RU2686135C1 - Well packer - Google Patents

Well packer Download PDF

Info

Publication number
RU2686135C1
RU2686135C1 RU2018112603A RU2018112603A RU2686135C1 RU 2686135 C1 RU2686135 C1 RU 2686135C1 RU 2018112603 A RU2018112603 A RU 2018112603A RU 2018112603 A RU2018112603 A RU 2018112603A RU 2686135 C1 RU2686135 C1 RU 2686135C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
possibility
cuffs
annular
packer
cuff
Prior art date
Application number
RU2018112603A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Мухтар Зуфарович Валитов
Роберт Загитович Нургалиев
Роберт Ирекович Ганиев
Голия Ильдусовна Бикбулатова
Юлия Анатольевна Болтнева
Original Assignee
Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" filed Critical Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт"
Priority to RU2018112603A priority Critical patent/RU2686135C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2686135C1 publication Critical patent/RU2686135C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)

Abstract

FIELD: mining.
SUBSTANCE: invention relates to the packers. Well packer contains cylindrical hollow body with installed on the outside at least two collars and annular stops between them and the bottom collar between two body supports with the possibility of limited axial longitudinal movement relative to the body, an anchor with the conical inner surface, responsively executed the lower stop outer surface, provided with slips on the side surface and mounted with the possibility of limited axial movement with the possibility of interaction with the lower stop. In the annular stop between the collars, an annular bore is made with a collar installed therein from swellable in the borehole medium material.
EFFECT: reducing the packer leaks likelihood.
1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а точнее к пакерам для герметизации межколонного пространства, или между обсадной трубой и стенкой скважины.The invention relates to the oil and gas industry, and more specifically to packers for sealing the annular space, or between the casing and the borehole wall.

Известен пакер механический, содержащий полый ствол с верхним и нижним упорами, между которыми с возможностью взаимодействия между собой по торцам и ограниченного осевого перемещения установлены две уплотнительные манжеты, а между ними и под нижней манжетой -жесткие диски, якорь со шлипсами, имеющими возможность ограниченного осевого перемещения и взаимодействия с нижним диском (см. Пат. РФ №2139408, МПК Е21В 33/12,опуб. 11.10.1999 г.).A mechanical packer is known, containing a hollow trunk with upper and lower stops, between which two sealing cups are installed with the possibility of interaction between each other along the ends and limited axial movement, and between them and under the lower cuff are hard disks, an anchor with slips having a limited axial movement and interaction with the lower disk (see. Pat. Of the Russian Federation No. 2139408, IPC E21V 33/12, published. 10/11/1999).

Недостатком известного устройства является вероятность возникновения утечек через сквозные зазоры между манжетами и уплотняемой поверхностью вследствие неровностей уплотняемой поверхности и значительной твердости материала манжет.A disadvantage of the known device is the likelihood of leakage through the end gaps between the cuffs and the sealing surface due to irregularities of the sealing surface and the considerable hardness of the material of the cuffs.

Известен пакер скважинный набухающий, содержащий цилиндрический полый корпус с установленными снаружи разбухающими манжетами между опорами корпуса, между манжетами, а также между манжетами и упорами установлены кольцевые упоры, выполненные с возможностью продольного перемещения относительно корпуса, якорь, установленный с возможностью взаимодействия с торцом крайнего диска (см. Пат. РФ №2605242, МПК Е21В 33/12, опуб. 20.12.2016, бюл. №35).Known packer borehole swelling, containing a cylindrical hollow body installed outside the swelling cuffs between the supports of the body, between the cuffs, as well as between the cuffs and lugs installed ring lugs made with the possibility of longitudinal movement relative to the body, the anchor installed with the possibility of interaction with the end of the outer disk ( see Pat. RF №2605242, IPC E21V 33/12, published 12/20/2016, bull. # 35).

