DE1171375B

DE1171375B - Hydraulically operated borehole packer

Info

Publication number: DE1171375B
Application number: DEB66374A
Authority: DE
Inventors: William Desmond Myers
Original assignee: Baker Oil Tools Inc
Current assignee: Baker Hughes Oilfield Operations LLC
Priority date: 1961-03-30
Filing date: 1962-03-16
Publication date: 1964-06-04

Description

Hydraulisch betätigbarer Bohrlochpacker Die Erfindung bezieht sieht auf einen durch hy- draulische Betätigung absetzbaren Bohrlochpacker für unter Tage mit am Umfang des Packerkörpers angeordneten, normalerweise zurückgezogenen, im Eingriff an der Bohrlochwandung aufspreizbaren Greifvorrichtungen und betrifft einen derartigen Packer mit einer Setzhülse, die an dem oberen Teil der normalerweise zurückgezogenen Greifvorrichtungen angreift, und mit einer zweiten Setzhülse, die am unteren Teil der normalerweise zurückgezogenen Greifvorrichtungen angreift.Hydraulically actuated borehole packer The invention relates to a borehole packer, which can be set down by hydraulic actuation, for underground with arranged on the circumference of the packer body, normally retracted, in engagement on the borehole wall expandable gripping devices and relates to such a packer with a setting sleeve which is attached to the upper part which engages normally retracted gripping devices, and with a second setting sleeve which engages the lower part of the normally retracted gripping devices.

Bohrlochvorrichtungen, insbesondere Bohrlochpacker, für unter Tage, die hydraulisch in Bohrlöchern abgesetzt werden können, sind an sich bekannt. Dabei erfolgt die Betätigung der Greifvorrichtungen beim Setzen des Packers durch entsprechendeBeeinflussungmittelshydraulischenDrucks bzw. mittels Kraftausübung über den Steigrohrstrang. Das Lösen des Packers erfolgt ebenfalls durch Kraftausübung am Steigrohrstrang. Bei den bekannten Einrichtungen wird jedoch eine relativ komplizierte Anordnung angewendet, und insbesondere erfolgt die Kraftausübung über den Steigrohrstrang in Richtungen, in denen lange Rohrstränge nur ein geringes Widerstandsmoment aufweisen, so daß eine genaue starke Kraftausübung nicht möglich ist.Borehole devices, in particular borehole packers, for underground use, which can be deposited hydraulically in boreholes are known per se. Included the actuation of the gripping devices occurs when the packer is set by means of appropriate hydraulic pressure or by exerting force over the riser pipe. The packer is released also by exerting force on the riser pipe. With the known institutions however, a relatively complicated arrangement is used, and in particular is done the exertion of force across the tubing string in directions in which long tubing strings have only a low section modulus, so that a precise, strong exertion of force not possible.

Es ist die der Erfindung zugrunde liegende Aufgabe, einen relativ einfachen, sehr sicher wirkenden Bohrlochpacker für die Verwendung unter Tage zu schaffen, bei der eine absolut sichere Wirkungsweise beim Absetzen in Abhängigkeit vom Druck in der Bohrlochflüssigkeit erreicht und insbesondere zum Lösen der Greif- und Dichtungsvorrichtungen lediglich ein Zug auf den Steigrohrstrang erforderlich ist.It is the underlying object of the invention to provide a relative simple, very safe-looking borehole packer for use underground create, in which an absolutely safe mode of action when weaning in dependency reached by the pressure in the borehole fluid and especially for loosening the gripping and sealing devices only require a pull on the tubing string is.

Gemäß der Erfindung wird dies dadurch erreicht, daß ein Kolben in jeder der Setzhülsen dicht an der anderen Hülse angreift und die Hülsen und Kolben eine unter atmosphärischem Druck stehende Kammer umschließen, in die die Bohrlochflüssigkeit zuerst nicht eintreten kann, die Kolben aber so ausgebildet und angeordnet sind, daß sie auf den hydrostatischen Druck in der Flüssigkeit im Bohrloch im Sinne einer Verschiebung der Hülsen derart ansprechen, daß sie die normalerweise zurückgezogenen Greifvorrichtungen bis in Eingriff an der Bohrlochwand aufspreizen, wobei eine durch die Flüssigkeit ausgelöste, einer Verschiebung der Kolben durch den hydrostatischen Druck entgegenwirkende Sperranordnung und ein bewegbares Verschlußglied vorgesehen ist, welches am Anfang so angeordnet ist, daß es eine Freigabebewegung der Sperranordnung verhindert.According to the invention this is achieved in that a piston in each of the setting sleeves tightly engages the other sleeve and the sleeves and pistons enclose an atmospheric pressure chamber into which the borehole fluid cannot enter at first, but the pistons are designed and arranged in such a way that that they refer to the hydrostatic pressure in the fluid in the borehole in the sense of a Address displacement of the sleeves so that they normally retracted Spread gripping devices into engagement with the borehole wall, one through the liquid triggered, a displacement of the piston by the hydrostatic Pressure counteracting locking arrangement and a movable closure member are provided which is initially arranged so that there is a release movement of the locking arrangement prevented.

Durch diese erfindungsgemäße Ausbildung des Bohrlochpackers wird erreicht, daß eine Betätigung beim Setzen ausschließlich durch den hydrostatischen Druck im Bohrloch möglich ist, während das Lösen nur durch Ziehen am Bohrlochstrang erreicht wird.This inventive construction of the borehole packer is achieved that an actuation when setting exclusively by the hydrostatic pressure in the Borehole is possible, while loosening can only be achieved by pulling on the borehole string will.

Vorzugsweise ist eine Durchgangsöffnung in einer der Setzhülsen vorgesehen, die den hydrostatischen Druck in der Flüssigkeit ini Bohrloch in die unter atmosphärischem Druck stehende Kammer weiterleitet und damit den auf die Kolben wirkenden Druck ausgleicht und die außerdem eine bewegbare Dichtung einschließt, die normalerweise einen Eintritt der Bohrlochflüssigkeit in die unter atmosphärischem Druck stehende Kammer verhindert. Diese bewegbare Verschlußanordnung ist vorzugsweise am Körper des Bohrlochpackers befestigt, wobei eine abscherbare Sicherungsvorrichtung vorgesehen ist, die normalerweise eine Relativbewegung zwischen dem Packerkörper und der die Durchgangsöffnung enthaltenden Setzhülse verhindert, wobei die Abschersicherung eine unvorhergesehene Bewegung der bewegbaren Verschlußanordnung in eine Stellung verhindert, in der die Bohrlochflüssigkeit durch die Durchgangsöffnung in die unter atmosphärischem Druck stehende Kammer eintreten kann. Die Abschersicherung besteht vorzugsweise aus Abscherschrauben, die in der die Durchgangsöffnung aufweisende und mit einer Schulter am Packerkörper sich anlegende Setzhülse eingesehraubt sind.Preferably, a through opening is provided in one of the setting sleeves, which transfers the hydrostatic pressure in the fluid ini borehole into the chamber under atmospheric pressure and thus compensates for the pressure acting on the pistons and which also includes a movable seal, which normally allows the borehole fluid to enter prevented from entering the chamber under atmospheric pressure. This movable closure assembly is preferably attached to the body of the well packer, wherein a shearable safety device is provided, which normally prevents relative movement between the packer body and the setting sleeve containing the through opening, the shear protection prevents accidental movement of the movable closure assembly into a position in which the Borehole fluid can enter the atmospheric pressure chamber through the through hole. The shear protection preferably consists of shear screws which are screwed into the setting sleeve, which has the through opening and rests against the packer body with a shoulder.

Dabei kann eine an einem oberen Widerlager an der ersten Hülse anliegende, normalerweise nicht aufgespreizte Dichtungspackung vorgesehen sein, wobei eine Anordnung zum Aufspreizen der Packung an der ersten Hülse angebracht ist, die eine in Längsrichtung und nach außen bis in Angriff mit der Wandfläche des Bohrlochs bewegbare Gleitvorrichtung aufweist, und eine die zweite Setzhülse kraftschlüssig mit der Gleitvorrichtung verbindende Anordnung derart vorgesehen ist, daß die normalerweise nicht gespreizte Packung und die Gleitvorrichtung durch eine Relativbewegung zwischen den beiden Setzhülsen gegen die Bohrlochwandung aufspreizbar sind.In this case, a contact with an upper abutment on the first sleeve, usually not spread Sealing packing be provided, an arrangement for spreading the package attached to the first sleeve is the one in the longitudinal direction and outwardly until in engagement with the wall surface of the borehole movable sliding device, and the second setting sleeve frictional connection with the sliding device arrangement provided in this way is that the normally unexpanded packing and sliding device through a relative movement between the two setting sleeves can be expanded against the borehole wall are.

Die Erfindung wird an Hand der Zeichnungen an Ausführungsbeispielen näher erläutert.The invention is based on the drawings of exemplary embodiments explained in more detail.

