Устройство для регулирования нагнетания газа и способы его эксплуатации

УСТРОЙСТВО ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАГНЕТАНИЯ ГАЗА И СПОСОБЫ ЕГО ЭКСПЛУАТАЦИИ Устройство для регулирования нагнетания газа, в частности для размещения в буровой скважине для контроля нагнетания газа в трубу для подъема жидкости, такой как, например, сырая нефть,вверх по трубе. Устройство (50, 200) содержит корпус (49, 206) и по меньшей мере два узла распределительного клапана в корпусе. Каждый узел имеет впускное отверстие (76) для приема газа от источника, находящегося под давлением, выпускное отверстие (80) для подачи сжатого газа для нагнетания в трубу, впускной клапан (62) в линии потока между впускным отверстием и выпускным отверстием и механизм управления (72), связанный с впускным клапаном. Каждый механизм управления является независимо управляемым для переключения соответствующего впускного клапана между его открытыми и закрытыми конфигурациями. Это позволяет включать и выключать нагнетание газа и обеспечивает контроль расхода нагнетаемого газа.(71)(73) Заявитель и патентовладелец: КАМКОН ОЙЛ ЛИМИТЕД (GB) Область изобретения Данное изобретение относится к устройствам для регулирования нагнетания газа, в частности, для размещения в буровой скважине для контроля нагнетания газа в трубу для подъема текучей среды вверх по трубе, например, сырой нефти. Предпосылки создания изобретения В известных способах добычи нефти газ нагнетается в трубу с сырой нефтью для подъема нефти вверх по трубе, когда давление в самом нефтяном пласте является недостаточным для осуществления этого, или для дополнительного увеличения дебита нефти. Этот способ часто называют "газлифт". Сжатый газ подается в кольцевое пространство между внешней обсадной колонной и внутренней эксплуатационной насосно-компрессорной колонной и нагнетается в основание столба жидкости насоснокомпрессорной колонны через клапан газлифта наклонной скважины. В результате этого происходит насыщение газом сырой нефти, уменьшение ее плотности, в результате чего смесь газ/нефть поднимается по трубе. Известная конфигурации газлифтной эксплуатации нефтяной скважины схематически изображена на фиг. 1. Сжатый газ подается посредством компрессорной станции 2 в манифольд 4 нагнетаемого газа. Манифольд разделяет источник газа на четыре отдельные подачи для соответствующих скважин 6. Каждая скважина включает внешнюю оболочку 8 буровой скважины, окружающую внутреннюю эксплуатационную насосно-компрессорную колонну или трубку 10. Газ подается в кольцевое пространство 12,образованное между оболочкой и насосно-компрессорной колонной. Газ затем нагнетается в насоснокомпрессорную колонну вблизи ее основания посредством клапана 14 газлифта. Сырая нефть 16 всасывается насосно-компрессорной колонной и смешивается с нагнетаемым газом по мере того, как смесь поднимается вверх. Смесь подается из устья 16 скважины к эксплуатационному манифольду 18, где она объединяется с притоками из других скважин 6. Объединенная смесь подается в сепаратор 20 газа/нефти. Здесь нагнетенный газ отделяется от нефти и подается в компрессорную станцию 2 для повторного сжатия и повторного нагнетания. Добытая нефть подается в хранилище 22 перед дальнейшей подачей по трубопроводу 24. Количество газа, необходимое для нагнетания в конкретную скважину для максимизации добычи нефти, варьируется согласно ряду факторов, таких как состояния и геометрии скважины. Степень защищенности жидкости будет также варьироваться в зависимости от вязкости извлеченной жидкости и географического расположения самой скважины. График, иллюстрирующий обычное соотношение между расходом газа при нагнетании и добычей жидкости, изображен на фиг. 2. Такая форма графика, как правило, называется "кривой эффективности газлифта" и генерируется на основании постоянного давления нагнетания газа. Слишком много или слишком мало нагнетенного газа повлечет за собой отклонение от состояния, обеспечивающего наиболее высокую производительность. Первостепенной целью оптимизации является обеспечение того, чтобы газлифт применялся к каждой скважине индивидуально с интенсивностью, при которой достигается максимальная производительность месторождения, наряду с минимизацией потребления сжатого газа. В показанном примере нефтеотдача оптимизирована при значении расхода газа при нагнетании около 0,9 Мскф/сут (миллиона стандартных кубических футов в сутки), при этом размер отверстия инжекционного