Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин и устройство для его реализации

Группа изобретений относится к области добычи углеводородов. Техническим результатом является повышение точности реагирования исполнительных механизмов, расширение функциональных возможностей устройства, повышение эффективности технологии эксплуатации, уменьшение временных затрат. Для этого спускают в скважину колонну труб, оснащенную пакером и регулирующим устройством. На уровне пласта оснащают колонну труб или регулирующее устройство измерительным преобразователем. Скважину оснащают интеллектуальной системой управления добычей углеводородов, поддержания пластового давления (ИСУ). Располагают ИСУ на уровне пласта непосредственно у измерительного преобразователя или регулирующего устройства. Информацию по замеру параметров подают на ИСУ через интерфейс связи с измерительным преобразователем, где осуществляют предварительную обработку входной информации. Проводят анализ поступившей информации в соответствии с алгоритмом программы. Формируют управляющий сигнал для регулирующего устройства в соответствии с установленной степенью открытия или закрытия регулирующего устройства. При этом осуществляют прием и передачу контрольных данных. Устройство одновременно-раздельной эксплуатации скважин включает измерительный преобразователь, регулирующее устройство и ИСУ. ИСУ содержит блок анализа и логики, интерфейсы связи с измерительным преобразователем и с регулирующим устройством. При этом ИСУ установлена на уровне пласта непосредственно у измерительного преобразователя или регулирующего устройства и связана с ними электрически. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области добычи полезных ископаемых из многопластовых скважин (нефти, газа, газоконденсата, битума, минеральной воды), поддержания пластового давления на многопластовых месторождениях и может быть использовано при одновременно-раздельной (ОРЭ) или поочередной (ПЭ) эксплуатации нескольких добывающих (ОРД или ПД) и/или нагнетательных (ОРЗ или ПЗ) пластов одной скважиной, а также, в ряде случаев, может быть применено для регулирования, исследования и отсекания притока флюида из пластов в фонтанной, газлифтной, насосной или нагнетательной скважине.

Известен способ для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной (Патент РФ №2253009, Е21В 43/14. Способ включает спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром с открытым или заглушенным концом, с одним или несколькими пакерами гидравлического и/или механического действия без или с разъединителем колонны, причем при наличии нескольких пакеров их спускают в скважину одновременно или последовательно (раздельно) и устанавливают выше и/или между пластами, при этом ниже и/или выше пакеров спускают, по крайней мере, по одному посадочному узлу в виде скважинной камеры или ниппеля со съемным клапаном (регулирующим устройством) для подачи через них рабочего агента (среды) и регулирования расхода при закачке в пласты, далее нагнетают рабочий агент с устья в полость колонны труб при заданном давлении, направляя его в пласты через соответствующие съемные клапаны (регулирующие устройства) в посадочных узлах, а затем измеряют общий расход рабочего агента (на устье или внутри колонны труб) и расходы по отдельным пластам, в частности с помощью расходомера, спускаемого в колонну труб выше и между пластами (съемными клапанами).

Известный способ не позволяет управлять различными состояниями (в частности, степенью регулирования открытия) съемных клапанов (регулирующих устройств), измерять, определять и регулировать расход рабочего агента (среды) или дебитом флюида для каждого из пластов одной скважины без наличия канала связи с наземным устройством (кабеля).

Наиболее близким техническим решением, по совокупности совпадающих признаков и достигаемому техническому результату, взятым в качестве прототипа, является способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин, патент РФ №2313659, МПК Е21В 43/14. Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин включает спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром и открытым или заглушенным нижним концом, оснащенной, между пластами или выше и между пластами, одним или несколькими пакерами для разобщения пластов и регулирующим устройством для управления расходом рабочего агента при закачке или дебитом флюида при добыче, при этом в нагнетательной, или фонтанной, или газлифтной, или насосной скважинах на уровне ее пласта оснащают колонну труб или регулирующее устройство измерительным устройством для передачи информации по замерам на поверхность скважины и определения технологических параметров рабочего агента при закачке или флюида при добыче, для чего спускают в скважину снаружи или внутри колонны труб кабель или импульсную трубку и связывают с измерительным устройством и (или) регулирующим устройством, закачивают рабочий агент или добывают флюид, направляя его через регулирующее устройство и измерительное устройство, получают на устье информацию по замеру от измерительного устройства и определяют технологические параметры рабочего агента или флюида для пластов, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение, регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов.

