EA018335B1

EA018335B1 - Система и способ повторного заканчивания старых скважин

Info

Publication number: EA018335B1
Application number: EA201071158A
Authority: EA
Inventors: Видар Матисен; Ховард Окре
Original assignee: Статойл Аса
Priority date: 2008-04-03
Filing date: 2009-04-01
Publication date: 2013-07-30
Also published as: BRPI0909459A2; WO2009123472A3; MX2010010623A; EA201071158A1; CN101981270A; WO2009123472A2; EP2271822A2; CA2718832A1; US20110056700A1; AU2009232495A1

Abstract

Система для повторного заканчивания старой скважины (24) для увеличения нефтеотдачи из пласта (26), содержащая трубу (27), введенную в старую скважину (24), и по меньшей мере два дроссельных элемента или набухающих пакера (29), последовательно размещенных вдоль длины повторно заканчиваемой скважины (24, 27) и образующих между ними секцию скважины, при этом указанная труба содержит по меньшей мере один автономный клапан (2), размещенный в секции скважины, образованной между указанными двумя пакерами или дроссельными элементами (29), действующий по принципу Бернулли и имеющий, по существу, постоянное значение объемного расхода потока выше заданного перепада давлений. Также представлен способ повторного заканчивания старой скважины (24) для увеличения нефтеотдачи из пласта (26).

Description

Изобретение относится к системе и способу повторного заканчивания старых скважин.

В предпочтительном варианте осуществления изобретения многочисленные независимые клапаны или устройства для регулирования поток, по существу, являются такими же, как устройства, описанные в патентной публикации АО 2008/004875 А1, принадлежащем заявителю настоящей заявки.

Устройства для добычи нефти и газа из длинных горизонтальных и вертикальных скважин известны из патентов США №№ 4821801, 4858691, 4577691 и патента Великобритании № 2169018. Эти известные устройства включают перфорированную дренажную трубу, например, с фильтром для удержания песка вокруг трубы. Значительным недостатком известных устройств для добычи нефти и/или газа в геологических формациях с высокой проницаемостью является то, что давление в дренажной трубе возрастает экспоненциально в направлении вверх по потоку в результате гидравлического сопротивления в трубе. Поскольку в результате этого перепад давлений между пластом и дренажной трубой вверх по потоку будет снижаться, количество нефти и/или газа, поступающих из пласта в дренажную трубу, соответственно уменьшается. В связи с этим общее количество нефти и/или газа, добытых этим путем, будет низким. При тонких нефтеносных участках и геологических формациях с высокой проницаемостью дополнительно возникает большая опасность образования конуса обводнения, то есть, потока нежелательной воды или газа в дренажную трубу ниже по потоку, где скорость потока нефти из пласта к трубе является наибольшей.

В журнале Αοτίά Ой, том 212, № 11 (11/91), страницы 73-80, раскрыто разделение дренажной трубы на секции с одним или более устройствами для ограничения притока, такими как скользящие манжеты или дроссельные устройства. Однако это главным образом касается применения регулирования притока для ограничения скорости притока для восстающих скважин и, тем самым, для избежания или для сокращения прорыва воды или газа.

Патентная публикация АО-А-9208875 описывает горизонтальную эксплуатационную трубу, включающую множество продуктивных секций, соединенных смесительными камерами, имеющими больший внутренний диаметр, чем продуктивные секции. Продуктивные секции включают наружную трубу обсадной колонны со щелевидными продольными отверстиями, которую можно рассматривать как выполняющую функцию фильтрования. Однако последовательность секций с различным диаметром создает турбулентное течение и мешает работе инструментов для операций по увеличению дебита скважины.

Патент США 5435393 описывает эксплуатационную трубу с нижней дренажной трубой, разделенной на секции, имеющую одно или более устройств для ограничения притока, которые регулируют поток нефти или газа из пласта в дренажную трубу на основе предварительно рассчитанного падения гидравлического давления вдоль дренажной трубы, предварительно рассчитанного профиля добычи из пласта и предварительно рассчитанного притока газа или воды. Таким образом, этот патент не имеет отношения ни к повторному заканчиванию старых скважин, ни к применению независимых устройств для регулирования потока при указанном повторном заканчивании.