Недостатком известного устройства является вероятность возникновения утечек через манжеты пакера вследствие снижения механических свойств эластичного материала манжеты при расширении и значительного герметизируемого кольцевого зазора. Так, величина диаметрального зазора между пакером и обсадной трубой составляет от 15 до 20 мм при перепаде давления в пакере 10-100 МПа (см. кн.: Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. Учебное пособие для вузов. Чичеров Л.Г., Молчанов Г.В., Рабинович А.М и др. - М.: Недра, 1987, с. 49).A disadvantage of the known device is the likelihood of leakage through the cuffs of the packer due to a decrease in the mechanical properties of the elastic material of the cuff during expansion and a significant sealable annular gap. So, the size of the diametral clearance between the packer and the casing is from 15 to 20 mm with a pressure drop in the packer of 10-100 MPa (see the book: Calculation and Design of Oilfield Equipment. A textbook for universities. Chicherov LG, Molchanov G .V., Rabinovich AM and others - M .: Nedra, 1987, p. 49).

Известен пакер скважинный, содержащий цилиндрический полый корпус с установленными снаружи, как минимум, двумя манжетами и кольцевыми упорами между ними и нижней манжетой между двумя опорами корпуса с возможностью продольного ограниченного осевого перемещения относительно корпуса, якорь с конической внутренней поверхностью, ответно выполненной наружной поверхности нижнего упора, снабженный шлипсами на боковой поверхности, и установленный с возможностью ограниченного осевого перемещения с возможностью взаимодействия с нижним упором (см. пат. РФ №№2209927, МПК Е21В 33/12, опуб. 10.08.2003, бюл. №22), который принят за прототип.Known downhole packer containing a cylindrical hollow body with installed outside at least two cuffs and annular stops between them and the bottom cuff between the two supports of the body with the possibility of longitudinal limited axial movement relative to the body, an anchor with a conical inner surface responsively made to the outer surface of the lower stop , equipped with slips on the side surface, and installed with the possibility of limited axial movement with the possibility of interaction with the lower stop m (see. US Pat. RF №№2209927, IPC E 21 B 33/12, opub. 10.08.2003, Bull. №22), which is taken as a prototype.

Недостатком известного устройства является вероятность возникновения утечек через сквозные зазоры между манжетами и уплотняемой поверхностью вследствие неровностей уплотняемой поверхности и значительной твердости материала манжет.A disadvantage of the known device is the likelihood of leakage through the end gaps between the cuffs and the sealing surface due to irregularities of the sealing surface and the considerable hardness of the material of the cuffs.

Целью предлагаемого технического решения является снижение вероятности возникновения утечек в пакере.The purpose of the proposed technical solution is to reduce the likelihood of leaks in the packer.

Указанная цель достигается тем, что пакере скважинном, содержащем цилиндрический полый корпус с установленными снаружи, как минимум, двумя манжетами и кольцевыми упорами между ними и нижней манжетой между двумя опорами корпуса с возможностью продольного ограниченного осевого перемещения относительно корпуса, якорь с конической внутренней поверхностью, ответно выполненной наружной поверхности нижнего упора, снабженный шлипсами на боковой поверхности, и установленный с возможностью ограниченного осевого перемещения с возможностью взаимодействия с нижним упором, согласно техническому решению, в кольцевом упоре между манжетами выполнена кольцевая расточка с установленной в ней манжетой из разбухающего материала в скважинной среде.This goal is achieved by the fact that a borehole packer containing a cylindrical hollow body with externally installed at least two cuffs and annular stops between them and the lower cuff between two hull supports with the possibility of limited axial longitudinal movement relative to the body, anchor with a conical inner surface, in response made the outer surface of the lower stop, provided with clamps on the side surface, and mounted with the possibility of limited axial movement with Interaction of the lower abutment, according to the technical solution, in an annular abutment formed between the cuffs annular recess therein with an installed collar of intumescent material in a downhole environment.

