СПОСОБ ВНУТРИСКВАЖИННОЙ ПЕРЕКАЧКИ И УСТАНОВКА ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ ЖИДКОСТИ ИЗ ВЕРХНЕГО ПЛАСТА СКВАЖИНЫ В НИЖНИЙ С ФИЛЬТРАЦИЕЙ
METHOD OF BOREHOLE TRANSFER AND UNIT FOR TRANSFER OF LIQUID FROM UPPER WELL FORMATION TO LOWER ONE WITH FILTRATION

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины в системе поддержания пластового давления при внутрискважинной перекачке пластовой воды.
С целью увеличения темпов отбора нефти и повышения нефтеотдачи применяют нагнетание воды в пласт. Для данных целей используются поверхностные, сточные и пластовые воды. К закачиваемой воде предъявляются определенные требования по содержанию взвешенных частиц (механических примесей) и остаточных нефтепродуктов, вследствие чего нагнетание воды без достаточной предварительной подготовки может негативно повлиять на эффективность процесса поддержания пластового давления - ППД.
Известен способ закачки воды, заключающийся в том, что вода из водоемов (рек, морей, озер) через насосную станцию первого подъема по магистральному водоводу поступает на водоочистную установку, где подвергается очистке (коагуляции, фильтрации, обезжелезиванию, смягчению, хлорированию, стабилизации), затем при помощи насосной станции второго подъема воду по магистральному водоводу перекачивают в кустовую насосную станцию - КНС, далее воду от КНС по разводящим водоводам подают в нагнетательную скважину (Абдуллин Ф.С. Добыча нефти и газа. М.: Недра, 1983 г., стр.52-60; Мирзаджанзаде А.Х. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра. 1986 г., стр.224, 231-236; Уразаков К.Р. Справочник по добыче нефти. СПб.: Недра, 2006 г., стр.272-285).
К недостаткам известного способа ППД путем закачки воды в нагнетательную скважину при помощи целого комплекса сооружений относится то, что сами по себе данные системы являются доростоящими и имеют большой срок окупаемости. При этом чем более удалена нагнетательная скважина от источника воды, тем выше затраты для реализации данного мероприятия. Также необходимо осуществлять периодическую реконструкцию системы ППД, обеспечивать ее надежную работу в процессе эксплуатации, что связано с дополнительными высокозатратными мероприятиями. Кроме того, данная технология требует подготовки в товарном парке пластовой жидкости, что также требует определенного объема капиталовложений.
Известен способ заводнения пластов, заключающийся в том, что воду из водозаборной скважины самотеком или с использованием специальных насосов подают на КНС, затем закачивают ее по системе разводящих трубопроводов в нагнетательные скважины (Абдуллин Ф.С. Добыча нефти и газа. М.: Недра, 1983 г., стр.60-61; Мирзаджанзаде А.Х. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1986 г., стр.224).
Недостатком известного способа является необходимость бурения водозаборных скважин, а также строительства и поддержания в работоспособном состоянии КНС и системы разводящих трубопроводов. Кроме того, система водоводов находится под высоким давлением и подвержена влиянию внешней среды, в частности воздействию низких температур и т.д., что существенно снижает безопасность эксплуатации установки. К недостаткам также относится то, что в данном способе не предусмотрена очистка жидкости от содержащихся в ней механических примесей (песка, частиц породы).
Известен способ заводнения пластов, представляющий собой принудительный межскважинный переток, выбранный в качестве аналога, заключающийся в том, что пластовую воду отбирают через водозаборные скважины и закачивают ее при помощи насоса в нагнетательные скважины (патент №2290500, опубл. 27.12.2006, E21B 43/20, ОАО ВНИИОЭНГ, вып.9, Москва, 2010, стр.24-27; Мирзаджанзаде А.Х. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1986 г., стр.224).
