СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПРЕРЫВИСТОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПОМОЩЬЮ МЕХАНИЧЕСКОГО ИНТЕРФЕЙСА Российский патент 1998 года по МПК E21B43/00 

Настоящее изобретение имеет отношение к созданию способа и устройства, предназначенных для способствования искусственному подъему нефти из нефтедобывающих буровых скважин.

Задачей настоящего изобретения является способствование искусственному подъему нефти, которая накапливается в эксплуатационных колоннах труб нефтедобывающих буровых скважин.

В настоящем изобретении предлагается использование двух взаимосвязанных эксплуатационных колонн плюс одного чрезвычайно гибкого механического интерфейса, который при подъеме нефти, которая накопилась в эксплуатационных колоннах, выталкивает ее на поверхность, уменьшая в результате гидростатическое давление, которое гидростатический напор оказывает на зону добычи.

После завершения оснащения нефтяной скважины поток нефти до поверхности может доходить только в том случае, когда давление в продуктивном пласте достаточно для преодоления противодавления, оказываемого напором на нефть, накопленную в эксплуатационной колонне.

В случае давления в продуктивном пласте, недостаточного для преодоления указанного противодавления, становится необходимым использование некоего искусственного способа для того, чтобы обеспечить вытекание нефти на поверхность.

В некоторых из таких способов предлагается использование механических насосных систем, опущенных в скважину центробежных насосных систем и насосных систем с последовательными полостями.

Общей характеристикой таких систем является необходимость подачи энергии для привода насосного оборудования, обычно расположенного вокруг зоны добычи, что создает необходимость использования неких физических средств для подвода энергии, которыми может быть электрический кабель для питания двигателя погружного центробежного насоса или нитка механических штанг для привода находящегося на поверхности насоса или насоса с последовательной полостью. Общей характеристикой таких систем является наличие большого числа компонентов, склонных к отказу.

Широко используется способ пневматической накачки, который специалисты в данной области знают как "газлифт", который в основном заключается во введении газа в кольцевое пространство, которое существует между эксплуатационными колоннами и обсадной трубой буровой скважины. Газ вводится в эксплуатационные колонны при помощи специальных клапанов с целью газификации нефти. Такая газификация уменьшает удельный вес и облегчает вытекание нефти на поверхность.

Существуют две основные системы газлифта, которые именуются "непрерывный газлифт" и "прерывистый газлифт". При непрерывном газлифте, как это подсказывает само название, газ непрерывно нагнетается в кольцевое пространство до тех пор, пока он не достигнет клапана на дне буровой скважины, который разрешает нагнетание газа внутрь эксплуатационной колонны.

При прерывистом газлифте в отличие от предыдущего обеспечивается возможность добычи из буровой скважины в течение некоторого времени без нагнетания газа. Кроме того, газ нагнетается в кольцевое пространство при достаточно высоком давлении. Специальные установленные в оправке газлифта клапаны позволяют производить нагнетание газа внутрь эксплуатационной колонны, создавая за счет этого эффект накачки (подачи) нефти на поверхность.

Несмотря на некоторые преимущества, способы искусственного газлифта имеют серьезные недостатки, такие как, например, проскальзывание между газовой и жидкостной фазами, в результате которого газ течет на поверхность, а нефть остается внутри буровой скважины, что является обычным явлением для буровых скважин, которые используются для добычи нефти с высокой вязкостью.

Другим серьезным недостатком является то, что такую технику затруднительно использовать в направленных буровых скважинах, в которых наклон буровой скважины может благоприятствовать образованию зон газовой сегрегации, которые даже могут сделать этот способ практически нереализуемым. Большая глубина зоны добычи (залегания продуктивного пласта) также является характеристикой, препятствующей использованию способа газлифта.

Другим серьезным недостатком способов искусственного газлифта является увеличение давления на дно скважины, что является дополнительным фактором, ограничивающим добычу нефти.

