RU2753915C1 - Self-contained downhole packer - Google Patents
Self-contained downhole packer Download PDFInfo
- Publication number
- RU2753915C1 RU2753915C1 RU2021103991A RU2021103991A RU2753915C1 RU 2753915 C1 RU2753915 C1 RU 2753915C1 RU 2021103991 A RU2021103991 A RU 2021103991A RU 2021103991 A RU2021103991 A RU 2021103991A RU 2753915 C1 RU2753915 C1 RU 2753915C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- anchoring device
- mechanical anchoring
- sleeve
- cone
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Description
Изобретение относится к оборудованию для нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для длительного герметичного разобщения интервалов ствола эксплуатационной колонны как нагнетательной скважины, так и эксплуатационной нефтяной или газовой обсаженной скважины, и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций, например, при многократно повторяющихся технологических операциях, связанных с созданием давления и прокачкой жидкости со знакопеременным перепадом давления за одну установку пакера; для разделения пластов при одновременно-раздельной эксплуатации и одновременно-раздельной закачке; для длительной автономной изоляции нарушенного участка эксплуатационной колонны и других технологических операций на длительный срок, при которых происходит циклический перепад давления на пакер.The invention relates to equipment for the oil and gas industry and can be used for long-term hermetic isolation of the intervals of the production string of both an injection well and a production oil or gas cased well, and protecting it from the dynamic effects of the working environment during various technological operations, for example, when repetitive technological operations associated with the creation of pressure and pumping of fluid with alternating pressure drop during one set of the packer; for separation of reservoirs with simultaneous-separate operation and simultaneous-separate injection; for long-term autonomous isolation of the damaged section of the production casing and other technological operations for a long time, in which there is a cyclic pressure drop across the packer.
Известен механический пакер, содержащий ствол, соединительную муфту, плашечный механизм в виде фонаря с подпружиненными плашками и плашками якоря, верхний и нижний разжимные конусы, уплотнитель. Он снабжен переходником и удлинителем, связанными срезными элементами друг с другом и со стволом, подпружиненными сухарями, установленными в проточке, выполненной в стволе ниже переводника, стаканом, охватывающим переходник и подпружиненные сухари, гильзой, охватывающей стакан, охватывающим ствол посадочным конусом, имеющим подшипник и связанным с нижним концом гильзы, телескопической тягой, охваченной уплотнителем, и телескопически связанной с верхним разжимным конусом и посадочным конусом, образующей со стволом герметичное резьбовое соединение замковой муфтой, охватывающей соединительную муфту. Переходник связан с верхним концом стакана телескопическим соединением, а в торце ствола выполнены пазы, в которые входят ответные выступы удлинителя (патент РФ № 2294427, МПК E21B 33/12, опубликован 27.02.2007 г.).Known mechanical packer containing a barrel, a coupling, a ram mechanism in the form of a lantern with spring-loaded dies and anchor dies, upper and lower expanding cones, a seal. It is equipped with an adapter and an extension, connected by shear elements with each other and with the barrel, spring-loaded rusks installed in a groove made in the barrel below the sub, a sleeve enclosing the adapter and spring-loaded rusks, a sleeve covering the sleeve, enclosing the stem with a landing cone having a bearing and connected to the lower end of the sleeve, by a telescopic rod surrounded by a seal, and telescopically connected to the upper expanding cone and the landing cone, forming a tight threaded connection with the barrel with a lock sleeve covering the connecting sleeve. The adapter is connected to the upper end of the glass with a telescopic connection, and grooves are made in the end of the barrel, which include the counter protrusions of the extension (RF patent No. 2294427, IPC E21B 33/12, published on February 27, 2007).
Недостатком данного технического решения является ненадежность герметизации одним уплотнителем в случае его контакта с обсадной колонной, имеющей дефекты на внутренней поверхности. К недостаткам также относится сложность манипуляций, необходимых для извлечения пакера, кроме того при их осуществлении возможен риск как отворота лифтовой колонны труб от пакера, так и разъединения отдельных труб лифтовой колонны.The disadvantage of this technical solution is the unreliability of sealing with one sealant in case of contact with the casing, which has defects on the inner surface. The disadvantages also include the complexity of the manipulations necessary to retrieve the packer, in addition, when they are carried out, there is a risk of both the production tubing being unbolted from the packer and the disconnection of individual tubing pipes.