клапана для газа выбирается соответственно. В существующих конфигурациях клапан газлифта имеет диаметр отверстия, выбранный таким образом, чтобы максимизировать добычу из данной скважины, основываясь на давлении газа, подаваемого в скважину. Однако если обстоятельства изменяются и необходим другой дебит газа для оптимизации добычи, необходимо приостановить добычу перед тем, как отверстие сможет быть заменено другим необходимого диаметра. Для возобновления добычи затем должна быть проведена процедура "разгрузки". Разгрузка буровой скважины - это трудоемкий процесс, как станет понятно из следующего обсуждения со ссылкой на фиг. 3 А-3 С. Несколько инжекционных клапанов для газа используются для обеспечения различных стадий с контролируемым давлением с целью последовательного удаления жидкости,находящейся в статическом состоянии, из кольцевого пространства во время запуска газлифта. В дополнение к клапану 14 газлифта изображенная буровая скважина имеет разгрузочные клапаны 30, 32. Сначала давление нагнетания снижает уровень жидкости в кольцевом пространстве между внешней оболочкой 8 буровой скважины и внутренней эксплуатационной насосно-компрессорной колонной 10, промывает кольцевое пространство 12 до открытия клапана 30, как показано на фиг. 3 В. На этой стадии газ нагнетается во внутреннюю лифтовую трубу 10 через клапан 30, таким образом, уменьшая давление в лифтовой трубе. По мере падения давления во внутренней лифтовой трубе, уровень жидкости в кольцевом пространстве 12 также падает. На этой стадии, где клапан 32 открыт, как показано на фиг. 3 С, газ нагнетается во внутреннюю лифтовую трубу 10 через клапан 32, а клапан 30 закрывается. Это продолжается до того момента, пока процесс разгрузки не завершится. Фактически разгрузочный клапан и клапан газлифта часто выполнены в боковых мандрелях, как показано на фиг. 4. Каждая мандрель 40 обычно формируется в насосно-компрессорной колонне, применяемой в буровой скважине, с использованием "инструментов для установки газлифтных клапанов" для физического деформирования боковой стенки лифтовой трубы, что само по себе является длительной и трудной процедурой. Каждый клапан 30, 32 и 14 установлен в соответствующей мандрели 40. Пакер 42 размещен в основании кольцевого пространства 12 и действует как уплотнение между нефтеносным геологическим горизонтом, окружающим буровую скважину, оболочкой 8 и лифтовой трубой 10 с целью предотвращения проникновения газа в продуктивную зону. Для смены размера отверстия клапана 14 газлифта необходимо прервать нагнетание газа и приостановить добычу нефти. Для замены клапана газлифта и установки на его место другого, имеющего другой диаметр отверстия, используются спуско-подъемные операции троса для работ в скважине. Для возобновления нагнетания газа процесс разгрузки повторяется. Следует принимать во внимание, что в существующих конфигурациях необходимы различные наладочные работы для того, чтобы они смогли оставаться в исправном состоянии продолжительное время(обычно 5-10 лет) в очень жестких условиях под землей на глубинах около 1 км или более. Давление внешней среды будет очень высоким (200 бар или более), а также вероятно воздействие высоких температур. Краткое описание изобретения Данное изобретение предоставляет устройство для регулирования нагнетания газа для размещения в буровой скважине с целью контроля нагнетания газа в трубу, содержащую сырую нефть, для подъема нефти вверх по трубе, содержащее корпус и, по меньшей мере, два узла распределительного клапана в корпусе, при этом каждый узел содержит впускное отверстие для приема газа от источника, находящегося под давлением, выпускное отверстие для подачи сжатого газа для нагнетания в трубу, впускной клапан в линии потока между впускным отверстием и выпускным отверстием, и механизм управления, связанный с впускным клапаном, при этом каждый механизм управления является независимо управляемым для переключения соответствующего впускного клапана между его открытыми и закрытыми конфигурациями. Такое устройство обеспечивает изменение расхода газа при нагнетании на заданную глубину в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну без необходимости приостановки добычи нефти. Кроме того, нагнетание газа может быть включено или выключено при необходимости без нарушения давления внешней среды кольцевого пространства, окружающего насосно-компрессорную колонну. Это обеспечивает эксплуатационную гибкость, недоступную