RU105938U1

RU105938U1 - DEVICE FOR FLUID PUMPING INTO A WELL

Info

Publication number: RU105938U1
Application number: RU2011105197/03U
Authority: RU
Inventors: Сергей Иванович Назаров
Priority date: 2011-02-11
Filing date: 2011-02-11
Publication date: 2011-06-27

Abstract

Устройство для закачки жидкости в скважину, содержащее насосно-компрессорные трубы, снизу снабженные герметично установленным на них хвостовиком, нижняя часть которого оснащена перфорированными отверстиями, насос, установленный на конце насосно-компрессорных труб, пакер и герметичную муфту, пространство насосно-компрессорных труб ниже насоса предназначено для сообщения с нижним пластом через перфорированные отверстия хвостовика и межколонное пространство ниже пакера, отличающееся тем, что устройство дополнительно содержит датчики управления работой насоса, хвостовик выполнен комбинированным, состоящим из верхнего и нижнего перфорированных хвостовиков, верхний перфорированный хвостовик предназначен для отвода жидкости, а нижний - для закачки жидкости в нижний поглотительный обводненный пласт, при этом насос выполнен со встроенным обратным клапаном, размещен в корпусе комбинированного хвостовика, расположен ниже пакера и предназначен для установки ниже динамического уровня жидкости, верхний и нижний клапаны установлены соответственно на входе и на выходе комбинированного хвостовика, герметичная муфта размещена в межколонном пространстве между насосом и нижним клапаном. A device for pumping fluid into a well containing tubing, bottom equipped with a liner hermetically mounted on them, the lower part of which is equipped with perforated holes, a pump mounted on the end of the tubing, a packer and a tight coupling, the space of the tubing below the pump designed to communicate with the lower layer through the perforated shank holes and the annular space below the packer, characterized in that the device further comprises sensors for controlling the pump operation, the shank is made of a combination of upper and lower perforated shanks, the upper perforated shank is designed to drain the fluid, and the lower one is for pumping fluid into the lower absorbing flooded layer, while the pump is made with a built-in non-return valve, located in the housing of the combined shank is located below the packer and is designed to be installed below the dynamic fluid level, the upper and lower valves are installed respectively at the inlet and outlet of the comb of the reinforced liner, a tight coupling is located in the annulus between the pump and the lower valve.

Description

Полезная модель относится к устройствам для закачки жидкости в скважины, в частности, в нефтяной и газовой промышленности для повышения нефтегазоотдачи при разработке и эксплуатации месторождений и подземных хранилищ газа.The utility model relates to devices for pumping fluid into wells, in particular, in the oil and gas industry to increase oil and gas recovery in the development and operation of fields and underground gas storages.

Известен погружной насосный агрегат, применяемый для закачивания жидкости в водоносную зону ниже пакера. Насосный агрегат состоит из насосно-компрессорных труб (НКТ), пакера, насоса, перфорационных отверстий, узла датчиков, обратного клапана и силового кабеля (см. Д.Ли, Г.Никенс, М.Уэллс, Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин, перевод с английского под редакцией Вольпина С.Г., Шулятикова И.В., М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008, с 290-291).Known submersible pump unit used for pumping fluid into the aquifer below the packer. A pump unit consists of tubing, a packer, a pump, perforations, a sensor assembly, a check valve, and a power cable (see D. Lee, G. Nickens, M. Wells, Operation of Watered Gas Wells. Technological Solutions for liquid removal from wells, translation from English edited by Volpin S.G., Shulyatikova I.V., M .: Premium Engineering LLC, 2008, from 290-291).

Недостатками известного агрегата является его применение в обводненных скважинах и невозможность одновременной добычи газа по НКТ и затрубному пространству. Кроме того, при низком дебите скважин и низкой газонасыщенности, часть растворенного природного газа может быть закачана в водоносный пласт безвозвратно.The disadvantages of the known unit is its use in flooded wells and the inability to simultaneously produce gas through the tubing and annulus. In addition, with a low well production rate and low gas saturation, part of the dissolved natural gas can be pumped into the aquifer irrevocably.