Известен пакер-пробка, содержащий ствол с кольцевым выступом и манжетой, заглушку, кольцевое уплотнение с верхним и нижним упорами, шлипсы и конусы, фиксатор сжатого кольцевого уплотнения, буферную втулку и размещенное в ее расточке пружинистое кольцо, взаимодействующее с кольцевыми насечками на стволе. Конусы зафиксированы на стволе срезными штифтами и шпонками. Верхняя шпонка соединена с конусом стопорным винтом с возможностью перемещения на длину сжатия кольцевого уплотнения. Верхние шлипсы примкнуты к муфте, соединенной с буферной втулкой. На торце муфты выполнен внутренний конус, взаимодействующий с наружным конусом на пружинистом кольце фиксатора. Нижние шлипсы примкнуты к буртику распорной втулки, сопряженной внутренним диаметром с кольцевым выступом. Под юбкой заглушки в кольцевом выступе выполнены отверстия, в которых установлены срезные штифты для соединения ствола с узлом фиксации на штоке монтажного инструмента (патент РФ №2537713, МПК E21B 33/128, E21B 23/06, опубликован 10.01.2015 г.).Known packer plug containing a borehole with an annular ledge and a collar, a plug, an annular seal with upper and lower stops, slips and cones, a compressed annular seal retainer, a buffer sleeve and a springy ring placed in its bore interacting with annular notches on the barrel. The cones are fixed to the barrel with shear pins and dowels. The upper key is connected to the cone by a locking screw with the ability to move by the compression length of the O-ring. The upper slips are adjacent to a sleeve connected to a buffer sleeve. An inner cone is made at the end of the coupling, interacting with the outer cone on the spring ring of the retainer. The lower slips are adjoined to the shoulder of the spacer sleeve, mated with the inner diameter of the annular ledge. Openings are made under the skirt of the plug in the annular ledge, in which shear pins are installed to connect the barrel with the fixation unit on the mounting tool rod (RF patent No. 2537713, IPC E21B 33/128, E21B 23/06, published on 01/10/2015).
Недостатком данного технического решения является риск возникновения осложнений, вызванных присыпанием пакера механическими примесями, что препятствует процессу деактивации пакера при необходимости извлечения пакера-пробки, а именно мешает возвращению шлипсов из рабочего положения в транспортное.The disadvantage of this technical solution is the risk of complications caused by dusting the packer with mechanical impurities, which prevents the process of deactivation of the packer if it is necessary to remove the packer-plug, namely, prevents the return of the slips from the working position to the transport position.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эксплуатационной надежности пакера скважинного автономного за счет обеспечения простого и безаварийного перевода пакера как в рабочее положение, так и в транспортное положение без упора на забой, вращением при помощи установочного инструмента, с одновременной качественной фиксацией пакера в скважине в автономном положении, а также с возможностью спуска пакера как на гибких или простых насосно-компрессорных трубах (НКТ), так и на геофизическом кабеле.The technical result of the proposed invention is to increase the operational reliability of the downhole autonomous packer by providing a simple and trouble-free transfer of the packer both to the working position and to the transport position without resting on the bottomhole, by rotation with the setting tool, with simultaneous high-quality fixation of the packer in the well in the autonomous position , as well as with the possibility of running the packer both on coiled or simple tubing (tubing), and on geophysical cable.