Известны пакеры скважинные, снабженные манжетами из разбухающего в скважинной среде материала (см. Пат. РФ №2605242, МПК Е21В 33/12, опуб. 20.12.2016, бюл. №35). В связи со снижением твердости материала манжет при расширении, значительного радиального уплотняемого зазора, составляющего 7,5-10,0 мм, такие пакеры не обеспечивают требуемую герметичность при повышенном перепаде давления. При этом пакеры с манжетами из не разбухающего материала выдерживают значительный перепад давления. Однако в связи с высокой твердостью материала манжет, значительным отклонением диаметра уплотняемой поверхности, между манжетами и стенкой скважины могут оставаться зазоры (щели). Оснащение же пакера, как минимум двумя манжетами из не разбухающего материала, а в кольцевой расточке упора, установленного между манжетами - манжеты из разбухающего материала, обеспечивают работу пакера при значительном перепаде давления с одновременным снижением вероятности образования щелей. Незначительный радиальный размер щелей позволяет обеспечить их герметизацию манжетой из разбухающего материала. При этом разбухающая манжета, аккумулируя утечки через пакер, герметизирует оставшиеся щелиWell-known borehole packers are equipped with cuffs from a material swelling in the borehole medium (see. US Pat. Of the Russian Federation No. 2605242, IPC E21B 33/12, published on 12/20/2016, bull. 35). In connection with a decrease in the hardness of the material of the cuff during expansion, a significant radial sealing gap of 7.5-10.0 mm, such packers do not provide the required tightness with increased pressure drop. In this case, packers with non-swellable cuffs withstand a significant pressure drop. However, due to the high hardness of the material of the cuffs, a significant deviation of the diameter of the sealing surface, gaps (cracks) may remain between the cuffs and the borehole wall. Equipping the packer with at least two cuffs of non-swelling material, and in the annular bore of the stop installed between the cuffs - cuffs of swelling material, ensure the work of the packer with a significant pressure drop while reducing the likelihood of cracks. The insignificant radial size of the slots makes it possible to ensure their sealing with a cuff of swelling material. At the same time, the swelling cuff accumulates leaks through the packer and seals the remaining gaps.

Таким образом, предлагаемая конструкция пакера обеспечивает высокую нагрузочную способность, герметичность всего кольцевого зазора. При этом герметизация мелких щелей обеспечивается за счет расширения манжеты от поступающих в меж манжетное пространство утечек.Thus, the proposed design of the packer provides a high load capacity, tightness of the entire annular gap. At the same time, sealing of small cracks is ensured by expanding the cuff from leaks entering the inter-cuff space.

Конструкция предлагаемого устройства поясняется чертежом.The design of the proposed device is illustrated in the drawing.

На фиг. 1 изображен общий вид пакера в начальный момент срабатывания якоря.FIG. 1 shows a general view of the packer at the initial moment of armature triggering.

Пакер скважинный состоит из цилиндрического полого корпуса 1 (фиг. 1) в виде патрубка с установленными снаружи, как минимум, двумя манжетами 2 и 3, и кольцевым упором 4 между манжетами 2 и 3. Снизу нижней манжеты 3 установлен нижний кольцевой упор 5 с конической наружной поверхностью 6. Манжеты 2, 3 с упорами 4 и 5 установлены между опорами 7 и 8 корпуса 1.A well packer consists of a cylindrical hollow body 1 (FIG. 1) in the form of a pipe with at least two cuffs 2 and 3 installed outside, and an annular abutment 4 between the cuffs 2 and 3. A lower annular abutment 5 with a conical one is installed at the bottom of the lower cuff 3 outer surface 6. Cuffs 2, 3 with stops 4 and 5 are installed between the supports 7 and 8 of the housing 1.

В кольцевом упоре 4 снаружи выполнена кольцевая проточка 9 с размещением в ней манжеты 10, изготовленной из набухающего материала в скважинной среде.In the annular stop 4 is outside made annular groove 9 with the placement of the cuff 10, made of a swelling material in the borehole environment.