Еще одним путем решения проблемы является использование способа, известного как "плунжерный подъемник", при котором используется особый плунжер для подъема нефти, содержащейся в эксплуатационной колонне.

В соответствии с этим способом, газ нагнетается до дна буровой скважины, что заставляет плунжер подниматься до устья буровой скважины. При движении вверх плунжер выталкивает нефть, накопленную в колонне, и заставляет ее вытекать из скважины.

Несмотря на то, что при использовании этого способа получают хорошие результаты, его серьезным недостатком является необходимость закрывать имеющиеся на поверхности клапаны в тот момент, когда плунжер достигает самой высокой точки, чтобы сделать возможным его повторное опускание в буровую скважину для возобновления нового цикла; это вызывает перерыв в добыче и ограничивает использование этого способа только буровыми скважинами малой глубины, так как в более глубоких скважинах время ожидания перемещения плунжеров вниз может быть очень большим.

Еще в одном способе предлагается использование шаров (сфер) из синтетического каучука, которые вызывают вытекание нефти, накопленной в эксплуатационной колонне. Этот способ, известный специалистам в данной области как "система газлифта с шаровым насосом", состоит в основном в использовании второй колонны, именуемой нагнетательной колонной, такого же диаметра, как и эксплуатационная колонна. Эта вторая колонна используется для перемещения шаров вниз. Эти две колонны соединяются вместе в зоне, близкой к зоне добычи.

Этот способ также обладает некоторыми недостатками, основным из которых является риск прилипания или задержки шаров внутри колонн. Другой недостаток вызывается тем, что эффективность способа зависит в основном от уплотнительной возможности шаров, которая, ввиду их геометрии, не гарантирует идеального уплотнения.

Другой подлежащей рассмотрению проблемой является высокая стоимость эксплуатации шаров, которые изнашиваются в течение короткого времени, а также сложность оборудования, используемого на поверхности и в глубине скважины.

Наиболее близким к настоящему изобретению из числа известных решений является описанное в авторском свидетельстве СССР N 1307101, F 04 F 1/18, 1987 г. В нем раскрыт способ прерывистой добычи нефти с использованием механического интерфейса, включающий ввод, по меньшей мере, одного механического интерфейса в устройство спуска-приема, открытие клапана питания газом и эксплуатационной задвижки, накопление нефти в эксплуатационной колонне, проталкивание давлением газа от источника газа механического интерфейса внутрь эксплуатационной колонны, возврат механического интерфейса в устройство спуска-приема и осуществление повторного цикла.

Для осуществления этого способа используется устройство, включающее эксплуатационную колонну, идущую от устья скважины, источник газа, клапан подачи газа высокого давления от источника газа в эксплуатационную колонну, устройство спуска-подъема механического интерфейса, эксплуатационную линию и эксплуатационную задвижку для прохождения вытекающей и эксплуатационной колонны нефти в эксплуатационную линию.

Основными особенностями настоящего изобретения в части способа, отличающими его от указанного решения, является то, что механический интерфейс устанавливают между эксплуатационной линией и ответвлениями для уравновешивания верхнего и нижнего давления на механическом интерфейсе, один из клапанов питания газа открывают после закрытия одной из эксплуатационных задвижек, механический интерфейс вводят внутрь эксплуатационной колонны через участок, подсоединенный к ней, блокируя прохождение газа и отведение потока по ответвлениям, при этом механический интерфейс опускают вдоль длины эксплуатационной колонны до встречи с соединением, расположенным вблизи дна буровой скважины и которое соединяет первую эксплуатационную колонну со второй, а затем поднимают вдоль другой эксплуатационной колонны, вызывая подъем на поверхность нефти, накопленной в эксплуатационной колонне, вытекающий поток нефти через эксплуатационную задвижку направляют по эксплуатационной линии в уравнительный резервуар, эксплуатационную задвижку открывают в момент времени, когда вытекающий поток состоит только из нагнетаемого газа, начало цикла наполнения эксплуатационных колонн и начало нового прохода механического интерфейса через них в обратном направлении контролируют датчиком поверхности перехода между жидкостью и газом.