F i g. 1 und 1 a bilden zusammen einen Seitenaufriß und einen Längsschnitt eines Bohrlochpackers, der sich in einer Bohrlochverrohrung befindet, wobei sich die einzelnen Teile in dem Zustand befinden, daß das Gerät in der Bohrlochverrohrung nach unten verschoben werden kann, und außerdem die F i g. 1 a eine untere Fortsetzung der F i g. 1 darstellt; F i g. 2 und 2 a bilden zusammen einen Längsschnitt entsprechend der Längssehnittdarstellung der F i g. 1 und la, wobei der Packer für sein hydraulisches Setzen freigegeben ist, und die F i g. 2 a eine untere Fortsetzung der F i g. 2 darstellt; F ig. 3 und 3a sind Darstellungen entsprechend den F i g. 1 und 1 a und zeigen die Verankerung des Packers in der Bohrlochverrohrung, wobei die F i g. 3 a eine untere Fortsetzung der F i g. 3 bildet; F i g. 4 und 4 a sind Längsschnitte des Packers, der sich in einer Bohrlochverrohrung befindet, und entsprechen den F i g. 1 und la, wobei das Gerät im Zustand der Freigabe von der Bohrlochverrohrung und seiner Entfernung aus der Bohrlochverrohrung dargestellt ist, und außerdem die F i g. 4 a eine untere Fortsetzung der F i g. 4 bildet; F i g. 5 ist in einem größeren Maßstab eine Querschnittsdarstellung nach der Linie 5-5 in der F i g. 1; F i g. 6 ist in einem größeren Maßstab eine Querschnittsdarstellung nach der Linie 6-6 in der Fig. 1; F i g. 7 ist in einem größeren Maßstab eine Querschnittsdarstellung nach der Linie 7-7 in der F i g. 1 a; F i g. 8 ist in einem größeren Maßstab eine Querschnittsdarstellung nach der Linie 8-8 in der F i g. 2; F i g. 9 ist in einem größeren Maßstab eine Querschnittsdarstellung nach der Linie 9-9 in der F i g. 2 a; F i g. 10 ist ein Längsschnitt einer Abänderung des oberen Teils des Packers, der in den F i g. 1 bis 9 gezeigt ist.F i g. 1 and 1 a together form a side elevational view and a longitudinal section of a downhole packer located in a wellbore casing, wherein the individual parts are in the state that the device can be moved in the well casing down, and further the F i g. 1 a is a lower continuation of FIG. 1 represents; F i g. 2 and 2a together form a longitudinal section corresponding to the longitudinal sectional view of FIG . 1 and la, the packer being released for its hydraulic setting, and FIGS. 2a is a lower continuation of FIG. 2 represents; Fig. 3 and 3a are representations corresponding to FIGS . 1 and 1 a, showing the anchoring of the packer in the well casing, the F i g. 3 a is a lower continuation of FIG. 3 forms; F i g. 4 and 4 a are longitudinal sections of the packer, which is located in a well casing, and correspond to FIGS. 1 and la, the device being shown in the condition of being released from the well casing and its removal from the well casing, and also Figs. 4 a is a lower continuation of FIG. 4 forms; F i g. Fig. 5 is a cross-sectional view taken on line 5-5 in Fig. 5, on a larger scale. 1; F i g. Figure 6 is a cross-sectional view , on a larger scale, taken along line 6-6 in Figure 1; F i g. Figure 7 is a cross-sectional view , on a larger scale, taken along line 7-7 in Figure 7. 1 a; F i g. Fig. 8 is a cross-sectional view taken on line 8-8 in Fig. 8, on a larger scale. 2; F i g. 9 is a cross-sectional view , on a larger scale, taken along line 9-9 in FIG. 2 a; F i g. 10 is a longitudinal section of a modification of the upper part of the packer shown in FIGS. 1 to 9 is shown.

Das Bohrlochgerät A ist ein Bohrlochpacker, der in einer Bohrlochverrohrung B an einer Pumpsteigleitung C nach unten zu einer bestimmten Absetzstelle eingebaut werden kann, wobei an dieser Stelle der Packer in der Bohrlochverrohrung zu verankern ist. Wenn gewünscht, kann der Packer von der Bohrlochverrohrung freigegeben und vollkommen daraus entfernt werden. - Der Packer weist einen zentralen rohrförmigen Dorn 10 auf. Er besteht aus einzelnen Teilen. Sein oberer Teil 11 ist an einem Verbindungsstück 12 befestigt. Dieses Verbindungsstück 12 ist an dem unteren Ende der Steigleitung C angeschraubt. Der obere Teil 11 ist an einem Zwischenteil 13 angeschraubt, der einen größeren Durchmesser aufweist als der obere Teil 11. Dieser Zwischenteil 13 ist an einem i unteren Teil 14 angeschraubt. Es kann an dem unteren Ende des unteren Teils 14 ein rohrförmiges Stück 15 befestigt sein-. Dieses rohrförinige Stück 15 erstreckt sich in der Bohrlochverrohrung in einem gewünschten Ausmaß nach unten.The downhole device A is a well packer which can be installed in a well casing B on a pump riser C down to a certain settlement point, at which point the packer is to be anchored in the well casing. If desired, the packer can be released from the well casing and completely removed therefrom. - The packer has a central tubular mandrel 10 degrees. It consists of individual parts. Its upper part 11 is attached to a connecting piece 12. This connecting piece 12 is screwed to the lower end of the riser pipe C. The upper part 11 is screwed to an intermediate part 13 which has a larger diameter than the upper part 11. This intermediate part 13 is screwed to a lower part 14. A tubular piece 15 can be attached to the lower end of the lower part 14. This tubular piece 15 extends down the well casing to a desired extent.

Den rohrförmigen Dorn 10 schließt eine hydraulische Vorrichtung 16 ein, die die Aufgabe hat, zu verhindern, daß der Bohrlochpacker in der Bohrlochverrohrung unter dem Einfluß des Bohrlochdrucks unterhalb des Bohrlochpackers nach oben verschoben wird. Diese hydraulische Vorrichtung 16 weist ein ringförmiges Stück 17 auf. Dieses ringförmige Stück 17 hat einen oberen Abdichtring 18 der an dem Umfang des rohrförmigen Dorns 10 abdichten kann. Der Abdichtring 18 befindet sich in einem einwärts gerichteten Flansch 19 am oberen Teil des ringförmigen Stücks 17. Dieser Flansch 19 hat die Aufgabe, die Innenwand 20 des rohrförmigen Stücks 17 im Abstand von dem rohrförmigen Dom 10 zu halten, wodurch ein Durchflußkanal 21 entsteht, durch welchen das Druckmittel in das ringförmige Stück 17 gelangen kann. Das ringförmige Stück 17 weist eine Anzahl von radialen Zylindern 22 auf. In jedem Zylinder 22 befindet sich ein kolbenförmiges Greifstück 23. An seinem Außenumfang hat dieses Greifstück Greifzähne 24, die in Eingriff mit der Wand der Bohrlochverrohrung B kommen und sich darin einbetten können, wenn durch den Druck des Strömungsmittels diese Greifstücke 23 nach außen vorgeschoben werden. Jedes kolbenfönnige Greifstück 23 hat einen Dichtring 25, der an der Wand des Zylinders 22 abdichtet, wobei das Greifstück 23 in einer solchen genauen Einstellage gehalten wird, daß seine Außengreifzähne 24 in einer Querlage durch eine Haltestange 26 angeordnet sind. Diese Haltestange 26 erstreckt sich in Längsrichtung zum ringförmigen Stück 17 innerhalb von außen befindlichen Längsschlitzen 27 der Greifstücke 23, um zu verhindern, daß sie sich drehen. Die Haltestangen 26 sind durch Schrauben 28 an dem ringförmigen Stück 17 befestigt. Diese Haltestangen dienen auch als Lagerstellen für die Kompressionsfedern 29. Sie liegen an den Innenoberflächen der Haltestangen und auch an den Greifstücken 23 an und haben die Aufgabe, diese Greifstücke einwärts in eine hintere Lage zu drücken. Ist in dem ringförmigen Durchflußkanal 21 zwischen dem ringförmigen Stück 17 und dem rohrförmigen Dorn 10 ein entsprechender überdruck des Strömungsmittels vorhanden, werden die kolbenförmigen Greifstücke 23 entgegen der Kraft der Kompressionsfedern 29 nach außen gedrückt, damit ihre Greifzähne in der Wand der Bohrlochverrohrung in festen Eingriff kommen. Je größer die hydraulische Kraft ist, welche auf die kolbenförrnigen Greifstücke 23 in Richtung nach außen einwirkt, desto größer ist auch die Greifwirkung der Greifzähne 24 an der Bohrlochverrohrung.The tubular mandrel 10 includes a hydraulic device 16 which functions to prevent the well packer from being displaced upwardly in the well casing under the influence of well pressure below the well packer. This hydraulic device 16 has an annular piece 17 . This annular piece 17 has an upper sealing ring 18 which can seal against the circumference of the tubular mandrel 10. The sealing ring 18 is located in an inwardly directed flange 19 on the upper part of the annular piece 17. This flange 19 has the function of keeping the inner wall 20 of the tubular piece 17 at a distance from the tubular dome 10 , whereby a flow channel 21 is formed through which the pressure medium can get into the annular piece 17 . The annular piece 17 has a number of radial cylinders 22. In each cylinder 22 there is a piston-shaped gripping piece 23. On its outer circumference, this gripping piece has gripping teeth 24 which come into engagement with the wall of the well casing B and can be embedded therein when these gripping pieces 23 are pushed outwards by the pressure of the fluid. Each piston-shaped gripping piece 23 has a sealing ring 25 which seals against the wall of the cylinder 22, the gripping piece 23 being held in such a precise setting that its outer gripping teeth 24 are arranged in a transverse position by a holding rod 26 . This support rod 26 extends in the longitudinal direction of the annular piece 17 within external longitudinal slots 27 of the gripping pieces 23 to prevent them from rotating. The support rods 26 are attached to the annular piece 17 by screws 28 . These holding rods also serve as bearings for the compression springs 29. They rest on the inner surfaces of the holding rods and also on the gripping pieces 23 and have the task of pressing these gripping pieces inward into a rear position. If there is a corresponding excess pressure of the fluid in the annular flow channel 21 between the annular piece 17 and the tubular mandrel 10 , the piston-shaped gripping pieces 23 are pressed outwards against the force of the compression springs 29 so that their gripping teeth come into firm engagement in the wall of the borehole casing . The greater the hydraulic force which acts on the piston-shaped gripping pieces 23 in the outward direction, the greater the gripping effect of the gripping teeth 24 on the well casing.