Наиболее близким к заявленному техническому решению является установка для закачки жидкости в один пласт и добычи нефти из другого пласта скважины (Полезная модель №65118, U1, E21B 43/00, 27.07.2007), содержащая колонну труб, пакер, установленный между пластами, насос, который выполнен погружным электроцентробежным и установлен на конце колонны труб, при этом колонна труб снизу снабжена герметично установленным на ней полым хвостовиком, опирающимся снизу на забой скважины и оснащенным перфорированными отверстиями, пакер установлен на верхнем конце полого хвостовика и выполнен в виде самоуплотняющейся манжеты, не пропускающей жидкость сверху вниз, при этом пространство колонны труб ниже насоса сообщено с нижним пластом через перфорированные отверстия полого хвостовика и межколонное пространство ниже пакера, а межколонное пространство выше пакера - с верхним пластом.Closest to the claimed technical solution is the installation for pumping fluid into one formation and oil production from another formation of the well (Utility model No. 65118, U1, E21B 43/00, 07/27/2007) containing a pipe string, a packer installed between the layers, a pump which is made by a submersible electric centrifugal pump and is installed at the end of the pipe string, while the pipe string at the bottom is equipped with a hollow liner sealed on it, resting on the bottom of the well and equipped with perforated holes, the packer is installed at the upper end of a hollow shank and is made in the form of a self-sealing cuff that does not allow fluid to pass from top to bottom, while the space of the pipe string below the pump is communicated with the lower layer through the perforated holes of the hollow shaft and the annular space below the packer, and the annular space above the packer with the upper layer.

Недостатком данной установки является применение погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) с высокими энергетическими затратами и малым сроком службы. При этом нефть поднимается вверх по всей колонне насосно-компрессорных труб из глубоко залегаемых карбонатных или терригенных пластов. Срок службы ЭЦН ограничивается агрессивным воздействием среды, например H₂S и соляными растворами. Добытая ранее жидкость по затрубному пространству в другой пласт закачивается по нагнетательной линии дополнительным насосом, расположенным на поверхности земли, что является крайне неблагоприятным процессом. Кроме того, закачка жидкости в пласт выше пласта залегания нефти является малоэффективной с точки зрения повышения нефтеотдачи.The disadvantage of this installation is the use of a submersible electric centrifugal pump (ESP) with high energy costs and a short service life. At the same time, oil rises up along the entire tubing string from deep-lying carbonate or terrigenous strata. The service life of the ESP is limited by the aggressive effects of the medium, for example, H ₂ S and saline solutions. Previously extracted fluid through the annulus into another reservoir is pumped along the injection line with an additional pump located on the surface of the earth, which is an extremely unfavorable process. In addition, the injection of fluid into the reservoir above the reservoir of oil is ineffective in terms of enhanced oil recovery.

Техническим результатом, на достижение которого направлена предлагаемая полезная модель, является повышение нефтегазоотдачи верхних продуктивных пластов и горизонтов в работающих скважинах, снижение энергоемкости при добыче углеводородного сырья путем одновременной закачки жидкости в эксплуатационной скважине в нижние истощенные и заполненные водой пласты.The technical result, which the proposed utility model is aimed at, is to increase the oil and gas recovery of the upper productive formations and horizons in working wells, reduce the energy consumption during hydrocarbon production by simultaneously injecting liquid in the production well into the lower depleted and water-filled formations.

Устройство для закачки жидкости в скважину содержит пакер, герметичную муфту, и насосно-компрессорные трубы, снизу снабженные герметично установленным на них хвостовиком. Нижняя часть хвостовика оснащена перфорированными отверстиями. Насос установлен на конце насосно-компрессорных труб, пространство насосно-компрессорных труб ниже насоса предназначено для сообщения с нижним пластом через перфорированные отверстия хвостовика и межколонное пространство ниже пакера. Технический результат полезной модели достигается за счет того, что устройство дополнительно содержит датчики управления работой насоса, хвостовик выполнен комбинированным, состоящим из верхнего и нижнего перфорированных хвостовиков. При этом верхний перфорированный хвостовик предназначен для отвода жидкости, а нижний - для закачки жидкости в нижний поглотительный обводненный пласт. Насос выполнен со встроенным обратным клапаном, размещен в корпусе комбинированного хвостовика, расположен ниже пакера и предназначен для установки ниже динамического уровня жидкости. Верхний и нижний клапаны установлены соответственно на входе и на выходе комбинированного хвостовика. Герметичная муфта размещена в межколонном пространстве между насосом и нижним клапаном.A device for pumping fluid into a well comprises a packer, a tight coupler, and tubing pipes provided with a liner sealed on them from below. The lower part of the shank is equipped with perforated holes. The pump is installed at the end of the tubing, the tubing space below the pump is designed to communicate with the lower reservoir through the perforated shank holes and the annular space below the packer. The technical result of the utility model is achieved due to the fact that the device additionally contains sensors for controlling the operation of the pump, the shank is made combined, consisting of upper and lower perforated shanks. At the same time, the upper perforated liner is designed to drain the liquid, and the lower one is for pumping liquid into the lower absorbing flooded layer. The pump is made with a built-in non-return valve, located in the housing of the combination shank, located below the packer and is designed to be installed below the dynamic liquid level. The upper and lower valves are installed respectively at the inlet and outlet of the combined shank. The tight coupling is located in the annular space between the pump and the lower valve.