Устройство согласно настоящему изобретению в отличие от известного содержит дополнительные эксплуатационную колонну, устройство спуска-подъема механического интерфейса, выполненного гибким, клапан подачи газа для осуществления прохода газа высокого давления от источника газа в эксплуатационную колонну, эксплуатационную задвижку для прохождения вытекающий из эксплуатационной колонны нефти в эксплуатационную линию и имеет уравнительный резервуар и датчик поверхности раздела между газом и жидкостью, установленный в эксплуатационной линии, направляющей поток нефти в уравнительный резервуар, и предназначенный для определения момента, когда выходной поток состоит только из нагнетаемого газа, подачи команды на закрывание клапанов подачи газа и открывание эксплуатационных задвижек, при этом эксплуатационные колонны соединены между собой вблизи дна буровой скважины и имеют короткий эксплуатационный патрубок с всасывающим клапаном на своем нижнем конце, а каждое из устройств спуска-приема механического интерфейса имеет клапан для осуществления ввода, по меньшей мере, одного механического интерфейса, ответвления для уравновешивания верхнего и нижнего давлений на механическом интерфейсе при его прохождении вверх и стопорные клапаны для пропускания потока через ответвления в одном направлении.

Другие, более частные особенности изобретения будут ясны из дальнейшего описания изобретения.

На фиг. 1a, 1b и 1c схематически показана оснащенная буровая скважина с аппаратурой для использования способа, известного как "газлифт с шаровым насосом".

На фиг. 2 схематично иллюстрируется, каким образом могут быть применены способ и устройство, которые предлагаются в настоящем изобретении, в завершенной нефтяной скважине с насадкой, расположенной немного выше зоны добычи.

На фиг. 3 схематично иллюстрируется, каким образом могут быть применены способ и устройство, которые предлагаются в настоящем изобретении, в нефтяной скважине при использовании насадки, расположенной немного выше зоны добычи, и при использовании линии разрядки (спуска) газа в кольцевое пространство.

На фиг. 4 схематично иллюстрируется, каким образом могут быть применены способ и устройство, которые предлагаются в настоящем изобретении, в завершенной нефтяной скважине без использования насадки.

На фиг. 5 схематично иллюстрируется, каким образом могут быть применены способ и устройство, которые предлагаются в настоящем изобретении, в нефтяной скважине, в которой нижний конец эксплуатационных колонн находится ниже зоны добычи.

Перед тем, как начать описание предлагающихся в изобретении решений, обратимся к рассмотрению фиг. 1a, 1b и 1c, на которых схематично показано применение известного способа "газлифта с шаровым насосом".

Две колонны (41) и (42) имеют одинаковый внутренний диаметр. Колонна (42), именуемая нагнетательной колонной, предназначена для ввода шаров и для нагнетания газа. Колонна (41), именуемая эксплуатационной колонной, предназначена для откачивания добываемой нефти, а также для разгрузки шаров.

На фиг. 1a можно видеть шар (45), который ранее был введен в нагнетательную колонну, находящийся около сужения (43), расположенного вблизи зоны добычи.

Участок нагнетательной колонны (42) между сужением (43) и поверхностью содержит газ с давлением, достаточным для осуществления подъема нефти, однако недостаточным для проталкивания шара (45) через сужение (43). Давление в эксплуатационной колонне в этот момент эквивалентно давлению разделения, так как открыт клапан (47), расположенный на поверхности земли.

В заданный момент времени клапан (44) нагнетания газа открывается, как это показано на фиг. 1b, что позволяет газу заходить в нагнетательную колонну (42), а также вызывает закрывание клапана (47).

