Изобретение относитс к технике дл добычи нефти, в частности к комбинированным аодъемникам жидкости, и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при эксплуатации глубоких скважин со значительным снижением давлени в пласте. Известен комбинированный подъемник жидкости дл эксплуатации глубоких скважин , содержащий установленные в эксплуатационной колонке труб скважинный насос с приемной и вакуумной лини ми, последн из которых сообщена с колонной лифтовых труб, св занной с насосом, разобщающий пакер, выще которого затрубное пространство скважины сообщено с газлифтом, и обв зку усть скважины 1. Недостатком известного комбинированного подъемника жидкости вл етс размещение пакера выще насоса, что не позвол ет разделить нефть и газ и снижает эффекти&ность эксплуатации устройства. Цель изобретени - повышение эффективности в эксплуатации. Эта цель достигаетс тем, что в комбинированном подъемнике жидкости дл эксплуатации глубоких скважин, содержащем установленные в эксплуатационной колонне труб скважинный насос с приемной и вакуумной лини ми, последн из которых сообщена с колонной лифтовых труб, св занной с насосом, разобщающий пакер, выше которого затрубное пространство скважины сообщено с газлифтом, и обв зку усть скважины , приемна лини насоса снабжена трубчатым хвостовиком с установленными в его полости обратными клапанами, между которыми в стенке хвостовика выполнено отверстие, сообщающее полость хвостовика с затрубным пространством, а пакер расположен на хвостовике ниже его отверсти . На чертеже схематично представлен комбинированный подъемник жидкости дл эксплуатации глубоких скважин, общий вид. Комбинированный подъемник жидкости содержит установленные в эксплуатационной колонне 1 труб скважинный насос 2 с приемкой 3 и выкидной 4 лини ми, последн из которых сообщена с колонной лифтовых труб 5, св занной с насосом 2, разобщающий пакер 6, выше которого затрубное пространство 7 скважины сообщено с газлифтом 8, и обв зку 9 усть 10 скважины. Приемна лини 3 насоса 2 снабжена трубчатым хвостовиком 11 с установленными в его полости 12 обратными клапанами 13 и 14, между которыми в стенке хвостовика 11 выполнено отверстие 15, сообщающее полость 12 хвостовика 11 с затрубным пространством 7, а пакер 6 расположен на хвостовике 11 ниже его отверсти 15. Эксплуатационна колонна 1 скважины сообщена с продуктивным пластом 16 и в ней устанавливаетс динамический уровень 17 жидкости. Плунжер 18 скважинного насоса 2 посредством колонны штанг 19 кинематически св зан со станком-качалкой 20. Газопровод 21 высоконапорного газа газлифта 8 снабжен задвижкой 22. Затрубное пространство 7 скважины ссюбш.ено с выкидной линией 4 через задвижку 23. Комбинированный подъемник жидкости дл эксплуатации глубоких скважин работает следующим образом, Поступающие из продуктивного пласта 16 жидкость (нефть, вода) и газ через нижний обратный клапан 14 и отверстие 15 поступают в затрубное пространство 7, а через верхний обратный клапан 13 - в полость 12 хвостовика 11, устанавлива сь на определенном уровне 17. После этого закрывают задвижку 23 и открывают задвижку 22. Высоконапорный газ от источника (не показан) по газопроводу 21 попадает в затрубное пространство 7 скважины, т.е. в газлифт 8. По мере заполнени высоконапорным газом газлифта 8 давление в последнем повышаетс , при этом жидкость из затрубного пространства 7 вытесн етс в полость 12 хвостовика 11 через отверстие 15 и верхний обратный клапан 13 (поступлению жидкости в пласт 16 преп тствует ни,жний обратный клапан 14). При определенном давлении газа в затрубном пространстве 7 жидкость хвостовике 11 поднимаетс до приемной линии 3 насоса 2 и в этот момент включают станок-качалку 20 дл откачки накопившейс жидкости. Отключают станок-качалку 20 при достижении такого давлени газа в затрубном пространстве 7, при котором динамический уровень 17 жидкости в затрубном пространстве 7 установитс несколько выше отверсти 15. В последующих циклах полость 12 хвостовика 11 остаетс заполненной жидкостью, так как перетоку жидкости из хвостовика 11 в затрубное пространство 7 преп тствует верхний обратный клапан 13. Затем затрубное пространство 7 сообщают с выкидной линией 4, открыва задвижку 23, и газ поступает в выкидную линию 4, давление в затрубном пространстве 7 снижаетс и из продуктивного пласта 16 начинают поступать жидкость и газ. После накоплени жидкости в затрубном пространстве 7 задвижку 23 закрывают . Далее цикл повтор етс . Продолжительность накоплени жидкости и ее откачки может устанавливатьс исход из достижени максимльной добычи нефти или минимального удельного расхода высоконапорного газа. С целью сокращени расхода высоконапорного газа работа предлагаемого устройства возможна, например, при совместной эксплуатации двух скважин. ЗатрубныеThe invention relates to a technique for the extraction of oil, in particular to combined fluid receivers, and can be used in the oil industry in the operation of deep wells with a significant decrease in pressure in the reservoir. A combined fluid elevator for operating deep wells is known, which contains a downhole pump with suction and vacuum lines installed in the production string