При извлечении нефти и/или газа из продуктивных геологических формаций текучие среды различного качества, то есть, нефть, газ, вода (и песок), добывают в различных количествах и смесях в зависимости от характеристик или качества формации. Ни одно из вышеупомянутых известных устройств не способно провести различие между притоком нефти, газа или воды и регулировать его на основе их относительного состава и/или качества.

С независимым клапаном, как описано в патентной публикации АО 2008/004875 А1, представлено устройство для регулирования притока, которое является саморегулирующимся или автономным и может быть без труда пригнано к стенке эксплуатационной трубы, и которое предназначено для применения инструментов в работах по увеличению дебита скважины. Устройство спроектировано для различения между нефтью и/или газом и/или водой и способно регулировать поток или приток нефти или газа, в зависимости от того, какая из этих текучих сред нуждается в таком регулировании потока.

Устройство, как представленное в патентной публикации документе АО 2008/004875 А1, является прочным, может противостоять большим нагрузкам и высоким температурам, не требует подведения энергии, может препятствовать поступлению песка, является надежным, но при этом является простым и очень дешевым.

Проблема известного устройства состоит в том, что скважина с устройствами для регулирования притока или без них должна быть законсервирована, когда скважина более не способна быть продуктивной вследствие прорыва газа и/или воды.

В существующих скважинах большие количества нефти будут оставаться вдоль траектории ствола буровой скважины вследствие эффектов закорачивания, то есть, ввиду того, что только части скважины дают нефть. Как показано на фиг. 9 настоящей заявки, секция траектории ствола буровой скважины примыкает к участку с высокой проницаемостью, в которой происходит, по существу, весь приток. В таких участках с высокой проницаемостью газ и/или вода будут поступать с более высокой скоростью, чем в других участках скважины. Если в таких участках с высокой проницаемостью происходит прорыв газа, то газ будет протекать даже еще легче, чем нефть (газ имеет более высокую подвижность, чем нефть), так что этот участок будет повышать свою долю в общем притоке по сравнению с ситуацией, в которой в этом месте присутствовала нефть. Если происходит прорыв воды, то вода также будет прите

- 1 018335 кать легче, чем нефть. Важность этого обстоятельства будет возрастать при увеличении разности значений вязкости между нефтью и водой. Эти эффекты снижают дренажный модуль.

Эффекты закорачивания также могли бы возникать в участках с низким содержанием нефти при наличии участков, включающих газ и/или воду выше или ниже таковых.

Система и способ согласно изобретению направлены на сокращение или устранение вышеназванных и прочих проблем или недостатков известных решений путем введения трубы с, по меньшей мере, одним, и предпочтительно с множеством независимых клапанов, в существующую скважину, и, тем самым на повышение нефтеотдачи при ограниченных затратах. Настоящее изобретение можно рассматривать как усовершенствование существующего решения стингера, в котором в скважине, в которой происходил прорыв газа, размещена непроницаемая секция трубы, имеющая сплошные стенки.

Согласно изобретению создана система для повторного заканчивания старой скважины для увеличения нефтеотдачи из пласта , содержащая трубу , введенную в старую скважину , по меньшей мере, два дроссельных элемента или набухающих пакера , последовательно размещенных вдоль длины повторно заканчиваемой скважины и образующих между ними секцию скважины , при этом указанная труба содержит, по меньшей мере, один автономный клапан , размещенный в секции скважины, образованной между указанными, по меньшей мере, двумя набухающими пакерами или дроссельными элементами, действующий по принципу Бернулли и имеющий, по существу, постоянное значение объемного расхода потока выше заданного перепада давлений.

Система может содержать множество секций скважины, образованных вдоль длины указанной скважины, и размещенный в каждой секции скважины по меньшей мере один автономный клапан трубы.

