RU2563262C2 - Клапанная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины. Установка содержит электроприводной центробежный насос (ЭЦН), блок регулирования потоков и учета пластовых продуктов (БРПУ), забойный и опорный пакеры с якорными устройствами и стыковочный узел, соединяющий БРПУ с опорным пакером. ЭЦН оснащен блоком телемеханической системы (ТМС) и соединен со станцией управления (СУ) силовым кабелем. БРПУ включает регулируемые электроприводные клапана (РЭК), расположенные в обособленных каналах, сообщающихся через окна с внутрискважинным пространством. РЭК связаны кабелем через кабельный разъем с наземной панелью управления (ПУ). Стыковочный узел содержит трубчатые элементы подвижного соединения концевых штуцеров с развальцованным торцом и гладких ниппелей с направляющим конусом и манжетой для герметичного телескопического соединения с концевыми штуцерами, образующие коаксиальные проточные каналы и обеспечивающие поблочный монтаж и демонтаж насосной установки. Штуцеры соединены со стволом опорного пакера прямоточной многоканальной муфтой, к последней присоединен патрубок забора скважинного продукта из нижнего пласта, подвижно расположенный в центральном отверстии радиально-проточной муфты, оснащенной кольцевой манжетой и присоединенной к стволу опорного пакера, образующий с ним коаксиальный канал, сообщающийся с верхним пластом через радиальные каналы радиально-проточной муфты, которая сопряжена с хвостовиком, соединенным со стволом забойного пакера. На внутренней поверхности наружного концевого штуцера выполнена кольцевая канавка для зацепления опорного и забойного пакеров монтажным инструментом при поблочном монтаже и демонтаже насосной установки. БРПУ соединен с насосом посредством муфты, в стенке которой выполнено окно для контакта извлекаемого скважинного продукта с блоком ТМС. В обособленных каналах размещены датчики контрольно-измерительных приборов (КИП) параметров добываемого продукта, связанные кабелем, размещенным в полости соединительной муфты и пропущенным через окно в ее стенке и внутрискважинное пространство, связанным с ПУ. РЭК и датчики КИП могут быть соединены кабелем от кабельного разъема с блоком ТМС, последний связан через силовой кабель с СУ и ПУ. Технический результат заключается в повышении надежности эксплуатации скважин. 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Description

Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины.

Известна установка для эксплуатации пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, размещенный вдоль колонны лифтовых труб, хвостовик, пакеры, разобщающие скважину на участки, включающие пласты скважины, электропогружной насос с входным модулем и кожухом, окружающим электродвигатель вместе с кабелем и заканчивающим на входном модуле электропогружного насоса, и наземный блок управления. На кожухе выполнен узел герметичного ввода кабеля. В хвостовике выполнены каналы, последние сообщаются с определенным пластом, в которых размещены электроклапаны и манометры, функционально связанные с блоком управления. (Патент RU 2339795. Насосная установка для эксплуатации пластов в скважине. МПК: E21B 43/14. - 27.11.2008).

Известно устройство для извлечения флюидов в скважине, содержащее несколько трубчатых элементов, расположенных один в другом и соединенных друг с другом с образованием, по меньшей мере, одного центрального канала и, по меньшей мере, двух кольцевых каналов с возможностью направления потоков флюидов из разных интервалов в разные концентрические каналы, причем с каждым из каналов связан клапан, выполненный с возможностью независимого управления потоком флюида из соответствующего канала. Клапаны размещены в стволе скважины с обеспечением возможности раздельного перемещения указанных потоков флюидов через концентрические каналы и дальнейшего избирательного смешивания потоков флюидов из всех каналов. Устройство содержит, по меньшей мере, один датчик, предназначенный для измерения, по меньшей мере, одного параметра добываемого флюида, выбранного из группы, включающей давление, температуру, химический состав, содержание воды, рН, твердых частиц, склонных к образованию твердого осадка, и удельное сопротивление, а также контроллер, расположенный в стволе скважины. (Патент RU 2320850. Интеллектуальная внутрискважинная клапанная система для управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины и способ управления таким извлечением флюидов. МПК: E21B 34/06, E21B 43/14. - 27.03.2008).