В этот момент времени другой шар (46) освобождается из устройства спуска/приема шаров (52), расположенного в устье буровой скважины; этот шар направляется внутрь нагнетательной колонны (42) под действием газового потока, а также силы тяжести, пока он не остановится над шаром (45).

Давление на шар (45) непрерывно возрастает до тех пор, пока оно не достигнет достаточной величины для того, чтобы протолкнуть шар через сужение (43), при этом давление передается в направлении резкого искривления (49), где уже создан гидростатический напор (48). Как только шар (45) проходит через сужение (43), то через это сужение (43) проходит в конечном счете и газовый объем, который ранее удерживался этим шаром.

После этого закрывается клапан (44) нагнетания газа, что можно видеть на фиг. 1c, который дает разрешение на открывание клапана (47). Газовый объем, поданный в нагнетательную колонну (42), за счет открывания нагнетательного клапана (44) удерживается в этой колонне, так как шар (46) предотвращает его прохождение через сужение (43). Этот удерживаемый в нагнетательной колонне (42) газовый объем будет в следующем цикле способствовать подъему нефти.

В этот момент времени расширение газа, освобожденного за счет прохода шара (45) через сужение (43), толкает шар (45), а, следовательно, и гидростатический напор (48), на поверхность земли.

Резкое искривление (51) спроектировано таким образом, чтобы способствовать вытеканию добытой нефти через терминал (50) и возвращению шара (45) в устройство (52) спуска/приема шаров.

Этот способ имеет множество недостатков, среди прочего такие как то, что использованное оборудование является в высшей степени сложным, а расход шаров является чрезмерным, в дополнение к тому, что существует большой риск застревания таких шаров.

В настоящем изобретении, которое изложено в нижеследующем описании и формуле изобретения, предлагается использование двух колонн для подъема нефти, которые соединены между собой на дне буровой скважины. Эти колонны могут иметь различные диаметры.

Вдоль двух колонн перемещается по меньшей мере один механический интерфейс, в одном или в другом направлении, который перемещается под давлением газа, что приводит к вытеканию нефти на поверхность.

На фиг. 2 показано распределение оборудования для применения способа в соответствии с настоящим изобретением в завершенной буровой скважине, при использовании насадки (3), расположенной непосредственно над зоной добычи (продуктивным пластом) (2).

Можно видеть две эксплуатационные колонны (4, 4A); они протянуты от устья скважины до стыка (8), который является узлом, обеспечивающим взаимное соединение эксплуатационных колонн и короткого эксплуатационного патрубка (6).

На нижнем конце короткого эксплуатационного патрубка (6) можно видеть всасывающий клапан (7). Насадка (3) обеспечивает уплотнение (герметизацию) кольцевого пространства (32). Эта насадка (3) установлена в коротком патрубке (6) на месте, которое расположено непосредственно над зоной добычи (2).

Как следствие использования двух эксплуатационных колонн, различные расположенные на поверхности земли узлы используются парами; это означает, что некоторые компоненты, которые показаны на одном из участков подключенными к одной из колонн, должны соответствовать компонентам на другом участке, подключенным к другой колонне, причем как те, так и другие компоненты выполняют одинаковые функции.

Эти аналогичные компоненты в тексте будут обозначаться одинаковыми позициями, с добавлением для одной из них буквы "A", как это уже сделано для двух колонн (4, 4A). Таким образом, компоненты, находящиеся на поверхности на участке, подключенном к колонне (4A) и имеющие эквивалентные компоненты на другом участке, подключенные к колонне (4), будут обозначаться одинаковыми номерами, с добавлением буквы "A".

На фиг. 2 можно видеть два устройства спуска/приема (11, 11A) с их соответствующими клапанами (14, 14A), два ответвления (29, 29A) с их соответствующими стопорными клапанами (20, 20A), две эксплуатационных задвижки (15, 15A) и два клапана (18, 18A) питания газом.

