Изобретение относитс к бурению нефт ных и газовых скважин и может быть использовано дл пакеровки затрубного пространства при испыта НИИ и опробовании скважины. Известен пакер, включающий корпус, установленный на корпусе уплотнительный элемент, опорную втулку, толкатель, установленную между ними пружину, фиксатор положени опорной втулки и установочную штангу, размещенную внутри корпуса Однако данный пакер имеет сложну конструкцию и дл его установки и извлечени из скважины необходимо использовать специальную головку. Известен также пакер, включающий полый корпус с наружной резьбой, установленные на корпусе уплотнительные элементы, св занные фиксато рами с корпусом и установленные концентрично относительно него тол катель и верхнюю подвижную опору с пружиной между ними, нижнюю опору и распорные элементы, размещенную в корпусе установочную штангу с проточками под фиксаторы и упором в верхней части 2. Указанный пакер вл етс ненадеж ным в работе из-за возможности преждевременного срабатывани при cnycKt в скважину и быстрого выхода из стро его фиксаторов и распорны элементов. Кроме того, расположени распорных элементов пакера на знач тельном рассто нииОТ его опор ухуд шает услови работы уплотнительных элементов. Цель изобретени - повышение на дежности работы пакера путем предо вращени преждевременного его сраб тывани . Поставленна цель достигаетс тем, что пакер;включающий полый корпус с наружной резьбой, установленные на корпусе уплотнительные элементы, св занные фиксаторами с корпусом и установленные концентрич но относительно него толкатель и верхнюю подвижную опору с пружиной между ними, нижнюю опору, распорные элементы, размещенную в корпусе установочнуй штангу с проточками под фиксаторы и упором в верхней части, снабжен жестко св занным с верхней опорой кожухом, а корпус св зан с установочной штангой резьб вым соединением. При этом распорные элементы пакера установлены на нижней опоре. На чертеже представлен пакер в транспортном положении при спуске в скважину. Пакер содержит установочную штангу 1, имеющую на наружной поверхности проточки 2 - 4, размещенные по его длине. Установочна штанга 1 имеет упор 5 у торца корпуса 6 со стороны усть скважины 7, а на другом конце установочной штанги имеютс канавки 8. На корпусе 6 неподвижно закреплена нижн опора 9. На нижнем конце корпуса 6 со стороны канавок 8 на установочной штанге жестко закреплен пробоотборник 10. На корпусе 6 в торцовой его части со стороны упора 5 с внутренней стороны выполнена резьба 11. На упоре 5 с наружной его стороны также вьшолнена резьба 12. С наружной стороны на корпусе вьшолнена резьба I3 дл навинчивани на нее гайки 14. В пазах корпуса 6 шарнирно на ос х 15 установлены фиксаторы 16 и 17 под верхнюю опору 18 и толкатель 19. Между верхней и нижней дисковыми опорами 18 и 9 на корпус 6 с возможностью скольжени установлена дискова втулка 20. Между опорами 18 и 9 за корпусе 6 расположены два уплотнительных элемента 21 и 22. Между толкателем 19 и опорой 18 установлена пружина 23. На опоре 18 укреплен кожух 24 с помощью гаек 25, который закрывает пружину .23, толкатель 19, фиксаторы 16, часть корпуса 6 и часть установочной штанги 1. На опоре 9 с помощью рычагов -26 и пружин 27 шарнирно прикреплены распорные ролики 28. Пробоотборник 10 имеет отверсти 29 дл впуска скважинной жидкости. Установочна штанга 1 имеет канал 30 дл подъема жидкости в случае необходимости без разгерметизации скважины. Пакер работает следующим образом. Перед опусканием пакера в скважину гайку 1 навинчивают порезьбе 13 на корпус 6, перемеща этим одновременно и толкатель 19, который, в свою очередь, сжимает пружину 23. В это врем опора 18 зафиксирована фиксаторами 17 на корпусе 6. При навинчивании гайки 14 по корпусу 6 толкатель 19 занимает положение напротив фиксатора 16. В это врем установочна штанга занимает такое положение, когда ее проточки наход с против толкател 19 и фиксатора 16, после чего штангу 1 вывинчивают из корпуса 6 настолько, чтобы ее проточка 4 была выше толкател 19 и фиксатора 16. При таком положении фиксаторы 16 выступают за контур корпуса 6 и попадают в гнезда толкател 19, фиксиру его в заданн положении. Пакер- спускают в скважину 7 на трубах, соединенных со штангой I. В процессе опускани распорные роли ки 28 прижимаютс к стенкам скважины 7 от усили пружин 27. Установка роликов 28 на нижней опоре 9 ближе к стенкам скважины 7 повышает надеж ность работы распорных элементов, что позвол ет,в свою очередь, надеж ней удерживать пакер в необходимом положении относительно ствола скважины при операции герметизации и разгерметизации скважины. По достижении глубины установки пакера установочную штангу 1 вращением вьшинчивают из корпуса 6. Вращ нию корпуса 6 преп тствуют ролики 28. При вьгоинчивании установочной штанги 1 из корпуса 6 ее проточка 2 занимает положение напротив .фиксатора 17, который при зтом выходит из зацеплени с опорой 18. Под действием пружины 23 опора 18 сжимает уплотнительные элементы 21 и 22, которые герметично перекрывают скважину 7. После герметизации скважины путчем нат жени штанги 1 канавки 8 располагают напротив отверстий 29, через которые скважинна жидкость заполн ет пробоотборник 10. При необходимости исследуемую жидкость можно поднимать вверх по каналу 30 установочной штанги . Дл разгерметизации скважины штангу 1 поднимают вьш1е до упора .выступа в кожух 24. При этом фиксаторы 16 попадают в проточку 3 и под действием пружины 23 толкатель 19 перемещаетс до упора в гайку 14. При этом уплотнительные элементы 21 и 22 уменьшаютс в диаметре вследствие того, что верхн опора 18 также перемещаетс вверх, после чего пакер готов к извлечению из скважины. Технико-экономический эффект от использовани предлагаемого пакера заключаетс в предотвращении пре девременного его срабатывани при спуске в скважину и исключении вследствие этого дополнительных спускоподъемных операций при работе с ним .