Устройство для выравнивания притока скважины Российский патент 2024 года по МПК E21B43/12 E21B34/06 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к оборудованию для эксплуатации нефтяной или газовой скважины, и может быть использовано для выравнивания притока добываемой текучей среды вдоль ствола скважины и обеспечения переменной сопротивляемости потоку различных целевых или нецелевых текучих сред в составе текучей композиции добываемой среды при вторичном заканчивании скважин, а также может использоваться при ремонте скважин с интенсивным пескопроявлением.

Известно Устройство выравнивания притока нефтяной скважины, содержащее патрубок, фиксирующие кольца, автономное устройство, фильтрующий элемент и кожух, патрубок представляет собой участок НКТ, снабженный сквозным отверстием для обеспечения установки в нем автономного устройства, фиксирующие кольца выполнены с возможностью расположения и закрепления на патрубке и с возможностью размещения на них кожуха, фильтрующий элемент расположен и закреплен на внешней поверхности патрубке между фиксирующими кольцами и выполнен с возможностью очищения добываемой текучей среды от механических примесей, на внутренней поверхности одного фиксирующего кольца, удерживающего фильтрующий элемент, выполнены сквозные пазы для прохождения очищенной добываемой текучей среды в камеру, кожух выполнен с возможностью размещения на двух фиксирующих кольцах, закрепленных на патрубке, с образованием камеры, и автономное устройство выполнено с возможностью герметичного расположения в патрубке и с возможностью обеспечения прохождения добываемой текучей среды во внутреннее пространство патрубка посредством сквозного отверстия, ограничивая приток воды или воды и газа во внутреннее пространство патрубка (патент РФ №173196, Е21В 43/12; Е21В 34/06, оп.16.08.17 г., прототип).

Недостатками известного технического решения являются то, что данное устройство применяется в необсаженном хвостовике.

Технический результат заявленного технического решения заключается в повышении нефте или газоотдачи скважины посредством выравнивания профиля притока добываемой текучей среды, уменьшая содержание нецелевых флюидов, уменьшая посторонних включений в добываемой текучей среды и повышая рентабельность освоения скважины, такой как

скважины старого фонда;

скважины, обводненной или загазованной в результате интенсивной добычи или ошибок геологоразведки, с использованием заявленного технического решения,

при этом обеспечивая дополнительную фильтрацию текучей среды добываемой, например, через существующий обсаженный хвостовик в случае интенсивного пескопроявления.

Поставленный результат достигается тем, что Устройство для выравнивания притока скважины содержит патрубок, фиксирующие кольца, автономное устройство, фильтрующий элемент и кожух, патрубок представляет собой участок НКТ, снабженный сквозным отверстием для обеспечения установки в нем автономного устройства, фиксирующие кольца выполнены с возможностью расположения и закрепления на патрубке и с возможностью размещения на них кожуха, фильтрующий элемент расположен и закреплен на внешней поверхности патрубка между фиксирующими кольцами и выполнен с возможностью очищения добываемой текучей среды от механических примесей, на внутренней поверхности одного фиксирующего кольца, удерживающего фильтрующий элемент, выполнены сквозные пазы для прохождения очищенной добываемой текучей среды в камеру, кожух выполнен с возможностью размещения на двух фиксирующих кольцах, закрепленных на патрубке, с образованием камеры, и автономное устройство выполнено с возможностью герметичного расположения в патрубке и с возможностью обеспечения прохождения добываемой текучей среды во внутреннее пространство патрубка посредством сквозного отверстия, ограничивая приток воды или воды и газа во внутреннее пространство патрубка, оно дополнительно снабжено, по меньшей мере, одной втулкой, которая выполнена с возможностью герметичного закрепления во сквозном отверстии патрубка и с возможностью обеспечения герметичного соединения с автономным устройством посредством резьбового соединения, автономное устройство, по меньшей мере, одно и представляет собой устройство контроля притока, в патрубке выполнено, по меньшей мере, одно сквозное отверстие, кожух выполнен с возможностью размещения на двух фиксирующих кольцах и с возможностью закрепления на одном фиксирующим кольце для перемещения кожуха вдоль внешней поверхности патрубка, образуя камеру между кожухом, двух фиксирующих колец и патрубком, при этом одно фиксирующие кольцо выполнено с возможностью закрепления на нем кожуха, обеспечивая возможность перемещения кожуха вдоль патрубка вместе с этим фиксирующим кольцом, фильтрующий элемент расположен между двумя фиксирующими кольцами и представляет собой кожух, дополнительно снабженный отверстиями, обеспечивающими прохождение добываемой текучей среды в камеру, и герметично закрепленный двумя фиксирующими кольцами, или фильтр, закрепленный двумя фиксирующими кольцами, при этом одно фиксирующие кольцо, на внутренней поверхности которого выполнены сквозные пазы, обеспечивающие прохождение добываемой текучей среды в камеру, расположено между фильтром и кожухом без отверстий, фильтр представляет собой фильтр с проволочной намоткой или фильтр с гравийной набивкой, или фильтр с металлической сеткой, оно снабжено дополнительным устройством контроля притока, которое представляет собой клапан для закачки жидкости, размещенный во сквозном отверстии патрубка с возможностью обеспечения протока жидкости из внутреннего пространства патрубка в пласт.