Недостатком известного способа является то, что информацию по замерам получают в одном месте (на уровне пласта скважины). Передают ее по кабелю или импульсной трубке в другое (на поверхность скважины). На поверхности информацию анализируют, определяя технологические параметры рабочего агента, затем снова по кабелю (каналу связи с наземным устройством) или импульсной трубке, уже в обратном направлении, передают управляющие сигналы для изменения пропускного сечения регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров. При этом, как правило, используют кабель значительной длины (от 1 до 5 км).

Передача информационных и управляющих сигналов на такое расстояние увеличивает риск некорректной передачи информации, следовательно, увеличивается погрешность и неточность реагирования исполнительных механизмов на изменяющиеся пластовые показатели. Кроме того, наличие человеческого фактора при принятии решения (несвоевременное или неточное действие оператора) также может привести к ухудшению суммарного показателя добычи.

Другим недостатком известного способа являются технологические особенности операций по спуску - подъему кабеля, необходимость которых возникает в связи с решением проблем, связанных с заменой насосного оборудования, силового кабеля, питающего установку электроцентробежного насоса (далее УЭЦН) при его прогаре, лифта насосно-компрессорных труб (далее НКТ) в случае отложений асфальто-солевых парафиновых отложений (далее АСПО-солей) или появления негерметичности НКТ и прочих технологических операций. При демонтаже насосного оборудования возникает необходимость демонтажа измерительных устройств и регулирующих устройств, связанных с устьем скважины кабелем(кабелями) или импульсной трубкой(трубками), проходящих внутри или снаружи колонны труб. В частности, для замены УЭЦН (в случае прогара питающего кабеля, либо преждевременного выхода из строя) возникает необходимость подъема всей пакерной компоновки, разделяющей пласты с установленными измерительными устройствами и регулирующими устройствами. Для подъема пакерной компоновки необходимо привлечение бригады подземного ремонта скважин или капитального ремонта скважин (далее ПРС/КРС), а это приводит к значительным временным и материальным затратам (до десяти суток по фактору затрат времени, до 1 млн руб., по фактору затрат по заработной плате бригады ремонтников, а также к издержкам, связанным со снижением объема добычи нефти в зависимости от дебита и обводненности скважинного флюида). Кроме этого, к недостаткам известного способа следует отнести также очень ограниченный круг применения насосного оборудования. По существу, в известном способе может быть использовано только оборудование УЭЦН, так как только оно имеет конструктивные особенности, позволяющие транзитную проводку кабеля.

Задачей, решаемой изобретением, является устранение вышеперечисленных недостатков прототипа и повышение эффективности технологии одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации нескольких добывающих (нефтяных, газовых, газоконденсатных, газогидратных) и/или нагнетательных пластов одной скважины на многопластовом месторождении.

Положительный эффект от использования изобретения достигается за счет повышения точности реагирования исполнительных механизмов на изменение пластовых показателей, обеспечения возможности автономного функционирования измерительных устройств и регулирующих устройств, что позволит отказаться от их демонтажа при проведении указанных выше технологических операций, кроме этого, заявленный способ и устройство позволит предотвратить неконтролируемые перетоки из одного пласта в другой, которые неизбежны при их демонтаже в случае использования аналогов или прототипа, при одновременном обеспечении уменьшения временных и материальных затрат при проведении ремонтных работ по замене поврежденного или вышедшего из строя оборудования. Заявленное техническое решение позволяет обеспечить работоспособность скважины при демонтаже кабеля и насоса, кроме того, расширяется номенклатура подходящего для применения насосного оборудования, появляется возможность поддержания оптимальных параметров работы каждого пласта (объекта) в системе одновременно-раздельной эксплуатации даже в процессе монтажа/демонтажа питающего кабеля и насосного оборудования.