Указанная труба может проходить, по существу, по всей длине старой скважины.

Скважина может представлять собой горизонтальную скважину или скважину с любым отклонением от горизонтали, включая вертикальную скважину.

Согласно изобретению создан способ повторного заканчивания старой скважины для увеличения нефтеотдачи из пласта, содержащий следующие стадии, проводимые не обязательно в указанном порядке:

обеспечение трубы с размещенным в ней по меньшей мере одним автономным клапаном, действующим по принципу Бернулли и имеющим, по существу, постоянное значение объемного расхода потока выше заданного перепада давлений;

введение трубы в старую скважину для повторного заканчивания старой скважины;

последовательное размещение по меньшей мере двух набухающих пакеров или дроссельных элементов вдоль скважины для герметизации зазора между указанной трубой и старой скважиной для образования по меньшей мере одной секции скважины между указанными по меньшей мере двумя дроссельными элементами или набухающими пакерами, причем по меньшей мере в одной секции скважины размещен по меньшей мере один автономный клапан трубы.

Способ может содержать образование вдоль скважины множества секций скважины, в каждой из которых размещен по меньшей мере один автономный клапан трубы.

При осуществлении способа введение трубы может осуществляться, по существу, по всей длине старой скважины.

Далее настоящее изобретение будет описано дополнительно с помощью примеров и со ссылками на чертежи, на которых изображено следующее:

фиг. 1 показывает схематический вид эксплуатационной трубы с регулировочным устройством согласно патентной публикации \УО 2008/0048745 А1;

фиг. 2а показывает в увеличенном масштабе поперечное сечение регулировочного устройства согласно патентной публикации \УО 2008/0048745 А1 и фиг. 2Ь показывает то же устройство в виде сверху;

фиг. 3 представляет график зависимости объемного расхода потока через регулировочное устройство, согласно изобретению, от разности давлений по сравнению с устройством для фиксированного притока;

фиг. 4 показывает устройство, изображенное на фиг. 2, но с указанием зон перепада давлений, обусловливающих конструкцию устройства для различных вариантов применения;

фиг. 5 показывает принципиальную схему еще одного варианта исполнения регулировочного устройства согласно патентной публикации \УО 2008/004875 А1;

фиг. 6 показывает принципиальную схему третьего варианта исполнения регулировочного устройства согласно патентной публикации \УО 2008/004875 А1;

фиг. 7 показывает принципиальную схему четвертого варианта исполнения регулировочного устройства согласно патентной публикации \УО 2008/004875 А1;

фиг. 8 показывает принципиальную схему пятого варианта исполнения согласно патентной публикации \УО 2008/004875 А1, в котором регулировочное устройство представляет собой встроенную интегральную часть проточной системы;

фиг. 9 показывает общий вид пересечения скважиной участка пласта с высокой проницаемостью согласно известной системе;

- 2 018335 фиг. 10 показывает общий вид скважины с фиг. 9, которая в соответствии с изобретением подвергнута повторному заканчиванию с новой трубой с независимыми клапанами, введенными в скважину для обеспечения по существу равномерного притока в скважину;

фиг. 11а показывает общий вид отводной скважины в соответствии с изобретением, например, скважины с фиг. 10;

фиг. 11Ь показывает увеличенный общий вид части с фиг. 11а с кольцевым дроссельным элементом.

На фиг. 1 показана секция эксплуатационной трубы 1, в которой предусмотрено регулировочное устройство 2 согласно патентной публикации ^О 2008/004875 А1. Регулировочное устройство 2 предпочтительно имеет круглую, относительно плоскую форму и может быть снабжено наружной резьбой 3 (фиг. 2) для ввинчивания в круглое отверстие с соответствующей внутренней резьбой в трубе или инжекторе. Путем регулирования толщины устройство 2 может быть приспособлено к толщине трубы или инжектора и согласовано с ее наружной и внутренней поверхностью.

