower plunger a side with a shank, between which a shear ring is placed, while the packer is equipped with slats, the upper ends of which are rigidly connected to the upper pusher, and the lower ends are made with hooks, while the upper slips are made with radial grooves in which the lower ends of the slats are placed, and have hooks for interaction with hooks of the slats, and radial slots are made on the ends of the supports facing the anti-seals.

во-первых, сложность конструкции и изготовления, обусловленная большим количеством технологически сложных в изготовлении деталей (фиксаторов, зацепов, планок и т.д.), что увеличивает стоимость готового пакера;firstly, the complexity of the design and manufacture, due to the large number of technologically difficult to manufacture parts (clamps, hooks, slats, etc.), which increases the cost of the finished packer;

во-вторых, конструкция не позволяет герметично отсекать ствол эксплуатационной колонны и, как следствие, невозможно произвести работы в скважине выше пакера, например произвести наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной;secondly, the design does not allow hermetically cutting off the production string and, as a result, it is impossible to work in the well above the packer, for example, to build up the cement ring behind the production string;

в-третьих, низкая надежность фиксаций уплотнительного элемента в запакерованном состоянии и шлипсов на внутренней стенке колонны.thirdly, the low reliability of the fixation of the sealing element in a sealed state and slips on the inner wall of the column.

Технической задачей изобретения является создание простой и технологичной конструкции пакера разбуриваемого, позволяющего герметично отсекать ствол эксплуатационной колонны и производить работы в скважине выше пакера с надежной фиксацией уплотнительного элемента в запакерованном состоянии и шлипсов на внутренней стенке колонны.An object of the invention is the creation of a simple and technologically advanced drillable packer, which allows hermetic cutting of the production string and work in the well above the packer with reliable fixation of the sealing element in a sealed state and slips on the inner wall of the column.

Поставленная техническая задача решается пакером разбуриваемым, содержащим посадочный инструмент, состоящий из цилиндра и поршня с полым штоком и герметизирующей технологической втулкой вверху, полый цилиндрический корпус с резьбовой нарезкой на наружной поверхности, установленные на полом цилиндрическом корпусе уплотнительный элемент с верхним и нижним упорами и конусными опорами, верхние и нижние шлипсы в виде кольцевых секторов, выполненных с возможностью продольного перемещения по конусным поверхностям опор, верхний и нижний толкатели, верхний из которых, взаимодействующий с цилиндром посадочного инструмента, снабжен фиксатором в проточке с технологической фаской внизу под фиксатор, имеющий резьбовую нарезку под нарезку полого цилиндрического корпуса, причем нижний толкатель снабжен срезным кольцом для соединения со штоком поршня посадочного инструмента.The stated technical problem is solved by a drillable packer containing a landing tool consisting of a cylinder and a piston with a hollow rod and a sealing process sleeve at the top, a hollow cylindrical body with a threaded thread on the outer surface, a sealing element with upper and lower stops and conical supports mounted on a hollow cylindrical body , upper and lower slips in the form of annular sectors, made with the possibility of longitudinal movement along the conical surfaces of the supports, upper and lower t lkateli, the upper cooperating with the cylinder setting tool is provided with a retainer in the groove with the process facet beneath retainer having a threaded cutting a hollow cylindrical body, the lower plunger is provided with a shear-ring for connection to the rod of the piston setting tool.

Новым является то, что кольцевые сектора верхних и нижних шлипсов жестко соединены между собой разрушаемыми перемычками, а нижний толкатель заглушен и жестко соединен с полым цилиндрическим корпусом, причем конусные опоры снабжены обратными конусными поверхностями, взаимодействующими с соответствующими упорами, которые выполнены разрезными с возможностью разрушения при превышении нагрузкой предела прочности, а на наружной поверхности технологической втулки поршня выполнена наружная проточка для разгерметизации цилиндра в конце рабочего хода поршня, при этом фиксатор, выполненный в виде сегментов, поджат к технологической фаске проточки верхнего толкателя пружинным элементом, например резиновой манжетой.What is new is that the annular sectors of the upper and lower slips are rigidly connected to each other by destructible jumpers, and the lower pusher is muffled and rigidly connected to the hollow cylindrical body, moreover, the conical supports are provided with inverse conical surfaces interacting with the corresponding stops, which are split with the possibility of destruction when when the load exceeds the tensile strength, and on the outer surface of the piston technological sleeve an external groove is made to depressurize the cylinder at the end of the piston stroke, while the latch, made in the form of segments, is pressed against the technological chamfer of the groove of the upper pusher by a spring element, for example, a rubber cuff.