На фиг.1 изображена схема Устройства для выравнивания притока скважины, на фиг.2 изображено Устройство для выравнивания притока скважины, на фиг.3 изображена аксонометрия Устройства для выравнивания притока скважины с выносными изображениями: автономного устройства контроля притока, обратного клапана и фильтрующего элемента, на фиг.4 изображена аксонометрия Устройства для выравнивания притока скважины с вырезом, на фиг.5 изображена схема размещения Устройства для выравнивания притока скважины внутри существующей скважины (пример).

Обозначения на фигурах:

1 - патрубок;

2 - фиксирующие кольца;

3 - сквозное отверстие;

4 - кожух;

5 - фильтр;

6 - втулка;

7 - винт;

8 - клапан для закачки жидкости;

9 - отверстия в кожухе, обеспечивающие прохождение добываемой текучей среды в камеру;

10 - камера, образованная между кожухом, двух фиксирующих колец и патрубком;

11 - автономное устройство контроля притока;

12 - уплохнительные элементы;

13 - хвостовик обсаженной скважины;

14 - пакер;

15 - пакер-подвеска;

16 - центратор;

17 - башмак.

Изучая существующие проблематики месторождений, разработка которых ведется на третьей и четвертой стадиях, компании-производители, стремятся создать оборудование для технологических, ремонте -изоляционных работ в уже существующих скважинах с применением устройств выравнивания притока скважины.

Например, технологию вторичного заканчивания скважин, можно отнести к одному из видов МУН (методов увеличения нефтеотдачи), которая

предполагает использование концепции заканчивания обсаженной скважины, с учетом разделения хвостовика обсаженной скважины на интервалы, на которых выравнивают общий приток и ограничивают, например, нецелевые флюиды в добываемой текучей среде, применяя устройства выравнивания притока скважины, в скважинах действующего фонда, с растущими показателями дебитов нецелевых флюидов, а также остановленных, по причине прорыва воды и/или газа, или нецелевых флюидов в скважинах, при этом внутри существующей нефтяной или газовой скважины применяют устройства выравнивания притока скважины со скважинным оборудованием, включающим, например, пакер, башмак, пакер-подвеска и другое оборудование.

Устройство для выравнивания притока скважины (далее по тексту - «Устройство») содержит патрубок 1, кожух 4, фиксирующие кольца 2, втулку 6, фильтрующий элемент и, по меньшей мере, одно автономное устройство, представляющее собой устройство контроля притока 11 (далее по тексту - «УКП»).

УКП 11 используют в скважине для ограничения притока воды или воды и газа и делятся, например, на:

штуцеры - пассивные УКП;

автономные УКП - АУКП;

канальные УКП, работающие за счет организации сложного течения; автономные клапаны контроля притока (АККП) -УКП с пилотной трубкой.

Патрубок 1 представляет собой участок НКТ, снабженный, по меньшей мере, одним сквозным отверстием 3 для обеспечения установки в нем УКП 11.