Фиг. 2а и 2Ь показывают известное регулировочное устройство 2 согласно патентной публикации ^О 2008/004875 А1 в увеличенном масштабе. Устройство состоит из первой дискообразной корпусной детали 4 с наружным цилиндрическим участком 5 и внутренним цилиндрическим участком 6 и с центральным отверстием 10, и второй дискообразной опорной деталью 7 с наружным цилиндрическим участком 8, а также предпочтительно плоского диска или свободно подвижной детали 9, предусмотренной в открытой полости 14, сформированной между деталями 4 и 7. Деталь 9 для конкретных вариантов применения и регулировок может не иметь плоскую форму, а иметь частично коническую или полукруглую форму (например, в направлении отверстия 10). Как показано на фигуре, цилиндрический участок 8 детали 7 размещен внутри и проходит в противоположном направлении наружного цилиндрического участка 5 детали 4, тем самым формируя проток, как показано стрелками 11, при этом текучая среда поступает в регулировочное устройство через центральное отверстие (входной канал) 10 и проходит в сторону диска 9 и радиально вдоль него перед протеканием через кольцевое отверстие 12, образованное между цилиндрическими участками 8 и 6, и далее наружу через кольцевое отверстие 13, сформированное между цилиндрическими участками 8 и 5. Две детали 4, 7 соединены друг с другом винтовым соединением, сваркой или другим способом (на фигурах дополнительно не показанным) в соединительном участке 15, как показано на фиг. 2Ь.

В настоящем изобретении используют эффект Бернулли, согласно которому сумма статического давления, динамического давления и трения постоянна вдоль траектории потока:

Рстатич* 1 / 2 рМ +Ар_трения

Когда диск 9 находится в потоке текучей среды, как это имеет место в случае настоящего изобретения, разность давлений вокруг диска 9 может быть выражена следующим образом:

ДРиад ^— [Рнад (Λ) ^под ΉίΡιΛ.Αι) 3 2

Благодаря низкой вязкости такая текучая среда, как газ, будет делать поворот позже и следовать дальше вдоль диска в сторону его наружного конца 14. Это создает высокое давление торможения в зоне 16 у конца диска 9, что, в свою очередь, повышает давление над диском. Диск 9, будучи свободно подвижным внутри полости между дискообразными деталями 4, 7 будет перемещаться вниз и, тем самым, сужать проток между диском 9 и внутренним цилиндрическим участком 6. Таким образом, диск перемещается вниз или вверх в зависимости от вязкости текучей среды, протекающей мимо него, и тем самым этот принцип может быть использован для регулирования (закрыть/открыть) потока текучей среды через устройство.

Далее, падение давления в пределах традиционного устройства для контроля притока с фиксированной геометрией будет пропорционально динамическому давлению:

\ρ = Κ~ρν² где константа К главным образом представляет собой функцию геометрии и меньше зависит от числа Рейнольдса. В регулировочном устройстве согласно настоящему изобретению площадь поперечного сечения потока будет сокращаться при увеличении перепада давлений, так что объемный расход потока через регулировочное устройство не будет или почти не будет увеличиваться, когда падение давления возрастает. Сравнение между регулировочным устройством согласно настоящему изобретению с подвижным диском и регулировочным устройством с фиксированным проточным отверстием показано на фиг. 3, иллюстрирующей, что объемный расход протекающего потока для настоящего изобретения является постоянным выше заданного перепада давлений.

Это обеспечивает основное преимущество настоящего изобретения, так как это может быть использовано для обеспечения одинакового объемного расхода потока, протекающего через каждую секцию всей горизонтальной скважины, что невозможно достичь известными устройствами для регулирования

- 3 018335 притока с фиксированной геометрией.

При добыче нефти и газа регулировочное устройство согласно изобретению может иметь два различных варианта применения: использование его в качестве устройства для регулирования притока для сокращения притока воды или использование его для уменьшения притока газа в ситуациях прорыва газа. При проектировании регулировочного устройства согласно изобретению для иного варианта использования, такого как для воды или газа, как упомянуто выше, зоны с различными площадями поперечного сечения и давления, как показано на фиг. 4, будут оказывать влияние на характеристики эффективности и условия течения через устройство. Как показано на фиг. 4, зоны с различными площадями поперечного сечения/давления могут быть подразделены на следующие.

