СПОСОБ ОСВОЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD FOR WELL DEVELOPMENT AND OPERATION AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации скважин.
Известен способ освоения и эксплуатации скважин путем тартания, заключающийся в спуске желонки под уровень, подъеме ее над устьем и опускании на дно тартального чана для опорожнения через нижний клапан [1].
Недостатком способа является низкая производительность из-за ограниченной длины желонки, загрязнение устья и потери нефти от разбрызгивания из-за невозможности закрытой эксплуатации.
Из источника [2] известен способ свабирования скважины, котоый заключается в понижении давления жидкости глушения на продуктивный пласт путем периодического отбора жидкости из эксплуатационной колонны и подъема ее на поверхность, по крайней мере, двумя свабами. Перемещение каждого из свабов в колонне насосно-компрессорных труб, размещенных параллельно в эксплуатационной колонне, производят синхронно или асинхронно, в одном или в оппозитных направлениях. При этом в жидкой среде на забое скважины создают парные импульсы депрессии с регулируемым интервалом их создания: от нуля, при одновременном подъеме свабов в двух колоннах насосно-компрессорных труб, до половины периода цикла свабирования, при перемещении свабов в двух колоннах насосно-компрессорных труб в оппозитных направлениях. Способ обеспечивает создание плавной, регулируемой депрессии на продуктивный пласт.
Из источника [3] известен способ освоения месторождений высоковязкой нефти. В соответствии с данным производят строительство основной скважины. Для этого бурят основной ствол, после чего спускают в него колонну обсадных труб и производят цементирование от забоя до устья с образованием цементного кольца. Затем нижнюю часть основной скважины бурят в виде горизонтального участка, размещенного в продуктивном пласте. Выше горизонтального участка основной скважины, в пределах данного продуктивного пласта, бурят боковой горизонтальный ствол. После чего в основной скважине ниже интервала зарезки бокового горизонтального ствола с помощью колонны труб устанавливают пакер. Пакер герметизирует пространство между насосно-компрессорной трубой и колонной обсадных труб основного ствола основной скважины. Приступают к монтажу колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). При этом оснащают ее трубчатым фильтром и расположенными выше ниппелем с отклонителем, снабженным окном, выполненным в стенке насосно-компрессорных труб выше ниппеля, и обводным каналом, вход которого сообщен с надклиновым пространством колонны насосно-компрессорных труб, а выход - с подпакерным пространством колонны насосно-компрессорных труб. После чего колонну насосно-компрессорных труб спускают в основной ствол основной скважины до герметичного взаимодействия ниппеля с пакером с размещением трубчатого фильтра в горизонтальном участке и расположением окна напротив интервала зарезки бокового горизонтального ствола выше пакера. Затем перфорированную колонну на технологической трубе с дополнительным пакером спускают через колонну насосно-компрессорных труб, отклонитель и окно в боковой горизонтальный ствол до размещения перфорированной колонны труб в ее горизонтальном участке. Затем дополнительный пакер устанавливают между насосно-компрессорными трубами и технологической колонной труб выше окна, но ниже входа обводного канала. В технологическую колонну на колонне насосных штанг спускают насос, который размещают над перфорированной колонной. Затем запускают скважину в эксплуатацию, при этом закачку теплоносителя, например, водяного пара, в основной ствол основной скважины осуществляют по межтрубному пространству насосно-компрессорных труб и колонны технологических труб, обводному каналу, подпакерному пространству колонны насосно-компрессорных труб и фильтру. В боковом горизонтальном стволе теплоноситель попадает в продуктивный пласт и, поднимаясь наверх, прогревает продуктивный пласт, разжижая высоковязкую нефть. Разогретая высоковязкая нефть через перфорированную колонну поступает на прием насоса, которым перекачивают высоковязкую нефть по технологической колонне труб на поверхность.
Из источника [4] известно устройство для освоения скважины пласта свабированием, которое включает сваб, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, устанавливаемый выше пласта. Колонна НКТ оснащена снизу полым наконечником, а фильтр - сверху насадкой с внутренней цилиндрической полостью. При этом наконечник вставлен в насадку, от которой подпружинен вверх и выполнен с возможностью продольного ограниченного перемещения. Наконечник оснащен верхним и нижним рядами отверстий, изнутри разобщенных перегородкой и выполненных с возможностью сообщения при перемещении наконечника вниз относительно насадки фильтра через внутреннюю цилиндрическую полость насадки. Верхний ряд отверстий наконечника выполнен с возможностью сообщения с надпакерной зоной при перемещении наконечника вверх и фиксации относительно насадки фильтра.