of pipes, the latter of which is connected to the elevator string connected to the pump, separating the packer, above which the annulus of the well communicates with the gas lift, and wrapping wellhead 1. A disadvantage of the known combined liquid elevator is the placement of the packer above the pump, which prevents the separation of oil and gas and reduces the effect of mp; the operation of the device. The purpose of the invention is to increase efficiency in operation. This goal is achieved by the fact that in a combined liquid elevator for operating deep wells, a downhole pump with suction and vacuum lines installed in the production tubing of the pipe, the latter of which is connected to the elevator tubing connected to the pump, separates the packer above which the annular well space is communicated with the gas lift, and the wellhead is tied up, the pump receiving line is provided with a tubular shank with check valves installed in its cavity, between which in the tails wall ka is a hole, the shank cavity informing the annulus, and a packer located below it in the shank opening. The drawing schematically shows a combined liquid elevator for operating deep wells, a general view. The combined liquid elevator contains a downhole pump 2 installed in the production string 1 of the pipe with acceptance 3 and discharge lines 4, the last of which is connected to the string of lift pipes 5 connected to the pump 2, separating the packer 6, above which the annulus 7 of the well is communicated with gas lift 8, and 9 winding 9 mouth 10 wells. The receiving line 3 of the pump 2 is equipped with a tubular shank 11 with 12 check valves 13 and 14 installed in its cavity, between which a hole 15 is made in the wall of the shank 11, which communicates the cavity 12 of the shank 11 with the annular space 7, and the packer 6 is located on the shank 11 below it holes 15. The production string 1 of the well communicates with the reservoir 16 and establishes a dynamic level 17 of the fluid in it. The plunger 18 of the borehole pump 2 is connected kinematically to the pumping unit 20 via a column of rods 19. The gas pipeline 21 of high-pressure gas of the gas-lift 8 is provided with a valve 22. The annular space 7 of the borehole with the discharge line 4 through the valve 23. Combined fluid lift for operating deep wells works as follows: Liquid (oil, water) and gas coming from the reservoir 16 through the lower check valve 14 and the hole 15 enter the annulus 7, and through the upper check valve 13 - into the cavity 12 of the shank 11, establishing Referring to certain level 17. Thereafter, closing the valve 23 and open valve 22. The high-pressure gas from a source (not shown) via the pipeline 21 enters the wellbore annulus 7, i.e. into the gas lift 8. As the gas lift 8 is filled with high-pressure gas, the pressure in the latter increases, the fluid from the annulus 7 is displaced into the cavity 12 of the shank 11 through the opening 15 and the upper non-return valve 13 (the flow of fluid into the formation 16 is prevented from valve 14). At a certain gas pressure in the annulus 7, the liquid of the shank 11 rises to the receiving line 3 of the pump 2 and at this moment turn on the pumping unit 20 to pump the accumulated liquid. The pumping unit 20 is shut off when the gas pressure in the annulus 7 is reached, at which the dynamic fluid level 17 in the annulus 7 is set somewhat higher than the orifice 15. In subsequent cycles, the cavity 12 of the shank 11 remains filled with fluid, since the flow of fluid from the shank 11 into the annulus 7 prevents the upper non-return valve 13. Then the annulus 7 communicates with the discharge line 4, opens the valve 23, and the gas enters the discharge line 4, the pressure in the annulus 7 s is lowered and liquid and gas begin to flow from reservoir 16. After accumulation of fluid in the annulus 7, the valve 23 is closed. Then the cycle repeats. The duration of fluid accumulation and pumping can be determined by achieving maximum oil production or minimum specific consumption of high-pressure gas. In order to reduce the consumption of high-pressure gas, the operation of the proposed device is possible, for example, when using two wells together. The cis
Э10876894E10876894
пространства скважин сообщают междути. При этом подают высоконапорный газspace wells report between. At the same time serves high-pressure gas
собой и перепускают высоконапорный, газот источника уже в меньшем количествеby themselves and bypass high-pressure, the source gas already in a smaller amount
из затрубного пространства одной скважиныдл достижени нужного давлени , необхопосле прекращени откачки жидкости издимого дл начала работы насоса, и раснее в затрубное пространство другой сква-ход высоконапорного газа сокращаетс прижины перед началом откачки из нее жидкое-мерно на 40%.from the annular space of one well to achieve the required pressure, when liquid pumped out to stop pumping is stopped, and further into the annular space, another well of high-pressure gas is reduced before the start of pumping from it liquid-dimensional by 40%.