Источник газа (9) создает высокое давление газа, нагнетаемого в колонны. Нефть, полученная из эксплуатационных колонн, передается уравнительной линией (21) в уравнительный резервуар (17). Следует также обратить внимание на наличие датчика (26) поверхности раздела между жидкостью и газом, установленного в уравнительной линии (21). Этот датчик выполняет различные важные функции, которые будут подробно объяснены в ходе последующего изложения.

Осуществление способа в соответствии с настоящим изобретением начинается с открывания одного из клапанов (14 или 14A) устройств (11 или 11A) спуска/приема, таким образом, чтобы способствовать введению по меньшей мере одного механического интерфейса (10) в закрытое устройство спуска/приема, причем этот механический интерфейс (10) должен быть установлен между точками (12 или 12A) и (13 или 13A) ответвлений (29 или 29A), как это показано на фиг. 2.

Механический интерфейс (10) должен быть изготовлен из гибкого материала, чтобы облегчить его перемещение в эксплуатационных колоннах.

Затем открываются эксплуатационные задвижки (15) и (15A), в то время как питающие клапаны (18) и (18A) закрываются. Эта процедура направлена на накопление нефти в эксплуатационных колоннах (4) и (4A).

По истечении заранее установленного промежутка времени механический интерфейс (10) спускается. Для этого любая из эксплуатационных задвижек (15 или 15A) закрывается и любой соответствующий клапан питания газом (18 или 18A) открывается; они обязательно должны находиться в том участке, где введен механический интерфейс (10). Так, например, если интерфейс введен в устройство спуска/приема (11), как показано на фиг. 2, то должна закрываться эксплуатационная задвижка (15) и открываться клапан (18) питания газом.

Так как давление газа, выходящего из источника газа (9), превышает давление нефти, существующее в эксплуатационных колоннах (4, 4A), механический интерфейс (10) проталкивается газом внутрь эксплуатационных колонн, подключенных к участку, в который он был введен, так как удерживающий (стопорный) клапан (20 или 20A), установленный в ответвлении (29 или 29A), блокирует пропускание газа, предотвращая обход потока по этому пути.

Толкаемый газом механический интерфейс (10) опускается вдоль всей эксплуатационной колонны (4 или 4A) до тех пор, пока он не достигнет соединения (8); затем он начинает подниматься по другой эксплуатационной колонне (4A или 4) и вызывает перемещение на поверхность нефти, накопленной в эксплуатационных колоннах. Эксплуатационная линия (21) подводит поток нефти, вытекающий из эксплуатационных колонн, в уравнительный резервуар (17).

Движение вверх механического интерфейса (10) будет прервано непосредственно после прохождения им точки (13 или 13A), так как точно в этот момент времени газовый поток начинает протекать через ответвления (29 или 29A); это приводит к уравновешиванию верхнего и нижнего давлений, прикладываемых к механическому интерфейсу (10); при этом механический интерфейс (10) тормозится в устройстве спуска/приема (11A или 11), при расположении между точками (12A или 12) и (13A или 13).

Датчик (26) поверхности раздела между жидкостью и газом, установленный в эксплуатационной линии (21), контролирует точный момент, когда в вытекающем потоке остается только нагнетаемый газ. В такой момент этот датчик направляет команду на закрывание клапана питания газом (18 или 18A), который ранее открылся в начале описанного цикла, прерывая таким образом газовый поток.

Датчик (26) также способствует открыванию эксплуатационной задвижки (15 или 15A), которая была закрыта в начальной фазе цикла, что позволяет начать новый цикл заполнения эксплуатационных колонн (4 или 4A).

После того, как количество нефти в эксплуатационных колоннах (4, 4A) достигло необходимого (адекватного) уровня, может начинаться новый цикл прохода механического интерфейса (10) через эксплуатационные колонны (4, 4A), на этот раз в противоположном направлении. При прохождении по новому пути повторяются с соответствующими изменениями такие же операции, которые были ранее описаны; то есть если при проходе по предыдущему пути была открыта эксплуатационная задвижка (15) и т.д., то для нормального осуществления операций при проходе по новому пути должна быть закрыта задвижка (15A) и т.д.