Количество сквозных отверстий 3 в патрубке 1 определяют в зависимости в том числе и от интенсивности притока добываемой текучей среды, например, добываемого флюида, во внутреннее пространство патрубка 1 через УКП 11 в сквозное отверстие 3 и от количества автономных устройств, например, УКП 11, которые устанавливают в патрубке 1, но при этом необходимо учитывать жесткость патрубка 1 (фиг.2), чтобы сквозные отверстия 3 не ослабляли его.

УКП 11 представляет собой автономное устройство, регулирующее приток добываемой текучей среды, например, добываемого флюида, путем обеспечения переменной сопротивляемости потоку различным пластовым флюидам (целевому и нецелевому) во внутреннее пространство патрубка 1.

Например, для нефтяной скважины, в которой целевой флюид представляет собой нефть повышенной вязкости, высоковязкую нефть и нефть маловязкую, а нецелевой флюид представляет собой газ и воду, для такой скважины применяют УКП 11, например, УКП тарельчатого типа;

для газовой скважины, в которой целевой флюид представляет собой газ, а нецелевой флюид представляет собой воду, для такой скважины применяют УКП 11, например, УКП канального типа.

Так, УКП 11 в Устройстве используют в зависимости от скважины:

для нефтедобывающих скважин использует УКП 11 тарельчатого типа с плавающим диском второго поколения для ограничения притока воды и/или газа во внутреннее пространство патрубка 1, представляющее собой конструкцию, например,

описанную в патенте РФ №219276 «Устройство регулирования притока пластового флюида»;

описанную в патенте РФ №221139 «Автономный клапан контроля притока пластового флюида»;

для газодобывающих скважин использует УКП 11 канального типа первого поколения для ограничения притока воды во внутреннее пространство патрубка 1, представляющее собой конструкцию, например,

описанную в патенте РФ №213824 «Устройство переменной сопротивляемости потоку».

УКП 11 выполнено с возможностью прохождения добываемой текучей среды через проходное отверстие, диаметр которого подбирают в зависимости от интенсивности притока добываемой текучей среды в месте установки УКП 11, регулируя приток добываемой текучей среды в виде добываемого флюида, например, нефти, газа, путем обеспечения переменной сопротивляемости потоку различным пластовым флюидам (целевому и нецелевому) во внутреннее пространство патрубка 1, меняя сопротивляемость потоку - для целевого ее почти нет, для нецелевого она существенно выше,

с возможностью установления и герметичного соединения со втулкой 6 посредством резьбового соединения, которая герметично закреплена во сквозном отверстии 3 патрубка 1, обеспечивая прохождение добываемого флюида во внутреннее пространство патрубка 1, ограничивая приток воды или воды и газа.

Втулка 6 выполнена с внутренней резьбой с возможностью герметичного соединения с УКП 11 посредством резьбового соединения и с возможностью герметичного закрепления во сквозном отверстии 3 патрубка 1, например, посредством сварки.

Втулка 6 обеспечивает герметичное соединение УКП 11 в сквозном отверстии 3 патрубка 1 за счет добавления своей внутренней резьбы в том месте где уже нет толщины патрубка 1.

Фиксирующее кольцо 2 выполнено с возможностью расположения и закрепления на патрубке 1, например, посредством сварки, винтов.

Фиксирующее кольцо 2 выполнено с возможностью размещения кожуха 4 на нем, при этом одно фиксирующие кольцо 2 снабжено отверстиями для закрепления на нем кожуха 4 посредством винтов 7.

Кожух 4 выполнен с возможностью размещения его торцов на двух фиксирующих кольцах 2 и закрепления на одном фиксирующем кольце 2 посредством четырех винтов 7, а на втором - плотно прижат для обеспечения перемещения кожуха 4 вместе с этим фиксирующим кольцом 2 вдоль патрубка 1 и образования камеры 10 между кожухом 4, двумя фиксирующими кольцами 2 и патрубком 1, обеспечивая герметичность камеры 10 от скважинного пространства.

Фильтрующий элемент выполнен с возможностью закрепления на внешней поверхности патрубке 1 и с возможностью обеспечивая фильтрации добываемой текучей среды от посторонних включений при входе в камеру 10 - очищения добываемую текучею среду от механических примесей.