в скважине.The invention relates to the drilling of oil and gas wells and can be used for the packing of the annulus during testing and testing of the well. A known packer includes a housing, a sealing element mounted on the housing, a support sleeve, a pusher, a spring installed between them, a support sleeve position lock and an installation rod located inside the housing. However, this packer has a complex structure and it is necessary to use a special one for its installation and removal from the well. head. Also known is a packer comprising a hollow body with an external thread, sealing elements mounted on the body, fixed by clamps to the body and mounted a concentrator and an upper movable support with a spring between them concentrically relative to it, a lower support and spacers placed in the body a mounting rod with grooves for clamps and an emphasis in the upper part 2. The specified packer is unreliable in operation due to the possibility of premature actuation when cnycKt into the well and rapid deactivation of the clamp s and spacers of elements. In addition, the location of the spacer elements of the packer at a considerable distance from its supports worsens the working conditions of the sealing elements. The purpose of the invention is to increase the reliability of the work of the packer by preventing its premature operation. The goal is achieved by the fact that a packer comprising a hollow body with an external thread, sealing elements mounted on the body, fixed with clamps to the body and mounted a pusher concentric with respect to it and an upper movable support with a spring between them, a lower support, spacers placed in In the housing, the mounting rod with grooves for the latches and the stop in the upper part is provided with a casing rigidly connected to the upper support, and the housing is connected to the mounting rod by a threaded connection. When this spacer packer installed on the bottom support. The drawing shows the packer in the transport position during the descent into the well. The packer contains the installation rod 1, having on the outer surface of the groove 2 - 4, placed along its length. The mounting rod 1 has an abutment 5 at the end of the body 6 on the side of the borehole 7, and at the other end of the installation bar there are grooves 8. On the body 6, the bottom support 9 is fixedly mounted on the lower end of the body 6 on the side of the grooves 8 on the installation rod 10. On the body 6 in the front part of the side of the stop 5 on the inner side there is a thread 11. On the stop 5 there is also a thread on the outer side 12. On the outer side, on the case I3 thread is threaded to screw the nut 14 on it. 6 pivotally On axles 15, clamps 16 and 17 are installed under the upper support 18 and pusher 19. Between the upper and lower disk supports 18 and 9, a disk sleeve 20 is slidably mounted on the housing 6. Between the supports 18 and 9, two sealing elements 21 are located behind the housing 6 and 22. A spring 23 is mounted between the pusher 19 and the support 18. On the support 18, the casing 24 is fastened with nuts 25, which covers the spring .23, the pusher 19, clamps 16, part of the body 6 and part of the installation rod 1. On support 9 with levers -26 and springs 27 are attached pivotally spacer rollers 28. P obootbornik 10 has openings 29 for admitting well fluid. The adjusting rod 1 has a channel 30 for lifting liquid, if necessary, without depressurizing the well. Packer works as follows. Before lowering the packer, the nut 1 is screwed into the thread 13 on the housing 6, moving the pusher 19 at the same time, which in turn compresses the spring 23. At this time, the bearing 18 is fixed by fasteners 17 on the housing 6. When the nut 14 is screwed on housing 6 the pusher 19 takes a position opposite to the latch 16. At this time, the installation bar takes up such a position when its grooves are against the pusher 19 and the latch 16, after which the bar 1 is unscrewed from the body 6 so that its groove 4 is higher than the pusher 19 and the latch 16 . P and a position latches 16 protrude beyond the contour of the housing 6 and fall into a slot of the pusher 19, fixes it in the position reference. The packer is lowered into the well 7 on the pipes connected to the bar I. During the lowering process, the spacer rollers 28 are pressed against the walls of the well 7 from the spring force 27. Installing the rollers 28 on the lower support 9 closer to the walls of the well 7 increases the reliability of the spacer elements which allows, in turn, to reliably hold the packer in the required position relative to the wellbore during the sealing and depressurization of the well. Upon reaching the installation depth of the packer, the adjusting rod 1 is screwed out of the housing 6 by rotation. The rollers 28 prevent the rotation of the housing 6. When the installation rod 1 is tapped out of the housing 6, its groove 2 takes a position opposite to the fixator 17, which, in addition, disengages from the support 18 Under the action of the spring 23, the bearing 18 compresses the sealing elements 21 and 22, which tightly overlap the well 7. After sealing the well, a tension of the rod 1 of the groove 8 is placed opposite the holes 29 through which the well fluid for fills the sampler 10. If necessary, the test liquid can be lifted up through the channel 30 of the installation rod. In order to depressurize the well, the rod 1 is raised up to the stop. The protrusion into the casing 24. In this case, the latches 16 enter the groove 3 and under the action of the spring 23 the pusher 19 moves against the stop to the nut 14. In this case, the sealing elements 21 and 22 are reduced in diameter due to that the upper support 18 also moves upwards, after which the packer is ready to be removed from the well. The technical and economic effect from the use of the proposed packer is to prevent its early operation when descending into the well and, as a result, to eliminate additional descending operations when working with it in the well.
2 2
/4/four
7070