Из источника [5] известны способ освоения нефтяной скважины и устройство для его осуществления. Способ заключается в следующем: в скважину устанавливают колонну насосно-компрессорных труб. В ее верхней части выполнены отверстия. На ее нижнем конце установлен струйный насос. Его каналы сужаются в сторону колонны насосно-компрессорных труб и расположены под углом к оси колонны насосно-компрессорных труб. Насос отделяет затрубное пространство от скважинного пространства. Опускают на кабеле сваб в колонну насосно-компрессорных труб. Перемещают его возвратно- поступательно на фиксированное расстояние на разных глубинах. Эти расстояния назначаются из условия оптимизации способа. Этим создают переменное давление на пласт. Жидкость транспортируют из скважины в колонну насосно-компрессорных труб при подъеме сваба и обратно при спуске сваба через струйный насос. Через колонну насосно-компрессорных труб жидкость откачивают из скважины до получения притока нефти из пласта. Способ обеспечивает чередование в скважине режимов депрессии-репрессии при каждом ходе сваба и, как следствие, осуществляет постоянную промывку фильтра и призабойной зоны пласта.
Известен также способ, реализуемый с помощью устройства для тартания, включающего желонку, через тяговой орган связанную с лебедкой, и запорный орган, отсекающий лубрикатор от скважины после ввода в него желонки и соединяющей его со сборной емкостью перед опорожнением желонки [6].
Недостатком его является низкая производительность из-за ограниченной длины желонки и невозможность работы в напорную систему сбора из-за опорожнения желонки самотеком.
Наиболее близким техническим решением, выбранным в качестве прототипа, является способ освоения и эксплуатации скважин обеспечивающее повышение производительности и работу в закрытую систему сбора [7].
По способу осуществляют тартание скважины при герметичном устье. Для подъема жидкости применяют цилиндр, собранный из труб. В цилиндр опускают поршень, соединенный с тяговым органом. Цилиндр фиксируют относительно тягового органа и расфиксируют относительно устья. Цилиндр с поршнем спускают в скважину под уровень жидкости и заполняют ею цилиндр. Затем его поднимают до устья, герметично фиксируют относительно него и расфиксируют относительно тягового органа. Поднимают поршень и вытесняют жидкость в систему сбора.
Известный комплекс, выбранный в качестве прототипа [8] заявляемого устройства, включает устьевое оборудование, желонку и помещенный внутрь нее сваб с клапаном. Снизу к свабу подсоединен груз, а сверху сваб прикреплен к тяговому органу. В верхней части желонки размещен зажим для фиксации тягового органа.
Однако известные способ и устройство имеют следующие недостатки. Во-первых, после герметичной фиксации цилиндра относительно устья узлом фиксации необходимо разбирать устье для того чтобы добраться до тягового органа, пропущенного в скважину через сальник и узла фиксации для проведения операции расфиксации. При этом каким-то образом необходимо герметизировать цилиндр относительно разбираемого участка и потом обратно возвращать в исходное состояние для опорожнения. После опорожнения цилиндра, все повторить для проведения фиксации тягового органа с ним. Теоретически описанный способ далек от эффективной практической реализации. Во-вторых, частое присоединение и отсоединение к гибкому тяговому органу желонки, несущего большие динамические нагрузки, применением механического зажима, причем, на одном и том же месте, смотрится малоперспективным. Особенно когда это относится к ответственному элементу тяговой системы как гибкий орган.
В-третьих, описанный метод поршневания цилиндра, общеизвестный у нефтяников как метод свабирования, не может эффективно применяться, как и другие известные способы освоения скважин методом свабирования через лифтовые трубы, для освоения и эксплуатации скважин с высоковязкой продукцией. Основная причина, в отсутствии прохождения известных свабных устройств под уровень из-за малых «просветов» в системе «внутренняя полость трубы - тело сваба - канал для заполнения» и не эффективности применяемых утяжелителей. Это объясняется прочностными характеристиками конструктивных элементов при существующих нагрузках и возможными пространственными размерами.