Фильтрующий элемент расположен на патрубке 1 между двумя фиксирующими кольцами 2, герметично закреплен на внешней поверхности патрубке 1 двумя фиксирующими кольцами 2, прикрывающих торцы фильтрующего элемента и удерживая его.

Фильтрующий элемент представляет собой

кожух 4, дополнительно снабженный отверстиями 9, обеспечивающими прохождение добываемой текучей среды в камеру 10 с последующим прохождением добываемой текучей среды во внутреннее пространство патрубка 1 посредством сквозного отверстия 3, и герметично закрепленный двумя фиксирующими кольцами 2,

или фильтр 5, закрепленный двумя фиксирующими кольцами 2, при этом одно фиксирующие кольцо 2 из двух снабжено сквозными пазами, выполненными на его внутренней поверхности для обеспечения прохождения добываемой текучей среды в камеру 10, расположено и закреплено на патрубке 1 между фильтром 5 и кожухом 4 без отверстий 9.

Фильтр 5 представляет собой фильтр с проволочной намоткой или фильтр с гравийной набивкой или фильтр с металлической сеткой (выполненной в соответствии с ГОСТ32504-2013) с размерами, обеспечивающими фильтрацию добываемой текучей среды.

Винты 7 представляют собой стандартные винты и установлены с возможностью закрепления кожуха 4 на фиксирующем кольце 2.

Устройство дополнительно снабжено уплотнительными элементами 12 и снабжено дополнительным автономным устройством, которое представляет собой клапан для закачки жидкости 8,

Клапан для закачки жидкости 8 представляет собой клапан одностороннего действия известной конструкции и обеспечивает проток жидкости из внутреннего пространства патрубка 1 в пласт.

Клапан для закачки жидкости 8 размещен во сквозном отверстие 3 патрубка 1 с возможностью обеспечения протока жидкости из внутреннего пространства патрубка 1 в пласт, например, жидкости в виде кислоты для очистки продуктивной зоны пласта в процессе эксплуатации.

Уплотнительные элементы 12 представляют собой уплотнительные кольца и установлены с возможностью обеспечения герметичного размещения фильтрующего элемента в случае, когда фильтрующий элемент представляет собой фильтр 5 и кожух 4 выполнен без отверстий 9, позволяя герметично отделить внутреннее пространство камеры 10 от добываемой текучей среды, например, пластового флюида, не прошедшего через фильтрующий элемент.

Камера 10 образована с возможностью размещения в ней, по меньшей мере, одного УКП 11 и клапана для закачки жидкости

или одного УКП 11 и клапана для закачки жидкости,

или одного УКП 11,

или, по меньшей мере, одного УКП 11, обеспечивая сообщение внутритрубного пространства патрубка 1 и пласта.

Устройство для выравнивания притока скважины работает следующим образом.

Осуществляют подбор компоновки Устройства для нефтедобывающей или газодобывающей скважины:

для газодобывающих применяют УКП 11 канального типа для ограничения притока в патрубок жидкости (воды) из скважины,

для нефтедобывающих скважин применяют УКП 11 с подвижным диском для ограничения притока в патрубок газа и воды из скважины,

согласно техническим условиям с учетом того, что УКП 11 обеспечивает:

- автономное ограничения поступления нежелательной - нецелевой высокоподвижной фазы (вода/газ) флюида и не требует скважинных операций, в процессе эксплуатации, на поверхности;

- выравнивание профиля притока и депрессии вдоль горизонтального ствола скважины;

- повышение коэффициента извлечения нефти (КИН),

и использует УКП 11 в зависимости от скважины, например,

для нефтедобывающих скважин Устройство с УКП 11 тарельчатого типа с плавающим диском второго поколения.

Подбор количества УКП 11 и места установки манжетных пакеров 14 выбирают исходя из данных ФЕС, полученных при бурении и компоновки первичного заканчивания.

Устройство, включающее в себя патрубок 1, кожух 4, фиксирующие кольца 2, втулку 6, фильтрующий элемент, по меньшей мере, одно УКП 11 и дополнительно клапан для закачки жидкости 8 и уплотнительные элементы 12, вместе со скважинным оборудованием: разобщающими пакерами 14, башмаком 17, пакером-подвеской 15, центратором 16, а также с хвостовиком обсаженной скважины 13 на НКТ, спускают в скважину таким образом, чтобы пакера 14 разделили ствол скважины на интервалы, отличающиеся различным притоком добываемой текучей среды, например, нефти.