Известна клапанная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащая спускаемые в обсадную трубу скважины на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с погружным электроприводом и электрическим кабелем связи, трубчатые элементы, расположенные один в другом с образованием центрального и кольцевого каналов потоков флюида из пластов скважины, блок раздельного учета потоков флюида из пластов, включающий последовательно соединенные процессор, корпус с обособленными каналами, в которых размещены регулировочные клапаны с электроприводами, золотниковые затворы с запорными седлами и, по меньшей мере, один датчик измерения физических параметров пластового флюида, функционально связанные с процессором, и стыковочный узел, герметично соединенный с трубчатым элементом на выходе центрального канала, пакер и хвостовик с заборщиком флюида из нижнего пласта, закрепленным пакером в обсадной трубе. Блок раздельного учета потоков флюида соединен патрубком с погружным электроприводом, на торце которого установлен блок телеметрии, соединенный кабелем связи с процессором. В стенках каждого канала корпуса выполнены окна выхода флюида из соответствующих каналов корпуса в полость смешивания потоков флюидов, сообщающуюся с центробежным насосом. (Патент RU 2482267. Система регулирования дебита скважины. МПК: E21B 43/12. - 12.08.2011). Данное техническое решение принято за прототип.

Недостатком известных технических решений является возможность разрушения или заклинивания конструкций насоса и блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов из-за превышения нагрузки на их конструкцию при совместном монтаже и демонтаже пакеров в стволе скважины.

Основной задачей является исключение возможности разрушения и заклинивания конструкций насоса и блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов скважины путем снижения нагрузки на конструкции насоса и блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов за счет поблочного монтажа и демонтажа пакеров и насоса с блоком регулирования потоков и учета пластовых продуктов насосной установки в стволе скважины.

Техническим результатом является повышение надежности эксплуатации скважин за счет поблочного монтажа и демонтажа пакеров и насоса с блоком регулирования потоков и учета пластовых продуктов насосной установки в стволе скважины.

Указанный технический результат достигается тем, что в известной клапанной насосной установке для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащей колонну насосно-компрессорных труб, насос для извлечения скважинного продукта, блок регулирования потоков и учета пластовых продуктов, включающий регулируемые электроприводные клапана, расположенные в обособленных каналах, сообщающихся через окна с внутрискважинным пространством, и связанные электрическим кабелем с устройством управления посредством кабельного разъема, регулирующие потоки пластовых продуктов через запорные седла, по крайней мере, забойный и опорный пакеры, оснащенные якорными устройствами для закрепления пакеров в стволе скважины, причем опорный пакер установлен в скважине выше верхнего пласта, и стыковочный узел, содержащий трубчатые элементы с коаксиальными проточными каналами, сообщающимися, с одной стороны, с обособленными каналами блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов через соответствующие каналы стыковочного узла, а с другой, - с каналами радиально-проточной муфты, расположенной выше забойного пакера и сообщающейся радиальными каналами с верхним пластом скважины, которая сопряжена с хвостовиком, соединенным со стволом забойного пакера, согласно предложенному техническому решению,