Цель изобретений обеспечение возможности работы и повышение производительности при освоении и эксплуатации скважин с высоковязкой продукцией в закрытую систему сбора, без создания дополнительных, повторяющихся и опасных приемов на устье.
Поставленная цель достигается тем, что при освоении и эксплуатации скважин с высоковязкой продукцией применены способ и устройства, построенные на совмещении желоночного и свабного методов освоения скважин. Подъем скважинной продукции до устья осуществляется в желонке, длина которой кратно превышает высоту грузоподъемной мачты, а опорожнение осуществляется путем свабирования этой желонки, без ее подъема на устье после фиксации в автозацепном устройстве, применением устройства имеющим большие проходные каналы для жидкости и возможность оптимального расположения утяжелителя (груза).
При освоении и эксплуатации скважин тартанием при герметичном устье желонку, соединенную своим нижним концом с тяговым органом посредством свабирующего устройства (сваба), находящегося в желонке, верхним концом вводят в устьевой герметизатор труб и фиксируют при помощи устьевого автозацепного устройства (после ввода ловильной шейки желонки в устьевое автозацепное устройство происходит автоматически зацеп и удержание). При дальнейшем продвижении тягового органа вверх происходит автоматически отцеп (по достижении нагрузки определенного значения) сваба от желонки и обеспечивается его продвижение внутри желонки. Тем самым достигается опорожнение желонки через ее боковые каналы, устьевой тройник, обратный клапан и выкидную линию в систему закрытого сбора или автоцистерну.
Устьевое автозацепное устройство необходимо для удержания желонки во время опорожнения и повторного спуска в него свабирующего устройства с автозацепным механизмом до его зацепа с нижним концом труб желонки (свабоограничителем).
Поставленная цель достигается также тем, что устройство желонки и находящегося в нем сваба имеют автономные и автоматические элементы, например, автозацепный механизм в свабоограничителе, устьевое автозацепное устройство и т.п., что повышает оперативность и исключает контакт вредных факторов с исполнителем.
Устройство для реализации способа включает гибкий тяговый элемент, приводимое в движение подъемником с лебедкой, желонку, собранную из труб, и размещенное внутри нее свабное устройство, причем тяговый элемент соединен с желонкой через свабное устройство за нижний конец труб, имеющий свабоограничитель.
Автозацепный механизм в свабоограничителе является пружинно-шариковым.
На нижней части корпуса свабного устройства с наружной стороны выполнены фигурные пазы, зацепляющиеся с шарами зацепного механизма желонки. Боковая поверхность корпуса свабного устройства с наружной стороны выполнена с продольными, треугольными в сечении, пазами придающими цилиндру качества храпового колеса. В щелеобразном пазу свабоограничителя установлена фасонная пружина, удерживающая корпус сваба от обратного поворота после зацепления шаров зацепного механизма в фигурных пазах.
Верхняя часть груза свабного устройства выполнена в форме посадочного места с уплотнительным кольцом для перекрытия внутренней поверхности низа корпуса данного свабного устройства. Причем груз к свабному устройству присоединен через штангу, имеющую ограниченный осевой свободный ход.
Свабное устройство снабжено фиксатором, фиксирующим груз в крайнем нижнем положении, причем фиксатор груза оснащен реле давления, освобождающим фиксированное положение фиксирующего устройства при достижении определенного значения давления в результате погружения под уровень всего глубинного снаряда.
Свабное устройство дополнительно оснащено манжетами и трубчатой мембраной для удержания и разделения от скважинной жидкости масла, налитого в корпусе фиксатора груза.
Верхний конец желонки устройства выполнен со специальным ловильным поясом, имеющим возможность изменения своей ширины при продвижении вверх между шарами нижнего и верхнего уровней, автозацепного устройства, а именно сужения, и его величину выбирают в зависимости от диаметра шаров и расстояния между их уровнями из диапазона:
min
max
b<0.5d+с<b,
min
где b - минимально возможная ширина ловильного пояса, мм;
max
b - максимально возможная ширина ловильного пояса, мм;
d - диаметр шара, мм;
c - расстояние между шарами первого и второго уровней, мм.