Количество Устройств в скважинной компоновке определяют от количества интервалов и длины интервала.

Пакеры 14 перекрывают интервалы в скважине, предварительно выбранные, и добываемая текучая среда проходит через фильтрующий элемент, а именно, через отверстия 9 в кожухе 4 или через фильтр 5, очищаясь от механических примесей, и поступает в камеру 10, затем во внутреннее пространство патрубка 1 через УКП 11 и сквозное отверстие 3 (фиг.1).

Пакер 14 - предназначен для избирательной изоляции интервалов и представляет собой пакер различной известной конструкции, обеспечивающей разобщение скважины на интервалы.

Пакер-подвеска 15 представляет собой устройство известной конструкции, извлекаемой с механической активацией и гидравлическим отсоединением от спускного инструмента.

Центратор 16 представляет собой центратор известной конструкции.

Выравнивание величины притока осуществляют, например, по длине хвостовика скважины, путем размещения в расчетных интервалах скважины разного количества Устройств, определенного исходя из интенсивности притока добываемой текучей среды, например, целевого и не целевого флюида,

или Устройств с разным количеством УКП 11, определенных исходя из притока целевого и не целевого флюида, и количества Устройств в интервале,

или УКП 11 с различной расходной характеристикой, определенных исходя из притока целевого и не целевого флюида и количества Устройств в интервале,

при этом продолжительность интервала может быть ограничена геологией скважины и устанавливают в одно Устройство несколько УКП или одно УКП 11 с большей расходной характеристикой или наоборот интервал длинный, а приток маленький и приходится ставить УКП 11 с меньшей расходной характеристикой, и за счет создания равномерного притока по длине скважины, получая в том числе и эффект предотвращения прорыва воды или газа в скважину и увеличивая конечную нефте или газоотдачу скважины.

Использование Устройства повышает нефте или газоотдачу скважины посредством выравнивания профиля притока добываемой текучей среды и, соответственно, уменьшения содержания воды и газа (снижения обводнение) или воды и уменьшения посторонних включений в добываемой текучей среде, в том числе и вынос песка при добыче, снижения депрессии на пласт,

повышая рентабельность освоения скважины с использованием заявленного технического решения:

скважины старого фонда;

скважины, обводненной в результате интенсивной добычи и ошибок геологоразведки,

а также обеспечило дополнительную фильтрацию текучей среды добываемой, например, через существующий обсаженный хвостовик в случае интенсивного пескопроявления.

Пример.

Осуществили подбор скважинной компоновки с Устройствами для нефтедобывающей скважины согласно техническим условиям для реализации технологии вторичного заканчивания, при этом скважинное оборудование предварительно подобрали посредством ПрЭВМ для спуска на НКТ во внутрь равнопроходного хвостовика обсаженной скважины 13.

Для реализации технологии вторичного заканчивания - скважина соответствует следующим техническим и геологическим условиям:

наличие герметичных пакеров 14, разобщающих ствол скважины на интервалы - компоновке первичного заканчивания

- наличие высокого забойного давления и отсутствие возможности для его снижения механизированным способом добычи (при прорыве газа);

- потенциал скважины: получение необходимого прироста дебита нефти при снижении забойного давления во время эксплуатации скважины;

- отсутствие гидроразрыва пласта на скважине;

- наличие данных фильтрационно-емкостных свойств скважины (ФЕС).

- подходящая кривизна ствола (инклинометрия) - исключение скважин с петлей гистерезиса.

- актуальные данные промыслово-геофизических исследований;

- разница между вязкостями нефти и воды от 3 сПз (при прорыве воды).

Каждое Устройство включает в себя одно УКП 11 тарельчатого типа, выполненное с возможностью прохождения добываемой текучей среды в виде пластового флюида через проходное отверстие, диаметр которого обеспечивает прохождение притока добываемого флюида в месте установки УКП 11 в патрубке 1, меняя сопротивляемость потоку добываемого флюида, если нефти 100%, то сопротивление низкое, если воды в потоке 100%, то сопротивление максимальное, при соотношении нефти и воды как 50% и 50%, то сопротивление среднее.