трубчатые элементы стыковочного узла содержат подвижные соединения концевых штуцеров и гладких ниппелей, образующих между собой коаксиальные проточные каналы, последние сообщаются с обособленными каналами блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов через соответствующие каналы стыковочного узла, при этом концевые штуцеры выполнены с развальцованным торцом, а противоположным торцом соединены со стволом опорного пакера посредством прямоточной многоканальной муфты, к последней присоединен патрубок забора скважинного продукта из нижнего пласта, аксиальный центральному каналу и подвижно расположенный в центральном отверстии радиально-проточной муфты, оснащенном кольцевой манжетой и образующим со стволом опорного пакера коаксиальный канал, сообщающийся с верхним пластом скважины через радиальные каналы радиально-проточной муфты, а гладкие ниппели подвижного соединения выполнены на трубчатых элементах стыковочного узла с направляющим конусом и, по меньшей мере, одной кольцевой манжетой с возможностью герметичного телескопического соединения с ответными концевыми штуцерами, обеспечивающие поблочный монтаж и демонтаж насосной установки в стволе скважины;

на внутренней поверхности наружного концевого штуцера стыковочного узла выполнена кольцевая канавка для зацепления опорного и забойного пакеров монтажным инструментом при поблочном монтаже и демонтаже насосной установки в стволе скважины;

в качестве насоса для извлечения скважинного продукта содержит электроприводной центробежный насос, оснащенный блоком телемеханической системы и соединенный со станцией управления скважиной силовым кабелем, пропущенным через внутрискважинное пространство;

блок регулирования потоков и учета пластовых продуктов скважины соединен с насосом извлечения скважинного продукта посредством муфты, в стенке которой выполнено окно для контакта извлекаемого скважинного продукта с блоком телемеханической системы;

электроприводы регулируемых клапанов блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов соединены электрическим кабелем посредством кабельного разъема, расположенного в полости соединительной муфты, либо с блоком телемеханической системы, либо с наземной панелью управления электрическим кабелем, пропущенным через окно соединительной муфты и внутрискважинное пространство;

в обособленных каналах блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов размещены, по крайней мере, один датчик контрольно-измерительных приборов для измерения, по меньшей мере, одного параметра добываемого продукта из группы, включающей дебит, давление, температуру, химический состав, рН, содержание воды и твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление пластового продукта, связанные электрическим кабелем либо с блоком телемеханической системы либо с наземной панелью управления.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной клапанной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Заявленное техническое решение может быть изготовлено на любом предприятии машиностроения из общеизвестных материалов и принятой технологии и использовано на нефтегазовых скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».

На фиг. 1 показана схема клапанной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с электропитанием и управлением по одному кабелю; на фиг. 2 - то же, с раздельным электропитанием и управлением по двум кабелям; на фиг. 3 - то же, при поблочном монтаже и демонтаже в стволе скважины.