Цель также достигается за счет того, что в конструкции имеется устройство устьевое автозацепное для фиксирования и удержания от обратного хода, за верхний конец, труб или другого оборудования, имеющих ловильный пояс, например, для реализации способа, состоящее из корпуса, приклепляемого к устьевому оборудованию, верхних гайки и переводника и захватного механизма, причем захватный механизм (зацепный элемент) создан из шаров, размещенных на двух уровнях вдоль вертикали оборудования и перемещающихся в ограниченном пространстве радиально и взаимодействующих через конические поверхности коромысла, опоясывающего эти шары, причем, расстояние между шарами по уровню выбирают в зависимости от ширины ловильного пояса фиксируемого объекта по формуле:
b=1.25(0.5d+c),
где b - ширина пояса в нормальном состоянии (Ьтах), мм;
d - диаметр шара, мм;
c - расстояние между шарами первого и второго уровней, мм.
Причем верхний ряд шаров расположен между верхней гайкой, имеющей рукоятки для вращения, и корпусом для придания этим шарам возможности ограниченного осевого перемещения в тот момент, когда имеет место ограничение их радиального движения, после взаимодействия с ловильным поясом фиксируемого объекта, с целью освобождения от фиксированного положения, причем верхняя гайка выполнена фасонной и имеет соответствующие поверхности для сохранения герметичности устьевого пространства скважины во время своего осевого перемещения, взаимодействуя с кольцевыми манжетами уплотнителя корпуса.
Сущность изобретения и устройства поясняется чертежом, где на фиг.1 показан общий вид желонки со свабом, зацепленным в устьевом автозацепном устройстве, и часть нестандартного устьевого оборудования: на фиг.2 показан комплект устьевого оборудования; на фиг.3, а), б) и в) показана сущность механизма зацепа устьевого автозацепного устройства; на фиг.4, а), б), в), г), д) показаны этапы одного цикла по способу.
Оборудование состоит из внутрискважинного устройства и устьевого комплекта.
Внутрискважинное устройство, в свою очередь, состоит из желонки и сваба.
Желонка собирается в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны 34 осваиваемой скважины из обсадных или колонковых труб 35. Длина желонки при определенном типоразмере труб зависит только от прочностных характеристик тягового органа и его механизма тартания, поэтому выбирается в балансе безопасности и производительности. Диаметр труб желонки зависит от устройства скважин и физико-механических характеристик поднимаемой продукции. Низ этой желонки имеет свабоограничитель 30 со встроенным автозацепным механизмом 29, а верхняя часть 19 заканчивается специальной ловильной головкой, которая позволяет без зацепов войти в устьевое оборудование и удерживаться там, при помощи устьевого автозацепа 6 и ловильного пояса 14, до ручного освобождения перед началом повторного спуска. На этой головке также имеются боковые каналы 18 для выхода свабируемой жидкости в устьевой тройник 4.
При помощи автозацепного механизма 29, имеющегося в свабоограничителе 30, желонка своим нижним концом подвешивается к корпусу сваба 28 (на корпусе имеются наружные пазы для взаимодействия с шарами автозацепного механизма 29).
Корпус сваба 28 изготовлен трубчатым и с большим внутренним каналом 36. Через этот канал проходит только штанга груза 25, имеющая относительно небольшой наружный диаметр. Груз 33, взаимодействуя своим верхним концом 31, при подъеме вверх, с посадочным местом в нижнем конце корпуса сваба 28, перекрывает его внутренний канал 36, играя роль клапана.
Штанга груза 25, своим верхним концом, соединена с тяговым элементом 20 через узел фиксатора 24. Узел фиксатора 24 нужен для удержания груза 33 на нижнем фиксированном положении относительно сваба для его вдавливания в вязкую жидкость, при прохождении ниже ее уровня, под своим и весом труб желонки.
Такое положение груз 33 занимает тогда, когда корпус сваба 28 доходит до свабоограничителя 30 при спуске в желонке, а груз 33 на штанге 25 проходит ниже желонки, выходя из нее и открывая большой канал 36 для прохода жидкости.