для известных применений газлифта. Предпочтительно использованы по меньшей мере два узла распределительного клапана для подачи газа с различными соответственными расходами на их выпускных отверстиях, в то время как их впускные отверстия соединены с общим источником газа под давлением. Более конкретно каждый из двух узлов распределительного клапана является одним из пары, причем узлы в каждой паре приспособлены для подачи газа, по существу, с одинаковым потоком на их выпускных отверстиях. Этот элемент дублирования обеспечивает резерв в случае, если один из узлов выходит из строя. Предпочтительный вариант осуществления включает три пары узлов распределительного клапана,при этом каждый узел первой, второй и третьей пары приспособлен для подачи примерно 5, 15 и 30% максимального расхода потока устройства соответственно. Такая комбинация позволяет увеличить на 5% выход в процентах максимального расхода потока, проходящего через выбираемое контрольное устройство Альтернативно может быть использовано шесть узлов распределительных клапанов, каждый из которых приспособлен для подачи примерно одной шестой максимального расхода потока. В других узлах могут использоваться другие комбинации расходов потока от шести до другого количества узлов распределительного клапана, в зависимости от требований пользователя, при этом такая гибкость обеспечивается изобретением. Корпус может быть спроектирован для вставки в кольцевое пространство между внешней обсадной колонной и внутренней насосно-компрессорной колонной без необходимости в деформировании насосно-компрессорной колонны для его вмещения. Предпочтительно корпус скомпонован для размещения вокруг внешней стороны насосно-компрессорной колонны. Он может иметь, например, практически кольцевую конфигурацию. В других вариантах осуществления устройство скомпоновано для вставки в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну между частями трубы, при этом устройство образует путь через него для протекания нефти от одной части трубы к другой. Каждый узел распределительного клапана может содержать клапан сброса давления в линии потока между его выпускным и впускным клапанами, при этом клапан сброса давления расположен таким образом, что замедляет протекание жидкости в узел через его выпускное отверстие. В предпочтительных вариантах осуществления устройство может содержать дополнительный узел разгрузочного клапана для избирательной подачи газа в насосно-компрессорную колонну со значительно более высоким расходом потока, чем у узла распределительного клапана. Таким образом, разгрузочный клапан и клапан газлифта обычно предусмотрены в стандартном устройстве. Разгрузочный клапан может применяться периодически для нагнетания газа с высоким расходом. Альтернативно разгрузка может достигаться посредством открывания всех узлов распределительных клапанов. Данное изобретение дополнительно предоставляет способ регулирования нагнетания газа в трубу,содержащую сырую нефть, для подъема нефти вверх по трубе, содержащий следующие стадии: обеспечивание по меньшей мере двух узлов распределительного клапана, каждый их которых имеет впускное отверстие для приема газа от источника, находящегося под давлением, выпускное отверстие для подачи сжатого газа для нагнетания в трубу, впускной клапан в линии потока между впускным отверстием и выпускным отверстием и механизм управления, связанный с впускным клапаном, при этом каждый механизм управления является независимо управляемым для переключения соответствующего впускного клапана между его открытыми и закрытыми конфигурациями; соединение выпускного отверстия каждого узла с внутренней частью трубы; и избирательное управление каждым механизмом управления клапанами для нагнетания газа в трубу с желаемым комбинированным расходом. Предпочтительно способ содержит дополнительные стадии измерения выходного расхода трубы и регулирования расхода нагнетания газа в трубу в зависимости от измеренного выходного расхода. Таким образом, расход нагнетания газа может регулироваться с целью оптимизации интенсивности добычи углеводорода от скважины к скважине без прерывания процесса добычи. Кроме того, данное изобретение предоставляет способ регулирования добычи сырой нефти посредством множества труб, содержащий следующие стадии: обеспечение совместно с каждой трубой по меньшей мере двух узлов распределительного клапана,каждый из которых имеет впускное отверстие для приема газа от источника, находящегося