Указанная задача решается за счет того, что известный способ, включающий спуск в скважину одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром и открытым или заглушенным нижним концом, оснащенной, между пластами или выше и между пластами, одним или несколькими пакерами для разобщения пластов и регулирующим устройством для управления расходом рабочего агента при закачке или дебитом флюида при добыче, при этом в нагнетательной, или фонтанной, или газлифтной, или насосной скважинах на уровне ее пласта оснащают колонну труб или регулирующее устройство измерительным преобразователем для определения технологических параметров рабочего агента при закачке или флюида при добыче, закачивают рабочий агент или добывают флюид, направляя его через регулирующее устройство и измерительный преобразователь, получают информацию по замеру от измерительного преобразователя и определяют технологические параметры рабочего агента или флюида для пластов, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов, характеризуется тем, что скважину оснащают по крайней мере одной интеллектуальной системой управления (ИСУ) добычи углеводородов, поддержания пластового давления на многопластовых месторождениях, ИСУ программируют на поддержание оптимальных параметров работы каждого пласта в системе одновременно-раздельной эксплуатации, располагают ее на уровне верхнего или любого другого пласта непосредственно у измерительного преобразователя или регулирующего устройства, связывают ее электрически с измерительным преобразователем и регулирующим устройством, информацию по замеру технологических параметров подают на ИСУ через интерфейс связи с измерительным преобразователем, где осуществляют предварительную обработку входной информации, включая аналого-цифровое преобразование и согласование уровней, далее проводят анализ поступившей информации в соответствии с алгоритмом программы (запрограммированным алгоритмом), устанавливают степень открытия или закрытия регулирующего устройства, формируют управляющий сигнал для регулирующего устройства в соответствии с установленной степенью открытия или закрытия устройства, далее управляющий сигнал через интерфейс связи с регулирующим устройством передают регулирующему устройству, при этом осуществляют прием и передачу контрольных данных. ИСУ, и/или измерительный преобразователь, и/или регулирующее устройство оснащают автономным источником энергоснабжения, или подают электропитание по кабелю с устья скважины, или проводят подзарядку автономного источника энергоснабжения через интерфейс связи с подзаряжающим устройством, или спускают кабель или импульсную трубку с узлом подзарядки.

ИСУ оснащают запоминающим устройством для хранения результатов замеров и/или воздействий на регулирующее устройство и проводят их запись (сохранение) в запоминающее устройство входных данных.

В процессе работы по мере необходимости изменяют алгоритм ИСУ. Прием и передачу контрольных данных ИСУ проводят с использованием считывающего устройства через интерфейс связи, для чего спускают кабель или импульсную трубку с узлом связи.

Возможно совмещение ИСУ с измерительным преобразователем или регулирующим устройством и снятие контролируемых показателей из запоминающего устройства системы для хранения результатов замеров в любое время посредством применения любого средства для считывания (съема) информации, при этом обеспечивается возможность внесения корректирующих воздействий как в алгоритм работы системы, так и непосредственно в работу элементов, узлов агрегатов заявленного устройства, в случае наличия таковой необходимости.

Известные способы реализуются посредством применения известных как таковых устройств, например устройств, применяемых в способах по патентам РФ №№2253009, 2313659, которые состоят по крайней мере из одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром и с открытым или заглушенным нижним концом, оснащают между пластами или выше и между пластами одним или несколькими пакерами для разобщения пластов и регулирующим(ими) устройством(ами) для управления расходом рабочего агента при закачке или дебитом флюида при добыче, при этом в нагнетательной, или фонтанной, или газлифтной, или насосной скважинах на уровне ее пласта оснащают колонну труб или регулирующее(ие) устройство(а) измерительным(ми) устройством(ами) для определения технологических параметров рабочего агента при закачке или добыче флюида, для чего спускают в скважину снаружи или внутри колонны труб кабель или импульсную трубку и связывают с измерительным устройством и(или) регулирующим устройством, закачивают рабочий агент или добывают флюид, направляя его через регулирующее устройство и измерительное устройство, получают на устье скважины от измерительного устройства информацию по замеру и определяют технологические параметры рабочего агента или флюида для пластов, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов посредством подачи соответствующих команд с наземного оборудования, при этом известные из уровня техники технические решения имеют следующие существенные недостатки:

- передача информационных и управляющих сигналов на значительное расстояние увеличивает риск некорректной передачи информации на поверхность, следовательно, увеличивается погрешность и неточность реагирования исполнительных механизмов на изменяющиеся пластовые показатели. Кроме того, наличие человеческого фактора при принятии решения (несвоевременное или неточное) может привести к ухудшению суммарного показателя добычи;

- при демонтаже насосного оборудования возникает необходимость демонтажа измерительных устройств и регулирующих устройств, связанных с устьем скважины кабелем(кабелями) или импульсной трубкой (трубками), проходящих внутри или снаружи колонны труб, что приводит к значительным временным и материальным затратам;

- к недостаткам известного способа следует отнести также очень ограниченный круг применения насосного оборудования.

Задачей заявленного технического решения является устранение вышеперечисленной совокупности недостатков прототипа, а именно:

1 - снижение риска некорректной передачи информации информационных и управляющих сигналов на значительные расстояния;

2 - повышение точности работы исполнительных механизмов при изменении пластовых показателей;

3 - снижение временных и материальных затрат за счет исключения необходимости демонтажа измерительных устройств и регулирующих устройств, связанных с устьем скважины кабелем(кабелями) или импульсной трубкой(трубками), проходящих внутри или снаружи колонны труб, за счет совместного использования (применения) признаков способа и устройства интеллектуальной системы управления, примененной в заявленном техническом решении.

Заявленное техническое решение кроме перечисленных недостатков позволяет обеспечить получение дополнительных преимуществ, а именно:

4 - обеспечивается значительное повышение точности реагирования исполнительных механизмов на изменение пластовых показателей как в штатном, так и аварийных режимах за счет применения в совокупности заявленных признаков как способа, так и устройства;

5 - обеспечивается возможность автономного функционирования оборудования, что позволяет реализовать возможность демонтажа насосного и другого оборудования без демонтажа собственно устройства, состоящего из заявленной совокупности признаков - интеллектуальной системы управления, измерительного устройства, управляющего устройства;

6 - исключаются неконтролируемые перетоки из одного пласта в другой при отсутствии связи с наземными устройствами, в отличие от прототипа и известного уровня техники на дату подачи заявочных материалов;

7 - расширяется номенклатура подходящего для применения насосного оборудования, т.к. отсутствует необходимость применения постоянного канала связи с наземным(и) устройством(ми), вследствие того, что обеспечивается возможность связи наземного оборудования с установленным в скважине оборудованием через интерфейс связи со считывающим устройством и интерфейсом связи с подзаряжающим устройством посредством спуска кабеля или импульсной трубки, снабженной узлом связи (например, для считывания необходимой информации, изменения задания и т.д., и/или подзарядки зарядного устройства (при наличии таковой необходимости)).

Заявленное техническое решение поясняется следующими материалами. На Фиг.1 представлен принципиальный вид устройства для реализации заявленного способа (изображена пакерная установка с двумя регулирующими устройствами и измерительными устройствами), которое состоит из:

1) насосной скважины

2) колонны труб

3) трубы с заглушенным нижним концом

4) пакера

5) измерительных устройств

6) регулирующих устройств

8) интеллектуальной системы управления

9) канала связи

10) рабочего агента

11) флюида

Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин реализуется следующим образом. В нагнетательную, фонтанную, газлифтную, или насосную скважину 1 спускают одну колонну труб 2 с постоянным диаметром и заглушенным нижним концом 3. Колонну труб 2 оснащают между пластами П₁, П₂ одним 4 или несколькими пакерами, а также одним или несколькими 6 регулирующими устройствами для управления расходом рабочего агента при закачке его в пласты или дебитом флюида при добыче его из пластов, на уровне одного П₁ или нескольких П₁ и П₂, или прочих пластов скважины, оснащают колонну труб 2 одним, или несколькими, измерительным(и) устройством(ами) 5. При этом колонну труб 2 оснащают интеллектуальной системой управления (ИСУ) 8, располагают ИСУ 8 непосредственно в скважине, связывают ИСУ 8 (электрически и/или гидравлически и/или беспроводным способом на основе электромагнитного излучения) каналом связи 9 с измерительным(и) устройством(ами) 5 и регулирующим устройством 6, программируют ИСУ 8 на поддержание оптимальных параметров работы каждого пласта (объекта) в системе одновременно-раздельной эксплуатации. После монтажа (устья) фонтанной арматуры скважины 1 закачивают рабочий агент 10 (закачка), указанный на Фиг.1 стрелкой, направленной вниз в верхней части Фиг.1, или добывают флюид 11 (добыча), указанный на Фиг.1 стрелкой, направленной вверх, в верхней части Фиг.1, направляя его (флюид) через одно или несколько 6 регулирующих устройств и через одно или несколько измерительных устройств 5 на поверхность для последующего сбора и переработки флюида. При этом ИСУ получает информацию по замеру (например, давления, температуры, перепада давления, перепада температуры, количества воды, газа и нефти и пр.) измерительным(и) устройством(ами) 5 и определяет технологические параметры (например, расход рабочего агента или дебит воды, газа и нефти и пр.) либо рабочего агента 10, либо флюида 11 для пластов П₁, П₂ или П₁, П₂ и П₃, а при отличии технологических параметров от проектного значения изменяет пропускное сечение одного или нескольких регулирующих устройств 6 до достижения их проектного значения.

На Фиг.2 приведена принципиальная блок-схема интеллектуальной системы управления (ИСУ) заявленного технического решения, состоящая из следующих элементов:

5) измерительного устройства

6) регулирующего устройства

12) интерфейса связи с измерительным устройством

13) блока анализа и логики

14) интерфейса связи с регулирующим устройством

15) интерфейса связи со считывающим устройством

16) интерфейса связи с подзаряжающим устройством

17) автономного источника энергоснабжения

18) запоминающего устройства

и работает следующим образом.

Информация с измерительного(ых) устройства(в) 5 поступает в ИСУ 8 на интерфейс связи с измерительным устройством 12, далее ИСУ 8 в соответствии с запрограммированным алгоритмом и выполняемой задачей производится анализ поступившей информации, сохранение входных данных и значений параметров регулирующего(их) устройства(устройств) в запоминающем устройстве 18 и формирование управляющих сигналов для регулирующего устройства 6 (степень открытия или закрытия регулирующего устройства), которые через интерфейс связи с регулирующим устройством 14 передаются регулирующему устройству 6. Заявленная компоновка оснащена автономным источником энергоснабжения 17, расположенным в ИСУ 8 и/или в измерительном устройстве 5, и/или регулирующем устройстве 6. Прием и передача контрольных данных, возможность изменения алгоритма и задачи ИСУ 8, подзарядка автономного источника энергоснабжения 17 осуществляется по мере необходимости через интерфейс связи со считывающим устройством 15 и/или интерфейс связи с подзаряжающим устройством 16 посредством спуска кабеля или импульсной трубки, снабженной узлом связи и/или подзарядки.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна», предъявляемому к изобретениям, т.к. из исследованного уровня техники не выявлены технические решения, характеризующиеся указанными признаками способа и устройства, представленными в совокупности, приводящими к реализации заявленных технических результатов - семи основных задач, которые могут быть реализованы как в совокупности, так и по отдельности, в зависимости от необходимости решения тех или иных задач в конкретных практических случаях, возникающих при добыче полезных ископаемых (нефти, газа, газоконденсата, битума, минеральной воды), поддержании пластового давления на многопластовых месторождениях. При этом следует обратить внимание, что признаки, примененные в заявленном техническом решении известны как таковые по отдельности в тех или иных известных технических решениях, однако заявителем из изученного уровня техники не выявлена информация, о технических решениях, идентичных примененным в заявленной совокупности, а именно не выявлены технические решения, характеризующиеся заявленной совокупностью признаков способа и устройства, обеспечивающих получение перечисленных в задачах (целях) совокупности технических результатов.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, т.к. не является очевидным для специалистов в данной области техники, вследствие того, что заявленное техническое решение обеспечивает реализацию объективно существующих на практике противоречий, не разрешимых посредством обычного проектирования, а именно обеспечивает работоспособность размещенного в скважине оборудования даже при отключении его от наземного оборудования при аварийных ситуациях или при наличии необходимости ремонта, демонтажа и (или) замены части оборудования, например наземного оборудования, что не является очевидным для специалиста в данной области техники.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», т.к. может быть реализовано на любом специализированном предприятии с использованием стандартного оборудования и известных материалов и технологий.

1. Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, включающий спуск в скважину колонны труб, оснащенной между пластами пакером и регулирующим устройством, при этом в скважине на уровне пласта оснащают колонну труб или регулирующее устройство измерительным преобразователем, закачивают рабочий агент или добывают флюид, направляя его через регулирующее устройство и измерительный преобразователь, получают информацию по замеру от измерительного преобразователя и определяют технологические параметры рабочего агента или флюида для пласта, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов, отличающийся тем, что скважину оснащают интеллектуальной системой управления добычей углеводородов, поддержания пластового давления, интеллектуальную систему управления программируют на поддержание оптимальных параметров работы пласта в системе одновременно-раздельной эксплуатации, располагают ее на уровне пласта непосредственно у измерительного преобразователя или регулирующего устройства, связывают ее электрически с измерительным преобразователем и регулирующим устройством, информацию по замеру технологических параметров подают на интеллектуальную систему управления через интерфейс связи с измерительным преобразователем, где осуществляют предварительную обработку входной информации, включая аналого-цифровое преобразование и согласование уровней, далее проводят анализ поступившей информации в соответствии с алгоритмом программы (запрограммированным алгоритмом), устанавливают степень открытия или закрытия регулирующего устройства, формируют управляющий сигнал для регулирующего устройства в соответствии с установленной степенью открытия или закрытия регулирующего устройства, далее управляющий сигнал через интерфейс связи с регулирующим устройством передают регулирующему устройству, при этом осуществляют прием и передачу контрольных данных.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что интеллектуальную систему управления, и/или измерительный преобразователь, и/или регулирующее устройство оснащают автономным источником энергоснабжения, или подают электропитание по кабелю с устья скважины, или проводят подзарядку автономного источника энергоснабжения через интерфейс связи с подзаряжающим устройством, или спускают кабель или импульсную трубку с подзаряжающим устройством.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что интеллектуальную систему управления оснащают запоминающим устройством для хранения результатов замеров и/или воздействий на регулирующее устройство и проводят их запись (сохранение) в запоминающее устройство.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что по мере необходимости изменяют алгоритм интеллектуальной системы управления.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что прием и передачу контрольных данных интеллектуальной системы управления проводят с использованием считывающего устройства через интерфейс связи, для чего спускают кабель или импульсную трубку с узлом связи.

6. Устройство одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин, содержащее насосную скважину, колонну труб, пакер, измерительный преобразователь, регулирующее устройство, отличающееся тем, что оно дополнительно оснащено интеллектуальной системой управления добычей углеводородов и/или поддержания пластового давления на многопластовых месторождениях, интеллектуальная система управления содержит блок анализа и логики, интерфейсы связи с измерительным преобразователем и с регулирующим устройством, при этом интеллектуальная система управления установлена на уровне пласта непосредственно у измерительного преобразователя или регулирующего устройства и связана с ними электрически.

7. Устройство по п.6, отличающееся тем, что снабжено автономным источником энергоснабжения или подзаряжающим устройством через интерфейс связи с подзаряжающим устройством.

8. Устройство по п.6, отличающееся тем, что снабжено запоминающим устройством, считывающим устройством, связанными с интеллектуальной системой управления через интерфейс связи.