Данный фиксатор 24 срабатывает автоматически при занятии грузом 33 своего ограниченного нижнего положения, а «отпускание» происходит за счет взаимодействия с реле давления 23. Реле давления 23 установлен в корпусе узла фиксатора 24 и настроен на давление жидкости на глубине погружения сваба под уровень, изменением жесткости и степени поджатия его пружины. Для поднятия устойчивости работы корпус фиксатора заполнен маслом, а для удержания масла в корпусе и разделения от скважинной жидкости применены трубчатая мембрана 26 и уплотнительные манжеты.
Комплект устьевого оборудования (фиг.2) состоит из трубного превентора 1 со спайдером 2, узла герметизатора труб (желонки) 3, устьевого тройника 4, манометра 12, обратного клапана 5, устьевого автозацепного устройства 6, устьевого переводника 7 на прокладке 13, кабельного превентора 8 и узла герметизатора кабеля 9.
Из перечисленного выделяется и входит в группу изобретений в виде отдельного независимого пункта устьевое автозацепное устройство 6.
Устьевое автозацепное устройство 6 (фиг.1) состоит из корпуса, имеющего герметизированные присоединительные концы, снизу к устьевому тройнику 4, а сверху к устьевому переводнику 7, верхней гайки 17, и захватного (зацепного) механизма (фиг.3, а), б) и в)).
Захватный (зацепный) механизм (фиг.3, а), б) и в)) создан из свободно перекатывающихся в ограниченном пространстве своего канала шаров, эти каналы расположены радиально и на двух уровнях. Шары одного уровня 1 взаимодействуют с шарами другого уровня 2, через конические поверхности, опоясывающих эти шары, кольцевого коромысла 3, таким образом, что шары различных уровней не могут быть одновременно в «утопленном» состоянии относительно поверхности контакта с удерживаемым объектом (в данном случае с ловильным поясом 4 желонки-устройства по п.2) в исходном состоянии верхней гайки 5 (фиг.3, а), б)). Этим и достигается цель - зацеп и удержание желонки во время ее опорожнения за счет продвижения сваба во внутреннем пространстве. А проход ловильного пояса 4 в верхнем направлении шары не могут ограничить потому, что он выполнен с возможностью сужения (фиг.3а)) при прохождении вверх через зацепный механизм.
Для расцепления (освобождения желонки) необходимо повернуть верхнюю гайку 5 за рукоятки в два-три оборота, придав тем самым возможность одновременного утопления шаров обеих уровней (фиг.3в)).
Пример осуществления способа.
Скважина оборудована обсадной колонной 6" 34 и устьевой арматурой. Устьевая арматура должна содержать спайдер 2 для удержания спущенных в колонну труб и устройство сплошного перекрытия канала (ствола скважины), например, превентор 1. Превентор 1 и спайдер 2 могут быть совмещенными, например, ППШР с соответствующими вставками для удержания труб. Боковые отводы могут не быть или должны быть закрыты (они не участвуют в процессе).
Бригада КРС или ПРС спускает в скважину, например, 100 метров трубы 35 диаметром 114 мм, предварительно установив на нижнем конце специальный свабоограничитель 30 и подвесив (закрепив) их на спайдере 2 закрывает устье превентором 1. Скважина готова к освоению.
Бригада освоения (свабирования) устанавливает устьевой герметизатор 3, устьевой тройник 4 и устьевое автозацепное устройство 6. К тройнику прикрепляется обратный клапан 5, а бригада КРС добавляет (собирает) выкидную линию 10 через крановую или иную запорную арматуру 11.
Бригада освоения подготавливает свой подъемный агрегат согласно регламента. На устье скважины наконечник тягового элемента (каната, кабеля) 21 пропускают через устьевой герметизатор кабеля 9, кабельный превентор 8, устьевой переводник 7, верхний конец желонки (ловильную головку) 19 и присоединяют через узел вращения 22 к свабу. Лебедкой агрегата освоения, нанизанную «гирлянду» приподнимают над устьем (над устройством автозацепа) и прикрепив к нижнему концу сваба (через БРС 32) его груз 33, опускают в желонку, предварительно открыв устьевой превентор 1. К трубам желонки 35 закручивают его верхнюю часть 19. На свои места устанавливают устьевой переводник 7, кабельный превентор 8 и кабельный герметизатор 9. После этого включив и обнулив счетчик глубин начинают спуск сваба в желонку.