Полезная модель поясняется графическим материалом, где на чертеже приведена схема предлагаемого устройства.The utility model is illustrated by graphic material, where the drawing shows a diagram of the proposed device.

Устройство для закачки жидкости в скважину содержит комбинированный хвостовик, состоящий из верхнего перфорированного хвостовика 1 и нижнего перфорированного хвостовика 5, верхнего клапана 2, герметичной муфты 3, нижнего клапана 4. На чертеже обозначена зона 6 нижнего поглотительного обводненного пласта. В состав предлагаемого устройства также входят: встроенный обратный клапан 7 насоса 8, датчики 9 управления работой насоса, предназначенные для его отключения при снижении уровня газоводяного контакта. На чертеже также показаны динамический уровень жидкости 10 газоводяного контакта (ГВК), эксплуатационная колонна 11, датчики 12 контроля, предназначенные для контроля параметров работы скважин: дебита, давления, температуры, и обеспечивающие режимы оптимизации добычи газа, пакер 13, надпакерная зона 14 насосно-компрессорных труб (НКТ) с отверстиями, например, для обеспечения циркуляции при ремонте.The device for pumping fluid into the well contains a combination liner consisting of an upper perforated liner 1 and a lower perforated liner 5, an upper valve 2, an airtight sleeve 3, a lower valve 4. The drawing shows the zone 6 of the lower absorbing waterlogged formation. The composition of the proposed device also includes: a built-in check valve 7 of the pump 8, sensors 9 for controlling the operation of the pump, designed to turn it off when reducing the level of gas-water contact. The drawing also shows the dynamic liquid level 10 of the gas-water contact (GWC), production casing 11, control sensors 12 designed to control well operation parameters: flow rate, pressure, temperature, and providing optimization modes for gas production, packer 13, over-packer zone 14 compressor pipes (tubing) with holes, for example, to ensure circulation during repair.

Перед запуском устройства в работу производят компоновку его в скважине. Для этого насос 8 располагают ниже пакера 13 и динамического уровня жидкости 10, верхний 2 и нижний клапаны 4 устанавливают на входе верхнего хвостовика 1 и выходе нижнего хвостовика 5 соответственно. Между насосом 8 и нижним 4 клапаном размещают герметичную муфту 3, при этом верхний хвостовик 1 дополнительно проперфорирован перед насосом 8 для забора воды, а нижний хвостовик 5 - напротив зоны 6 поглотительного пласта для закачки ее туда.Before starting the device into operation, it is arranged in the well. To do this, the pump 8 is located below the packer 13 and the dynamic level of the liquid 10, the upper 2 and lower valves 4 are installed at the inlet of the upper shank 1 and the output of the lower shank 5, respectively. An airtight sleeve 3 is placed between the pump 8 and the lower 4 valve, while the upper shaft 1 is additionally perforated in front of the pump 8 for water intake, and the lower shaft 5 is opposite the zone 6 of the absorption layer for pumping it there.

Насос 8 с обратным клапаном 7 размещается в корпусе комбинированного хвостовика. Комбинированный хвостовик с эксплуатационной колонной 11 разобщается плотной резиновой муфтой 3 для обеспечения герметичности при создании репрессионного напора выше рабочей депрессии при закачке жидкости в нижний обводненный пласт.The pump 8 with a check valve 7 is located in the housing of the combination shank. The combined shank with production casing 11 is disconnected by a dense rubber sleeve 3 to ensure tightness when creating a repression head above the working depression when injecting fluid into the lower flooded formation.