Der untere Teil des ringförmigen Stücks 17 dient als oberes Widerlager 30. Es ist an dem oberen Ende einer Einstellhülse 31 angeschraubt. Diese Einstellhülse 31 steht in Abstand vom rohrförmigen Dorn 10. Dadurch wird ein ringförrniger Raum 32 zwischen diesen beiden Teilen gebildet. Durch diesen Raum gelangt das Drückströmungsmittel nach oben, um die kolbenförinigen Greifstücke 23 zu verschieben. Ein Packergebilde 33, z. B. eine schmiegsame, elastische, normalerweise in einer hinteren Lage befindliche Packerhülse aus Gummi oder aus einem gummiähnlichen Material, schließt die EinsteHhülse 31 ein, wobei das obere Ende dieser Packerhülse an dem Widerlager 30 und auch an einem Ring 34 anliegt, der an dem oberen Widerlager 30 angeschraubt ist und somit einen Teil hiervon bildet. Das untere Ende der Packerhülse 33 liegt an einem unteren Widerlager 35 an, das auf der Einstellhülse 31 gleiten kann. Dieses untere Widerlager 35 kann einen Teil einer Abfangkeilausspreizvorrichtung bilden, die an einen Teil des Eintreibedoms 36 angeschraubt ist. Die Abwärtsbewegung des unteren Widerlagers 35 und des Eintreibedoms 36 in bezug auf die Einstellhülse 31 wird durch den Eingriff des Widerlagers 35 mit einem einen Schlitz aufweisenden Anhaltering 37 begrenzt, der in einer Umfangsaussparung 37a der Einstellhülse 31 gelagert ist. Das Druckmittel kann von außerhalb dieser Anordnung und von unterhalb der Packerhülse 33, falls diese bis zur Bohrlochverrohrung B ausgedehnt worden ist, durch die Löcher 38 am unteren Widerlager 35, am Eintreibedorn 36 und an der Einstellhülse 31 in den ringförmigen Raum 32 zwischen der Einstellhülse und dem rohrförinigen Dom 10 gelangen. Dieses Ströinungsmittel gelangt dann weiter durch Längsaussparungen 39 in dem einen Schlitz aufweisenden Anschlagring 40 in einer Umfangsaussparung 41 des rohrförmigen Doms 10, wobei dieser Anschlagring 40 im Eingriff mit der Innenwand der Einstellhülse 31 stehen kann, nach oben.The lower part of the annular piece 17 serves as an upper abutment 30. It is screwed to the upper end of an adjusting sleeve 31. This adjusting sleeve 31 is at a distance from the tubular mandrel 10. As a result, an annular space 32 is formed between these two parts. The pressurized fluid passes up through this space in order to move the piston-shaped gripping pieces 23 . A packer structure 33, e.g. B. a pliable, resilient, normally located in a rearward position packer sleeve made of rubber or a rubber-like material, includes the EinsteHhülse 31 , the upper end of this packer sleeve rests against the abutment 30 and also on a ring 34 which is on the upper Abutment 30 is screwed on and thus forms part of it. The lower end of the packer sleeve 33 rests on a lower abutment 35 which can slide on the adjustment sleeve 31. This lower abutment 35 can form part of a slip spreader device which is screwed onto part of the driving dome 36. The downward movement of the lower abutment 35 and the driving mandrel 36 with respect to the adjustment sleeve 31 is limited by the engagement of the abutment 35 with a stop ring 37 having a slot and which is mounted in a circumferential recess 37a of the adjustment sleeve 31. The pressure medium can from outside this arrangement and from below the packer sleeve 33, if this has been expanded to the borehole casing B, through the holes 38 on the lower abutment 35, on the driving mandrel 36 and on the adjustment sleeve 31 in the annular space 32 between the adjustment sleeve and reach the tubular cathedral 10 . This flow means then passes through longitudinal recesses 39 in the stop ring 40 having a slot in a circumferential recess 41 of the tubular dome 10, wherein this stop ring 40 can be in engagement with the inner wall of the adjusting sleeve 31 .

Der Eintreibedom 36 weist umfangsmäßig in Ab- stand stehende Schlitze 42 auf. Jeder Schlitz 42 hat eine Innenwand 43, die in Richtung nach unten und einwärts schräg ist. Diese Innenwand arbeitet mit einer dazugehörenden, hierzu innen befindlichen schrägen Oberfläche 44 eines Abfangkeils 45 zusammen. Dieser Abfangkeil 45 ist mit Hilfe von schrägen Zungen 46 auf den Seiten eines jeden Ab- fangkeils mit dem Eintreibedom 36 gleitbar verkeilt. Jeder Abfangkeil 45 ist in dafür vorgesehenen schrägen Aussparungen 47 gleitbar. Diese schrägen Aussparungen 47 befinden sich in den Seiten des Schlitzes 42 an seiner schrägen Innenwand 43. Die Abfangkeile weisen Zähne 48 auf, welche an der Wand der Bohrlochverrohrung B angreifen, falls die Abfangkeile in Richtung nach außen verschoben werden. Dies geschieht bei einer Längsbewegung zwischen dem Eintreibedom 36 und den Abfangkeilen 45 in einer Richtung zueinander. Eine Trennbewegung zwischen dem Eintreibedom und den Abfangkeilen ruft eine gegenseitige Verbindung zwischen den Zungen 46 und den Aussparungen 47 hervor, wodurch die Abfangkeile 45 aus ihrer Lage, in der sie ausgestreckt sind, in eine Lage verschoben werden, in der sie zurückgezogen sind.The Eintreibedom 36 has circumferentially in distance-related slots 42. Each slot 42 has an inner wall 43 that is inclined in a downward and inward direction. This inner wall works together with an associated inclined surface 44 of a slip 45 located on the inside. This slip 45 is keyed slidable with the aid of oblique tongues 46 on the sides of each exhaust catch wedge with the Eintreibedom 36th Each slip 45 is slidable in oblique recesses 47 provided for this purpose. These inclined recesses 47 are in the sides of the slot 42 on its inclined inner wall 43. The slips have teeth 48 which engage the wall of the well casing B if the slips are shifted outward. This takes place during a longitudinal movement between the driving dome 36 and the slipping wedges 45 in one direction to one another. Separation movement between the driving dome and the slips creates a mutual connection between the tongues 46 and the recesses 47, thereby displacing the slips 45 from their extended position to a retracted position.

Die Abfangkeile 45 sind sämtlich miteinander in Längsrichtung verschiebbar, weil ihre unteren Teile gleitbar mit einem Ring 50 verbunden sind, der die Einstellhülse 31 einschließt. Das untere Ende eines jeden Abfangkeils ist als Mörmiger Kopf 51 ausgebildet. Es kann in einem entsprechend geformten Längsschlitz 52 in dem oberen Teil des Ringes 50 für die Abfangkeile untergebracht werden. Dadurch werden die Abfangkeile für eine gemeinsame Längsbewegung zusammen mit dem Ring 50 miteinander verbunden. Hierbei ist aber eine seitliche Bewegung der Abfangkeile 45 in und außer Eingriff mit der Wand der Bohrlochverrohrung B möglich.The slips 45 are all longitudinally displaceable with one another because their lower parts are slidably connected to a ring 50 which encloses the adjusting sleeve 31 . The lower end of each slip is designed as a shaped head 51 . It can be accommodated in a correspondingly shaped longitudinal slot 52 in the upper part of the ring 50 for the slips. As a result, the slips are connected to one another together with the ring 50 for a common longitudinal movement. In this case, however, a lateral movement of the slips 45 into and out of engagement with the wall of the well casing B is possible.

Der Abfangkeilring 50 ist mit dem hydraulischen Einstellteil 53 der Anordnung verbunden. Hierfür ist ein unterer Einstellzylinder 54 an dem Ring 50 angeschraubt. Er ist entlang einem ringfönnigen Kolben 55 gleitbar. Dieser ringförnüge Kolben 55 ist an der Einstellhülse 31 befestigt. Zu diesem Zweck ruht der Kolben 55 auf einem einen Schlitz aufweisenden Haltering 56. Der Haltering 56 ist in einer Umfangsaussparung 57 in der Einstellhülse 31 gelagert. Der längliche Zylinderteil des unteren Einstellzylinders 54 steht in Abstand von der oberen Einstellhülse 31. Dadurch entsteht eine Luftkammer 58. Am unteren Ende ist diese Luftkammer 58 durch einen unteren Kopf 59 abgeschlossen. Er ist entlang dem Umfang der Einstellhülse 31 gleitbar. Ein Lecken des Strömungsmittels zwischen dem Kopf 59 und der Einstellhülse 31 wird mit Hilfe eines oder mehrerer Dichtringe 60 verhindert. Sie sind in dem Kopf 59 gelagert und dichten gleitbar an dem Umfang der Einstellhülse 31 ab. In gleicher Weise wird auch ein Lecken des Strömungsmittels zwischen dem Kolben 55 und der Wand des Einstellzylinders 54 durch einen oder mehrere Abdichtringe 61 verhindert. Sie sind in dem Umfangsteil des ringförmigen Kolbens 55 gelagert und dichten gleitbar an der Wand des Einstellzylinders 54 ab. Ein Lecken des Strömungsmittels zwischen der Innenseite des Kolbens 55 und der Einstellhülse 31 wird durch einen Abdichtring 62 auf dem Kolben verhindert. Dieser Abdichtring steht im Eingriff mit dem Umfang der Einstellhülse 31. The slip ring 50 is connected to the hydraulic adjuster 53 of the assembly. A lower adjusting cylinder 54 is screwed to the ring 50 for this purpose. It is slidable along an annular piston 55 . This ring-shaped piston 55 is attached to the adjusting sleeve 31 . For this purpose, the piston 55 rests on a slot having a retaining ring 56. The retaining ring 56 is mounted in a circumferential recess 57 in the adjusting 31st The elongated cylinder part of the lower adjusting cylinder 54 is at a distance from the upper adjusting sleeve 31. This creates an air chamber 58. At the lower end, this air chamber 58 is closed by a lower head 59 . It can be slid along the circumference of the adjustment sleeve 31. Leakage of the fluid between the head 59 and the adjusting sleeve 31 is prevented with the aid of one or more sealing rings 60. They are mounted in the head 59 and seal the circumference of the adjusting sleeve 31 in a slidable manner. In the same way, leakage of the fluid between the piston 55 and the wall of the adjusting cylinder 54 is also prevented by one or more sealing rings 61 . They are mounted in the peripheral part of the annular piston 55 and seal slidably on the wall of the adjusting cylinder 54. Leakage of the fluid between the inside of the piston 55 and the adjustment sleeve 31 is prevented by a sealing ring 62 on the piston. This sealing ring is in engagement with the circumference of the adjusting sleeve 31.