Л1, Ρι представляют площадь впускной зоны и давление, соответственно. Сила (Ρι*Άι), создаваемая этим давлением, будет стремиться открыть регулировочное устройство (сместить диск или деталь 9 вверх).

А₂, Р₂ представляют площадь впускной зоны и давление в зоне, где скорость будет наибольшей, и тем самым создают источник динамического давления. Обусловленная динамическим давлением сила будет стремиться закрыть регулировочное устройство (сместить диск или деталь 9 вниз, когда скорость течения возрастает).

А₃, Р₃ представляют площадь впускной зоны и давление в выходном канале. Это должно быть таким же, как давление в скважине (входное давление).

А₄, Р₄ представляют площадь впускной зоны и давление (давление торможения) позади подвижного диска или детали 9.

Давление торможения в положении 16 (фиг. 2) создает давление и усилие позади детали. Это будет побуждать регулировочное устройство к закрытию (смещать деталь вниз).

Текучие среды с различными значениями вязкости будут создавать различные силы в каждой зоне в зависимости от компоновки этих зон. Для оптимизации характеристики эффективности и течения через регулировочное устройство конструкция зон будет различной для разных вариантов применения, например, для газо-нефтяного или водно-нефтяного потока. Таким образом, для каждого варианта применения зоны должны быть тщательно сбалансированы и оптимально скомпонованы с учетом характеристик и физических условий (вязкости, температуры, давления и т.д.) для каждой проектной ситуации.

Фиг. 5 показывает принципиальную схему еще одного варианта исполнения регулировочного устройства согласно патентной публикации \УО 2008/004875 А1, которое имеет более простую конструкцию, чем вариант, показанный на фиг. 2. Регулировочное устройство 2, как и в варианте, показанном на фиг. 2, состоит из первой дискообразной корпусной детали 4 с наружным цилиндрическим участком 5 и с центральным отверстием 10 и второй дискообразной опорной детали 17, присоединенной к сегменту 5 корпусной детали 4, а также предпочтительно плоского диска 9, размещенного в открытой полости 14, сформированной между деталями 4, 17. Однако, поскольку деталь 17 открыта внутрь (через отверстие или отверстия 23, и т.д.) и теперь только удерживает диск на своем месте, и поскольку цилиндрический участок 5 имеет более короткие пути потока, отличающиеся от различных путей потока, показанных на фиг. 2, не создается давление торможения (Р₄) на задней стороне диска 9, как разъясняется выше в связи с фиг. 4. При таком техническом решении без давления торможения конструктивная толщина устройства является меньшей и может противостоять большему количеству частиц, содержащихся в текучей среде.

Фиг. 6 показывает третий вариант исполнения согласно патентной публикации \УО 2008/004875 А1, в котором конструкция является такой же, как в варианте, показанном на фиг. 2, с пружинным элементом 18 в форме спирального или иного подходящего пружинного устройства, расположенном на одной из сторон диска и соединяющим диск с деталями 7, 22, выемкой 21 или деталью 4.

Пружинный элемент 18 используется для уравновешивания и регулирования зоны пути потока между диском 9 и входным отверстием 10, или окружной кромкой или посадочным местом 19 входного отверстия 10. Таким образом, в зависимости от жесткости пружины и, тем самым, от усилия пружины, отверстие между диском 9 и кромкой 19 будет большим или меньшим, и при надлежащем подборе жесткости пружины в зависимости от условий притока и давления в выбранном месте, где установлено регулировочное устройство, может быть получен постоянный массовый расход потока через устройство.