Если имеется желание избежать оказания противодавления газом, который остается в эксплуатационных колоннах (4, 4A) после осуществления каждого цикла подъема, которое будет мешать наполнению этих колонн, то можно использовать разрядную газовую линию (31) для подключения эксплуатационной линии (21) к кольцевому пространству (32) буровой скважины, чтобы позволить спускать газ, накопленный в эксплуатационных колоннах (4, 4A) и в эксплуатационной линии (21), в кольцевое пространство (32), как это показано на фиг. 3.

Стопорный спусковой (разрядный) клапан (28), установленный в газоразрядной линии (31) и также управляемый датчиком (26), контролирует поток протекания (спуска) газа в кольцевое пространство (32). Стопорный клапан (27) предотвращает возможное обратное течение (нефти) из уравнительного резервуара (17) и из эксплуатационной линии (21) в кольцевое пространство (32).

На фиг. 4 показано размещение оборудования в завершенной нефтяной буровой скважине без использования насадки, а на фиг. 5 показано размещение оборудования в нефтяной скважине, в которой зона добычи расположена над коротким эксплуатационным патрубком (6); такое расположение благоприятствует применению способа в соответствии с изобретением в связи с тем, что противодавление в зоне добычи уменьшается, так как жидкостная фаза будет накапливаться под ней.

Следует отметить, что применению настоящего изобретения не препятствует наклон ствола буровой скважины относительно вертикали, причем изобретение может быть применено даже в экстремальных ситуациях, например, при использовании направленных буровых скважин.

Были приведены различные варианты осуществления настоящего изобретения, демонстрирующие гибкость его использования. Однако из рассмотрения всех показанных на чертежах ситуаций можно прийти к заключению, что основной состав оборудования, используемого для осуществления способа в соответствии с изобретением, остается неизменным. Важно подчеркнуть, что все приведенные примеры имеют иллюстративный характер и ни коим образом не должны рассматриваться как ограничивающие изобретение.

Для надлежащего осуществления изобретения важным является то, чтобы механический интерфейс (10) был очень гибким, чтобы он легко мог перемещаться вдоль колонн и вдоль расположенного на поверхности оборудования.

В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления изобретения использован механический интерфейс, который изготовлен из пенополиуретана малой плотности, который из-за его высокой гибкости был определен как наиболее подходящий материал.

Однако могут быть использованы и другие материалы, лишь бы они имели желательные механические характеристики. В связи с этим использование пенополиуретана низкой плотности не следует рассматривать как ограничивающее настоящее изобретение.

Две эксплуатационные колонны идут от устья буровой скважины к зоне, расположенной вблизи зоны добычи, где установлен компонент, который позволяет осуществить их взаимосоединение, что позволяет произвести спуск гибкого механического интерфейса вдоль одной из колонн, а подъем - вдоль другой колонны, проталкивая при его проходе всю нефть, содержащуюся в колоннах. Перемещение интерфейса обеспечивается за счет приложения высокого давления. Это позволяет повысить эффективность добычи нефти и снизить ее стоимость. 2 с. и 5 з. п. ф-лы, 5 ил.