Насос оснащается датчиками 9 управления работой насоса, обеспечивающими его автоматическое включение-выключение. При этом датчики 9 выполнены в виде датчиков с концевыми выключателями, а распределение и направление водного потока регулируется клапанной системой (2, 4). Жидкость передавливается насосом в нижний обводненный пласт с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и с наименьшим гидравлическим сопротивлением.The pump is equipped with sensors 9 for controlling the operation of the pump, ensuring its automatic on-off. In this case, the sensors 9 are made in the form of sensors with limit switches, and the distribution and direction of the water flow is regulated by a valve system (2, 4). The fluid is pumped into the lower flooded reservoir with improved reservoir properties and with the least hydraulic resistance.

Для обводненных скважин, подверженных самозадавливанию, проведение утилизации пластовых вод, как главной меры по сокращению объемов перекачек и снижению эрозионного и коррозионного разрушения оборудования, является основным мероприятием для повышения газонефтеотдачи и обеспечения эффективной разработки месторождений со сложной структурой и трудно извлекаемыми запасами.For flooded wells subject to self-squeezing, the disposal of produced water, as the main measure to reduce pumping volumes and reduce erosion and corrosion damage to equipment, is the main measure to increase oil and gas recovery and ensure efficient development of fields with a complex structure and difficult to extract reserves.

Предлагаемое устройство позволяет произвести отбор и утилизацию пластовых вод в эксплуатационных скважинах путем осуществления сброса воды непосредственно в нижние истощенные обводненные пласты этих же скважин. Предлагаемое устройство позволяет обеспечить дальнейшую эксплуатацию по добыче углеводородного сырья, основанную на изменении принципа утилизации добываемой пластовой жидкости.The proposed device allows the selection and disposal of produced water in production wells by discharging water directly into the lower depleted watered formations of the same wells. The proposed device allows for further operation of hydrocarbon production, based on a change in the principle of disposal of produced reservoir fluid.

Предлагаемое устройство позволяет производить традиционную откачку пластовой жидкости на поверхность, а также осуществляет закачку добытой жидкости в нижний обводнившийся пласт, сочетая насосный и гравитационный методы закачки в самой скважине. Главное требование к предлагаемому устройству заключается в том, чтобы закачиваемая жидкость была однотипной по химическому составу и физическим свойствам для ее переброски в процессе добычи газа, (нефти) в нижележащий ранее обводнившийся пласт (не участвующий в эксплуатации) без дополнительной доочистки, что легко осуществимо только в самой скважине. При этом объем закачиваемой жидкости не должен превышать потенциальных объемов приемистости обводнившегося пласта в каждой скважине и должен обеспечивать снижение уровня ГВК. Расчетная репрессия является основой для подбора характеристик насоса. В термодинамическом плане обеспечивается практически постоянная температура процесса в течение всего периода работы скважины. При кустовом методе добычи скважины различаются по дебиту продукции, ее физико-химическим свойствам и рабочим параметрам. Расчет эксплуатации каждой скважины должен производиться индивидуально, так как в данном случае необходимо учитывать общий массоперенос добываемых углеводородов и пластовой жидкости, обеспечивая снижение уровня ГВК.The proposed device allows for the traditional pumping of reservoir fluid to the surface, and also carries out the injection of produced fluid into the lower flooded reservoir, combining pumping and gravity injection methods in the well itself. The main requirement for the proposed device is that the injected liquid should be of the same chemical composition and physical properties for its transfer during gas production, (oil) to the underlying previously irrigated reservoir (not involved in operation) without additional treatment, which is easily feasible only in the well itself. In this case, the volume of injected fluid should not exceed the potential injectivity of the flooded formation in each well and should provide a decrease in the level of GWC. Design repression is the basis for selecting pump characteristics. In thermodynamic terms, a practically constant process temperature is provided during the entire period of the well’s operation. With the cluster method of production, wells differ in production rate, their physicochemical properties and operating parameters. The calculation of the operation of each well should be carried out individually, since in this case it is necessary to take into account the total mass transfer of produced hydrocarbons and reservoir fluid, ensuring a decrease in the level of GWC.

Работа устройства для закачки жидкости в обводненный проницаемый пласт осуществляется следующим образом.The operation of the device for pumping fluid into a flooded permeable formation is as follows.