На фиг.1 изображен пакер разбуриваемый в сборе в продольном разрезе.Figure 1 shows the packer drilled in the Assembly in a longitudinal section.

На фиг.2 изображен разрез А-А нижних шлипсов с разрушаемыми перемычками.Figure 2 shows a section aa of the lower slips with destructible jumpers.

На фиг.3 изображен увеличенный вид фиксатора в продольном разрезе.Figure 3 shows an enlarged view of the latch in longitudinal section.

Пакер разбуриваемый содержит посадочный инструмент 1 (см. фиг.1), состоящий из цилиндра 2 и поршня 3 с полым штоком 4, а также полый цилиндрический корпус 5 с резьбовой нарезкой 6 на наружной поверхности. На полом цилиндрическом корпусе 5 установлены уплотнительный элемент 7 с верхним 8 и нижним 9 упорами и конусными опорами 10 и 11 соответственно, а также верхние 12 и нижние 13 шлипсы, выполненные в виде кольцевых секторов (см. фиг.2), имеющие возможность продольного перемещения по конусным поверхностям 14 и 15 (см. фиг.1) соответствующих конусных опор 10 и 11. Конусные опоры 10 и 11 снабжены соответственно обратными конусными поверхностями 16 и 17, взаимодействующими с соответствующими верхним 8 и нижним 9 упорами, которые выполнены разрезными с возможностью разрушения при превышении нагрузкой предела прочности (8 МПа), например, из чугуна.The drillable packer contains a landing tool 1 (see FIG. 1), consisting of a cylinder 2 and a piston 3 with a hollow rod 4, as well as a hollow cylindrical body 5 with a threaded thread 6 on the outer surface. On the hollow cylindrical body 5, a sealing element 7 is installed with upper 8 and lower 9 stops and conical supports 10 and 11, respectively, as well as upper 12 and lower 13 slips made in the form of annular sectors (see figure 2), with the possibility of longitudinal movement along the conical surfaces 14 and 15 (see FIG. 1) of the corresponding conical supports 10 and 11. The conical supports 10 and 11 are provided respectively with reverse conical surfaces 16 and 17, interacting with the corresponding upper 8 and lower 9 stops, which are made split with the possibility destruction when the load exceeds the ultimate strength (8 MPa), for example, from cast iron.

Кольцевые сектора верхних 12 и нижних 13 шлипсов могут быть выполнены из различных материалов: снаружи более твердый материал, например сталь 40 X (поз.12'; 13') (см. фиг.1), а внутри - более хрупкий материал, например чугун (поз.12; 13).The ring sectors of the upper 12 and lower 13 slips can be made of various materials: on the outside, harder material, for example steel 40 X (pos. 12 '; 13') (see figure 1), and inside, a more fragile material, for example cast iron (pos. 12; 13).

Кольцевые сектора верхних 12 и нижних 13 шлипсов жестко соединены между собой разрушаемыми перемычками 18 и 19 соответственно (см. фиг.1 и 2).The annular sectors of the upper 12 and lower 13 slips are rigidly interconnected by destructible jumpers 18 and 19, respectively (see figures 1 and 2).

Кроме того, пакер разбуриваемый содержит верхний 20 и нижний 21 толкатели, верхний из которых взаимодействует с цилиндром 2 посадочного инструмента 1 и снабжен фиксатором 22, имеющим резьбовую нарезку 23 под нарезку 6 корпуса 5.In addition, the drillable packer contains the upper 20 and lower 21 pushers, the upper of which interacts with the cylinder 2 of the landing tool 1 and is equipped with a latch 22 having a threaded thread 23 for cutting 6 of the housing 5.