УКП 11 тарельчатого типа установлено в патрубке 1 и герметично соединено с ним посредством втулки 6, которая герметично закреплена во сквозном отверстии 3 патрубка 1 сварным соединением, при этом

УКП 11 тарельчатого типа и втулка 6 герметично соединены между собой посредством резьбового соединения, обеспечивая прохождение добываемого флюида во внутреннее пространство патрубка 1.

УКП 11 тарельчатого типа представляет собой конструкцию, описанную в патенте РФ №219276 «Устройство регулирования притока пластового флюида», и обеспечивает регулирование притока пластового флюида путем обеспечения переменной сопротивляемости потоку различным пластовым флюидам (целевому и нецелевому) во внутренне пространство патрубка 1.

Патрубок 4 представляет собой часть трубы НКТ с размерами, например, 2-3 м и диаметрами 60 мм, 73 мм и 89 мм (фиг.4), обеспечивающими, например, образование камеры 10 снаружи патрубка 1.

Спустили в нефтедобывающую скважину Устройство на НКТ с диаметром 73 с башмаком 17 в существующий хвостовик 13 обсаженной скважины с диаметром 114, который оборудован тремя Устройствами и разделен на три интервала пакером 14,

размещаясь в обсаженном хвостовике 13, разбивает скважину на три интервала по длине за счет манжетного пакера 14. Схема разделения скважины на интервалы для выравнивания величины притока разрабатывалась геологом на основании геофизических исследований (фиг.5).

Пакер 14 спускаемой компоновки с Устройствами размещали внутри заколонного пакера, позволяя сохранить поинтервальную разбивку хвостовика 13 обсаженной скважины, но при этом до оснастить существующую скважину УКП 11, дополнительно повысив степень фильтрации добываемого флюида, при наличии интенсивного пескопроявления.

Осуществляли работы по заканчиванию скважины.

По окончании работ по заканчиванию скважины нефтеотдача повысилась, уменьшилось содержание воды и газа в добываемом флюиде, что позволило повысить рентабельность освоения скважины старого фонда.

Заявленное техническое решение обеспечивает повышение нефте или газоотдачи скважины посредством выравнивания профиля притока добываемой текучей среды, уменьшая содержание нецелевых флюидов, уменьшая посторонних включений в добываемой текучей среды и повышая рентабельность освоения скважины, такой как

скважины старого фонда;

скважины, обводненной или загазованной в результате интенсивной добычи или ошибок геологоразведки, с использованием заявленного технического решения,