Недостатком известного способа является то, что закачиваемая в нагнетательную скважину вода не проходит очистку от твердых взвешенных частиц, что негативно влияет на эффективность вытеснения нефти водой.
Известен способ закачки жидкости в пласт, выбранный в качестве аналога, включающий бурение нагнетательной скважины, вскрытие нефтяного и водоносного пластов, спуск колонны труб, установку межпластового пакера, закачку жидкости в пласт. Согласно изобретению в нагнетательную скважину спускают двойную колонну труб. Над вскрытыми пластами устанавливают дополнительный пакер. Нижний конец одной из труб устанавливают в интервале водоносного пласта. Соединяют эту трубу с накопительной емкостью на устье скважины для воды или реагентов для повышения нефтеизвлечения. Оборудуют глубинным насосом для подачи воды из водоносного пласта в накопительную емкость. Нижний конец другой трубы устанавливают в интервале нефтяного пласта. Соединяют эту трубу с накопительной емкостью. Оборудуют пультом управления и нагнетательным насосом для откачки воды или реагентов из накопительной емкости. Закачку в нефтяной пласт производят в постоянном, или циклическом, или импульсном режиме под контролем с пульта управления (патент №2211314, E21B 43/20, опубл. 27.08.2003).
Недостатком известного способа является то, что для его применения требуется наличие накопительной емкости на устье скважины, что усложняет способ. Кроме того, в данной системе не предусмотрено отделение механических примесей от закачиваемой жидкости.
Известен способ принудительного внутрискважинного перетока, выбранный в качестве прототипа, заключающийся в том, что водоносный и нефтеносный пласты разобщают пакером, на насосно-компрессорных трубах, недалеко от устья устанавливают перевернутый погружной центробежный насос, отбирают воду из водоносного пласта скважины по межтрубному пространству, далее воду с помощью насоса закачивают в продуктивный пласт той же скважины (Абдуллин Ф.С. Добыча нефти и газа. М.: Недра, 1983 г., стр.61-62, Мирзаджанзаде А.Х. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1986 г., стр.224-225).
Недостатком известного способа является то, что при его реализации уменьшается межремонтный период работы электроцентробежного насоса, работа установки сопровождается отказами электроцентробежного насоса - ЭЦН, заклиниванием ЭЦН в стволе скважины вследствие воздействия на него механических примесей, содержащихся в воде.
Существуют следующие установки для реализации способа внутрискважинной перекачки жидкости.
Известна установка для внутрискважинной перекачки жидкости из верхнего пласта в нижний (НТЖ «Нефть. Газ. Новации» 8/2011, стр.28-31), состоящая из насосно-компрессорных труб, пакера, расходомера, обратного клапана, погружного насоса, протектора, погружного электродвигателя, компенсатора, питающего кабеля.
Недостатком известной установки является то, что возможен преждевременный выход из строя ЭЦН из-за воздействия механических примесей, содержащихся в перекачиваемой жидкости, а также затрудненность извлечения установки в случае присыпки межтрубного пространства над пакером механическими примесями. К недостаткам относится также то, что возможность использования в составе установки пакера механического действия ограничивается тем, что перевод механического пакера в рабочее положение производится созданием нагрузки весом колонны труб, при этом данная нагрузка передается в направлении «сверху вниз», в том числе и через установку электроцентробежного насоса - УЭЦН, что приводит к поломке УЭЦН и необходимости ее ремонта или замены.
Известна насосная установка Шарифова для эксплуатации скважин (варианты), выбранная в качестве аналога, включающая спущенное и установленное в скважину на колонне труб насосное устройство и, по меньшей мере, один пакер. Насосное устройство состоит, в основном, из насоса с приемной сеткой и погружного электродвигателя с силовым кабелем и размещено в защитной трубе с кабельным вводом и нижним и верхним переводниками. Верхний переводник защитной трубы соединен сверху с колонной труб и снизу с насосным устройством, а нижний переводник снизу соединен с трубой над пакером, при этом пакер установлен ниже насосного устройства. Насосная установка может быть дополнительно оснащена одним или несколькими элементами - посадочным ниппелем, измерительной камерой, перепускным узлом, одной или несколькими скважинными камерами для съемного клапана, разъединителем колонны, подвижным герметичным соединением, газосепаратором, инжектором и фильтром песка (патент №2300668, F04D 13/10, опубл. 10.06.2007).