Процесс эксплуатации скважины в технологическом режиме, например, при добыче газа из верхнего газонасыщенного пласта, приводит к истощению залежи и постепенному поднятию динамического уровня 10 ГВК. Жидкость захватывается газовым потоком и через некоторое время скважина может обводниться. В предлагаемом устройстве нижняя часть НКТ оснащается комбинированным хвостовиком, состоящим из верхнего перфорированного хвостовика 1 и нижнего перфорированного хвостовика 5, в котором имеются верхний 2 и нижний клапаны 4. В рабочем положении клапан 2 закрыт и предотвращает поступление природного газа из НКТ на вход насоса 8, расположенного ниже пакера 13, но в средней части комбинированного хвостовика. При этом насос 8 обязательно устанавливается ниже динамического уровня жидкости 10. В верхней части насоса установлены датчики 9, отключающие насос при снижения уровня ГВК 10 ниже предельного уровня и включающие насос с задержкой при повышении ГВК. В рабочем положении клапан 2 закрыт, клапаны 4 и 7 открыты. Такое положение клапанов и наличие герметичной муфты 3 позволяют обеспечивать закачку жидкости из верхнего обводненного пласта в нижний. При снижении уровня ГВК до зоны датчиков 9 насос 8 отключается, клапан 2 открывается, а клапаны 4 и 7 закрываются за счет повышенного пластового давления. При этом предотвращается поступление пластовой жидкости в газовую зону. В результате снижения уровня ГВК разблокируются обводненные участки пласта-коллектора и из скважины добывается большее количество газа.The process of operating a well in technological mode, for example, during gas production from the upper gas-saturated formation, leads to depletion of the deposit and a gradual increase in the dynamic level of 10 GWC. The fluid is captured by the gas stream and after some time the well may be watered. In the proposed device, the lower part of the tubing is equipped with a combined shank consisting of an upper perforated shank 1 and a lower perforated shank 5, in which there are upper 2 and lower valves 4. In the working position, valve 2 is closed and prevents the natural gas from the tubing to enter pump 8, located below the packer 13, but in the middle of the combination shank. In this case, the pump 8 must be installed below the dynamic level of the liquid 10. In the upper part of the pump, sensors 9 are installed that turn off the pump when the level of GWC 10 drops below the limit level and turn on the pump with a delay when the GVC increases. In operating position, valve 2 is closed, valves 4 and 7 are open. This position of the valves and the presence of an airtight coupling 3 allow for the injection of fluid from the upper flooded reservoir into the lower one. With a decrease in the level of GWC to the zone of sensors 9, pump 8 is turned off, valve 2 opens, and valves 4 and 7 are closed due to increased reservoir pressure. This prevents the formation fluid from entering the gas zone. As a result of the decrease in the level of GWC, the flooded sections of the reservoir are unlocked and more gas is produced from the well.

В работающей скважине, например, газ постоянно добывается по трубному или межколонному пространству. При включении насоса верхний клапан 2 закрыт, а нижний 4 открыт. Герметичная муфта 3 обеспечивает закачку жидкости в зону 6 нижнего обводненного поглотительного пласта. Герметичную муфту 3 целесообразно устанавливать в интервале низкопроницаемого пропластка, например, плотного глинистого. При работе устройства динамический уровень ГВК понижается с фиксированной скоростью. Это позволяет разблокировать защемленный газ, повысить дебит скважины и снизить водный фактор, а также исключить режим ее обводнения. При снижении уровня ГВК до зоны датчиков 9 насос 8 отключается, закрывается его обратный клапан 7, верхний клапан хвостовика 2 открывает доступ в НКТ дополнительного объема газа, который дренируется из соседних зон пласта-коллектора при снижении уровня ГВК. Для повышения дебита скважины нижняя часть НКТ может быть дополнительно проперфорирована. Если существует необходимость в дополнительной добыче газа, перфорируется и зона НКТ 14 над пакером 13. Датчики 12 предназначены для контроля параметров работы скважин: дебита, давления, температуры, обеспечивая режимы оптимизации добычи, например, в условиях разрушения призабойной зоны пласта.In a working well, for example, gas is constantly produced through pipe or annulus. When the pump is turned on, the upper valve 2 is closed, and the lower 4 is open. Sealed sleeve 3 provides injection of fluid into zone 6 of the lower flooded absorption layer. Hermetic sleeve 3, it is advisable to install in the range of low permeability layer, for example, dense clay. During operation of the device, the dynamic level of the GVK decreases at a fixed speed. This allows you to unlock pinched gas, increase the flow rate of the well and reduce the water factor, as well as to exclude the mode of watering. When the level of GWC is reduced to the zone of sensors 9, the pump 8 is turned off, its check valve 7 is closed, the upper valve of the liner 2 provides access to the tubing of an additional volume of gas, which is drained from neighboring zones of the reservoir while the level of GVC is reduced. To increase the flow rate of the well, the lower part of the tubing can be additionally perforated. If there is a need for additional gas production, the tubing zone 14 is also perforated above the packer 13. Sensors 12 are designed to control well operation parameters: production rate, pressure, temperature, providing production optimization modes, for example, in conditions of formation bottom hole destruction.