под давлением, выпускное отверстие для подачи сжатого газа для нагнетания в соответствующую трубу, впускной клапан в линии потока между впускным отверстием и выпускным отверстием и механизм управления,связанный с впускным клапаном, при этом каждый механизм управления клапанами является независимо управляемым для переключения соответствующего впускного клапана между его открытыми и закрытыми конфигурациями; соединение выпускного отверстия каждого узла с внутренней частью соответствующей трубы; избирательное управление каждым механизмом управления для нагнетания газа в соответствующую трубу с желаемым расходом; измерение выходного расхода потока каждой трубы; и регулирование расхода нагнетания газа по меньшей мере в одну трубу в зависимости от измеренных выходных расходов. Соответственно эксплуатация газлифтов может быть оптимизирована среди групп скважин или даже на всех месторождениях. Расходы нагнетания в скважинах на одном и том же месторождении могут координироваться для оптимизации производительности всего месторождения. Краткое описание графических материалов Варианты осуществления изобретения ниже описаны посредством примеров со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых показано следующее: фиг. 1 представляет собой структурную схему обычной конфигурации газлифтной добычи нефти; фиг. 2 представляет собой график, отображающий кривую зависимости между добычей жидкости и нагнетанием газа; фиг. 3 А-3 С представляют собой виды сбоку поперечных сечений буровой скважины при последовательных стадиях во время разгрузки; фиг. 4 представляет собой вид в перспективе поперечного сечения известной конфигурации газлифта; фиг. 5 представляет собой поперечное сечение устройства для регулирования нагнетания газа, воплощающего изобретение; фиг. 6 представляет собой продольное поперечное сечение узла распределительного клапана для устройства согласно изобретению; фиг. 7 представляет собой вид в перспективе узла распределительного клапана, изображенного на фиг. 6; фиг. 8 и 9 представляют собой таблицы, отображающие контрольные последовательности для двух альтернативных конфигураций механизма управления клапанами; фиг. 10 и 11 представляют собой виды сбоку устройства для регулирования нагнетания газа согласно изобретению; фиг. 12 представляет собой вид в перспективе другого устройства для регулирования нагнетания газа согласно изобретению; фиг. 13 представляет собой вид в перспективе поперечного сечения устройства, изображенного на фиг. 12; фиг. 14 представляет собой вид в перспективе продольного поперечного сечения устройства, изображенного на фиг. 12. Подробное описание графических материалов Фиг. 5 представляет собой поперечное сечение устройства 50 для регулирования нагнетания газа,согласно изобретению. Оно размещено в обсадной колонне 8 буровой скважины, диаметр которой может варьироваться от месторасположения к месторасположению. В проиллюстрированном примере она имеет диаметр 178 мм (что обеспечивает зазор между устройством и обсадной колонной 8 для обеспечения возможности прохождения потока жидкости наружу устройства) и окружает насосно-компрессорную колонну, имеющую диаметр 90 мм. Пунктирная окружность 61 отображает диаметр рабочей зоны, доступный для вмещения контрольного устройства (здесь 152 мм), учитывая вариации в диаметре и соосности буровой скважины. Устройство 50 разделено на восемь одинаковых частей 51-58 внутри корпуса 49. Каждая часть 5156 содержит узел распределительного клапана, как будет далее обсуждено ниже, каждая из которых включает два клапана 60, 62. Часть 57 содержит узел разгрузочного клапана. Часть 58 показана с тремя кабелями 59, проходящими через него, в качестве примера. Эта дополнительная часть позволяет кабелям, линиям гидравлического давления и/или другим соединительным устройствам проходить через устройство и проходить к другим устройствам ниже по буровой скважине. Продольное поперечное сечение узла 64 распределительного клапана для включения в устройство 50 показано на фиг. 6. На фиг. 7 показан вид в перспективе такого же узла клапана. Управляющие сигналы подаются к узлу клапана по кабелю 66. Кабель соединен с соединителем 68. Управляющие сигналы подаются от кабеля через соединитель 68 к электронной управляющей схеме 70. Управляющая схема 70 электрически соединена с бистабильным механизмом 72 управления клапанами. Механизм управления клапанами функционирует для вытягивания штока 74 вниз для