Известна пакерная установка для эксплуатации пластов скважины, выбранная в качестве аналога, включающая спущенные в скважину на колонне труб насос, два пакера, один из которых установлен выше верхнего пласта, а другой - между пластами. При этом насос выполнен с кожухом и размещен между пакерами или выше пакера, расположенного над верхним пластом. Пакеры предусмотрены механического или гидравлического действия с кабельным вводом или без него. Кожух связан с пакером или пакерами. Между кожухом и пакером размещен перепускной узел или газосепаратор, или струйный эжектор для стравливания газа (патент №2296213, E21B 43/14, опубл. 27.03.2007).
Общим недостатком данных изобретений является то, что при эксплуатации оборудования на УЭЦН оказывают влияние сжимающие нагрузки, образующиеся вследствие изменения длины колонны труб под воздействием давления. В результате вибрация и сжатие УЭЦН негативно сказываются на состоянии оборудования, уменьшают межремонтный период работы УЭЦН.
Известна пакерная разъединяющая установка Шарифова для эксплуатации пластов скважины (варианты), выбранная в качестве прототипа, включающая спущенные в ствол скважины на колонне труб с открытым или заглушенным нижним концом, насос, одну или несколько скважинных камер со съемными клапанами для потока среды, ниппель для съемного клапана и один пакер, установленный выше пласта или между пластами, или несколько пакеров механического, гидравлического, гидромеханического или импульсного действия, размещенных выше и между пластами в любой комбинации. По меньшей мере, один пакер соединен с одним или несколькими из элементов - якорем, телескопическим соединением, соединителем, хвостовиком, фильтром. Насос соединен жестко или свободно с размещенным ниже его пакером и имеет кожух для изолирования приема насоса от затрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб. Выше кожуха насоса установлена скважинная камера со съемным клапаном, который выполнен с осевым, сквозным или не сквозным каналом и радиальными отверстиями или двумя противоположными штуцерами со свободными или подпружиненными обратными клапанами с ограниченными ходами для исключения возможности перетока среды из одного пласта в другой (патент №2305170, E21B 33/12, опубл. 20.06.2005).
Недостатком известного изобретения является то, что при эксплуатации установки нет возможности производить замер таких параметров пластовой жидкости, как температура, давление, обводненность. Также к недостаткам относится то, что в данной установке не предусмотрена промывка межтрубного пространства над нижним пакером, при этом процесс закачки жидкости из верхнего пласта в нижний может сопровождаться осаждением механических примесей в надпакерной зоне, что может привести к трудностям при извлечении установки.
Общим недостатком известных установок (патенты №2300668, №2296213, №2305170) является то, что фильтр является неизвлекаемым и находится в нижней части установок, а именно под пакером. Для обеспечения эффективной работы оборудования необходимо производить своевременную очистку либо замену фильтра. Для осуществления данных мероприятий требуется полное извлечение установки, что связано с дополнительными денежными и трудовыми затратами.
Задачей, решаемой изобретением, является повышение эффективности работы установки, а именно увеличение межремонтного периода работы УЭЦН, повышение безопасности и стабильности работы установки, возможность контроля за параметрами жидкости, замена фильтра без подъема всей установки, надежное извлечение установки при скоплении механических примесей в межтрубном пространстве над верхним пакером, возможность осуществления ремонтных работ в том случае, если давление в нижнем пласте значительно больше давления в верхнем пласте, а также больше гидростатического давления столба жидкости, что наблюдается при продолжительной закачке жидкости из верхнего пласта скважины в нижний.