при этом обеспечивая дополнительную фильтрацию текучей среды добываемой, например, через существующий обсаженный хвостовик в случае интенсивного пескопроявления.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к оборудованию для эксплуатации нефтяной или газовой скважины, и может быть использовано для выравнивания притока скважины. Устройство для выравнивания притока скважины содержит патрубок, фиксирующие кольца, автономное устройство, фильтрующий элемент и кожух, патрубок представляет собой участок НКТ, снабженный сквозным отверстием для обеспечения установки в нем автономного устройства, фиксирующие кольца выполнены с возможностью расположения и закрепления на патрубке и с возможностью размещения на них кожуха, фильтрующий элемент расположен и закреплен на внешней поверхности патрубка между фиксирующими кольцами и выполнен с возможностью очищения добываемой текучей среды от механических примесей, кожух выполнен с возможностью размещения на двух фиксирующих кольцах, закрепленных на патрубке, с образованием камеры, и автономное устройство выполнено с возможностью герметичного расположения в патрубке и с возможностью обеспечения прохождения добываемой текучей среды во внутреннее пространство патрубка посредством сквозного отверстия, ограничивая приток воды или воды и газа во внутреннее пространство патрубка. Устройство для выравнивания притока скважины дополнительно снабжено по меньшей мере одной втулкой, которая выполнена с возможностью герметичного закрепления в сквозном отверстии патрубка и с возможностью обеспечения герметичного соединения с автономным устройством посредством резьбового соединения. Автономное устройство выполнено по меньшей мере одним и представляет собой устройство контроля притока. В патрубке выполнено по меньшей мере одно сквозное отверстие, кожух выполнен с возможностью размещения на двух фиксирующих кольцах и с возможностью закрепления на одном фиксирующем кольце для перемещения кожуха вдоль внешней поверхности патрубка, образуя камеру между кожухом, двумя фиксирующими кольцами и патрубком. Одно фиксирующее кольцо выполнено с возможностью закрепления на нем кожуха, обеспечивая возможность перемещения кожуха вдоль патрубка вместе с этим фиксирующим кольцом. Фильтрующий элемент расположен между двумя фиксирующими кольцами и представляет собой кожух, дополнительно снабженный отверстиями, обеспечивающими прохождение добываемой текучей среды в камеру, и герметично закрепленный двумя фиксирующими кольцами, или фильтр, закрепленный двумя фиксирующими кольцами, при этом одно фиксирующее кольцо, на внутренней поверхности которого выполнены сквозные пазы, обеспечивающие прохождение добываемой текучей среды в камеру, расположено между фильтром и кожухом без отверстий. Технический результат заключается в повышении нефте- или газоотдачи скважины посредством выравнивания профиля притока добываемой текучей среды, уменьшая содержание нецелевых флюидов, уменьшая посторонние включения в добываемой текучей среде. 4 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Устройство для выравнивания притока скважины, содержащее патрубок, фиксирующие кольца, автономное устройство, фильтрующий элемент и кожух, патрубок представляет собой участок НКТ, снабженный сквозным отверстием для обеспечения установки в нем автономного устройства, фиксирующие кольца выполнены с возможностью расположения и закрепления на патрубке и с возможностью размещения на них кожуха, фильтрующий элемент расположен и закреплен на внешней поверхности патрубка между фиксирующими кольцами и выполнен с возможностью очищения добываемой текучей среды от механических примесей, кожух выполнен с возможностью размещения на двух фиксирующих кольцах, закрепленных на патрубке, с образованием камеры, и автономное устройство выполнено с возможностью герметичного расположения в патрубке и с возможностью обеспечения прохождения добываемой текучей среды во внутреннее пространство патрубка посредством сквозного отверстия, ограничивая приток воды или воды и газа во внутреннее пространство патрубка,

отличающееся тем, что

оно дополнительно снабжено по меньшей мере одной втулкой, которая выполнена с возможностью герметичного закрепления в сквозном отверстии патрубка и с возможностью обеспечения герметичного соединения с автономным устройством посредством резьбового соединения, автономное устройство по меньшей мере одно и представляет собой устройство контроля притока, в патрубке выполнено по меньшей мере одно сквозное отверстие, кожух выполнен с возможностью размещения на двух фиксирующих кольцах и с возможностью закрепления на одном фиксирующим кольце для перемещения кожуха вдоль внешней поверхности патрубка, образуя камеру между кожухом, двумя фиксирующими кольцами и патрубком, при этом одно фиксирующее кольцо выполнено с возможностью закрепления на нем кожуха, обеспечивая возможность перемещения кожуха вдоль патрубка вместе с этим фиксирующим кольцом, фильтрующий элемент расположен между двумя фиксирующими кольцами и представляет собой кожух, дополнительно снабженный отверстиями, обеспечивающими прохождение добываемой текучей среды в камеру, и герметично закрепленный двумя фиксирующими кольцами, или фильтр, закрепленный двумя фиксирующими кольцами, при этом одно фиксирующее кольцо, на внутренней поверхности которого выполнены сквозные пазы, обеспечивающие прохождение добываемой текучей среды в камеру, расположено между фильтром и кожухом без отверстий.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что фильтр представляет собой фильтр с проволочной намоткой.

3. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что фильтр представляет собой фильтр с гравийной набивкой.

4. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что фильтр представляет собой фильтр с металлической сеткой.

5. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что оно снабжено дополнительным автономным устройством, которое представляет собой клапан для закачки жидкости, размещенный в сквозном отверстии патрубка с возможностью обеспечения протока жидкости из внутреннего пространства патрубка в пласт.