Diese obere Einstellhülse 31 erstreckt sich durch den unteren Kopf 59 und ist an einem unteren Kopf 63 angeschraubt. Er befindet sich gleitbar auf dem Umfang des unteren Teils 14 des rohrförmigen Doms 10. Ein Lecken des Strömungsmittels zwischen diesem Kopf 63 und dem Dom 10 wird durch einen Dichtring 64 verhindert, der im Kopf 63 angeordnet ist und im Eingriff mit dem Umfang des unteren Dornteils 14 steht. Dieser Kopf 63 ist an einer Hülse 65 befestigt. Diese Hülse 65 erstreckt sich von dem Kopf nach oben und weist einen einwärts gerichteten Flansch 66 auf. Er steht im Eingriff mit dem unteren Ende des Kopfes 59. Eine Aufwärtsbewegung des unteren Einstellzylinders 54 in bezug auf die obere Einstellhülse 31 wird vor allem dadurch verhindert, daß der Kopf 59 des Einstellzylinders 54 an der Hülse 65 mit Hilfe von einer oder mehreren Scherschrauben 67 befestigt ist. Die obere Einstellhülse 31 kann sich nicht zu dem unteren Einstellzylinder 54 bewegen, weil sie damit durch die Scherschrauben 67, durch die Hülse 65 und den Kopf 63 verbunden ist, der an dem unteren Ende der Einstellhülse 31 angeschraubt ist.This upper adjustment sleeve 31 extends through the lower head 59 and is screwed to a lower head 63. It is slidably located on the periphery of the lower part 14 of the tubular dome 10. Leakage of the fluid between this head 63 and the dome 10 is prevented by a sealing ring 64 located in the head 63 and in engagement with the periphery of the lower mandrel part 14 stands. This head 63 is attached to a sleeve 65 . This sleeve 65 extends upward from the head and has an inwardly directed flange 66 . It is in engagement with the lower end of the head 59. An upward movement of the lower adjusting cylinder 54 with respect to the upper adjusting sleeve 31 is mainly prevented by the fact that the head 59 of the adjusting cylinder 54 is attached to the sleeve 65 with the aid of one or more shear screws 67 is attached. The upper adjustment sleeve 31 cannot move to the lower adjustment cylinder 54 because it is connected thereto by the shear bolts 67, through the sleeve 65 and the head 63 screwed to the lower end of the adjustment sleeve 31.

Ein Lecken des Strömungsmittels zwischen dem Kopf 59 des unteren Einstellzylinders und der Hülse 65 wird durch einen Abdichtring 68 auf dem Kopf 59 verhindert, der in Eingriff mit der Wand der Hülse 65 kommt. Die Hülse 65 steht seitlich im Abstand von dem unteren Teil der oberen Einstellhülse 31. Dadurch wird ein ringfÖrmiger Zylinderraum 69 gebildet. Dieser Zylinderraum'69 enthält einen Freigabekolben 70. Das obere Ende dieses Freigabekolbens steht mit dem unteren Ende des Kopfes 59 des unteren Einstellzylinders 54 im Eingriff. Der obere Teil des Freigabekolbens 70 erstreckt sich innerhalb des Flansches 66. D er untere Teil des Kolbens weist einen nach oben gerichteten Vorsprung 71 auf. Er kann in Eingriff mit dem Flansch 66 gelangen. Dadurch wird die AufwärtsMwegung des Kolbens 70 in der Hülse 65 begrenzt. Ein Lecken des Strömungsmittels zwischen dem Kolben 'i0 und der oberen, innerhalb des Kolbens befindlichen Einstellhüls6 31 wird durch einen Abdichtring 72 verhindert. Er steht im Eingriff mit der Einstellhülse 31. Ein Lecken des Strömungsmittels zwischen dem Kolben 70 und der Hülse 65 wird durch einen Abdichtring 73 auf dem Kolben verhindert, der im Eingriff mit der Innenwand der Hülse 65 steht.Leakage of the fluid between the head 59 of the lower adjustment cylinder and the sleeve 65 is prevented by a sealing ring 68 on the head 59 which comes into engagement with the wall of the sleeve 65. The sleeve 65 is laterally spaced from the lower part of the upper adjusting sleeve 31. This forms an annular cylinder space 69 . This cylinder space 69 contains a release piston 70. The upper end of this release piston is in engagement with the lower end of the head 59 of the lower adjusting cylinder 54. The upper part of the release piston 70 extends within the flange 66. The lower part of the piston has an upwardly directed projection 71 . It can come into engagement with the flange 66 . This limits the upward movement of the piston 70 in the sleeve 65. A sealing ring 72 prevents the fluid from leaking between the piston '10 and the upper adjusting sleeve 6 31 located inside the piston. It is engaged with the adjusting tube 31. A leakage of fluid between the piston 70 and the sleeve 65 is prevented by a sealing ring 73 on the piston, which is in engagement with the inner wall of the sleeve 65th

Um die Einstellung bestimmter Teile des hülsenförmigen Packergebildes 33 und der unteren Abfangkeile 45 an der Wand der Bohrlochverrohrung B zu erreichen, wobei diese Teile sich normalerweise in ihrer zurückgezogenen Lage befinden, sind die obere Einstellhülse 31 und der untere Einstellzylinder 54 in Längsrichtung zueinander verschiebbar. Gemäß den F i g. 1 bis 9 kann sich die obere Einstellhülse 31 in Längsrichtung zu dem rohrfönnigen Dorn 10 des Bohrlochgerätes bewegen. Eine solche Bewegung ist in dinigen Benutzungsfällen des Bohrlochpackers wünschenswert. Soll eine solche Verschiebung möglich sein, so ist jedoch die Einstellhülse 31 lösbar mit dem rohrfönnigen Dom 10 zu verbinden, so daß Teile in Längsrichtung durch die Bohrlochverrohrung B als eine Einheit verschiebbar sind, bevor der Packer in der Bohrlochverrohrung abgesetzt wird. Diese lösbare Verbindung wird durch einen Sperrkeil 75 gebildet. Er erstreckt sich durch eine radiale Bohrung 76 in dem unteren Teil der Einstellhülse 31 und wird in einer Umfangsaussparung 77 in dem unteren Teil des rohrförmigen Doms 10 angeordnet. Der Sperrkeil 75 wird zuerst in der Umfangsaussparung 77 durch den Eingriff mit dem unteren Ende des Freigabekolbens 70 gehalten. Wird der Freigabekolben 70 nach oben bewegt, wie dies nachher noch erläutert wird, kann sich eine Feder 78 (F i g. 9), welche den unteren Dornteil 40 einschließt und an dem Keil 75 befestigt ist, nach außen erstrecken, um so den Keil 75 aus der Umfangsaussparung 77 zu entfernen. Auf diese Weise wird die Einstellhülse 31 von dem rohrfönnigen Dom 10 freigegeben. Damit ist eine Längsbewegung zwischen diesen Teilen möglich.The setting of certain parts of the sleeve-shaped packer structure 33 and the lower slips 45 to reach B in the wall of the well casing, which parts are normally located in its retracted position, the upper adjusting sleeve 31 and the lower adjusting cylinder 54 in the longitudinal direction are displaceable to one another. According to FIGS. 1 to 9 , the upper adjustment sleeve 31 can move longitudinally to the tubular mandrel 10 of the downhole tool. Such movement is desirable in some uses of the well packer. If such a displacement is to be possible, however, the adjustment sleeve 31 is to be detachably connected to the tubular dome 10 so that parts can be displaced in the longitudinal direction through the well casing B as a unit before the packer is set down in the well casing. This releasable connection is formed by a locking wedge 75 . It extends through a radial bore 76 in the lower part of the adjusting sleeve 31 and is arranged in a circumferential recess 77 in the lower part of the tubular dome 10 . The ratchet 75 is first held in the circumferential recess 77 by engagement with the lower end of the release piston 70 . When the release piston 70 is moved upward, as will be explained later, a spring 78 ( FIG. 9), which encloses the lower mandrel portion 40 and is attached to the wedge 75 , can extend outwardly around the wedge 75 to be removed from the circumferential recess 77. In this way, the adjusting sleeve 31 is released from the tubular dome 10 . This enables longitudinal movement between these parts.

Der Freigabekolben 70 ist in Richtung nach oben verschiebbar, um den Sperrkeil 75 freizugeben und auch die Schrauben 67 abzuscheren, die dazu dienen, lösbar den Einstellzylinder 54 mit der Einstellhülse 31 zu verbinden, wobei sich der Einstellzylinder 54 zur Einstellhülse 31 außerhalb befindet. Die Aufwärtsverschiebung des Freigabekolbens 70 erfolgt mit Hilfe des hydraulischen Drucks. Diesen Druck kann der hydrostatische Druck des Strömungsmittels in der Pumpsteigleitung und in dem Dorn 10 liefern. Dieser Druck kann durch eine oder mehrere seitliche öffnungen 80 des rohrförnügen Doms 10 und durch eine oder mehrere seitliche Öffnungen 81 der Einstellhülse 31 hindurchgehen, um in die Hülse 65 zu gelangen, damit der Kolben in Richtung nach oben beaufschlagt wird. Zuerst jedoch kann der Flüssigkeitsdruck in die Hülse 65 nicht gelangen, weil ein hülsenförmiges Ventil 82 quer zu der Öffnung 80 des Doms angeordnet ist. Das Ventil 82 hat in Längsrichtung in Abstand stehende seitliche Abdichtungen 83. Sie stehen dichtend im Eingriff mit dem unteren Dornteil 14 auf gegenüberliegenden Seiten seiner öffnung 80. Das Ventil 82 wird in seiner Schließlage quer zu der Dornöffnung 80 durch eine oder mehrere Scherschrauben 84 festgehalten. Sie sind an dem Dorn und an dem Ventil befestigt.The release piston 70 is displaced in the upward direction, to release the locking wedge 75 and shear the screws 67, which serve to detachably to the adjusting cylinder for connecting, wherein the adjusting cylinder 54 is 54 with the adjustment sleeve 31 to the setting sleeve 31 outside. The upward displacement of the release piston 70 takes place with the aid of the hydraulic pressure. This pressure can be provided by the hydrostatic pressure of the fluid in the pump riser line and in the mandrel 10 . This pressure can pass through one or more lateral openings 80 of the rohrförnügen dome 10 and through one or more lateral openings 81 of the adjusting sleeve 31 to get into the sleeve 65 so that the piston is acted upon in an upward direction. First, however, the fluid pressure can not get into the sleeve 65 because a sleeve-shaped valve 82 is arranged across the opening 80 of the dome. The valve 82 has longitudinally spaced stationary side seals 83. sealingly engaged with the lower mandrel part 14 on opposite sides of its opening 80. The valve 82 is held in its closed position transverse to the pin opening 80 through one or more shear screws 84th They are attached to the mandrel and to the valve.