Нижняя часть НКТ, оснащенная комбинированным хвостовиком со встроенным циркуляционным, винтовым или другим типом насосов, позволяет регулировать производительность добычи газа.The lower part of the tubing, equipped with a combined shank with built-in circulation, screw or other type of pumps, allows you to adjust the gas production rate.

Устройство позволяет использовать привод насоса малоэнергоемкий, электрического, газового или иных типов.The device allows you to use the pump drive low energy, electric, gas or other types.

Предлагаемое устройство позволяет также осуществлять циркуляцию при ремонтных работах и обеспечивает добычу газа по межколонному пространству за счет перфорации НКТ выше пакера.The proposed device also allows for circulation during repair work and provides gas production in the annular space due to perforation of the tubing above the packer.

При использовании предлагаемого устройства отпадает необходимость борьбы с замерзанием жидкости в зимнее время в наземных коммуникациях и резко снижаются затраты на предотвращение гидратообразования. Устройство предусматривает использование низконапорного погружного насоса (гидроразрыв и раскрытие трещин не допускаются) с регулируемой производительностью по жидкости Q_ж от 2 и выше м³/сут. Использование такого насоса во много раз позволяет снизить энергетические затраты в сравнении с электроцентробежным насосом, так как нет необходимости поднимать жидкость наверх по всей колонне НКТ из глубоких залегаемых карбонатных или терригенных пластов. Существенно снижается нагрузка на поверхностные сепарационные системы установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и объемы утилизации промстоков. Частично поддерживается пластовое давление как при внутриконтурном заводнении. При этом устройство работает непосредственно в дренируемой зоне самой скважины. Понижается статический и динамический уровни ГВК, что позволяет обеспечить разблокирование защемленных газонасыщенных зон, а следовательно, повысить добычу газа из верхних участков продуктивного пласта-коллектора.When using the proposed device, there is no need to combat liquid freezing in winter in land communications and the costs of preventing hydrate formation are sharply reduced. The apparatus provides for the use of low pressure submerged pump (hydraulic opening and cracks are not allowed) with adjustable output Q of the fluid _rail from above and 2 m ³ / day. The use of such a pump allows many times to reduce energy costs in comparison with an electric centrifugal pump, since there is no need to raise the liquid up the entire tubing string from deep buried carbonate or terrigenous strata. The load on the surface separation systems of the integrated gas treatment unit (UKPG) and the volumes of utilization of industrial waste are significantly reduced. Formation pressure is partially maintained, as with in-situ flooding. In this case, the device operates directly in the drained zone of the well itself. The static and dynamic levels of GWC are reduced, which makes it possible to unblock pinched gas-saturated zones, and therefore, increase gas production from the upper sections of the reservoir.

Claims

A device for pumping fluid into a well containing tubing, bottom equipped with a liner hermetically mounted on them, the lower part of which is equipped with perforated holes, a pump mounted on the end of the tubing, a packer and a tight coupling, the space of the tubing below the pump designed to communicate with the lower layer through the perforated shank holes and the annular space below the packer, characterized in that the device further comprises sensors control the operation of the pump, the shank is combined, consisting of the upper and lower perforated shanks, the upper perforated shank is designed to drain the fluid, and the lower one is for pumping fluid into the lower absorbing flooded layer, while the pump is made with a built-in check valve, located in the housing of the combined shank located below the packer and designed to be installed below the dynamic fluid level, the upper and lower valves are installed respectively at the inlet and outlet of the comb of the reinforced liner, a tight coupling is located in the annulus between the pump and the lower valve.