Корпус 1 в нижней части соединен, например, телескопически, с якорем 11, включающим хвостовик 12, установленный с возможностью ограниченного осевого перемещения относительно корпуса 1, плашки (шлипсы) 13, соединенные с хвостовиком 12 гибким стержнем 14 и установленные с возможностью взаимодействия с конической наружной поверхностью 6 нижнего упора 5. В нижней части хвостовик 12 снаружи снабжен, например, втулкой 15 замка с Г-образным пазом 16 на боковой поверхности, а также штифтом 17 с возможностью относительного перемещения вдоль паза 16.The housing 1 in the lower part is connected, for example, telescopically, with an anchor 11 that includes a shank 12 mounted with limited axial movement relative to the housing 1, dies (slips) 13 connected to the shank 12 by a flexible rod 14 and installed with the possibility of interaction with a conical outer surface 6 of the lower stop 5. In the lower part, the shank 12 is externally provided, for example, with a lock sleeve 15 with an L-shaped groove 16 on the side surface, as well as a pin 17 with the possibility of relative movement along the groove 16.

Пакер спущен в эксплуатационную колонну 18, например, посредством колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 19.The packer is lowered into the production string 18, for example, by means of a tubing string 19.

Втулка 15 замка с хвостовиком 12 соединена с пружинным фонарем 20. Диаметр фонаря 20 в свободном состоянии больше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны 18.The sleeve 15 of the castle with the shank 12 is connected to the spring lamp 20. The diameter of the lamp 20 in the free state is larger than the internal diameter of the production string 18.

Устройство работает следующим образом.The device works as follows.

Пакер в составе колонны НКТ 19 (фиг. 1) опускается в эксплуатационную колонну 18 в заданный интервал скважины, где необходимо разобщить кольцевое пространство между колоннами 18 и 19. При спуске пакера штифт 17 находится в нижней части короткого продольного участка Г-образного паза 16.The packer in the tubing string 19 (Fig. 1) is lowered into the production string 18 at a predetermined well interval, where it is necessary to separate the annular space between the columns 18 and 19. When the packer is lowered, the pin 17 is located in the lower part of the short longitudinal section of the L-shaped groove 16.

После остановки пакера, сначала колонну НКТ 19 приподнимают на 300-400 мм вверх. Так как диаметр пружинного фонаря 20 больше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны 18, хвостовик 12 поднимается выше. Штифт 17 оказывается в верхней части короткого участка Г-образного паза 16. Далее колонну НКТ 19 с пакером поворачивают на 1-2 оборота по часовой стрелке. При этом штифт 17 оказывается в верхней части длинного продольного участка паза 16. Затем колонну НКТ 19 с корпусом 1 опускают вниз. При этом хвостовик 12 за счет силы трения пружинного фонаря 20 по стенке колонны 18 остается неподвижным. Плашки 13 перемещаются вверх и в сторону колонны 18 по конической поверхности 6 нижнего упора 5. Расширяясь в диаметре, плашки 13 взаимодействуют со стенкой эксплуатационной колонны 18, и движение хвостовика 12 прекращается. Далее, под действием веса колонны НКТ 19 и пакера, корпус 1 продолжает перемещаться вниз. При этом нижняя опора 8 корпуса 1 отходит от нижнего упора 5. Под действием веса колонны НКТ 19 манжеты 2 и 3, укорачиваясь, увеличиваются в диаметре до взаимодействия с боковой поверхностью колонны 18. Так как твердость материала манжет 2 и 3 достаточно высокая, а диаметр эксплуатационной колонны 18 изготовлен с достаточно большим допуском и без механической обработки, между боковыми поверхностями колонны 18 и манжет 2 и 3 могут оставаться зазоры (на фиг. не показаны).After stopping the packer, first the tubing string 19 is raised 300-400 mm upwards. Since the diameter of the spring lamp 20 is larger than the internal diameter of the production string 18, the shank 12 rises higher. The pin 17 is in the upper part of the short section of the L-shaped groove 16. Next, the tubing string 19 with the packer is rotated 1-2 turns clockwise. When this pin 17 is in the upper part of the long longitudinal section of the groove 16. Then the tubing string 19 with the housing 1 is lowered down. While the shank 12 due to the friction force of the spring lamp 20 along the wall of the column 18 remains stationary. Dies 13 move up and toward the column 18 along the conical surface 6 of the lower stop 5. Expanding in diameter, the dies 13 interact with the wall of the production casing 18, and the movement of the shank 12 stops. Further, under the action of the weight of the tubing string 19 and the packer, body 1 continues to move downwards. In this case, the lower support 8 of the housing 1 moves away from the lower stop 5. Under the action of the weight of the tubing string 19, cuffs 2 and 3, shortening, increase in diameter to interact with the lateral surface of the column 18. Since the material hardness of the cuffs 2 and 3 is rather high production column 18 is made with a sufficiently large tolerance and without machining, between the side surfaces of the column 18 and the cuff 2 and 3 may remain gaps (not shown in Fig.).