Das Ventil 82 wird hydraulisch nach dem Hineinfallen einer Kugel 85 oder eines ähnlichen wandernden Ventilteils in die Pumpsteigleitung C freigegeben. Diese Kugel 85 fällt durch das Strömungsmittel in der Pumpsteigleitung und kommt auf einem Ventilsitz 86 zur Ruhe. Dieser Ventilsitz 86 wird durch einwärts vorragende federfönnige Finger 87 gebildet. Sie bestehen aus einem Stück mit sich in Längsrichtung erstreckenden Armen 88. Auf diese Weise wird der obere Teil des Ventils 82 gebildet. Die nach auswärts gerichteten federförmigen Finger 87 stehen im Eingriff mit einer Innenwand 89 des rohrförmigen Doms 10, wodurch der Sitz 86 gebildet wird, auf welchem die Kugel 85 zur Ruhe kommt. Wird ein ausreichender Druck auf das Strömungsmittel in der Pumpsteigleitung C und auf den Dorn 10 ausgeübt, so wirkt sich dieser Druck in Richtung nach unten auf die Kugel 85 und das Ventil 82 aus. Die Schraube 84 wird abgeschert. Somit kann sich das Ventil 82 nach unten in eine Lage verschieben, die durch den Ventileingriff mit einem unteren, vorspringenden Dornrand 90 begrenzt wird. Zu diesem Zeitpunkt befinden sich die federförinigen Finger 87 in einem Dornteil 91, der einen größeren Durchmesser aufweist. Die federnden Finger 87 federn in diesem Dornteil 91 nach außen. Dadurch wird der Durchmesser des Ventilsitzes 86 auf einen Wert erhöht, der größer ist als der Durchmesser der Kugel 85. Die Kugel 85 fällt dann durch das Ventil 82 hindurch, desgleichen auch durch den Dom 10 und durch das rohrförmige Stück 15, das sich unterhalb des Doms befindet, in das Bohrloch. Steht das hülsenfönnige Ventil 82 im Eingriff mit dem vorspringenden Dornrand 90, sind die seitlichen Öffnungen 80, 81 offen, so daß dann ein hydrostatischer Druck in der Hülse 65 aufgebaut werden kann, um den Freigabekolben 70 nach oben zu drücken und das Setzen des Packers A in der Bohrlochverrohrung B zu beginnen.The valve 82 is hydraulically released after a ball 85 or similar migrating valve part falls into the pump riser C. This ball 85 falls through the fluid in the pump riser and comes to rest on a valve seat 86. This valve seat 86 is formed by inwardly protruding, feathery fingers 87 . They are made in one piece with longitudinally extending arms 88. In this way the upper part of the valve 82 is formed. The outwardly directed spring-shaped fingers 87 are in engagement with an inner wall 89 of the tubular dome 10, whereby the seat 86 is formed on which the ball 85 comes to rest. If sufficient pressure is exerted on the fluid in the pump riser line C and on the mandrel 10 , this pressure acts in a downward direction on the ball 85 and the valve 82 . The screw 84 is sheared off. Thus, the valve 82 can slide down into a position which is limited by the valve engagement with a lower, projecting mandrel edge 90. At this point in time, the spring-like fingers 87 are located in a mandrel part 91 which has a larger diameter. The resilient fingers 87 resilient in this mandrel part 91 to the outside. As a result, the diameter of the valve seat 86 is increased to a value which is greater than the diameter of the ball 85. The ball 85 then falls through the valve 82 , as well as through the dome 10 and through the tubular piece 15, which is located below the Doms is located in the borehole. When the sleeve-shaped valve 82 is in engagement with the protruding mandrel edge 90, the side openings 80, 81 are open so that a hydrostatic pressure can then be built up in the sleeve 65 in order to push the release piston 70 upwards and the setting of the packer A. in wellbore casing B.

Ein Lecken des Strömungsmittels zwischen dem Dorn 10 und der Einstellhülse 31 wird durch einen Abdichtring 92 verhindert. Dieser Abdichtring 92 befindet sich auf dem Dom und steht im Eingriff mit der Innenwand der Einstellhülse 31 oberhalb der Einlaßöffnung 80. Wird zu der Einstellhülse 31 der Dom 10 in einem ausreichenden Maße nach oben bewegt, wird der Abdichtring 92 nach oben über die Ausgleichsöffnungen 93 der Einstellhülse 31 hinaus unterhalb des Kolbens 55 verschoben, so daß der Strömungsmitteldruck in die Luftkammer 58 gelangen kann, wodurch ein Ausgleich des Drucks oder der Kraft erfolgt, die den Kolben 55 und auch den Kopf 59 beaufschlagt. Diese hydraulische Kraft wird durch den hydrostatischen Druck des Strömungsmittels in dem Bohrloch gebildet. Dieser hydrostatische Druck des Strömungsmittels kann durch die seitliche Öff- nung 94 des oberen Teils des Einstellzylinders 54 in das Innere dieses Einstellzylinders oberhalb des Kolbens 55 gelangen, wodurch dieser ringförmige Kolben nach unten gedrückt wird. Wird die Scherschraube 67 zerstört und wird der Kopf 59 aus der Hülse 65 heraus nach oben bewegt, kann in Richtung nach oben der hydrostatische Druck den Kopf 59 derart beaufschlagen, daß er in einer Richtung nach oben gedrückt wird. Infolge einer seitlichen Ab- dichtung 95 im Zwischenteil 13, die an der Einstellhülse 31 abdichtet, kann das Strömungsmittel aus dem ringförmigen Raum 32 nicht zu den Ausgleichsöffnungen 93 gelangen.Leakage of the fluid between the mandrel 10 and the adjusting sleeve 31 is prevented by a sealing ring 92 . This sealing ring 92 is located on the dome and is in engagement with the inner wall of the adjusting sleeve 31 above the inlet opening 80. If the dome 10 is moved upwards to a sufficient extent in relation to the adjusting sleeve 31 , the sealing ring 92 is moved upwards over the compensating openings 93 of the Adjusting sleeve 31 moved out below the piston 55 so that the fluid pressure can get into the air chamber 58 , whereby a compensation of the pressure or the force which acts on the piston 55 and also the head 59 takes place. This hydraulic force is created by the hydrostatic pressure of the fluid in the borehole. This hydrostatic pressure of the fluid can pass through the lateral opening 94 of the upper part of the adjusting cylinder 54 into the interior of this adjusting cylinder above the piston 55 , whereby this annular piston is pressed downwards. If the shear screw 67 is destroyed and the head 59 is moved upward out of the sleeve 65 , the hydrostatic pressure can act on the head 59 in an upward direction in such a way that it is pressed in an upward direction. As a result of a lateral sealing off 95 in the intermediate part 13, which seals against the adjusting tube 31, the fluid from the annular space 32 can not reach the compensation openings 93rd

Für den Betrieb der Anordnung gemäß den F i g. 1 bis 9 wird zuerst das hülsenförmige Ventil 82 quer zu den seitlichen Öffnungen 80, 81 angeordnet. Die oberen Greifstücke 23, das Packergebilde 33 und die Abfangkeile 45 befinden sich in ihrer zurückgezogenen Lage. Die Scherschrauben 67, 84 sind nicht zerstört. Die Teile der Anordnung nehmen die Lage gemäß den F i g. 1 und 1 a ein. Zu dieser Zeit ist die Kugel 85 noch nicht in die Pumpsteigleitung C gefallen. Es wird der Packer A durch die Bohrlochflüssigkeit in der Bohrlochverrohrung B nach unten zu der gewünschten Absetzstelle gesenkt. Hierauf kann eine Behandlungsflüssigkeit durch die Pumpsteigleitung hindurch, falls dies gewünscht wird, in Umlauf gesetzt werden, um die Bohrlochverrohrung von Bohrschmant oder anderem festem Material zu reinigen. Es können auch die Verbindungen am oberen Ende des Bohrlochs mit der Pumpsteigleitung fertiggestellt werden. Zu dieser Zeit ist es nicht möglich, daß das Strömungsmittel in die Luftkammer 58 gelangt. DieseLuftkammer enthältLuft atmosphärischen Druckes. Es können durch den hydrostatischen Druck des Strömungsmittels nicht die Teile eingestellt werden, weil die Scherschraube 67 unzerstört ist und die seitlichen öffnungen 80, 81 geschlossen sind. Der hydrostatische Druck des Strömungsmittels kann nicht den Einstellzylinder 54 beaufschlagen und ihn nach oben im Vergleich zu der Einstellhülse 31 bewegen.For the operation of the arrangement according to FIGS. 1 to 9 , the sleeve-shaped valve 82 is first arranged transversely to the lateral openings 80, 81. The upper gripping pieces 23, the packer structure 33 and the slips 45 are in their retracted position. The shear bolts 67, 84 are not destroyed. The parts of the arrangement assume the position shown in FIGS. 1 and 1 a. At this time, the ball 85 has not yet fallen into the pump riser C. The packer A is lowered through the well fluid in the well casing B to the desired settlement point. A treatment fluid can then be circulated through the pump riser, if so desired, to clear drilling mud or other solid material from the well casing. The top of the wellbore connections to the pump riser can also be completed. It is not possible for the fluid to enter the air chamber 58 at this time. This air chamber contains air at atmospheric pressure. The parts cannot be adjusted by the hydrostatic pressure of the fluid because the shear screw 67 is undamaged and the lateral openings 80, 81 are closed. The hydrostatic pressure of the fluid cannot act on the adjusting cylinder 54 and move it upwards compared to the adjusting sleeve 31 .