1. Способ прерывистой добычи нефти с использованием механического интерфейса, включающий ввод по меньшей мере одного механического интерфейса в устройство спуска-приема, открытие клапана питания газом и эксплуатационной задвижки, накопление нефти в эксплуатационной колонне, проталкивание давлением газа от источника газа механического интерфейса во внутрь эксплуатационной колонны, возврат механического интерфейса в устройство спуска-приема и осуществление повторного цикла, отличающийся тем, что механический интерфейс устанавливают между эксплуатационной линией и ответвлениями для уравновешивания верхнего и нижнего давлений на механическом интерфейсе, один из клапанов питания газа открывают после закрытия одной из эксплуатационных задвижек, механический интерфейс вводят во внутрь эксплуатационной колонны через участок, подсоединенный к ней, блокируя прохождение газа и отведение потока по ответвлениям, при этом механический интерфейс опускают вдоль длины эксплуатационной колонны до встречи с соединением, расположенным вблизи дна буровой скважины и которое соединяет первую эксплуатационную колонну со второй, а затем поднимают вдоль другой эксплуатационной колонны, вызывая подъем на поверхность нефти, накопленной в эксплуатационной колонне, вытекающий поток нефти через эксплуатационную задвижку направляют по эксплуатационной линии в уравнительный резервуар, эксплуатационную задвижку открывают в момент времени, когда вытекающий поток состоит только из нагнетаемого газа, начало цикла наполнения эксплуатационных колонн и начало нового прохода механического интерфейса через них в обратном направлении контролируют датчиком поверхности перехода между жидкостью и газом. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что датчик управляет спускным стопорным клапаном, установленным в газоразрядной линии таким образом, что после окончания цикла прохода механического интерфейса производится спуск газа из эксплуатационных колонн и газоразрядной линии в кольцевое пространство буровой скважины, причем стопорный клапан предотвращает возможный обратный сток нефти из уравнительного резервуара в кольцевое пространство буровой скважины. 3. Устройство для прерывистой добычи нефти с использованием механического интерфейса, включающее эксплуатационную колонну, идущую от устья скважины, источник газа, клапан подачи газа высокого давления от источника газа в эксплуатационную колонну, устройство спуска-подъема механического интерфейса, эксплуатационную линию и эксплуатационную задвижку для прохождения вытекающей из эксплуатационной колонны нефти в эксплуатационную линию, отличающееся тем, что содержит дополнительные эксплуатационную колонну, устройство спуска-подъема механического интерфейса, выполненного гибким, клапан подачи газа для осуществления прохода газа высокого давления от источника газа в эксплуатационную колонну, эксплуатационную задвижку для прохождения вытекающей из эксплуатационной колонны нефти в эксплуатационную линию и имеет уравнительный резервуар и датчик поверхности раздела между газом и жидкостью, установленный в эксплуатационной линии, направляющей поток нефти в уравнительный резервуар, и предназначенный для определения момента, когда выходной поток состоит только из нагнетаемого газа, подачи команды на закрывание клапанов подачи газа и открывание эксплуатационных задвижек, при этом эксплуатационные колонны соединены между собой вблизи дна буровой скважины и имеют короткий эксплуатационный патрубок с всасывающим клапаном на своем нижнем конце, а каждое из устройств спуска-приема механического интерфейса имеет клапан для осуществления ввода по меньшей мере одного механического интерфейса, ответвления для уравновешивания верхнего и нижнего давлений на механическом интерфейсе при его прохождении вверх и стопорные клапаны для пропускания потока через ответвления в одном направлении. 4. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что на участке короткого эксплуатационного патрубка размещена насадка для герметизации кольцевого пространства буровой скважины. 5. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что зона добычи располагается над коротким эксплуатационным патрубком. 6. Устройство по любому из пп. 3 - 5, отличающееся тем, что оно содержит линию для разрядки газа, которая соединяет эксплуатационную линию с кольцевым пространством буровой скважины, разрядный клапан, расположенный в линии для разрядки газа и управляемый датчиком поверхности раздела газа и жидкости, который управляет разрядкой газового потока в кольцевое пространство буровой скважины, и стопорный клапан, расположенный в эксплуатационной линии и предотвращающий обратный сток нефти из уравнительного резервуара в кольцевое пространство буровой скважины. 7. Устройство по любому из пп. 3 - 6, отличающееся тем, что эксплуатационные колонны имеют различные диаметры.