открытия впускного обратного клапана 62. Это открывает линию потока от впускного патрубка 76 к газовому каналу 78. Бистабильные механизмы управления клапанами типа, подходящего для использования в вариантах осуществления данного контрольного устройства, описаны, например, в патенте Великобритании 2342504 и 2380065, патентной заявке Великобритании 0822760.5 и патенте США 6598621, содержания которых ссылкой включены в данное описание. Газовый канал 78 образует линию тока между впускным клапаном 62 и предохранительным обратным клапаном 60. Клапан 60 размещен между газовым каналом 78 и выпускным патрубком 80. Дроссель 82 размещен в выпускном патрубке, который образует отверстие, определяющее расход газа через выпускной патрубок. Компоненты узла клапана находятся внутри корпуса 84, выполненного из металла, такого как, например, нержавеющая сталь. При бистабильном механизме управления клапанами не нужна энергия для удерживания клапана в выбранном открытом или закрытом положении, а необходим лишь короткий импульс для его переключения в другое положение. Это значит, что кабель 66 может быть относительно легким, что облегчает обращение с ним и использование. Это особенно важно, когда он проходит на значительное расстояние,которое может составлять несколько километров, например, ко дну моря. При работе узла клапанов, показанного на фиг. 6 и 7, когда необходимо выполнять нагнетание газа,подходящий сигнал подается в узел по кабелю 66 посредством управляющей схемы 70 к механизму 72 управления клапанами. Механизм управления клапанами функционирует для открывания впускного клапана 62, позволяя сжатому газу проходить из кольцевого пространства буровой скважины во впускной патрубок 76. Сжатый газ протекает затем через впускной клапан 62 и газовый канал 78, при этом результирующее давление на предохранительный клапан 60 приводит к открыванию клапана, что влечет за собой нагнетание газа через стенку насосно-компрессорной колонны через выпускной патрубок 80. Таблица на фиг. 8 иллюстрирует то, как шесть узлов управления клапанами могут быть предусмотрены и функционировать в устройстве для регулирования нагнетания газа, воплощающем изобретение,таким образом, чтобы обеспечить контроль увеличения расхода газа на 5% при нагнетании. Если открыты, два из клапанов обеспечивают 5% максимального потока, два обеспечивают по 15% каждый и два оставшихся клапана обеспечивают по 30% каждый. Избирательное открывание клапанов в различных комбинациях, как показано на фиг. 8, обеспечивает желаемый выход в процентах максимального нагнетаемого расхода потока. Седьмой клапан определен на фиг. 8, на которой показан сливной или разгрузочный клапан для обеспечения нагнетания потока с высоким расходом, как описано в данном описании. Альтернативная конфигурация показана в табл. на фиг. 9. Каждый из шести узлов управления клапанами, когда открыт, обеспечивает примерно одну шестую максимального потока. В этом варианте осуществления дополнительный сливной клапан не содержится, и разгрузка достигается посредством одновременного открывания всех шести клапанов. Открывание всех распределительных клапанов может обеспечить более быструю разгрузку по сравнению с переключением на отдельный разгрузочный клапан. Фиг. 10 и 11 показывают устройство для регулирования нагнетания газа, воплощающее изобретение, установленное вокруг насосно-компрессорной колонны 10. Верхний и нижний хомуты 90, 92 служат для закрепления устройства на месте. Канатный зажим на верхнем хомуте 94 закрепляет кабель 66. Часть кабеля, проходящая за пределами хомута 94, не показана на фигурах. Она проходит в кабельное концевое устройство 96 и канал 98 для кабеля, откуда она крепится к каждому узлу клапанов по очереди. Фактически, кабельное концевое устройство и канал для кабеля будут закрыты крышкой из листового металла и заполнены герметизирующим материалом для герметизации и защиты от вибрации. Обходная секция 100 кабеля выполнена вдоль длины контрольного устройства для того, чтобы по-4 020780 зволить кабелям и/или другим контрольным или питающим линиям проходить через устройство к другим устройствам вниз насосно-компрессорной колонны. В некоторых случая может быть меньше узлов управления клапанами, и вместо этого в устройстве доступно больше места для обхода. Дроссель 82 в виде трубки Вентури предусмотрен в каждом выпускном патрубке 80. Он может быть сконфигурирован в виде съемной заглушки, вставляемой через внешнюю кольцевую