Falls der Bohrlochpacker abgesetzt werden soll, wird die Kugel 85 in die Pumpsteigleitung C fallen gelassen. Diese Kugel gelangt durch diese Leitung hindurch, desgleichen auch durch den rohrförinigen Dom 10 und kommt in Eingriff mit dem Ventilsitz 86, der durch die federförmigen Finger 87 gebildet wird, die in den Durchflußkanal 100 des Doms ragen. Es kommt der Druck für das Strömungsmittel in der Pumpsteigleitung C zur Auswirkung. Dieser Druck beaufschlagt in Richtung nach unten die Kugel 85 und das hülsenförinige Ventil 82, um die Schraube 84 abzuscheren. Das Ventil 82 bewegt sich nach unten in eine Lage, in der die seitlichen öffnungen 80, 81 geöffnet werden. In dieser Lage verschieben sich die federnden Anne 88 und die federförmigen Finger 87 nach außen. Somit kann die Kugel 85 nach unten durch das Ventil 82 hindurch aus dem Packer A gelangen.If the well packer is to be deployed, the ball 85 is dropped into the pump riser C. This ball passes through this line, also through the tubular dome 10 and comes into engagement with the valve seat 86, which is formed by the spring-shaped fingers 87 which protrude into the flow channel 100 of the dome. The pressure for the fluid in the pump riser C comes into play. This pressure acts on the ball 85 and the sleeve-shaped valve 82 in a downward direction in order to shear off the screw 84. The valve 82 moves downward into a position in which the lateral openings 80, 81 are opened. In this position, the resilient arms 88 and the spring-shaped fingers 87 move outward. Thus, the ball 85 can pass down through the valve 82 out of the packer A.

Der hydrostatische Druck kann durch die offenen seitlichen öffnungen 80, 81 des Doms 10 und der Einstellhülse 31 gelangen. Der hydrostatische Druck gelangt in die Hülse 65 und beaufschlagt in Richtung nach oben den Freigabekolben 70, der mit dem Kopf 59 in Eingriff kommt. Der hydrostatische Druck des Strömungsmittels in dem Bohrloch ist normalerweise ausreichend, um die Schraube 67 abzuscheren und den Freigabekolben 70 innerhalb der Hülse 65 in eine Lage hochzuheben, die durch den Eingriff des Freigabekolbens mit dem Flansch 66 festgelegt ist. Zu dieser Zeit ist der Kopf 59 hochgehoben worden, um seine ringfönnige Abdichtung 68 aus der Hülse 65 herauszubewegen, so daß dann der hydrostatische Druck des Strömungsmittels die untere Seite des Kopfes 59 beaufschlagen kann, um ihn und den Einstellzylinder 54 in Richtung nach oben zusammenzudrücken (F i g. 2 und 2 a). Zu dieser Zeit ist der Freigabekolben 70 von hinterhalb des Sperrkeils 75 entfemt worden, so daß die Feder 78 den Sperrkeil aus der Umfangsaussparung 77 des Doms verschieben kann. Es wird die Einstellhülse 31 vom Dom 10 freigegeben. Es können sich die Einstellhülse 31 und der Dorn in Längsrichtung zueinander verschieben. Vor der Entfernung des Sperrkeils 75 aus der Umfangsaussparung 77 wird die Abwärtsbewegung der Pumpsteigleitung C und des Doms 10 auf die Einstellhülse 31 übertragen, indem das Verbindungsstück 12 an dem oberen Ende des ringförrnigen Stücks 17 anstößt. Erfolgt dies nicht, würde die obere Seite der Umfangsaussparung 77 in Eingriff mit dem Sperrkeil 75 kommen, um die Einstellhülse 31 mit dem Dorn 10 nach unten zu bewegen. Sämtliche anderen Teile, die den Dom 10 einschließen, würden sich auch damit nach unten bewegen. Würde die Pumpsteigleitung C nach oben vor der Freigabe und Einstellung des Bohrlochgerätes A bewegt werden, würde in gleicher Weise die untere Seite der Umfangsaussparung 77 in Eingriff mit dem Sperrkeil 75 gelangen. Sämtliche Teile, die den Dom 10 einschließen, würden sich mit ihm nach oben bewegen.The hydrostatic pressure can pass through the open lateral openings 80, 81 of the dome 10 and the adjustment sleeve 31 . The hydrostatic pressure reaches the sleeve 65 and acts in an upward direction on the release piston 70, which comes into engagement with the head 59. The hydrostatic pressure of the fluid in the wellbore is normally sufficient to shear the screw 67 and raise the release piston 70 within the sleeve 65 to a position determined by the engagement of the release piston with the flange 66 . At this time, the head 59 has been lifted to move its annular seal 68 out of the sleeve 65 so that the hydrostatic pressure of the fluid can then apply the lower side of the head 59 to compress it and the adjustment cylinder 54 in an upward direction ( Fig. 2 and 2 a). At this time, the release piston has been removed 70 from rearward of the locking wedge 75, so that the spring 78 can move the locking wedge out of the circumferential groove 77 of the mandrel. The adjusting sleeve 31 is released from the dome 10 . The adjusting sleeve 31 and the mandrel can move in the longitudinal direction with respect to one another. Before the locking wedge 75 is removed from the circumferential recess 77 , the downward movement of the pump riser line C and the dome 10 is transmitted to the adjustment sleeve 31 by the connecting piece 12 abutting the upper end of the annular piece 17 . If this does not take place, the upper side of the circumferential recess 77 would come into engagement with the locking wedge 75 in order to move the adjusting sleeve 31 with the mandrel 10 downwards. All of the other parts including the dome 10 would move down with it as well. Likewise, if the pump riser C were to be moved upward prior to the release and adjustment of the downhole tool A , the lower side of the circumferential recess 77 would come into engagement with the locking wedge 75 . All parts including the dome 10 would move up with it.

Befinden sich die Teile des Bohrlochgerätes in der Lage gemäß den F i g. 2 und 2 a, bewegt sich nach einer Aufwärtsbewegung des Freigabekolbens 70 und dem Abscheren der Schraube 67 der Einstellzylinder 54 dann nach oben, um die Abfangkeile 45 nach oben entlang dem Eintreibedorn 36 und nach außen in Richtung zur Wand der Bohrlochverrohrung B zu verschieben. Der Sperrkeil 75 befindet sich nunmehr außerhalb der Umfangsaussparung 77, so daß der hydrostatische Druck des Strömungsmittels, der, in Richtung nach unten den Kolben 55 beaufschlagt, die Einstellhülse 31 in eine Abwärtsrichtung und den Einstellzylinder 54 in eine Aufwärtsrichtung drücken kann. Dies geschieht in Anbetracht des überdrucks, der quer zum Kolben 55 und quer zum Kopf 59 herrscht, da die Luftkammer 58 nur Luft mit atmosphärischem Druck enthält. Infolgedessen werden das ringförinige Stück 17 und das Widerlager 30 mit der Einstellhülse 31 nach unten bewegt. Das Packergebilde 33 und der Eintreibedom 36 werden nach unten mitgeführt, um den Eintreibedorn 36 innerhalb der Abfangkeile 45 zu verkeilen, deren Zähne 48 sich selbst in die Wand der Bohrlochverrohrung B einlassen. Eine weitere Ausübung der nach oben gerichteten hydrostatischen Kraft auf den Einstellzylinder 54 und durch diesen Zylinder hindurch auf den Ring 50 und die Abfangkeile 45 und eine weitere Ausübung der nach unten gerichteten Kraft auf die Einstellhülse 31 infolge des hydrostatischen Drucks des Strömungsmittels, der in Richtung nach unten den Kolben 55 beaufschlagt, haben dann zur Folge, daß das obere Widerlager 30 und das ganze ringförmige Stück 17 in Richtung nach unten zum Widerlager 35 bewegt werden, - um so das Packergebilde 33 zu verkürzen und seine Ausstreckung in Richtung nach außen in Dichtungseingriff mit der Wand der Bohrlochverrohrung B zu verwirklichen. Es nehmen dann die Teile die Lagen gemäß den Fig. 3 und 3a ein.If the parts of the downhole device are in the position according to FIGS. 2 and 2a, after an upward movement of the release piston 70 and the shearing off of the screw 67, the adjusting cylinder 54 then moves upwards in order to move the slips 45 upwards along the driving mandrel 36 and outwards towards the wall of the well casing B. The locking wedge 75 is now located outside the circumferential recess 77 so that the hydrostatic pressure of the fluid, which acts on the piston 55 in the downward direction, can press the adjusting sleeve 31 in a downward direction and the adjusting cylinder 54 in an upward direction. This is done in view of the overpressure that prevails across the piston 55 and across the head 59 , since the air chamber 58 only contains air at atmospheric pressure. As a result, the annular piece 17 and the abutment 30 with the adjusting sleeve 31 are moved downward. The packer structure 33 and the driving dome 36 are entrained downward to wedge the driving mandrel 36 within the slips 45, the teeth 48 of which let themselves into the wall of the borehole casing B. A further application of the upward hydrostatic force on the adjustment cylinder 54 and through this cylinder on the ring 50 and the slips 45 and a further application of the downward force on the adjustment sleeve 31 due to the hydrostatic pressure of the fluid, which in the direction to acted upon below the piston 55 , then have the consequence that the upper abutment 30 and the entire annular piece 17 are moved in the downward direction towards the abutment 35 , - so as to shorten the packer structure 33 and its extension in the outward direction in sealing engagement with the wall of the well casing B to realize. The parts then assume the positions shown in FIGS. 3 and 3a.