Указанный технический результат достигается тем, что:
- способ внутрискважинной перекачки жидкости из верхнего пласта скважины в нижний с фильтрацией заключается в том, что в скважину на колонне труб спускают нижний пакер с разъединителем колонны, устанавливают нижний пакер, затем отсоединяют разъединитель колонны, при этом извлекаемую часть разъединителя колонны вместе с колонной труб поднимают на поверхность, а в скважине автономно оставляют нижний пакер с нижерасположенным оборудованием и неизвлекаемую часть разъединителя колонны, далее установку собирают в следующей последовательности: извлекаемая часть разъединителя колонны, гидравлический якорь, установка электроцентробежного насоса перевернутого типа, управляемый клапан закачки, верхний пакер с кабельным вводом, устройство распределения потока, устройство очистки жидкости, перепускной клапан, и спускают собранную установку на колонне труб в скважину на определенную глубину, устье оснащают устьевой арматурой с герметизацией выхода кабеля, далее состыковывают извлекаемую и неизвлекаемую части разъединителя колонны, затем устанавливают верхний пакер, включают наземную станцию управления, приводя в действие электроцентробежный насос, далее осуществляют внутрискважинную перекачку жидкости из верхнего пласта скважины в нижний, при этом контролируют показания датчиков, информирующих о засорении устройства очистки жидкости механическими примесями, для удаления механических примесей из устройства очистки жидкости вначале спускают ловильный инструмент на канатной технике, колтюбинговых трубах или геофизическом кабеле, зацепляют ловильный инструмент за ловильную головку устройства очистки жидкости и извлекают устройство очистки жидкости на поверхность, затем удаляют механические примеси из устройства очистки жидкости или производят замену устройства очистки жидкости, после чего спускают устройство очистки жидкости на канатной технике, колтюбинговых трубах или геофизическом кабеле в посадочное седло, далее возобновляют внутрискважинную перекачку, после ее завершения производят промывку от механических примесей межтрубного пространства над верхним пакером, для этого поднимают устройство очистки жидкости, затем спускают ловильный инструмент на канатной технике, колтюбинговых трубах или геофизическом кабеле, зацепляют ловильный инструмент за ловильную головку устройства распределения потока, извлекают устройство распределения потока на поверхность, переставляют заглушки из каналов устройства распределения потока для перекачки в каналы устройства распределения потока для промывки, бросают устройство распределения потока в посадочное седло, далее с устья в колонну труб производят закачку жидкости, которая, проходя через каналы промывки, очищает межтрубное пространство над верхним пакером от скопления механических примесей, по окончании промывки производят подъем установки;
- нижнюю часть установки оснащают воронкой;
- нижнюю часть установки оснащают хвостовиком;
- нижнюю часть установки оснащают клапаном-отсекателем;
- установка для перекачки жидкости из верхнего пласта скважины в нижний с фильтрацией включает в себя нижний пакер с разъединителем колонны, гидравлический якорь и установку электроцентробежного насоса перевернутого типа, содержащую расходомер, влагомер, электроцентробежный насос, погружной электродвигатель, кабель, датчик давления, датчик температуры, над которыми расположен управляемый клапан закачки с имеющимся выше него верхним пакером с кабельным вводом, извлекаемое устройство распределения потока, состоящее из корпуса, ловильной головки, посадочного седла и заглушек, при этом в корпусе устройства распределения потока выполнены несколько каналов для промывки и закачки, на внешней поверхности устройства распределения потока имеется паз для укладки кабеля, извлекаемое устройство очистки жидкости, установленное выше устройства распределения потока и включающее в себя шламоуловитель, фильтр, посадочное седло и ловильную головку, пропускаемую через полнопроходной перепускной клапан, установленный в верхней части установки, при этом ловильная головка расположена выше перепускного клапана;
- нижний пакер выполнен механического действия, а верхний пакер с кабельным вводом - гидромеханического действия;
- нижняя часть установки выполнена с открытым концом в виде воронки;
- нижняя часть установки выполнена с открытым концом в виде хвостовика;
- нижняя часть установки оснащена клапаном-отсекателем.
