Изобретение относитс к технике дл добычи нефти, в частности к установкам дл периодической эксплуатации скважин газлифтным способом в комбинации со скважинйым штанговым насосом, и может быть использовано в глубоких слабофонтанирующих скважинах. Известен комбинированный скважинный подъемник жидкости, содержащий верхнюю ступень в виде штангового насоса и нижнюю подпорную газлифтную ступень со стороны всасывающего патрубка насоса, снабженный цилиндрической камерой, один конец которой соединен с цилиндром насоса и насосными трубами, а другой оборудован насадкой , суживающейс частью направленной внутрь цилиндрической камеры, и св зан с затрубным пространством скважины 1. Недостатками данного подъемника вл ютс Низка производительность и относительно небольша высота подъема жидкости , недостаточна дл эксплуатации глубоких скважин с низким динамическим уровнем жидкости. Наиболее близким к предлагаемому вл етс комбинированный скважинный подъемник жидкости, содержащий установленные в обсадной колонне верхнюю ступень, выполненную в виде штангового насоса, цилиндр которого св зан с первым р дом насосных труб, второй р д насосных труб, установленный между первым р дом насосных труб и колонной обсадных труб с образованием двух каналов, сообщенных между собой , и нижнюю ступень, выполненную в виде газлифта и св занную гидравлически с верхней ступенью 2. Недостатки известного комбинированного скважинного подъемника жидкости состо т в .необходимости использовани газа от постороннего источника в качестве рабочего агента, возможности срыва подачи штангового насоса из-за вредного вли ни газа при разгазировании поднимаемой жидкости и поступление рабочего агента через газовсасывающий канал в прием насоса, а также в неиспользовании потенциальной пластовой энергии слабофонтанирующих скважин. Все это, в свою очередь, способствует снижению производительности подъемника в глубоких слабофонтанирующих скважинах. Цель изобретени - повышение производительности путем использовани энергии выдел юшегос из нефти газа. Указанна цель достигаетс тем, что в комбинированном скважинном подъемнике жидкости, содержащем установленные в обсадной колонне верхнюю ступень, выполненную в виде штангового насоса, цилиндр которого Св зан с первым р дом насосных труб, второй р д насосных труб, установленный между первым р дом насосных труб и колонной обсадных труб с образованием двух каналов, сообщенных между собой, и нижнюю ступень, выполненную в виде газлифта и св занную гидравлически с верхней ступенью, обсадна колонна снабжена пакером, на котором подвешена в скважине нижн ступень, снабженна муфтой с фигурным каналом и упором, а также скольз щим и обратным клапанами, причем верхний конец второго р да насосных труб выполнен свободным. Нижний - св зан с муфтой , а сообщены между собой через скольз щий клапан. На чертеже схематично представлен комбинированный скважинный подъемник жидкости , общий вид. Комбинированный скважинный подъемник жидкости содержит установленные в обсадной колонне 1 верхнюю ступень 2, выполненную в виде штангового насоса 3, цилиндр 4 которого св зан с первым р дом насосных труб, второй р д 6 насосных труб. установленный между первым р дом 5 насосных труб и колонной 1 обсадных труб с образованием двух каналов 7 и 8, сообщенных между собой, и нижнюю ступень 9, выполненную в виде газлифта 10, св занную гидравлически с верхней ступенью 2. Обсадна колонна 1 снабжена пакером 11, на котором подвешена в скважине нижн ступень 9, снабженна муфтой 12 с фигурным каналом 13 и упором 14, а также скольз щим 15 и обратным 16 клапанами. верхний конец второго р да 6 на сосных труб выполнен свободным, нижний св зан с муфтой 12, а каналы 7 и 8 сообщены между собой через скольз щий клапан 15. Нижн ступень 9, выполненна в виде газлифта 10, снабжена хвостовиком 17, расположенным в подпакерной зоне 18 скважины и имеющим в верхней части отверсти 19. Плунжер (не показан) штангового насоса 3 спускаетс в скважину на колонне 20 насосных штанг. Скольз щий клапан 15 выполнен с отверсти ми 21 дл поступлени жидкости из канала 8 к проему (не показан) штангового насоса 3 через отверсти 19 в верхней части хвостовика 17. Комбинированный