Irgendein Druck in dem Ringraum zwischen der Pumpsteigleitung C und der Bohrlochverrohrung B, welcher in Richtung nach unten das Bohrlochgerät A beaufschlagt, wird dann versuchen, das Packergebilde 33 und den Eintreibedom 36 in Richtung nach unten in einem weiteren Ausmaß zu drücken, um dadurch um so fester den Eintreibedorn 36 in die Auffangkeile 45 fest zu verkeilen, wodurch eine Abwärtsbewegung unterbunden wird. Im Fall, daß ein Druck in der Bohrlochverrohrung unterhalb des Packergebildes 33 versucht, es hochzuheben und freizugeben, wird dieser Versuch durch die obere hydraulische Vorrichtung 16 des Bohrlochgerätes A verhindert. Der Strömungsmitteldruck gelangt durch die Löcher 38 in den ringförmigen Raum 32 und den Durchflußkanal 21 zwischen der Einstellhülse 31 und dem Dorn 10 und zwischen dem ringförmigen Stück 17 und dein Dorn 10. Der Druck beaufschlagt die Innenenden der Greifstücke 23 und drückt sie entgegen der Kraft der Kompressionsfedern 29 nach außen, damit ihre Zähne in festen Dichtungseingriff mit der Wand der Bohrlochverrohrung gelangen. Je größer der Druck in der Bohrlochverrohrung B unterhalb des ringförrnigen Stücks 17 ist, um das Bohrlochgerät A hochzuheben, um so größer ist die nach außen gerichtete Kraft, welche durch einen solchen Druck auf die Greifstücke 23 ausgeübt wird, um ihre Greifzähne 24 in die Wand der Bohrlochverrohrung eingreifen zu lassen, um damit einer solchen Aufwärtsbewegung des Bohrlochpackers Widerstand zu leisten und sie zu unterbinden.Any pressure in the annulus between the pump riser C and the wellbore casing B, which downwardly urges the downhole tool A , will then attempt to push the packer structure 33 and the driving dome 36 downwardly to a further extent, thereby to so more firmly to wedge the driving mandrel 36 into the slips 45, thereby preventing downward movement. In the event that pressure in the well casing below the packer structure 33 attempts to lift and release it, the upper hydraulic device 16 of the downhole tool A will prevent this attempt. The fluid pressure passes through the holes 38 into the annular space 32 and the flow channel 21 between the adjusting sleeve 31 and the mandrel 10 and between the annular piece 17 and the mandrel 10. The pressure acts on the inner ends of the gripping pieces 23 and pushes them against the force of the Compression springs 29 outwardly to bring their teeth into tight sealing engagement with the wall of the well casing. The greater the pressure in the well casing B below the annular piece 17 to lift the downhole tool A , the greater the outward force exerted by such pressure on the gripping pieces 23 around their gripping teeth 24 into the wall to engage the well casing so as to resist and prevent such upward movement of the well packer.

Der Packer A bleibt in seinem verankerten Zustand. Er gibt eine konstante Einstellkraft, die auf die Einstellhülse 31 und den Einstellzylinder 54 ausgeübt wird, um die Einstellhülse 31 nach unten und den Einstellzylinder 54 nach oben bewegen zu wollen, um so die Abfangkeile 45 und das Packergebilde 33, wie sie eingestellt sind, an der Wand der Bohrlochverrohrung festzuhalten. Im Falle, daß irgendein Gummimaterial des Packergebildes 33 in die Ringräume zwischen den Widerlagern 35 und 30 und dem Ring 34 einerseits und der Wand der Bohrlochverrohrung gedrückt werden würde, würde der hydrostatische Druck des Strömungsmittels, der in Richtung nach unten den oberen Kolben 55 und in Richtung nach oben den unteren Kopf 59 beaufschlagt, die Teile genügend so verschieben, daß die gleiche Kraft, welche das Packergebilde 33 und die unteren Abfangkeile 45 in ihren Einstellagen hält, weiter ausgeübt wird. Somit bleibt das Bohrlochgerät A in seinem eingestellten Zustand, gesichert gegen jede Bewegung in beiden Richtungen.The packer A remains in its anchored state. It indicates a constant adjustment force exerted on the adjustment sleeve 31 and the adjustment cylinder 54 in order to want to move the adjustment sleeve 31 downwards and the adjustment cylinder 54 upwards so as to set the slips 45 and the packer structure 33 as they are adjusted the wall of the well casing. In the event that any rubber material of the packer structure 33 would be forced into the annular spaces between the abutments 35 and 30 and the ring 34 on the one hand and the wall of the well casing, the hydrostatic pressure of the fluid, which in the downward direction of the upper piston 55 and in The upward direction is applied to the lower head 59 , move the parts sufficiently so that the same force which holds the packer structure 33 and the lower slip wedges 45 in their adjustment positions continues to be exerted. Thus the downhole device A remains in its adjusted state, secured against any movement in either direction.

Im Falle, daß sich die Pumpsteigleitung C in Richtung nach oben in der Bohrlochverrohrung bewegen will, was infolge ihrer Zusammenziehung der Fall sein kann, die bei einer Abnahme der Temperatur der Bohrlochflüssigkeit in der Bohrlochverrohrung auftritt, würde eine solche Aufwärtsbewegung auf den rohrförmigen Dorn 10 übertragen werden. Es würde der rohrförmige Dorn 10 in Richtung nach oben innerhalb der Einstellhülse 31 verschoben werden. Das rohrförmige Stück 17 würde verankert werden. Zur Sicherung dafür, daß der rohrförmige Dorn 10 nicht nach oben in einem solchen Ausmaß bewegt wird, daß der Abdichtring 92 oberhalb der Ausgleichsöffnung 93 gelangt, ist eine Scherschraube 105 in der Einstellhülse 31 vorgesehen. Sie ragt von der Einstellhülse 31 einwärts in Richtung zum Dorn 10. Die Schulter 106, welche durch das obere Ende des Zwischenteils 13 gebildet wird, kommt in Eingriff mit der Scherschraube 105, bevor der Abdichtring 92 oberhalb der Ausgleichsöffnung 93 gelangen kann. Hierdurch wird eine weitere Aufwärtsbewegung des Dorns 10 zur Einstellhülse 31 verhindert. Es wird ein öffnen der Ausgleichsöffnung 93 unterbunden, und der Bohrlochpacker kann von der Bohrlochverrohrung nicht freigegeben werden.In the event that the pump riser C wishes to move upward in the well casing, which may be due to its contraction which occurs with a decrease in the temperature of the well fluid in the well casing, such upward movement would be imparted to the tubular mandrel 10 will. The tubular mandrel 10 would be displaced in an upward direction within the adjustment sleeve 31. The tubular piece 17 would be anchored. To ensure that the tubular mandrel 10 is not moved upward to such an extent that the sealing ring 92 reaches above the compensation opening 93 , a shear screw 105 is provided in the adjusting sleeve 31 . It protrudes inward from the adjusting sleeve 31 in the direction of the mandrel 10. The shoulder 106, which is formed by the upper end of the intermediate part 13 , comes into engagement with the shear screw 105 before the sealing ring 92 can reach above the compensation opening 93 . As a result, a further upward movement of the mandrel 10 towards the adjustment sleeve 31 is prevented. The equalization opening 93 is prevented from opening and the well packer cannot be released from the well casing.