Указанный технический результат достигается в пакере скважинном автономном, содержащем ствол, установленные на стволе уплотнительные элементы, механическое заякоривающее устройство, включающее взаимодействующие между собой шлипсы и конусы со срезными элементами, при этом, согласно изобретению, под механическим заякоривающим устройством расположен силовой привод, состоящий из прикрепленного к стволу при помощи резьбы корпуса, нижняя часть которого выполнена со шлицевыми пазами на внутренней поверхности, втулки, связанной с корпусом при помощи шпонок, и подшипника, установленного между нижним конусом и втулкой, при этом на стволе установлено кольцо, верхний кольцевой выступ которого расположен во внутренней кольцевой проточке нижнего конуса, а нижний кольцевой выступ установлен с возможностью взаимодействия с внутренним выступом втулки, кроме того верхний и нижний конусы снабжены направляющими винтами, верхние части которых установлены, соответственно, в верхнем и нижнем продольных пазах кожуха механического заякоривающего устройства, уплотнительные элементы установлены над механическим заякоривающим устройством, а в верхней части пакера установлен соединительный корпус, внутренняя поверхность которого выполнена с возможностью соединения с установочным инструментом.The specified technical result is achieved in an autonomous borehole packer containing a borehole, sealing elements installed on the borehole, a mechanical anchoring device including interacting slips and cones with shear elements, while, according to the invention, a power drive is located under the mechanical anchoring device, consisting of an attached to the barrel using the body thread, the lower part of which is made with spline grooves on the inner surface, the bushing connected to the body by means of keys, and a bearing installed between the lower cone and the bushing, while a ring is installed on the barrel, the upper annular protrusion of which is located in the inner annular groove of the lower cone, and the lower annular protrusion is installed with the possibility of interaction with the inner protrusion of the sleeve, in addition, the upper and lower cones are equipped with guide screws, the upper parts of which are installed, respectively, in the upper and lower longitudinal grooves the casing of the mechanical anchoring device, the sealing elements are installed above the mechanical anchoring device, and a connecting casing is installed in the upper part of the packer, the inner surface of which is designed to be connected with the setting tool.
Кроме того, в нижней части пакера установлен тарельчатый обратный клапан.In addition, a poppet check valve is installed at the bottom of the packer.
Кроме того, шлипсы механического заякоривающего устройства выполнены двусторонними с расположенными по центру пружинами или упругими пластинами.In addition, the slips of the mechanical anchoring device are double-sided with centrally located springs or elastic plates.
На фиг.1 приведена схема пакера скважинного автономного в транспортном положении. На фиг.2 показан разрез А-А на фиг.1.Figure 1 shows a diagram of an autonomous downhole packer in a transport position. Figure 2 shows a section a-a in figure 1.
Пакер скважинный автономный содержит ствол 1 (фиг.1) с установленными на нем в направлении сверху вниз: узлом уплотнения, механическим заякоривающим устройством и силовым приводом пакера.An autonomous downhole packer contains a borehole 1 (Fig. 1) with installed on it in the direction from top to bottom: a seal unit, a mechanical anchoring device and a power drive of the packer.
Узел уплотнения состоит из уплотнительных элементов 2 с проставочными кольцами 3. При этом уплотнительные элементы 2 могут быть выполнены из специальной резины для обеспечения лучшей герметизации кольцевого пространства. Расположение узла уплотнения над механическим заякоривающим устройством позволяет при деактивации пакера избежать осложнений, вызванных присыпанием пакера механическими примесями.The seal unit consists of sealing