Фиг. 7 показывает четвертый вариант исполнения согласно патентной публикации \УО 2008/004875 А1, в котором конструкция является такой же, как в варианте вышеприведенной фиг. 6, но с диском 9 на стороне, обращенной к входному отверстию 10, оснащенным термочувствительным устройством, таким как биметаллический элемент 20.

При добыче нефти и/или газа условия могут быстро изменяться от ситуации, где добывают только или главным образом нефть, до ситуации, где добывают только или главным образом газ (в условиях прорыва газа). Например, при падении давления на 16 бар (1,6 МПа) от 100 бар (10 М-Па) падение температуры соответствовало бы приблизительно 20°С. При оснащении диска 9 термочувствительным элементом, таким как биметаллический элемент, как показано на фиг. 7, диск будет выгибаться вниз или перемещаться вверх под действием элемента 20, упираясь в деталь 7 в виде опоры, и тем самым делая более узким отверстие между диском и входным отверстием 10 или же полностью перекрывая указанное отверстие.

- 4 018335

Все вышеприведенные варианты регулировочного устройства, как показано на фиг. 1 и 2 и 4-7, относятся к техническим решениям, где регулировочное устройство представляет собой отдельный узел или устройство, которое используют согласно условиям потока текучей среды, или же конструкции, такой как стенка эксплуатационной трубы при добыче нефти и газа. Однако регулировочное устройство, как показано на фиг. 8, может быть встроенной интегральной частью конструкции для организации потока текучей среды, где подвижный диск 9 может быть размещен в выемке 21, обращенной к отверстию 10, например, в стенке трубы 1, как показано на фиг. 1, вместо его установки в отдельной корпусной детали 4. Далее, подвижный диск 9 может удерживаться на своем месте в выемке с помощью фиксирующего устройства, такого как проходящие внутрь выступы, круговое кольцо 22 или тому подобные, соединенные с наружным отверстием выемки путем свинчивания, сварки или подобным образом.

Фиг. 9 показывает общий вид скважины 24, пересекающей участок 25 с высокой проницаемостью пласта 26. Как изображено размерами стрелок, приток в скважину 24 является неравномерным, и имеет место прорыв в участке 25, в котором происходит по существу весь приток.

Фиг. 10 показывает общий вид скважины с фиг. 9, которая, в соответствии с изобретением, подвергнута повторному заканчиванию с новой трубой 27 с автономными клапанами (на этой фигуре не показаны), введенной в скважину, обеспечивая, по существу, равномерный приток в скважину. Многочисленные дроссельные элементы или набухающие пакеры 29 последовательно расположены вдоль скважины для герметизации зазора между введенной трубой 27 и существующей скважиной 24.

Фигуры 11а и 11Ь соответственно показывают общий вид отводной скважины в соответствии с изобретением, например, скважины, показанной на фиг. 10, и увеличенный общий вид части с фиг. 11а, обведенной кружком. В фиг. 11Ь существующая или старая скважина 24, обозначена пунктирными линиями, и новая труба 27 с независимыми клапанами 2 (из которых для ясности показан только один) обозначена сплошными линиями. Множество автономных клапанов 2 предпочтительно размещены вдоль длины трубы 27, и предпочтительно по меньшей мере один клапан 2 размещен в каждой секции трубы, образованной между двумя последовательными дроссельными элементами или набухающими пакерами 2 9 для обеспечения по существу равномерного притока в повторно заканчиваемую скважину 24, 27 и, тем самым, повышения нефтеотдачи.

Вариант исполнения способа согласно изобретению предпочтительно включает следующие стадии, выполняемых не обязательно в указанном порядке:

подготовка старой скважины 24;

обеспечение новой трубы 27, включающей множество автономных клапанов 2, размещенных вдоль длины трубы 27;

введение трубы 27 в старую скважину 24 для повторного заканчивания старой скважины 24;

последовательное размещение множества набухающих пакеров или дроссельных элементов 29 вдоль скважины для герметизации зазора между введенной трубой 27 и старой скважиной 24 и для формирования множества секций скважины между двумя дроссельными элементами или набухающими пакерами 29, при этом в каждой из секций размещен по меньшей мере один автономный клапан 2 для обеспечения, по существу, равномерного притока в повторно заканчиваемую скважину 24, 27 и, тем самым, повышения нефтеотдачи.