Клапанная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины содержит колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 1, электроприводной центробежный насос (ЭЦН) 2 для извлечения скважинного продукта, блок 3 регулирования потоков и учета пластовых продуктов (БРПУ), забойный пакер 4, установленный в скважине между верхним пластом I и нижним пластом II, опорный пакер 5, установленный выше верхнего пласта I, и стыковочный узел 6, соединяющий БРПУ 3 с опорным пакером 5. Пакеры 4 и 5 оснащены якорными устройствами 7 и 8, соответственно, для фиксирования их в стволе 9 скважины. ЭЦН 2 оснащен блоком 10 телемеханической системы (ТМС) и соединен со станцией управления (СУ) силовым кабелем 11, пропущенным через внутрискважинное пространство 12. БРПУ 3 включает регулируемые электроприводные клапана (РЭК) 13, расположенные в обособленных каналах 14 БРПУ 3, сообщающихся через окна 15 с внутрискважинным пространством 12. Электроприводы РЭК 13 связаны электрическим кабелем 16 с кабельным разъемом 17 с наземной панелью управления (ПУ) через внутрискважинное пространство 12 с возможностью регулирования потоков пластовых продуктов через запорные седла 18. Стыковочный узел 6 содержит трубчатые элементы подвижного соединения с концевыми штуцерами 19 с развальцованным торцом и гладкими ниппелями 20 с направляющим конусом и, по меньшей мере, одной кольцевой манжетой 21 с возможностью герметичного телескопического соединения с концевыми штуцерами 19, обеспечивающие поблочный монтаж и демонтаж насосной установки в стволе скважины. Концевые штуцеры 19 и гладкие ниппели 20 образуют между собой коаксиальные проточные каналы 22, последние сообщаются с обособленными каналами 14 БРПУ 3 через соответствующие каналы 23 стыковочного узла 6. Концевые штуцеры 19 подвижного соединения трубчатых элементов противоположным торцом соединены со стволом опорного пакера 5 посредством прямоточной многоканальной муфты 24, к последней присоединен патрубок 25 забора скважинного продукта из нижнего пласта II, аксиальный центральному каналу прямоточной многоканальной муфты 24 и подвижно расположенный в центральном отверстии радиально-проточной муфты 26, оснащенной кольцевой манжетой 27 и присоединенной к низу ствола опорного пакера 5. Патрубок 25 образует со стволом опорного пакера 5 коаксиальный канал 28, сообщающийся с верхним пластом I скважины через радиальные каналы 29 радиально-проточной муфты 26, которая сопряжена с хвостовиком 30, соединенным со стволом забойного пакера 4. На внутренней поверхности наружного концевого штуцера 19 стыковочного узла 6 выполнена кольцевая канавка 31 для зацепления опорного 5 и забойного 4 пакеров монтажным инструментом при поблочном монтаже и демонтаже насосной установки в стволе скважины. БРПУ 3 соединен с насосом 2 для извлечения скважинного продукта посредством муфты 32, в стенке которой выполнено окно 33 для контакта извлекаемого скважинного продукта с блоком 10 ТМС, выполняющим функции измерения температуры и давления скважинного продукта на приеме в ЭЦН 2. В обособленных каналах 14 БРПУ 3 размещены, по крайней мере, один датчик контрольно-измерительных приборов (КИП) 34 для измерения, по меньшей мере, одного параметра добываемого продукта из группы, включающей дебит, давление, температуру, химический состав, pH, содержание воды и твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление пластового продукта, связанные электрическим кабелем 16 с кабельным разъемом 17, размещенным в полости соединительной муфты 32, и пропущенным через окно 33 в стенке соединительной муфты 32 и внутрискважинное пространство 12, связанным с наземной ПУ. (Фиг. 1).

Электроприводы РЭК 13 БРПУ 3 и датчики КИП 34 могут быть соединены электрическим кабелем 35 от кабельного разъема 17, размещенным в полости соединительной муфты 32, с блоком 10 ТМС, связанным через силовой кабель 11 с СУ и наземной ПУ. (Фиг. 2).

Клапанная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины работает следующим образом.