скважинный подъемник жидкости работает следующим образом . Поступающа из пласта жидкость собираетс в подпакерной зоне 18 скважины и в хвостовике 17. При этом из жидкости часть газа выдел етс , собира сь непосредственно под пакером и образу газовую подушку. По мере поступлени жидкости из пласта в скважину давление газовой подушки возрастает , а при определенном его значении жидкость из ствола скважин вытесн етс и по хвостовику 17 через обратный клапан и фигурный канал 13 муфты 12 поступает в канал 8 между обсадной 1 колонной труб и вторым р дом 6 насосных труб, увлека с собой вверх скольз щий клапан 15. При дальнейшем повышении уровн жидкости в канале 8 она начинает поступать (переливатьс ) в канал 7, образованный между вторым р дом 6 и первым р дом 5 насосных труб, При этом происходит поворот направлени движени жидкости на 180° и, следовательно , отделение (по принципу работы газовых сепараторов) имеюш,егос в ней газа, который далее по каналу 8 направл етс вверх к устью скважины. После вытеснени жидкости из под пакерной зоны 18 давление в газовой подушке падает и прекращаетс поступление жидкости в надпакерную зону (не показана) скважины. При этом клапан 16 закрываетс , что предотвращает обратное истечение жидкости из надпакерной зоны в подпакерную 18, а скольз ший клапан 15 под действием своей массы опускаетс вниз до упора 14 муфты 12, обеспечива сообщение каналов 7 и 8 через отверсти 21 и откачку жидкости штанговым насосом 3 из надпакерной зоны скважины.После откачки жидкости гидростатическое давление, действуюш.ее на обратный клапан 16, снижаетс и накопившийс под пакером 11 газ снова вытесн ет жидкость по хвостовику 17 вверх через обратный клапан 16, фигурный канал 13 муфты 12 в надпакерную зону. Цикл повтор етс . В предлагаемом подъемнике глубинный насос способствует разгрузке скважины от давлени откачкой части столба жидкости. вследствие чего забойное давление скважины уменьшаетс , т.е. увеличиваетс депресси на пласт. Это приводит к увеличению дебита .слабофонтанирующих скважин.The invention relates to a technique for the extraction of oil, in particular to installations for the periodic operation of wells by a gas-lift method in combination with a well sucker-rod pump, and can be used in deep weakly flowing wells. A combined downhole fluid elevator is known, comprising an upper stage in the form of a sucker-rod pump and a lower retaining gas-lift stage on the side of the pump suction inlet, equipped with a cylindrical chamber, one end of which is connected to the pump cylinder and pumping tubes, and the other is equipped with an attachment that tapers into the cylindrical chamber directed inside and associated with the annulus of the well 1. The disadvantages of this lift are low productivity and relatively small height below EMA liquid sufficient for operation of deep wells with low dynamic liquid level. Closest to the present invention is a combined downhole fluid elevator comprising an upper stage installed in the casing, made in the form of a sucker-rod pump, the cylinder of which is connected to the first row of pump tubes, the second row of pump tubes installed between the first row of pump tubes and casing with the formation of two channels interconnected, and the lower stage, made in the form of gas lift and connected hydraulically with the upper stage 2. The disadvantages of the well-known combined well The need for using gas from an external source as a working agent, the possibility of disrupting the supply of a sucker-rod pump due to the harmful effects of gas when degassing the lifted liquid and the flow of the working agent through the gas suction channel to the pump intake, as well as not using reservoir energy weakly flowing wells. All this, in turn, contributes to a decrease in the performance of the lift in deep weakly flowing wells. The purpose of the invention is to increase productivity by using the energy of gas extracted from oil. This goal is achieved by the fact that in a combined borehole liquid elevator containing an upper stage installed in the casing, made in the form of a sucker-rod pump whose cylinder is connected to the first row of