С течением определенного промежутка времени, под действием перетекающей через образовавшиеся щели между манжетами 2, 3 и колонной 18 скважинной среды (вода, нефть), материал манжеты 10 начинает разбухать. После взаимодействия манжеты 10 со стенкой колонны 18, материал манжеты 10, вследствие возникающего перепада давления от расширения материала манжеты 10, начинает внедряться в зазоры между манжетами 2, 3 и колонны 18. Этим самым оставшиеся негерметичными щели между манжетами 2, 3 и колонной 18 уплотняются разбухающей манжетой 10. При этом интенсивность разбухания манжеты зависит от объема утечек среды через манжеты 2 и 3.With the passage of a certain period of time, under the action of the flow through the gaps between the cuffs 2, 3 and the column 18 of the well environment (water, oil), the material of the cuff 10 begins to swell. After the interaction of the cuff 10 with the wall of the column 18, the material of the cuff 10, due to the resulting pressure drop from the expansion of the material of the cuff 10, begins to penetrate into the gaps between the cuffs 2, 3 and the column 18. These remaining untight gaps between the cuffs 2, 3 and the column 18 are sealed swelling cuff 10. In this case, the intensity of the swelling of the cuff depends on the amount of leakage of the medium through the cuffs 2 and 3.

Таким образом, одновременное оснащение пакера с манжетами из твердого материала и разбухающего материала обеспечивает надежное перекрытие кольцевого канала с одновременным предотвращением щелей между пакером и стенкой скважины. При этом разбухающая манжета 10, аккумулируя утечки скважинной среды через манжеты 2, 3 из твердого эластичного материала надежно уплотняет все щели между пакером и стенкой скважины.Thus, the simultaneous equipment of a packer with a cuff of solid material and swelling material ensures reliable overlapping of the annular channel while simultaneously preventing gaps between the packer and the borehole wall. When this swelling cuff 10, accumulating leakage of the downhole medium through the cuffs 2, 3 of solid elastic material reliably seals all the gaps between the packer and the borehole wall.

Claims (1)

Пакер скважинный, содержащий цилиндрический полый корпус с установленными снаружи, как минимум, двумя манжетами и кольцевыми упорами между ними и нижней манжетой между двумя опорами корпуса с возможностью продольного ограниченного осевого перемещения относительно корпуса, якорь с конической внутренней поверхностью, ответно выполненной наружной поверхности нижнего упора, снабженный шлипсами на боковой поверхности и установленный с возможностью ограниченного осевого перемещения с возможностью взаимодействия с нижним упором, отличающийся тем, что в кольцевом упоре между манжетами выполнена кольцевая расточка с установленной в ней манжетой из разбухающего материала в скважинной среде.A well packer containing a cylindrical hollow body with at least two cuffs installed on the outside and annular stops between them and the bottom cuff between the two body supports with the possibility of limited axial longitudinal movement relative to the body, an anchor with a conical inner surface responsively made to the outer surface of the lower stop, fitted with slips on the side surface and installed with the possibility of limited axial movement with the possibility of interaction with the lower stop, differing schiysya in that the annular abutment between the cuffs annular recess formed therein with an installed collar of intumescent material in a downhole environment.
RU2018112603A 2018-04-06 2018-04-06 Well packer RU2686135C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018112603A RU2686135C1 (en) 2018-04-06 2018-04-06 Well packer