Монтаж клапанной насосной установки выполняют в два приема. Первым приемом в устье скважины монтируют блоки из забойного пакера 4 с опорного пакера 5, оснащенные якорными устройствами 7 и 8, соответственно, для чего стволы указанных пакеров 4 и 5 соединяют между собой хвостовиком 30 и радиально-проточной муфтой 26. В центральном отверстии радиально-проточной муфты 26 с помощью кольцевой манжеты 27 герметично устанавливают патрубок 25, соединенный с аксиальным каналом прямоточной многоканальной муфты 24, которая внешней поверхностью соединяют со стволом опорного пакера 5, а с противоположной стороны - с концевыми штуцерами 19 стыковочного узла 6 с развальцованными торцами, на внутренней поверхности наружного концевого штуцера 19 выполнена кольцевая канавка 31, с помощью которой смонтированный блок из забойного пакера 4 и опорного пакера 5 насосной установки сцепляют с монтажным инструментом и спускают в ствол 9 скважины. С достижением определенного интервала скважины, когда забойный пакер 4 будет между пластами I и II, а опорный пакер 5 выше верхнего пласта I, пакера 4 и 5 последовательно фиксируют в стволе 9 скважины, закрепляют их якорными устройствами 7 и 8, затем монтажный инструмент отсоединяют от наружного концевого штуцера 19 и извлекают из ствола 9 скважины. Вторым приемом, также в устье скважины, на колонне НКТ 1 монтируют ЭЦН 2 и БРПУ 3 посредством соединительной муфты 32, а также кабель связи 16 - кабельным разъемом 17, при этом к БРПУ 3 присоединяют гладкие ниппели 20 с направляющими конусами и, по меньшей мере, одной кольцевой манжетой 21 на каждом ниппеле 20. Затем в ствол 9 скважины на колонне НКТ 1 спускают ЭЦН 2 и БРПУ 3 вместе с кабелями 15 и/или 10 до герметичного телескопического соединения гладких ниппелей 20 с ответными концевыми штуцерами 19 насосной установки в стволе 9 скважины. При этом направляющие конусы гладких ниппелей 20 направляются в развальцованные торцы ответных концевых штуцеров 19 стыковочного узла 6 и с помощью кольцевых манжет 21 на гладких ниппелях 20 проникают в концевые штуцеры 19, обеспечивая тем самым герметичное соединение ЭЦН 2 и БРПУ 3 с забойным пакером 4 и опорным пакером 5. (Фиг. 3). С окончанием монтажа клапанную насосную установку запускают в одновременно-раздельную эксплуатацию многопластовой скважины. Для этого включают ЭЦН 2, который начинает раздельно извлекать пластовые продукты, смешанные во внутрискважинном пространстве 12, и перемещать в устье скважины по колонне НКТ 1. При этом продукт, извлекаемый из верхнего пласта I, всасывается радиальными каналами 29 радиально-проточной муфты 26 и по коаксиальному каналу 28 через продольные каналы прямоточной многоканальной муфты 24, коаксиальные каналы 22 между трубчатыми элементами и каналы 23 стыковочного узла 6 перемещается в один из обособленных каналов 14 БРПУ 3, затем через окно 15 поступает во внутрискважинное пространство 12. Продукт из нижнего пласта II всасывается хвостовиком 30, соединенным со стволом забойного пакера 4, и по каналу патрубка 25 через аксиальный канал прямоточной многоканальной муфты 24, аксиальные каналы 22 трубчатых элементов и каналы 23 стыковочного узла 6 перемещается в другой обособленный канал 14 БРПУ 3, затем через окно 15 поступает во внутрискважинное пространство 12. Во внутрискважинном пространстве 12 пластовые продукты смешиваются и поступают в полость соединительной муфты 32 через окно 33 для контакта извлекаемого скважинного продукта с блоком 10 ТМС, измеряющим температуру и давление скважинного продукта на приеме в ЭЦН 2 для последующего подъема в устье скважины. Пластовые продукты, протекая через обособленные каналы 14 БРПУ 3, омывают блоки датчиков КИП 34, которые измеряют параметры добываемого пластового продукта, включая дебит, давление, температуру, химический состав, рН, содержание воды и твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка или удельное сопротивление пластовых продуктов, и передают их значения по электрическому кабелю 16 через кабельный разъем 17, размещенным в полости соединительной муфты 32, пропущенным через окно 33 в стенке соединительной муфты 32 и внутрискважинное пространство 12 в наземную ПУ. Комбинация положений РЭК 13 относительно запорных седел 18 в каждом обособленном канале 14 БРПУ 3, позволяет одновременно и раздельно регулировать состав скважинного продукта, смешиваемого во внутрискважинном пространстве 12 перед всасыванием его ЭЦН 2.

При необходимости демонтажа оборудования клапанной насосной установки сначала поднимают ЭЦН 2 с БРПУ 3, при этом без дополнительных усилий гладкие ниппели 20 извлекаются из концевых штуцеров 19. Затем монтажным инструментом зацепляют наружный концевой штуцер 19 за кольцевую канавку 31 на внутренней поверхности наружного концевого штуцера 19, с помощью монтажного инструмента срывают второй блок смонтированных забойного пакера 4 и опорного пакера 5 насосной установки и монтажным инструментом извлекают их из ствола 9 скважины.