Далее труба 27 предпочтительно проходит, по существу, по всей длине старой скважины 24.

В наиболее общем варианте исполнения согласно изобретению труба 27 проходит только на ограниченную длину для размещения в строго определенном месте скважины 24, в котором должен быть предотвращен прорыв, то есть в особой части формации или пласта 26, пересекаемой скважиной 24. Это место затем изолируют установкой одного дроссельного элемента или набухающего пакера 29 с каждой стороны указанной части, и размещают хотя бы один автономный клапан 2, расположенный в такой отдельной изолированной секции скважины.

С клапаном или регулировочным устройством, описанным в патентной публикации АО 2008/004875 А1, благодаря постоянной величине объемного расхода потока, достигают значительно лучшего дренирования пласта. Это имеет результатом значительное повышение продуктивности этого пласта.

Даже если скважина 24, показанная на фиг. 9-11, является горизонтальной или отводной скважиной, следует подчеркнуть, что скважины с любым наклоном, в том числе вертикальные скважины, могут быть использованы в настоящем изобретении, как указано в прилагаемых пунктах формулы изобретения.

Как упомянуто в вводной части описания, автономные клапаны 2 предпочтительно являются клапанами, описанными в патентной публикации АО 2008/004875 А1 и выше, но любой тип автономного клапана (например, с электронным управлением) может быть использован в заявленных системе и способе.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Система для повторного заканчивания старой скважины для увеличения нефтеотдачи из пласта, содержащая трубу, введенную в старую скважину, по меньшей мере два дроссельных элемента или набухающих пакера, последовательно размещенных вдоль длины повторно заканчиваемой скважины и образующих между ними секцию скважины, при этом указанная труба содержит по меньшей мере один автономный клапан для регулирования потока текучей среды в трубу, размещенный в секции скважины, образованной между по меньшей мере двумя набухающими пакерами или дроссельными элементами, содержащий свободно перемещаемую деталь в канале клапана и действующий по принципу Бернулли таким образом, что поток текучей среды имеет, по существу, постоянное значение объемного расхода потока при разности давлений выше заданного перепада давлений.
2. Система по п.1, которая содержит множество секций скважины, образованных вдоль длины указанной скважины, и размещенный в каждой секции скважины по меньшей мере один автономный клапан трубы.
3. Система по п.1 или 2, в которой труба проходит, по существу, по всей длине старой скважины.
4. Система по одному из пп.1-3, в которой скважина представляет собой горизонтальную скважину.
5. Система по любому из пп.1-4, в которой скважина представляет собой скважину с любым отклонением от горизонтали, включая вертикальную скважину.
6. Способ повторного заканчивания старой скважины для увеличения нефтеотдачи из пласта, содержащий следующие стадии, проводимые не обязательно в указанном порядке:

обеспечение трубы с размещенным в ней по меньшей мере одним автономным клапаном, содержащим свободно перемещаемую деталь в канале клапана и действующим по принципу Бернулли таким образом, что поток текучей среды имеет, по существу, постоянное значение объемного расхода потока при разности давлений выше заданного перепада давлений;

введение трубы в старую скважину для повторного заканчивания старой скважины;

последовательное размещение по меньшей мере двух набухающих пакеров или дроссельных элементов вдоль скважины для герметизации зазора между указанной трубой и старой скважиной для образования по меньшей мере одной секции скважины между указанными двумя дроссельными элементами или набухающими пакерами, причем по меньшей мере в одной секции скважины размещен по меньшей мере один автономный клапан трубы.
7. Способ по п.6, который содержит образование вдоль скважины множества секций скважины, в каждой из которых размещен по меньшей мере один автономный клапан трубы.
8. Способ по п.7, в котором введение трубы осуществляется, по существу, по всей длине старой скважины.