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018112603A RU2686135C1 (en) 2018-04-06 2018-04-06 Well packer

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2686135C1 true RU2686135C1 (en) 2019-04-24

Family

ID=66314626

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018112603A RU2686135C1 (en) 2018-04-06 2018-04-06 Well packer

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2686135C1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3570595A (en) * 1968-11-22 1971-03-16 Schlumberger Technology Corp Hydraulically operable valves
RU2139408C1 (en) * 1998-05-25 1999-10-10 Закрытое акционерное общество "ЮКСОН" Mechanical packer
RU2148700C1 (en) * 1998-07-07 2000-05-10 Закрытое акционерное общество "ЮКСОН" Mechanical packer
RU2209927C1 (en) * 2002-01-11 2003-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Югсон-Сервис" Mechanical packer
RU2305749C1 (en) * 2005-12-08 2007-09-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Packer
RU2605242C1 (en) * 2016-01-11 2016-12-20 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Swelling downhole packer

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3570595A (en) * 1968-11-22 1971-03-16 Schlumberger Technology Corp Hydraulically operable valves
RU2139408C1 (en) * 1998-05-25 1999-10-10 Закрытое акционерное общество "ЮКСОН" Mechanical packer
RU2148700C1 (en) * 1998-07-07 2000-05-10 Закрытое акционерное общество "ЮКСОН" Mechanical packer
RU2209927C1 (en) * 2002-01-11 2003-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Югсон-Сервис" Mechanical packer
RU2305749C1 (en) * 2005-12-08 2007-09-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Packer
RU2605242C1 (en) * 2016-01-11 2016-12-20 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Swelling downhole packer

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11028657B2 (en) Method of creating a seal between a downhole tool and tubular
US4158388A (en) Method of and apparatus for squeeze cementing in boreholes
EP2675989B1 (en) Stage tool
AU2012217608B2 (en) Anchoring seal
US7861791B2 (en) High circulation rate packer and setting method for same
RU2441140C2 (en) Device for hanger lowering and cementing of casing liner in well
US20100319427A1 (en) Apparatus and method for expanding tubular elements
US10927638B2 (en) Wellbore isolation device with telescoping setting system
RU2477366C1 (en) Downhole tool, device for installation in downhole tool, and downhole tool assembly method
AU2014312415B2 (en) Packer having swellable and compressible elements
US20170145781A1 (en) Self locking plug seat, system and method
EP3020912A1 (en) Annular barrier with closing mechanism
US2275935A (en) Well packer apparatus
US9494020B2 (en) Multiple diameter expandable straddle system
US7971640B2 (en) Method and device for setting a bottom packer
US7699111B2 (en) Float collar and method
RU2298639C1 (en) Device for reservoirs separation inside well
US1861755A (en) Blowout preventer and well sealing means
CN105992859A (en) Liner hanger setting tool and method for use of same
US8960277B2 (en) Packer for sealing against a wellbore wall
RU2686135C1 (en) Well packer
RU2344270C2 (en) Drillable packer
BR112017017205B1 (en) PACKER ASSEMBLY, METHOD AND SUPPORT SHOE FOR A SEALING ELEMENT OF A PACKER ASSEMBLY
US9194213B2 (en) Packer
CN108316866A (en) A kind of hydraulic casing pipe centering device