Prodhimi nënujor i naftës. Teknologji inovative për prodhimin e hidrokarbureve nënujor në raftin e Arktikut

Kompleksi i prodhimit nënujor përbëhet nga disa puse të pajisura me pemë X-mas nënujore, sistem kontrolli, tubacione grumbullimi gazi, të gjitha të vendosura në shtratin e detit. Gazi nga puset furnizohet në kolektor (një lloj pikë grumbullimi) dhe më pas dërgohet në breg përmes tubacionit kryesor të gazit në impiantin kompleks të trajtimit të gazit.

Pajisjet e prodhimit nënujor, të vendosura në fund të detit Okhotsk pa platforma dhe struktura të tjera sipërfaqësore, bëjnë të mundur prodhimin e gazit nën akull, në kushte të vështira klimatike, duke përjashtuar ndikimin dukuritë natyrore. Kjo shmang shumë nga rreziqet e qenësishme të punës në kushte të pafavorshme natyrore dhe klimatike.

Teknologji të ngjashme janë përdorur tashmë në vende të tjera, për shembull, në Norvegji në fushat Snøvit dhe Ormen Lange, por në Rusi ato do të aplikohen për herë të parë në fushën Kirinskoye. Teknologjitë e prodhimit nënujorë janë të besueshme dhe lejojnë që aktivitetet industriale të kryhen me ndikim minimal negativ në sistemin ekologjik të rajonit.

pajisjet e pusit

Projekti i zhvillimit të fushës parashikon 7 puse. Lloji i pemës së Krishtlindjes nënujore "pema e Krishtlindjeve" ju lejon të kontrolloni rrjedhën e gazit nga pusi. Struktura mbrojtëse kundër peshkatareve mbron pemën X-mas nga ndikimi mekanik.

Pesha me mbrojtje	141 t
Dimensionet	23x23x10 m

Shumëfishtë

Gazi nga puset shkon në kolektor (pika e grumbullimit). Pajisja përbëhet nga disa tubacione të fiksuara në një bazë, të projektuar për presion të lartë dhe të lidhur sipas një skeme të caktuar. Manifoldi shpërndan gaz, monoetilen glikol (MEG), kimikate dhe sinjale kontrolli nënujore.

Tee

Tee tubacioni është projektuar për të lidhur puse të mesme me një linjë që është e lidhur me një kolektor.

pajisje terminale

Pajisja terminale e tubacionit është projektuar për të lidhur puset ekstreme nën ujë me një linjë që është e lidhur me kolektorin.

Tubacioni i monoetilen glikolit (MEG).

Tubacioni nga GTP në kolektor furnizohet me monoetilen glikol, i cili është i nevojshëm për të parandaluar kristalizimin. Nga kolektori, MEG futet në pus përmes një kërthizor në fushë.

Kabllo zorre

Kërthiza kryesore shtrihet përgjatë shtratit të detit dhe lidh kolektorin me platformën e kontrollit të kompleksit të prodhimit nënujor. Kërthiza transmeton komandat e kontrollit nga dhoma e kontrollit në pajisjet nënujore të fushës.

Kërthizat në fushë lidhin kolektorin me pemën e Krishtlindjes në krye të pusit.

tubacion gazi

Tubacioni i gazit lidh fushën dhe njësinë e integruar të trajtimit të gazit (GTP). Nëpërmjet tij, përzierja e rezervuarit të gazit, kondensatës dhe ujit furnizohet nga fusha në GTP.

Robot nënujor ROV

Kryen instalimin nënujor të pajisjeve. Ka 2 krahë manipulues dhe ka një sistem stabilizimi të pozicionit.

Shpikja lidhet me industrinë e naftës dhe gazit, në veçanti me objektet për fushat hidrokarbure në det të hapur, të vendosura kryesisht në shelfin kontinental. Pajisja përfshin një platformë shpimi me një makinë, një kuvertë platformash, një vinç, një pajisje të butë, shtylla betoni të armuar, një pus, një grup pajisjesh të instaluara në një platformë për mbledhjen, trajtimin dhe transportimin e naftës dhe gazit, ngritëset, ankorimet e pikave. dhe një strukturë mbajtëse e një strukture betoni të përforcuar inxhinierike hidraulike, e varrosur thellë në rezervuar. Dy nga shtyllat e betonit të armuar bëhen të zbrazëta brenda dhe lidhen në pjesën e poshtme me një urë harkore që ka një diametër të brendshëm në përpjesëtim me diametrat e brendshëm të shtyllave të betonit të armuar të parë dhe të dytë. Grumbulli i parë sigurohet nën nivelin e detit, në vendin e instalimit të platformës fikse në det, me hapje të marrjes së ujit. Muret e brendshme të grumbullit të parë të uritur të betonit të armuar janë të pajisura me udhëzues të bërë në formën e një trekëndëshi dhe të vendosura në drejtim aksial drejt fundit të rezervuarit. Në kryqëzimin e grumbullit të parë të betonit të përforcuar me tokën, është instaluar një teh njësi hidraulike, e cila vendoset në një enë të papërshkueshme nga uji në pllakën e themelit dhe ngjitur me grumbullin e parë të betonit të armuar. Grumbulli i dytë në pjesën e sipërme është i pajisur me një vrimë të vendosur në një shenjë mbi nivelin e detit, diametri i sipërfaqes së brendshme të së cilës zvogëlohet drejt kullimit. Besueshmëria e funksionimit të platformës në det të hapur është rritur. 3 i sëmurë.

Shpikja lidhet me industrinë e naftës dhe gazit, dhe më konkretisht me objektet për fushat hidrokarbure në det të hapur, të vendosura kryesisht në shelfin kontinental të Oqeanit Arktik.