Схема установки для внутрискважинной перекачки жидкости из верхнего пласта скважины в нижний пласт с фильтрацией приведена на фиг.
Установка включает в себя спущенные в скважину 1 на колонне насосно-компрессорных или бурильных труб 2 воронку, или хвостовик, или клапан-отсекатель 3, нижний пакер 4 для герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны скважины 1, разъединитель колонны 5, установленный выше нижнего пакера 4. Клапан-отсекатель 3 имеет несколько положений, а именно транспортное положение для возможности заполнения колонны труб жидкостью, положение «открыто» для закачки жидкости из верхнего пласта в нижний и положение «закрыто» для перекрытия потока жидкости из нижнего пласта. Нижний пакер 4 выполнен механического действия. Нижний пакер 4 спущен выше кровли нижнего пласта 6, используемого под закачку в целях ППД. Разъединитель колонны 5 состоит из двух частей - извлекаемой и неизвлекаемой (на фиг. не показаны), и предназначен для отсоединения колонны труб 2 от нижнего пакера 4 после его установки в скважине 1 и герметичного соединения колонны труб 2 с нижним пакером 4. Также разъединитель колонны 5 может применяться в качестве компенсатора осевых перемещений колонны труб 2 с сохранением герметичности после разъединения. Над разъединителем колонны 5 установлен гидравлический якорь 7 для уменьшения вибраций УЭЦН и предотвращения негативного влияния сжимающих нагрузок на УЭЦН, возникающих вследствие изменения длины колонны труб 2 под воздействием давления. Над гидравлическим якорем 7 расположена УЭЦН, выполненная по перевернутой схеме в отличие от традиционных УЭЦН, включающая в себя: расходомер 8, влагомер 9, электроцентробежный насос 10, погружной электродвигатель 11, кабель 12, датчик давления 13, датчик температуры 14. Выше УЭЦН расположен клапан закачки 15 с пазом (на фиг. не показан) для укладки кабеля 12. Клапан закачки 15 обеспечивает сообщение внутренней полости колонны труб 2 с затрубным пространством, а также позволяет свести к минимуму возможность размыва стенки обсадной колонны. На минимальном расстоянии ниже подошвы верхнего пласта 16 установлен верхний пакер с кабельным вводом 17. Верхний пакер с кабельным вводом 17 выполнен гидромеханического действия. Верхний пакер 17 предназначен для изоляции межтрубного пространства под ним от механических примесей и обеспечения гарантированного извлечения установки из скважины 1. Над верхним пакером 17 имеется устройство распределения потока, состоящее из корпуса 18, заглушек 19, ловильной головки 20 и посадочного седла 21 устройства распределения потока. В корпусе 18 устройства распределения потока выполнено несколько каналов, а именно каналы перекачки 22 жидкости и каналы промывки 23 межтрубного пространства над верхним пакером 17. На внешней поверхности корпуса 18 устройства распределения потока имеется паз (на фиг. не показан) для укладки кабеля 12. Верхняя часть установки оснащена перепускным клапаном 24, предназначенным для прохождения пластовой жидкости из межтрубного пространства скважины 1, сообщающегося с продуктивным пластом, во внутреннюю полость колонны труб 2. Перепускной клапан 24 является полнопроходным для возможности осуществления как спуска, так и подъема через него устройства очистки жидкости или другого скважинного оборудования на канатной технике либо на колтюбинговых трубах или геофизическом кабеле (на фиг. не показаны). Устройство очистки жидкости состоит из шламоуловителя 25, фильтра 26, ловильной головки 27 и посадочного седла 28 устройства очистки жидкости. Устройство очистки жидкости спущено в интервал между перепускным клапаном 24 и устройством распределения потока. Ловильная головка 27 устройства очистки жидкости расположена выше перепускного клапана 24.