Механическое заякоривающее устройство состоит из шлипсов 4, верхнего конуса 5 и нижнего конуса 6, кожуха 7, пружин 8, направляющих винтов 9 (фиг.2), верхних срезных элементов 10 и нижних срезных элементов 11. Механическое заякоривающее устройство предназначено для установки пакера в скважине и удерживания его от перемещения как вниз, так и вверх. Шлипсы 4 вставлены в специальные пазы кожуха 7 и могут быть выполнены двусторонними с расположенными по центру шлипсов 4 пружинами 8, обеспечивающими прижатие шлипсов 4 к стволу 1 и нахождение шлипсов 4 в транспортном положении при спуске или подъеме пакера. Пружины 8 могут быть выполнены в виде конической или цилиндрической пружины, либо вместо пружин 8 могут быть установлены упругие пластины или выталкивающие элементы (на фиг. не показаны). В отверстиях верхнего конуса 5 и нижнего конуса 6 установлены винты 9 (фиг.2), верхние части которых установлены, соответственно, в верхнем и нижнем продольных пазах (на фиг. не показаны) кожуха 7. Винты 9 служат в качестве направляющих для верхнего и нижнего продольных пазов в кожухе 7, а также для ориентации кожуха 7, шлипсов 4, верхнего 5 и нижнего 6 конусов между собой. Верхний конус 5 связан со стволом 1 при помощи верхних срезных элементов 10. Нижний конус 6 связан с кожухом 7 при помощи нижних срезных элементов 11. Верхние 10 и нижние 11 срезные элементы предназначены для удержания механического заякоривающего устройства в транспортном положении до определенной нагрузки и исключения его преждевременного перевода в рабочее положение. The mechanical anchoring device consists of
Силовой привод, расположенный под механическим заякоривающим устройством, состоит из корпуса 12, шпонок 13, втулки 14 и подшипника 15. Силовой привод предназначен для передачи крутящего момента от установочного инструмента (на фиг. не показан) и последующего преобразования крутящего момента, в зависимости от направления вращения установочного инструмента, либо в осевую сжимающую силу, переводящую пакер в рабочее положение, либо в силу, переводящую пакер в транспортное положение. Подшипник 15 установлен между нижним конусом 6 и втулкой 14 и предназначен для устранения крутящего момента на нижний конус 6 в процессе установки или снятия пакера. Подшипник 15 может быть выполнен в виде подшипника качения или другого заменяющего узла со сходными функциями. Шпонки 13 установлены в шпоночных пазах корпуса 12 и отверстиях втулки 14, предназначены для передачи крутящего момента от корпуса 12 втулке 14. Шпонки 13 защищены от выпадения крышкой 16, присоединенной к втулке 14. The power drive, located under the mechanical anchoring device, consists of a
Корпус 12 силового привода прикреплен при помощи резьбы к стволу 1 с возможностью передачи крутящего момента от установочного инструмента (на фиг. не показан) при переводе пакера в рабочее или транспортное положение, для чего нижняя часть 17 корпуса 12 выполнена со шлицевыми пазами 18 на внутренней поверхности. The
Для обеспечения перевода пакера в транспортное положение, на стволе 1 установлено кольцо 19, верхний кольцевой выступ 20 которого расположен во внутренней кольцевой проточке нижнего конуса 6, а нижний кольцевой выступ 21 установлен с возможностью взаимодействия с внутренним выступом втулки 14. To ensure the transfer of the packer to the transport position, a
Ствол 1 в верхней части выполнен с резьбой НКТ или любой другой резьбой для герметичного соединения с соединительным корпусом 22. Соединительный корпус 22 имеет специальные проточки и шлицевые пазы 23 на внутренней поверхности для соединения с установочным инструментом и возможности спуска пакера как на гибких или простых НКТ, так и на геофизическом кабеле, и для соединения с инструментом стыковочным (на фиг. не показан). The
В нижней части пакера может быть установлен тарельчатый обратный клапан 24 для герметизации внутренней полости пакера от перепада давления снизу-вверх. В тарелке обратного клапана 24 может быть установлен стравливающий клапан 25 для выравнивания давления при открытии обратного клапана 24.A
Пакер скважинный автономный работает следующим образом. An autonomous downhole packer operates as follows.