Soll jedoch der Packer A von der Bohrlochverrohrung B freigegeben werden, wird die Pumpsteigleitung C in Richtung nach oben bewegt. Der Dorn 10 wird mit der Pumpsteigleitung nach oben mitgenommen, bis die Schulter 106 in Eingriff mit der Abscherschraube 105 gelangt. Es wird dann ein ausreichender nach oben gerichteter Zug auf die Pumpsteigleitung und den Dorn ausgeübt, um so die Schraube 105 abzuscheren und dem Dorn zu ermöglichen, sich in eine Lage zu bewegen, in der der Anschlagring 40 in Eingriff mit der nach unten gerichteten Schulter 108 des ringförmigen Stücks 17 gelangt. Zu dieser Zeit ist der obere Abdichtring 92 oberhalb der Ausgleichsöffnung 93 angeordnet. Es kann der hydrostatische Druck des Strömungsmittels in die vorher abgedichtete Luftkammer 58 (F i g. 4 und 4 a) gelangen. Der hydrostatische Druck des Strömungsmittels beaufschlagt dann auch in einer Richtung nach oben den oberen Kolben 55 und in einer Richtung nach unten den unteren Kopf 59. Dadurch wird der hydrostatische Druck des Strömungsmittels, der diese Teile in entgegengesetzten Richtungen beeinflußt, ausgeglichen. Ist der Druck innerhalb der Pumpsteigleitung C und außerhalb dieser ausgeglichen, verschieben die Kompressionsfedern 29 die oberen Greifstücke 23 einwärts und ziehen sie von der Bohrlochverrohrung B weg. Es kann dann ein nach oben gerichteter Zug auf die Pumpsteigleitung C ausgeübt werden. Dieser Zug wird durch den Dorn 10 auf das ringförmige Stück 17 übertragen. Es wird das ringförmige Stück 17 nach oben verschoben. Das Widerlager 30 und der Ring 34 werden nach oben weg von dem unteren Widerlager 35 mitgenommen. Somit kann sich von selbst das Packergebilde 33 von der Bohrlochverrohrung B in seine Ausgangslage zurückziehen. Durch eine weitere Aufwärtsbewegung wird die obere Einstellhülse 31 nach oben mitgenommen, bis der Anhaltering 37 in Eingriff mit dem unteren Widerlager 35 kommt, wodurch dann der Eintreibedorn 36 zu den Abfangkeilen 45 nach oben verschoben wird. Die in schräger Anordnung ausgeführten Verbindungen mit Hilfe der Zungen 46 und Aussparungen 47 zwischen den Greifstücken und dem Eintreibedorn dienen zur Verschiebung der Greifstücke in ihre Ausgangslage. Bei einer Aufwärtsbewegung der Einstellhülse 31 in einem ausreichenden Ausmaß kommt ihr Kolben 55 in Eingriff mit dem Ring 50 und bewegt den Einstellzylinder 54 zusammen mit sich nach oben. Die untere Hülse 65, der Freigabekolben 70, der Sperrkeil 75 und andere Teile innerhalb des Bohrlochgerätes bewegen sich zusammen mit der Einstellhülse 31 und dem Dorn 10 nach oben, so daß der Packer A in der Bohrlochverrohrung B hochgehoben und am oberen Ende des Bohrlochs vollkommen daraus entfernt werden kann.However, if the packer A is to be released from the well casing B, the pump riser C is moved in an upward direction. The mandrel 10 is carried up with the pump riser until the shoulder 106 engages the shear screw 105 . Sufficient upward tension is then applied to the pump riser and mandrel to shear the screw 105 and allow the mandrel to move to a position where the stop ring 40 engages the downwardly directed shoulder 108 of the annular piece 17 arrives. At this time, the upper sealing ring 92 is arranged above the equalizing opening 93 . The hydrostatic pressure of the fluid can reach the previously sealed air chamber 58 ( FIGS. 4 and 4 a). The hydrostatic pressure of the fluid then also acts on the upper piston 55 in an upward direction and the lower head 59 in a downward direction. This compensates for the hydrostatic pressure of the fluid, which influences these parts in opposite directions. If the pressure within the pump riser C and outside this offset, the compression springs 29 move the upper gripping pieces 23 inwards and pull it from the well casing B away. An upward pull can then be exerted on the pump riser C. This tension is transmitted to the annular piece 17 through the mandrel 10. The annular piece 17 is moved upwards. The abutment 30 and the ring 34 are taken upward away from the lower abutment 35 . Thus, the packer structure 33 can retract from the borehole casing B into its starting position by itself. By a further upward movement, the upper adjusting sleeve 31 is carried upwards until the stop ring 37 comes into engagement with the lower abutment 35 , as a result of which the driving mandrel 36 is then displaced upward to the slipping wedges 45. The connections made in an inclined arrangement with the aid of the tongues 46 and recesses 47 between the gripping pieces and the driving mandrel are used to move the gripping pieces into their starting position. With an upward movement of the adjusting sleeve 31 to a sufficient extent, its piston 55 comes into engagement with the ring 50 and moves the adjusting cylinder 54 upwards together with it. The lower sleeve 65, release piston 70, locking wedge 75 and other parts within the downhole tool move upwardly with adjustment sleeve 31 and mandrel 10 so that packer A is lifted up in well casing B and completely out of it at the top of the wellbore can be removed.

Bei der Ausfüh rungsform gemäß den F i g. 1 bis 9 kann sich der Dorn 10 in Längsrichtung innerhalb der Einstellhülse 31 und des ringförmigen Stücks 17 bewegen. Der Dorn kann aber auch an dem ringförmigen Stück 17 und der Einstellhülse 31 befestigt werden. In diesem Falle sind der Sperrkeil 75 und die Feder 78 nicht erforderlich. Dies trifft auch für die Scherschraube 105 zu. Gemäß der F i g. 10 ist das obere Verbindungsstück 12a derart abgeändert worden, daß es nicht nur an dem oberen Ende des Dorns 10 angeschraubt ist, sondern ein anderes linksgängiges Gewinde 110 aufweist, um das Verbindungsstück 12a an dem oberen, stiftförmigen, ebenfalls ein Gewinde aufweisenden Ende 11 des ringförmigen Stücks 17 anschrauben zu können. Somit sind der Dorn 10, das ringförmige Stück 17 und die Einstellhülse 31 miteinander befestigt, wenn der Packer A in die Bohrlochverrohrung B gebracht und in dieser Bohrlochverrohrung abgesetzt wird. Bei abgesetztem Packer bleiben die genannten Teile miteinander befestigt. Da der Dom 10 zur Einstellhülse 31 sich nicht nach oben bewegen kann, ist die Scherschraube 105 überflüssig, um eine unabsichtliche Aufwärtsbewegung des Doms 10 in einem Ausmaß zu verhindern, daß die Ausgleichsöffnung 93 geöffnet wird. Wird der Packer wieder freigegeben, Wird die Pumpsteigleitung C nach rechts gedreht. Dadurch wird das Verbindungsstück 12a von dem ringförmigen Stück 17 abgeschraubt. Es kann dann der Dorn 10 vom Verbindungsstück 17 gelöst werden. Seine Aufwärtsbewegung ist möglich, bis der Anschlagring 40 in Eingriff mit der unteren Schulter 108 des ringförmigen Stücks gelangt. Zu dieser Zeit ist der Abdichtring 92 oberhalb der Ausgleichsöffnung 93 angeordnet. Sie wird für den hydrostatischen Druck des Strömungsmittels in der Bohrlochverrohrung geöffnet. Der Druck in dem Packer und rund um denselben wird dann ausgeglichen, wenn nicht vorher schon ein Ausgleich erfolgt ist.Die Pumpsteigleitung C und der Dom 10 werden nach oben bewegt. Sämtliche Teile werden in ihre Ausgangslagen zurückgebracht, so daß das Bohrlochgerät in der Bohrlochverrohrung hochgehoben und daraus vollkommen entfernt werden kann.In the embodiment according to FIGS . 1 to 9 , the mandrel 10 can move longitudinally within the adjustment sleeve 31 and the annular piece 17 . However, the mandrel can also be attached to the annular piece 17 and the adjusting sleeve 31 . In this case, the locking wedge 75 and the spring 78 are not required. This also applies to the shear screw 105 . According to FIG. 10 , the upper connecting piece 12a has been modified in such a way that it is not only screwed to the upper end of the mandrel 10 , but also has a different left-hand thread 110 to connect the connecting piece 12a to the upper, pin-shaped, also threaded end 11 of the annular Piece 17 to be able to screw on. Thus, the mandrel 10, the annular piece 17 and the adjustment sleeve 31 are secured together when the packer A is brought into the wellbore casing B and deposited in that wellbore casing. When the packer is detached, the parts mentioned remain attached to one another. Since the dome 10 cannot move upward toward the adjustment sleeve 31 , the shear screw 105 is unnecessary in order to prevent inadvertent upward movement of the dome 10 to the extent that the compensation opening 93 is opened. If the packer is released again, the pump riser pipe C is turned to the right. The connecting piece 12a is thereby unscrewed from the annular piece 17. The mandrel 10 can then be detached from the connecting piece 17. Its upward movement is possible until the stop ring 40 engages the lower shoulder 108 of the annular piece. At this time, the sealing ring 92 is arranged above the compensation opening 93 . It opens to the hydrostatic pressure of the fluid in the well casing. The pressure in and around the packer is then equalized, if not previously equalized. The pump riser C and the dome 10 are moved upwards. All parts are returned to their original positions so that the downhole tool can be lifted up in the well casing and completely removed therefrom.

Claims

Claims: 1. Hydraulically actuated well packer for underground with arranged around the body, normally retracted, outwardly into engagement with the wall surfaces of the borehole expandable gripping devices and with a setting sleeve engaging on the upper part of the normally retracted gripping devices and with a second, on the lower part of the Set sleeve engaging the gripping device, d a d urch g e - indicates that a piston (55, 70) in each of the setting sleeves (31, 54) engages tightly on the other of the sleeves and the sleeves (31, 54) and piston (55, 70) enclose a chamber (58) under atmospheric pressure, into which the borehole fluid cannot enter at first, the pistons (55, 70) reacting to the hydrostatic pressure in the fluid in the borehole in the sense of a displacement of the sleeves (31, 54) respond so as to spread open the normally retracted gripping devices (23, 45), one being passed through the wellbore fluid released, a displacement of the pistons (55, 70) by the hydrostatic pressure counteracting locking arrangement and a movable closure member are provided which is initially arranged so that it prevents a release movement of the locking arrangement.

2. Borehole packer according to claim 1, characterized in that a through opening (93) in one of the setting sleeves (31) for transmitting the hydrostatic pressure in the liquid in the borehole into the chamber (58) under atmospheric pressure and thus to compensate for the Piston (55, 70) is provided and a seal (92) is also slidably arranged so that the fluid in the borehole is normally prevented from entering the chamber (58). 3. Borehole packer according to claim 2, characterized in that the seal (92) is fastened in the body (14) and shearable safeguards are provided which normally prevent a relative movement between the body (14) and the setting sleeve (31) carrying the opening, wherein the shearable device prevents inadvertent movement of the seal (92) into a position ( FIG. 4 a) permitting entry of the fluid from the borehole into the atmospheric pressure chamber (58) through the port (93). 4. Borehole packer according to claim 2 or 3, characterized in that the shearable safety device is a shear screw (105) which is screwed into the setting sleeve (31) bearing the through opening (93) and resting against the body with a shoulder (106) . 5. Borehole packer according to claims 1, 2 or 3, characterized by a normally retracted package (33) which rests against an upper stop (30) on the first sleeve (31 ) and a pack (33) attached to the first sleeve (31) The spreading device (36) engaging the pack, a slide (45) engaging the spreading device, longitudinally displaceable along the latter and movable outwardly into engagement with the wall of the borehole, which can be actuated by a device connected to the second sleeve that the normally withdrawn packing and the sliding device are spread apart by relative movement between the setting sleeves against the wall of the borehole. Contemplated publications:. USA. Patents No. 2,467,801, 2,624,412, 2,630,865, - 2,695,068, 2,880,805.