Сваб 28, оборудованный муфтой 27, доходя до свабоограничителя 30, зацепляется зацепным механизмом 29 и останавливается, а его груз 33 продолжает опускаться на штанге 25 и, доходя до крайнего нижнего положения, фиксируется фиксатором 24. Таким образом, груз 33 оказывается ниже желонки на некотором расстоянии. При этом в нижнем конце сваба, соответственно, и желонки открывается большой кольцевой канал 36 между корпусом сваба 28 и штангой груза 36 для приема жидкости (фиг.4а))
Бригада освоения, проверив факт зацепа, освобождает желонку сначала от спайдера 2, а затем и от устройства устьевого автозацепа 6, повернув за рукоятки 15 верхнюю гайку 17 на 2-3 оборота. При этом перемещается коромысло 16, освобождая желонку, вес которой передается тяговому элементу 20. Верхнюю гайку 17 возвращают в исходную позицию и начинают спуск желонки в скважину.
Груз сваба, встретив уровень жидкости, вдавливается в него, под весом желонки, при этом канал 36 остается открытым. Затем происходит погружение под уровень и труб желонки (фиг.4б)).
При определенной (установленной) глубине погружения срабатывает реле давления в свабном устройстве и освобождает фиксатор штанги груза. При этом груз переходя в верхнее ограниченное положение (сразу или в самом начале продвижения тягового элемента вверх) своим верхним концом входит в нижний конец сваба (садится в седло) и перекрывает заполненную продукцией внутреннюю полость желонки от скважины (фиг.4в)).
Когда желонка доходит до устья, она, своим верхним концом, входит в устьевой герметизатор, затем и в устьевое автозацепное устройство, фиксируясь, останавливается на амортизаторе переводника (фиг.4г)).
При продолжении движения тягового органа на нем увеличивается нагрузка и при достижении определенного значения срабатывает механизм автозацепа, на нижнем конце желонки. Сваб, отцепляясь, начинает свое продвижение внутри желонки задавливая жидкость через тройник, обратный клапан и выкидную линию в систему сбора и опорожняет желонку (фиг.4д)).
В верхнем крайнем положении останавливают движение сваба вверх и опускают его обратно в желонку до остановки на свабоограничителе, после срабатывания механизма зацепа. Груз сваба, продолжая свое движение, открывает низ желонки и, доходя до крайнего положения ограничителя, останавливается. Желонка готова к повторному спуску (фиг.4а)). Член бригады освоения, убедившись в зацепе сваба и желонки, отцепляет желонку от устьевого автозацепного устройства, поворотом его верхней гайки на 2-3 оборота, и возвращает гайку в исходное состояние. Цикл повторяется.
Использование предложенных способа и устройств позволяет не только поднять на поверхность высоковязкую продукцию, что исключается при других известных способах свабирования, включая и выбранную в качестве прототипа, за счет больших проходных каналов из-за эффективного расположения груза вне желонки и суммарного действия весов этого груза и труб желонки, при прохождении через вязкую продукцию, из-за их жестко сцепленного состояния, но и позволяет поднять производительность освоения скважин желонками. Это происходит как из-за кратного увеличения длины желонки, так и за счет исключения потерь рабочего времени на вспомогательные работы путем автоматизации отдельных процессов. Введение в устройство автономных и автоматических элементов повышают оперативность и исключают контакт вредных факторов с исполнителем.
Износ манжет сваба (расходного материала) при работе в желонке минимален из-за ограниченного ее хода, определяемой только длиной желонки, и из-за того, что чистоту внутренней поверхности труб желонки легче держать под контролем и подготавливать, чем поверхность труб всей обсадной колонны любой скважины.
ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
1. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. М., Гостоптехиздат, 1949, стр.210-215.
2. Патент №2181830 RU
3. Патент №2398104 RU
4. Патент №2440491 RU
5. Патент №2183731 RU
6. Пат. США №4368909, F04B 17/00.
7. Пат. 2151277 РФ, МКИ E21B 43/00, 43/25.
8. В.М. Валовский, К.В. Валовский. Техника и технология свабирования скважин, Москва, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003, стр.144-146.