Пакер спускают в скважину на геофизическом кабеле, НКТ или гибких НКТ совместно с установочным инструментом (на фиг. не показан), прикрепленным к соединительному корпусу 22 пакера посредством специальных проточек и шлицевых пазов 23. Выше устанавливают электропривод (на фиг. не показан). При помощи электропривода вращают шток установочного инструмента, нижняя часть которого, взаимодействуя со шлицевыми пазами 18 нижней части 17 корпуса 12 силового привода, передает крутящий момент и вращает корпус 12. Далее посредством силового привода пакера производят преобразование крутящего момента в осевую сжимающую силу, и в результате сжимающей нагрузки, направленной на нижний конус 6 от корпуса 12 через втулку 14, происходит разрушение нижних срезных элементов 11. Нижний конус 6, перемещаясь вверх относительно кожуха 7, заходит под нижнюю часть шлипсов 4, при этом направляющие винты 9 конуса 6 перемещаются в верхнюю часть нижнего продольного паза кожуха 7. Далее верхний конус 5, перемещаясь вниз относительно кожуха 7, заходит под верхнюю часть шлипсов 4, при этом направляющие винты 9 конуса 5 перемещаются в нижнюю часть верхнего продольного паза кожуха 7. Шлипсы 4 выдвигаются в радиальном направлении до надежного зацепления с внутренней стенкой эксплуатационной колонны скважины (на фиг. не показана). При дальнейшем вращении корпуса 12 и усилении осевой сжимающей нагрузки происходит разрушение верхних срезных элементов 10, сжатие уплотнительных элементов 2 и герметизация кольцевого пространства. Таким образом, происходит перевод пакера в рабочее положение без упора на забой и его надежная фиксация в скважине.The packer is lowered into the well on a geophysical cable, tubing or coiled tubing together with a setting tool (not shown) attached to the connecting
После установки пакера установочный инструмент извлекается из скважины и пакер остается автономно установленный в скважине. При необходимости, в ходе эксплуатации, осуществляют стыковку пакера с инструментом стыковочным для проведения различных технологических операций через внутренний проход пакера, например, таких как обработка призабойной зоны пласта, длительная эксплуатация скважины как при фонтанном способе добычи, так и при механизированном способе добычи с применением установки электроцентробежного насоса или установки штангового глубинного насоса или при поддержании пластового давления. При установке инструмента стыковочного тарельчатый обратный клапан 24, в случае его наличия, открывается.After the packer is installed, the setting tool is removed from the well and the packer remains autonomously installed in the well. If necessary, during operation, the packer is docked with a docking tool for carrying out various technological operations through the inner passage of the packer, for example, such as treatment of the bottomhole formation zone, long-term operation of the well both in the flowing production method and in the artificial lift method using the installation electric centrifugal pump or installation of a sucker rod pump or while maintaining reservoir pressure. When the docking tool is installed, the
При необходимости пакер извлекают из скважины путем стыковки с установочным инструментом и переводом пакера в транспортное положение в обратном порядке, путем вращения корпуса 12 в противоположную сторону, чем при установке. При этом происходит перемещение корпуса 12 и втулки 14 вниз относительно ствола 1. Внутренний выступ втулки 14 взаимодействует с нижним кольцевым выступом 21 кольца 19 и тянет его вниз, а кольцо 19 в свою очередь выводит нижний конус 6 из-под шлипсов 4. Дальнейшее вращение корпуса 12 приводит к выходу из взаимодействия верхнего конуса 5 со шлипсами 4. Направляющие винты 9 верхнего 5 и нижнего 6 конусов переходят в первоначальное положение в продольных пазах кожуха 7. Далее, при перемещении вниз верхнего конуса 5 относительно ствола 1, происходит переход уплотнительных элементов 2 в транспортное положение.If necessary, the packer is removed from the well by docking with the setting tool and transferring the packer to the transport position in the reverse order, by rotating the
Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет повысить эксплуатационную надежность пакера за счет обеспечения простого и безаварийного перевода пакера как в рабочее положение, так и в транспортное положение без упора на забой, вращением при помощи установочного инструмента, с одновременной качественной фиксацией пакера в скважине в автономном положении, а также с возможностью спуска пакера как на гибких или простых НКТ, так и на геофизическом кабеле.Thus, the proposed technical solution makes it possible to increase the operational reliability of the packer by providing a simple and trouble-free transfer of the packer both to the working position and to the transport position without resting on the bottomhole, by rotation with the setting tool, with simultaneous high-quality fixation of the packer in the well in an autonomous position. , as well as with the possibility of running the packer both on coiled or simple tubing, and on geophysical cable.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021103991A RU2753915C1 (en) | 2021-02-17 | 2021-02-17 | Self-contained downhole packer |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021103991A RU2753915C1 (en) | 2021-02-17 | 2021-02-17 | Self-contained downhole packer |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2753915C1 true RU2753915C1 (en) | 2021-08-24 |
Family
ID=77460324
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2021103991A RU2753915C1 (en) | 2021-02-17 | 2021-02-17 | Self-contained downhole packer |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2753915C1 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3457994A (en) * | 1967-05-18 | 1969-07-29 | Schlumberger Technology Corp | Well packer valve structure |
RU2294427C2 (en) * | 2002-07-29 | 2007-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Кавказтрансгаз" Открытого акционерного общества "Газпром" | Mechanical packer |
RU2537713C2 (en) * | 2013-11-26 | 2015-01-10 | Олег Сергеевич Николаев | Plug packer and insertion tool for packer setting in well (versions) |
RU182823U1 (en) * | 2018-06-29 | 2018-09-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | PACKER MODULE FOR AUTONOMOUS ISOLATION OF LEAKAGE INTERVALS IN AN UNLESSED WELL |
CN109653695A (en) * | 2019-02-19 | 2019-04-19 | 中科金佳(北京)油田技术开发有限公司 | Bearing assembly and tubing string for tubing string |
RU2728010C2 (en) * | 2018-10-09 | 2020-07-28 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Packer controlled by electric drive |
-
2021
- 2021-02-17 RU RU2021103991A patent/RU2753915C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3457994A (en) * | 1967-05-18 | 1969-07-29 | Schlumberger Technology Corp | Well packer valve structure |
RU2294427C2 (en) * | 2002-07-29 | 2007-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Кавказтрансгаз" Открытого акционерного общества "Газпром" | Mechanical packer |
RU2537713C2 (en) * | 2013-11-26 | 2015-01-10 | Олег Сергеевич Николаев | Plug packer and insertion tool for packer setting in well (versions) |
RU182823U1 (en) * | 2018-06-29 | 2018-09-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | PACKER MODULE FOR AUTONOMOUS ISOLATION OF LEAKAGE INTERVALS IN AN UNLESSED WELL |
RU2728010C2 (en) * | 2018-10-09 | 2020-07-28 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Packer controlled by electric drive |
CN109653695A (en) * | 2019-02-19 | 2019-04-19 | 中科金佳(北京)油田技术开发有限公司 | Bearing assembly and tubing string for tubing string |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3434538A (en) | Retrievable bridge plug | |
US7114573B2 (en) | Hydraulic setting tool for liner hanger | |
US7225870B2 (en) | Hydraulic tools for setting liner top packers and method for cementing liners | |
US10301888B2 (en) | Travel joint release devices and methods | |
US9945189B2 (en) | Travel joint release devices and methods | |
US5253705A (en) | Hostile environment packer system | |
US4350205A (en) | Work over methods and apparatus | |
US4903776A (en) | Casing hanger running tool using string tension | |
US9845651B2 (en) | Retrievable downhole tool system | |
US4363359A (en) | Locking assembly for well devices | |
US4513817A (en) | Casing bore receptacle | |
US4573529A (en) | High flow injection anchor | |
US3235017A (en) | Earth borehole drilling and testing tool | |
US3946807A (en) | Well tools | |
US4586567A (en) | Subterranean well tool with pressure-equalizing release | |
RU2753915C1 (en) | Self-contained downhole packer | |
US5044433A (en) | Pack-off well apparatus with straight shear release | |
GB2280461A (en) | Hydraulically set packer | |
RU2294427C2 (en) | Mechanical packer | |
US2947521A (en) | Well casing back-off tool | |
RU2752804C1 (en) | Downhole hydromechanical packer | |
RU2787672C1 (en) | Retrievable packer | |
RU2101463C1 (en) | Packer-type device for selective testing of beds | |
RU2460868C1 (en) | Device for string disconnection | |
RU2380513C1 (en) | Hydraulic installation device |