Фиксатор 22 (см. фиг.1 и 3) выполнен в виде нескольких сегментов, например трех, размещенных радиально по периметру резьбовой нарезки 6 полого цилиндрического корпуса 5 и поджат к технологической фаске проточки 24 верхнего толкателя пружинным элементом 25, например резиновой манжетой. Нижний толкатель 21 (см. фиг.1) заглушен снизу и жестко соединен с полым корпусом 5. Кроме того, нижний толкатель 21 снабжен срезным кольцом 26 для соединения с полым штоком 4 поршня 3 посадочного инструмента 1.The latch 22 (see Figs. 1 and 3) is made in the form of several segments, for example, three, arranged radially around the perimeter of the threaded thread 6 of the hollow cylindrical body 5 and pressed against the technological chamfer of the groove 24 of the upper pusher by a spring element 25, for example, a rubber sleeve. The lower pusher 21 (see figure 1) is muffled from the bottom and rigidly connected to the hollow body 5. In addition, the lower pusher 21 is equipped with a shear ring 26 for connection with the hollow rod 4 of the piston 3 of the landing tool 1.

В верхней части посадочного инструмента 1 к поршню 3 жестко присоединена технологическая втулка 27, на наружной поверхности которой выполнена наружная проточка 28 для разгерметизации цилиндра 2 в конце рабочего хода поршня 3. Несанкционированные перетоки жидкости исключены установкой уплотнительных колец 29, 30.In the upper part of the landing tool 1, the technological sleeve 27 is rigidly attached to the piston 3, on the outer surface of which an outer groove 28 is made for depressurization of the cylinder 2 at the end of the piston stroke 3. Unauthorized fluid flows are excluded by the installation of o-rings 29, 30.

Пакер разбуриваемый работает следующим образом.Drillable packer works as follows.

Пакер разбуриваемый в сборе, как показано на фиг.1 и 2, спускают в скважину на колонне труб, например колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) (на фиг.1 и 2 не показано), в заданный интервал посадки. Закачкой жидкости создают давление в колонне НКТ (см. фиг.1) и посадочном инструменте 1. Благодаря действию давления в посадочном инструменте 1 в пространстве под поршнем 3 полый шток 4, жестко соединенный с поршнем 3 через срезное кольцо 26, передает усилие, направленное вверх на нижний толкатель 21, который, в свою очередь, передает усилие вверх, через нижние шлипсы 13, конусную опору 11 и нижний упор 9 на уплотнительный элемент 7. Одновременно с этим верхний толкатель 20, упертый сверху в цилиндр 2 посадочного инструмента 1, передает усилие, направленное вниз, через верхние шлипсы 12, конусную опору 10 и верхний упор 8 на уплотнительный элемент 7, при этом фиксатор 22, выполненный в виде нескольких сегментов, например трех размещенных радиально по периметру резьбовой нарезки 6 полого цилиндрического корпуса 5 и поджатых к технологической фаске проточки 24 верхнего толкателя пружинным элементом 25 (см. фиг.1 и 3), например резиновой манжетой, своей резьбовой нарезкой 23 скользит по нарезке 6 полого цилиндрического корпуса 5.The packer is drilled as an assembly, as shown in FIGS. 1 and 2, is lowered into the well on a pipe string, for example a tubing string (tubing) (not shown in FIGS. 1 and 2), at a predetermined landing interval. The fluid is injected with pressure in the tubing string (see FIG. 1) and the landing tool 1. Due to the pressure in the landing tool 1 in the space under the piston 3, the hollow rod 4, rigidly connected to the piston 3 through the shear ring 26, transmits the upward force to the lower pusher 21, which, in turn, transfers the force upward, through the lower slips 13, the conical support 11 and the lower stop 9 to the sealing element 7. At the same time, the upper pusher 20, which is supported from above in the cylinder 2 of the landing tool 1, transmits the force directed downward, through the upper slips 12, the conical support 10 and the upper stop 8 on the sealing element 7, while the latch 22, made in the form of several segments, for example, three placed radially around the perimeter of the threaded threads 6 of the hollow cylindrical body 5 and pressed against the technological chamfer of the groove 24 of the upper pusher with a spring element 25 (see FIGS. 1 and 3), for example, with a rubber cuff, slides 23 along the thread 6 of the hollow cylindrical body 5 with its threaded thread 23.