Реализация способа приведена в описании работы оборудования.
Перед спуском установки производят шаблонирование скважины 1 и очистку стенок обсадной колонны скребками (скреперами) (на фиг. не показаны), а затем промывку ствола скважины 1.
Компоновка спускается в ствол скважины 1 на колонне труб 2 на требуемую глубину.
1
2
1
Сначала производят спуск на колонне труб 2 воронки, или хвостовика, или клапана-отсекателя 3 в транспортном положении и нижнего пакера 4 с разъединителем колонны 5. Нижний пакер 4 устанавливают в стволе скважины 1 путем осевых перемещений колонны труб 2. После производят отсоединение разъединителя колонны 5. При этом извлекаемую часть разъединителя колонны 5 вместе с колонной труб 2 поднимают на поверхность, а в стволе скважины 1 автономно оставляют воронку, или хвостовик, или клапан-отсекатель 3 и нижний пакер 4 с неизвлекаемой частью разъединителя колонны 5. Далее установку собирают в следующей последовательности: извлекаемая часть разъединителя колонны 5, гидравлический якорь 7, УЭЦН, клапан закачки 15, верхний пакер 17, устройство распределения потока, устройство очистки жидкости, перепускной клапан 24. Затем ее спускают на колонне труб 2 в ствол скважины 1 на определенную глубину, после чего устье оснащают устьевой арматурой (на фиг. не показана) с герметизацией выхода кабеля 12. Далее состыковывают извлекаемую и неизвлекаемую части разъединителя колонны 5. После производят зацепление неизвлекаемой и извлекаемой частей разъединителя колонны 5. Для обеспечения работы разъединителя колонны 5 в качестве компенсатора осевых перемещений колонны труб 2 с сохранением герметичности колонну труб 2 плавно натягивают, приподнимая ее над неизвлекаемой частью разъединителя колонны 5 на определенную высоту с усилием, превышающим вес колонны труб 2 над оборудованием. Далее устанавливают верхний пакер 17 в заданном интервале. Для этого в колонну труб 2 подают давление P, после чего создают осевое механическое усилие от веса колонны труб 2. Для открытия сообщения внутритрубного и затрубного пространства через клапан закачки 15 в колонне труб 2 создают давление P, большее давления P. Далее включают наземную станцию управления (на фиг. не показана), приводя в действие ЭЦН 10. Давление в колонне труб 2, создаваемое ЭЦН 10, приводит в рабочее положение гидравлический якорь 7. Переводят клапан-отсекатель 3 в положение «открыто». Осуществляют внутрискважинную перекачку жидкости из верхнего пласта 16 скважины 1 в нижний пласт 6.