поверхность контрольного устройства. Таким образом размер патрубка может без труда выбираться и определяться независимо в каждом узле управления клапанами устройства согласно особым требованиям касательно буровой скважины посредством вставки подходящей заглушки в каждый узел. Выбор размера патрубка,таким образом, может осуществляться на месте, непосредственно перед использованием устройства, а не при его сборке, таким образом, информация, касающаяся характеристик конкретной буровой скважины,может быть учтена. В случае разгрузочного клапана заглушка может просто герметизировать снаружи отверстие, в которое она вставляется, и не ограничивать другим образом прохождение нагнетаемого газа в насоснокомпрессорную колонну. Фиг. 12-14 относятся к дополнительному варианту осуществления изобретения. В отличие от конфигурации, описанной выше, которая располагалась для использования вокруг нефтедобывающей трубы,данный дополнительный вариант осуществления сконфигурирован для введения в насосно-компрессорную колонну между соседними частями трубы. Контрольное устройство 200 нагнетания газа, к которому относятся фиг. 12-14, содержит трубчатые секции 202 и 204 на противоположных концах его корпуса для соединения с соседними частями добывающей трубы с использованием подходящих соединительных муфт (не показаны на фигурах). Трубчатые секции 202, 204 вместе с корпусом 206 образуют линию тока вдоль оси устройства для сырой нефти, втягиваемой вверх по добывающей трубе. Корпус 206 выполнен в виде прочного корпуса с полостями в нем для вмещения компонентов, связанных с контролем потока газа. Такая прочная конструкция защищает эти компоненты от высокого давления внешней среды в окружении буровой скважины. Во внешней поверхности корпуса 206 образован обходной вырез 208, проходящий продольно вдоль корпуса. Это образует место для кабелей и/или трубок для прохождения через устройство контроля газа для доступа к другому оборудованию, используемому дальше внизу буровой скважины ниже контрольного устройства. Как и в случае первого варианта осуществления, описанного выше, индивидуальные дроссели 210 устройства доступны снаружи устройства для облегчения установки и/или замены одного или более дросселей в условиях эксплуатации непосредственно перед использованием контрольного устройства. Это делает возможным выбор дросселей пользователем с целью удовлетворения особым требованиям определенной скважины. Контрольные кабели для устройства входят в корпус 206 через герметичное входное отверстие 212 для электрического кабеля. В предпочтительной конфигурации достаточно двух контрольных проводов. Они обеспечивают двойное функционирование. Провода обеспечивают непрерывную подзарядку низким постоянным током накопительного конденсатора, находящегося внутри корпуса 206. Они также используются для проведения управляющих сигналов к устройству и передачи информации обратно от устройства на поверхность. Контрольные провода могут проходить от поверхности к устройству внутри защитной трубы, выполненной, например, из стали. Внутреннее пространство трубы может быть герметизировано от его окружения и соединено с полостью в контрольном устройстве, содержащей управляющую электронику,при этом внутреннее пространство трубы и полость находятся при атмосферном давлении, как на поверхности. Это обеспечивает использование стандартных компонентов для электроники вместо необходимости использования более дорогостоящих компонентов, которые могут работать под воздействием высокого давления в буровой скважине. На фиг. 13 показано поперечное сечение корпуса 206. В изображенном варианте осуществления предусмотрены шесть узлов распределительных клапанов внутри прочного корпуса. Конфигурация клапанов и механизмов управления клапанами в узлах управления подобна описанной выше в отношении к вариантам осуществления, изображенным на фиг. 5-7. В поперечном сечении,изображенном на фиг. 13, каждый впускной обратный клапан 62 изображен видимым вблизи дросселей 82, которые находятся в жидкостной связи с соответствующими выпускными патрубками 80 нагнетания газа. На фиг. 14 показано продольное поперечное сечение устройства, изображенного на фиг. 12 и 13. Плоскость поперечного сечения, выполненного через впускные обратные клапаны 62 и дроссели 82, изображена на фиг. 13 и обозначена линией В-В на фиг. 14. Плоскость поперечного сечения на фиг. 14 проходит по линии А-А, обозначенной на фиг. 13. Бистабильный механизм 72 управления