В результате уплотнительный элемент 7 (см. фиг.1) начинает сжиматься и радиально расширяться наружу, при этом давление в посадочном инструменте 1 продолжают повышать, причем сначала расширяются наружу верхний 8 и нижний 9 упоры и при превышении нагрузкой предела прочности материала (чугуна), например при достижении давления 8 МПа в посадочном инструменте 1, верхний 8 и нижний 9 упоры разрушаются и взаимодействуют с внутренней стенкой колонны, не позволяя уплотнительному элементу 7 обратно разжаться внутрь. Давление в посадочном инструменте продолжают повышать и в определенный момент срезаются разрушаемые перемычки 18 и 19 (см. фиг.2) нижних 13 и аналогичные им разрушаемые перемычки (на фиг.1, 2, 3 не показано) верхних 12 шлипсов, после чего кольцевые сектора верхних 12 и нижних 13 шлипсов, жестко соединенные между собой, расходятся наружу, продольно перемещаясь по конусным поверхностям 14 и 15 (см. фиг.1) соответствующих конусных опор 10 и 11. Давление в колонне НКТ и соответственно в пространстве под поршнем 3 посадочного инструмента 1 продолжают повышать, при этом полый шток 4 через срезное кольцо 26 продолжает воздействовать на нижний толкатель 21, при этом верхние 12 и нижние 13 шлипсы, скользящие по конусным поверхностям 14 и 15 соответствующих конусных опор 10 и 11 и перемещающиеся радиально наружу, вступают во взаимодействие с внутренней стенкой колонны (на фиг.1 и 2 не показано) и фиксируют пакер в заданном интервале. В определенный момент разрушается срезное кольцо 26 и полый шток 4 освобождается от нижнего толкателя 21, а фиксатор 22, размещенный в верхнем толкателе 21 и имеющий резьбовую нарезку 23, окончательно фиксируется в нарезке 6 корпуса 5, а пакер остается в окончательно запакерованном положении. Верхние 8 и нижние 9 упоры, выполненные разрезными, выводят пакер в концентричное положение относительно внутренней стенки колонны, что значительно повышает коэффициент однородности нагружения уплотнительного элемента 7. Благодаря разрушаемым перемычкам 18 и 19 обеспечивается одновременное начальное перемещение верхних 12 и нижних 13 шлипсов, выполненных в виде кольцевых секторов, по конусным поверхностям 14 и 15 соответствующих конусных опор 10 и 11. После чего колонну НКТ с посадочным инструментом 1 и полым штоком 4 извлекают из скважины. Разбуриваемый пакер остается в скважине в запакерованном состоянии в запланированном интервале. После чего производят намеченные работы, например наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной. По окончании работ пакер разбуриваемый удаляется из скважины разбуриванием, при этом все детали разбуриваемого пакера, оставляемые в скважине, выполнены из легкоразбуриваемых материалов (например, чугуна, алюминия и т.п.).As a result, the sealing element 7 (see FIG. 1) begins to compress and radially expand outward, while the pressure in the landing tool 1 continues to increase, and at first the upper 8 and lower 9 stops expand outward and when the load exceeds the tensile strength of the material (cast iron), for example, when a pressure of 8 MPa is reached in the landing tool 1, the upper 8 and lower 9 stops break and interact with the inner wall of the column, preventing the sealing element 7 from expanding back inside. The pressure in the landing tool continues to increase and at a certain point the destructible jumpers 18 and 19 (see Fig. 2) of the lower 13 and the similar destructible jumpers (not shown in Figs. 1, 2, 3) of the upper 12 slips are cut off, after which the annular sectors the upper 12 and lower 13 slips, rigidly interconnected, diverge outward, moving longitudinally along the conical surfaces 14 and 15 (see Fig. 1) of the corresponding conical supports 10 and 11. The pressure in the tubing string and, accordingly, in the space under the piston 3 of the landing tool 1 continue to increase, pr and this hollow rod 4 through the shear ring 26 continues to act on the lower pusher 21, while the upper 12 and lower 13 slips sliding on the conical surfaces 14 and 15 of the corresponding conical supports 10 and 11 and moving radially outward, interact with the inner wall of the column (not shown in FIGS. 1 and 2) and fix the packer in a predetermined interval. At a certain point, the shear ring 26 is destroyed and the hollow rod 4 is released from the lower pusher 21, and the latch 22, located in the upper pusher 21 and having a threaded thread 23, is finally fixed in the thread 6 of the housing 5, and the packer remains in the finally sealed position. The upper 8 and lower 9 stops made split, bring the packer in a concentric position relative to the inner wall of the column, which significantly increases the coefficient of uniformity of loading of the sealing element 7. Due to destructible jumpers 18 and 19, the initial movement of the upper 12 and lower 13 slips is made in the form annular sectors, on the conical surfaces 14 and 15 of the corresponding conical supports 10 and 11. Then the tubing string with the planting tool 1 and the hollow rod 4 is removed from the well. The drilled packer remains in the well in a locked state in the planned interval. After that, the intended work is carried out, for example, building up a cement ring behind the production casing. At the end of the work, the drillable packer is removed from the well by drilling, while all the parts of the drillable packer left in the well are made of easily drilled materials (for example, cast iron, aluminum, etc.).