При эксплуатации установки контролируют параметры скважинной жидкости по расходомеру 8, влагомеру 9, датчику давления 13, датчику температуры 14. Если они информируют о необходимости удаления механических примесей, то производят промывку данного участка. Для этого ловильный инструмент спускают на канатной технике, колтюбинговых трубах или геофизическом кабеле (на фиг. не показаны), зацепляют ловильный инструмент за ловильную головку 27 устройства очистки жидкости. Извлекают устройство очистки жидкости на поверхность. Удаляют механические примеси из устройства очистки жидкости или производят его замену. Спускают устройство очистки жидкости на канатной технике, колтюбинговых трубах или геофизическом кабеле в посадочное седло 28. Далее возобновляют внутрискважинную перекачку. После ее завершения производят промывку от механических примесей межтрубного пространства над верхним пакером 17. Для этого поднимают устройство очистки жидкости. Затем спускают ловильный инструмент на канатной технике, колтюбинговых трубах или геофизическом кабеле. Зацепляют ловильный инструмент за ловильную головку 20 устройства распределения потока, извлекают устройство распределения потока на поверхность. Переставляют заглушки 19 из каналов для перекачки 22 в каналы для промывки 23. Бросают устройство распределения потока в посадочное седло 21. Далее с устья в колонну труб 2 производят закачку жидкости, которая, проходя через каналы промывки 23, очищает межтрубное пространство над верхним пакером 17 от скопления механических примесей. Затем производят подъем установки в следующей последовательности. Разбирают устьевую арматуру (на фиг. не показана). Колонну труб 2 медленно натягивают до распакеровки и перевода верхнего пакера 17 в транспортное положение. Производят подъем на колонне труб 2 установки, включающей в себя извлекаемую часть разъединителя колонны 5, гидравлический якорь 7, УЭЦН, клапан закачки 15, верхний пакер 17, посадочное седло 21 устройства распределения потока и посадочное седло 28 устройства очистки жидкости, перепускной клапан 24. Производят спуск на колонне труб 2 извлекаемой части разъединителя 5. Состыковывают извлекаемую и неизвлекаемую части разъединителя 5. Поднимают воронку или хвостовик 3 и нижний пакер 4 с разъединителем колонны 5 на колонне труб 2.
Для надежного перекрытия потока жидкости из нижнего пласта 6 с целью проведения ремонтных работ переводят клапан-отсекатель 3 в положение «закрыто» и производят подъем установки в следующей последовательности. Разбирают устьевую арматуру (на фиг. не показана). Колонну труб 2 медленно натягивают до распакеровки и перевода верхнего пакера 17 в транспортное положение. Производят подъем на колонне труб 2 установки, включающей в себя извлекаемую часть, разъединитель колонны 5, гидравлический якорь 7, УЭЦН, клапан закачки 15, верхний пакер 17, посадочное седло 21 устройства распределения потока и посадочное седло 28 устройства очистки жидкости, перепускной клапан 24. При этом в скважине оставляют клапан-отсекатель 3 и нижний пакер 4 с неизвлекаемой частью разъединителя колонны 5.
Заявляемый способ внутрискважинной перекачки и установка для перекачки жидкости из верхнего пласта скважины в нижний с фильтрацией позволяют облегчить процесс закачки жидкости, а также повысить безопасность эксплуатации установки по сравнению со способом ППД путем закачки воды при помощи целого комплекса сооружений. Оснащение установки якорем гидравлическим повышает межремонтный период работы УЭЦН благодаря уменьшению вибраций УЭЦН и предотвращению негативного влияния сжимающих нагрузок на УЭЦН. Использование извлекаемого устройства очистки жидкости позволяет увеличить межремонтный период работы УЭЦН за счет очищения жидкости от механических примесей, уменьшить забивание пласта, используемого с целью ППД, повышая при этом коэффициент охвата пласта заводнением, а также позволяет удалять из устройства очистки жидкости механические примеси или производить его замену без подъема всей установки скважинного оборудования. Применение в составе установки датчиков температуры, давления, расходомера, влагомера позволяет осуществлять контроль за параметрами жидкости, а также производить своевременную замену устройства очистки жидкости. Применение верхнего пакера предотвращает засыпку механическими примесями УЭЦН в стволе скважины. Возможность промывки межтрубного пространства над верхним пакером от скопления механических примесей при помощи устройства распределения потока обеспечивает гарантированный подъем установки на поверхность. Оснащение нижней части установки клапаном-отсекателем позволяет перекрыть поток жидкости из нижнего пласта и произвести извлечение установки с целью проведения ремонтных работ. Предотвращение размыва внутренних стенок обсадной колонны за счет управляемого клапана закачки и использование разъединителя колонны как по прямому назначению, так и для телескопического соединения, т.е. в качестве герметичного компенсатора осевых перемещений колонны труб, также положительно влияют на работу установки.