Claims (6)

1. Клапанная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, насос для извлечения скважинного продукта, блок регулирования потоков и учета пластовых продуктов, включающий регулируемые электроприводные клапана, расположенные в обособленных каналах, сообщающихся через окна с внутрискважинным пространством, и связанные электрическим кабелем с устройством управления посредством кабельного разъема, регулирующие потоки пластовых продуктов через запорные седла, по крайней мере, забойный и опорный пакеры, оснащенные якорными устройствами для закрепления пакеров в стволе скважины, причем опорный пакер установлен в скважине выше верхнего пласта, и стыковочный узел, содержащий трубчатые элементы с коаксиальными проточными каналами, сообщающимися, с одной стороны, с обособленными каналами блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов через соответствующие каналы стыковочного узла, а с другой, - с каналами радиально-проточной муфты, расположенной выше забойного пакера и сообщающейся радиальными каналами с верхним пластом скважины, которая сопряжена с хвостовиком, соединенным со стволом забойного пакера, отличающаяся тем, что трубчатые элементы стыковочного узла содержат подвижные соединения концевых штуцеров и гладких ниппелей, образующих между собой коаксиальные проточные каналы, последние сообщаются с обособленными каналами блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов через соответствующие каналы стыковочного узла, при этом концевые штуцеры выполнены с развальцованным торцом, а противоположным торцом соединены со стволом опорного пакера посредством прямоточной многоканальной муфты, к последней присоединен патрубок забора скважинного продукта из нижнего пласта, аксиальный центральному каналу и подвижно расположенный в центральном отверстии радиально-проточной муфты, оснащенном кольцевой манжетой и образующим со стволом опорного пакера коаксиальный канал, сообщающийся с верхним пластом скважины через радиальные каналы радиально-проточной муфты, а гладкие ниппели подвижного соединения выполнены на трубчатых элементах стыковочного узла с направляющим конусом и, по меньшей мере, одной кольцевой манжетой с возможностью герметичного телескопического соединения с ответными концевыми штуцерами, обеспечивающие поблочный монтаж и демонтаж насосной установки в стволе скважины.

2. Клапанная насосная установка по п. 1, отличающаяся тем, что на внутренней поверхности наружного концевого штуцера стыковочного узла выполнена кольцевая канавка для зацепления опорного и забойного пакеров монтажным инструментом при поблочном монтаже и демонтаже насосной установки в стволе скважины.

3. Клапанная насосная установка по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве насоса для извлечения скважинного продукта содержит электроприводной центробежный насос, оснащенный блоком телемеханической системы и соединенный со станцией управления скважиной силовым кабелем, пропущенным через внутрискважинное пространство.

4. Клапанная насосная установка по п. 1, отличающаяся тем, что блок регулирования потоков и учета пластовых продуктов скважины соединен с насосом извлечения скважинного продукта посредством муфты, в стенке которой выполнено окно для контакта извлекаемого скважинного продукта с блоком телемеханической системы.

5. Клапанная насосная установка по п. 1, отличающаяся тем, что электроприводы регулируемых клапанов блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов соединены электрическим кабелем посредством кабельного разъема, расположенного в полости соединительной муфты, либо с блоком телемеханической системы, либо с наземной панелью управления электрическим кабелем, пропущенным через окно соединительной муфты и внутрискважинное пространство.

6. Клапанная насосная установка по п. 1, отличающаяся тем, что в обособленных каналах блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов размещены, по крайней мере, один датчик контрольно-измерительных приборов для измерения, по меньшей мере, одного параметра добываемого продукта из группы, включающей дебит, давление, температуру, химический состав, pH, содержание воды и твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление пластового продукта, связанные электрическим кабелем либо с блоком телемеханической системы, либо с наземной панелью управления.

Images