Пакер разбуриваемый имеет простую и технологичную конструкцию, в связи с чем снижается стоимость его изготовления, кроме того, фиксатор, выполненный в виде сегментов, поджат к технологической фаске проточки верхнего толкателя пружинным элементом, например резиновой манжетой, что гарантирует надежную фиксацию уплотнительного элемента пакера в скважине в запакерованном состоянии.The drill packer has a simple and technologically advanced construction, which reduces the cost of its manufacture, in addition, the latch, made in the form of segments, is pressed against the technological chamfer of the top pusher groove by a spring element, for example, a rubber sleeve, which ensures reliable fixation of the packer sealing element in the well in a packaged state.

Конструкция якорного узла (верхние и нижние шлипсы), благодаря тому, что кольцевые сектора верхних и нижних шлипсов жестко соединены между собой разрушаемыми перемычками, а сами кольцевые сектора верхних и нижних шлипсов выполнены из материалов различной твердости, при этом конусные опоры снабжены обратными конусными поверхностями, взаимодействующими с упорами, выполнены разрезными с возможностью разрушения при превышении нагрузкой предела прочности, позволяет производить надежное разобщение ствола скважины в условиях разностенности эксплуатационных колонн, а выполнение нижнего толкателя заглушенным снизу позволяет герметично отсекать ствол эксплуатационной колонны скважины и производить работы в скважине выше пакера.The design of the anchor assembly (upper and lower slips), due to the fact that the ring sectors of the upper and lower slips are rigidly interconnected by destructible jumpers, and the ring sectors of the upper and lower slips are made of materials of different hardness, while the conical supports are provided with inverse conical surfaces, interacting with the stops, made split with the possibility of destruction if the load exceeds the tensile strength, allows for reliable isolation of the wellbore in the conditions of difference and production tubing, and the execution of the lower pusher plugged sealingly cut below allows the production well bore and produce work string in the wellbore above the packer.

Claims

A drillable packer containing a landing tool, consisting of a cylinder and a piston with a hollow rod and a sealing process sleeve at the top, a hollow cylindrical body with threaded threads on the outer surface, a sealing element mounted on the hollow cylindrical body with upper and lower stops and conical supports, upper and lower slips in the form of annular sectors, made with the possibility of longitudinal movement along the conical surfaces of the supports, the upper and lower pushers, the upper of which interact with the cylinder of the planting tool, is equipped with a latch in the groove with a technological chamfer below the latch having a threaded thread for cutting a hollow cylindrical body, the lower pusher having a shear ring for connection with the piston rod of the planting tool, characterized in that the annular sectors of the upper and lower slips rigidly interconnected by destructible jumpers, and the lower pusher is muffled and rigidly connected to the hollow cylindrical body, and the conical supports are provided with inverse cones surfaces interacting with the corresponding stops, which are split with the possibility of destruction if the load exceeds the tensile strength, and an external groove is made on the outer surface of the piston technological sleeve to depressurize the cylinder at the end of the piston stroke, while the latch, made in the form of segments, is pressed against technological chamfer of the groove of the upper pusher with a spring element, for example a rubber cuff.