pumping pipes, the second row of pumping pipes installed between the first row of pumping pipes and a casing string with the formation of two channels connected to each other, and a lower stage, made in the form of a gas lift and connected hydraulically with the upper stage, the casing string is equipped with a packer, which is suspended in downhole, provided with a sleeve with a shaped channel and a stop, as well as sliding and non-return valves, with the upper end of the second row of pump tubes made free. The bottom one is connected to the clutch and communicates with each other through a sliding valve. The drawing schematically shows a combined downhole fluid lift, General view. The combined downhole fluid elevator comprises an upper stage 2 installed in the casing 1, made in the form of a sucker-rod pump 3, the cylinder 4 of which is connected to the first row of pump tubes, the second row of 6 pump tubes. installed between the first row of 5 pumping pipes and casing string 1 to form two channels 7 and 8 interconnected, and a lower stage 9 made in the form of a gas lift 10, which is hydraulically connected with the upper stage 2. The casing column 1 is equipped with a packer 11 , on which the bottom stage 9 is suspended in the borehole, equipped with a coupling 12 with a shaped channel 13 and an emphasis 14, as well as a sliding 15 and a non-return valve 16. the upper end of the second row 6 on the pine tubes is made free, the lower end is connected to the coupling 12, and the channels 7 and 8 are connected to each other through the sliding valve 15. The lower stage 9, made in the form of a gas lift 10, is equipped with a shank 17 located in the subpacker zone 18 of the well and having holes 19 in the upper part. A plunger (not shown) of the sucker-rod pump 3 is lowered into the well on the column 20 of the sucker rods. Sliding valve 15 is provided with openings 21 for the flow of fluid from channel 8 to the opening (not shown) of the sucker-rod pump 3 through openings 19 in the upper part of the shank 17. The combined downhole fluid elevator works as follows. Fluid coming from the reservoir is collected in the sub-packer zone 18 of the well and in the shank 17. In this case, part of the gas is released from the fluid, collecting directly under the packer and forming a gas cushion. As fluid enters the reservoir into the well, the pressure of the gas cushion increases, and at a certain value, the fluid from the wellbore is displaced along the shank 17 through the check valve and figure channel 13 of the sleeve 12 enters channel 8 between the casing 1 column and the second row The 6 pumping tubes carry the sliding valve 15 with them upwards. With a further increase in the level of the fluid in the channel 8, it begins to flow (overflow) into the channel 7 formed between the second row 6 and the first row 5 of the pumping tubes. The pressure of fluid movement through 180 ° and therefore, separation (operation principle of gas separator) imeyushih, EGOS gas therein, which is further along the channel 8 is guided up to the wellhead. After the fluid is displaced from under the packer zone 18, the pressure in the gas cushion drops and the flow of fluid into the supra-packer zone (not shown) of the well stops. At the same time, valve 16 is closed, which prevents liquid from flowing back from the nadpakernuy zone to subpacker 18, and sliding valve 15 under the action of its mass falls down to stop 14 of clutch 12, providing communication of channels 7 and 8 through openings 21 and pumping out fluid by sucker pump 3 After pumping out the fluid, the hydrostatic pressure acting on the check valve 16 decreases and the gas accumulated under the packer 11 again forces the fluid in the shank 17 up through the check valve 16, the shaped channel 13 of the coupling 1 2 into the overpacker zone. The cycle is repeated. In the proposed lift, a submersible pump helps unload the well from pressure by pumping out a portion of the liquid column. whereby the well bottom pressure decreases, i.e. increases depression on the reservoir. This leads to an increase in the flow rate of the inflowing wells.