клапанами, связанный с каждым впускным клапаном 62,показан на фиг. 14. Верхняя полость 210, находящаяся под давлением, образована корпусом 206, прилегающим к концу механизма 72 управления клапанами напротив впускного клапана 62. Впускной обратный клапан 62 подвергается воздействию внешнего гидростатического давления через свой впускной патрубок 76. Полость 210 также подвергается такому же внешнему давлению для обеспечения того, чтобы давление на другой стороне механизма 72 управления клапанами было уравновешено. Это необходимо во избежание того, чтобы внешнее давление принудительно открывало впускной клапан посредством превосхождения силы, прикладываемой механизмом 72 управления клапанами. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Устройство, размещаемое в буровой скважине, для регулирования нагнетания газа в трубу, содержащую сырую нефть, для подъема нефти вверх по трубе, содержащее корпус и по меньшей мере два узла распределительного клапана, размещенные в корпусе, каждый из которых содержит впускное отверстие для приема газа от источника, находящегося под давлением,выпускное отверстие для подачи сжатого газа для нагнетания в трубу,впускной клапан, расположенный в линии потока между впускным отверстием и выпускным отверстием, и бистабильный электрический механизм управления, связанный с впускным клапаном, при этом каждый механизм управления является независимо управляемым для переключения соответствующего впускного клапана между его открытой и закрытой конфигурациями. 2. Устройство по п.1, в котором каждый узел распределительного клапана содержит в своем выпускном отверстии съемный дроссель. 3. Устройство по п.2, в котором дроссель выполнен с возможностью введения в выпускное отверстие через внешнюю поверхность устройства. 4. Устройство по любому из пп.1-3, в котором указанные по меньшей мере два узла распределительного клапана выполнены с возможностью подачи газа с отличающимися друг от друга расходами потока на их выпускных отверстиях, когда их впускные отверстия соединены с общим источником газа. 5. Устройство по п.4, в котором каждый из указанных узлов распределительного клапана, выполненных с возможностью подачи газа с отличающимися друг от друга расходами потока, является одним из пары узлов распределительных клапанов, при этом узлы в каждой паре выполнены с возможностью подачи газа, по существу, с одинаковым расходом потока на их выпускных отверстиях, когда их впускные отверстия соединены с общим источником газа. 6. Устройство по п.5, содержащее три пары узлов распределительного клапана, при этом каждый узел первой, второй и третьей пары приспособлен для подачи около 5, 15 и 30% максимального расхода устройства соответственно. 7. Устройство по любому из пп.1-6, в котором корпус имеет, по существу, кольцевую конфигурацию для размещения вокруг трубы. 8. Устройство по любому из пп.1-6, подсоединяемое при использовании между частями трубы и образующее путь для нефти, находящейся между частями трубы. 9. Устройство по любому из пп.1-8, в котором каждый узел распределительного клапана содержит клапан сброса давления, размещенный в линии потока между его выпускным и впускным клапанами и способный замедлять протекание жидкости в узел через его выпускное отверстие. 10. Устройство по любому из пп.1-9, которое содержит дополнительный узел разгрузочного клапана для избирательного обеспечения подачи газа со значительно более высоким расходом на его выпускном отверстии к трубе, чем узлы распределительного клапана. 11. Способ регулирования нагнетания газа в трубу, содержащую сырую нефть, для подъема нефти вверх по трубе, с помощью устройства по п.1, согласно которому соединяют выпускное отверстие каждого узла указанного устройства с внутренней частью трубы и избирательно управляют каждым бистабильным механизмом управления клапанами указанного устройства для нагнетания в трубу газа с заданным комбинированным расходом. 12. Способ по п.11, содержащий дополнительные стадии измерения выходного расхода трубы и регулирования расхода нагнетания газа в трубу в зависимости от измеренного выходного расхода потока. 13. Способ регулирования добычи сырой нефти посредством множества труб, согласно которому осуществляют действия согласно способу по п.11 или 12 в каждой трубе; контролируют расход выходного потока каждой трубы и регулируют расход нагнетания газа по меньшей мере в одну трубу в зависимости от контролируемых расходов выходных потоков.