Në përputhje me Rregullat e reja për klasifikimin, ndërtimin dhe pajisjet e komplekseve lundruese të naftës dhe gazit, duke përfshirë rregullat për ndërtimin dhe pajisjen e komplekseve të prodhimit nënujor (shih, për shembull, N. Reshetov. Arktiku dikton rregullat // Detare Business of the North-West 2009, Nr. 1 (14), fq.43), objektet për fushat hidrokarbure në det të hapur nuk janë vetëm platforma shpimi lundruese, platforma fikse në det të hapur, platforma fikse rezistente ndaj akullit, por edhe tubacione nënujore në det të hapur, objektet e prodhimit nënujor, ngritëset, shtratet e pikës për shkarkimin e hidrokarbureve, si dhe objektet lundruese, që kryejnë përgatitjen, përpunimin, ruajtjen dhe dërgimin e produkteve hidrokarbure.

Lloji kryesor i platformave në det të hapur për prodhimin e naftës dhe gazit janë platformat e bëra në formën e një strukture të përbërë nga një ose më shumë predha betoni të armuar të groposura thellë në rezervuar (shih, për shembull, R.I. Vyakhirev, B.A. Nikitin, D.A. Mirzoev, Construction dhe zhvillimi i fushave të naftës dhe gazit në det të hapur, Moskë, Akademia e Shkencave të Minierave, 1999, f.122.

Ndërtimi i strukturave të tilla kryhet si nga mbulesa e akullit ashtu edhe nga sipërfaqja e ujit. Struktura të tilla përdoren për zhvillimin e shelfit kontinental.

Dizenjimet e mëposhtme të platformave në det të hapur janë të njohura: pajisje shpimi lundruese gjysmë zhytëse "Uralmash 6000/200", platformë shpimi lundruese rezistente ndaj akullit vetë-ngritjes SPBU 6500/10-30, strukturë me mbështetje të dyfishtë e një strukture inxhinierike hidraulike të përforcuar prej betoni. thellë në rezervuar, platformë prej betoni të përforcuar me gravitet, strukturë ishullore artificiale me përforcim betoni të shpateve, një strukturë ishullore artificiale me shpate të buta të papërforcuara, një strukturë ishull artificial me një kornizë cilindrike metalike.

Platformat në det të hapur përdoren (në varësi të vendndodhjes së fushës) në thellësi 6-35, 35-60, 100, 150, 200-250, 260-350 m (fusha e Shtokmanit). Jashtë vendit në thellësi deri në 300-600 m.

Distancat nga fusha në det deri në bregdet kanë gjithashtu gjatësi të ndryshme. Tubacioni kryesor nënujor nga fusha e Shtokmanit ka një gjatësi prej 635 km deri në bregdetin e gadishullit Kola.

Kur zhvillohen depozitat e naftës dhe gazit të vendosura nën shtratin e detit, merren parasysh veçoritë e kushteve natyrore-klimatike, hidrologjike dhe minerare-gjeologjike në lidhje me nevojën për të zgjedhur një metodë për zhvillimin e tyre dhe llojin përkatës të peshkimit në det.

Faktorët hidrometeorologjikë janë kryesorët kur zgjedhin llojin e objektit të naftës dhe gazit në det të hapur (OOGS). Një nga faktorët kryesorë në zgjedhjen e llojit të strukturave rezistente ndaj akullit është regjimi i akullit, i cili karakterizohet nga një sërë parametrash (trashësia, poroziteti, kripësia, shpejtësia dhe zona e formacioneve të akullit, etj.).

Për të përcaktuar dizajnin e pjesës sipërfaqësore të MNGS, nevojitet informacion mbi mundësinë e kullimit të tij në mënyrë që të parashikohen masa për të luftuar këtë fenomen në projekt.

Këto rrethana kërkojnë një furnizim të besueshëm me energji të MNGS.

Furnizimi me energji i kompleksit të trajtimit të naftës dhe gazit kryhet nga një furnizim i centralizuar i energjisë elektrike përmes një kablloje nënujore ose linjës elektrike ose duke përdorur një termocentral autonom të instaluar në një platformë të palëvizshme në det të hapur.

Kur përdorni burime autonome të energjisë, gazi përdoret si karburant, dhe karburanti i lëngshëm përdoret vetëm si rezervë.

Në kushtet klimatike të Oqeanit Arktik dhe largësisë nga burimet stacionare të energjisë industriale, nuk mund të sigurohet gjithmonë problemi i sigurimit të fuqisë së nevojshme në vlerën nominale, gjë që detyron përdorimin e një numri të konsiderueshëm termocentralesh autonome që funksionojnë në parime të ndryshme (gjeneratorët me naftë , etj.).

Objektivi i këtij propozimi teknik është të përmirësojë besueshmërinë e funksionimit të MNGS duke siguruar furnizim me energji për MNGS të vendosura në shelfin kontinental, kryesisht në rajone të vështira për t'u arritur.

Problemi zgjidhet për faktin se platforma e palëvizshme në det të hapur, e përbërë nga një platformë shpimi me një makinë, një kuvertë platformash, një vinç, një instalim tender, shtylla betoni të armuar, një pus, një pajisje furnizimi me energji elektrike, një grup pajisjesh instaluar në platformën për mbledhjen, përgatitjen dhe transportin e naftës dhe gazit, duke përfshirë objektet për zhvillimin e fushës hidrokarbure në det të hapur: një tubacion nënujor në det të hapur, një kompleks prodhimi nënujor, ngritës, shtretër pika për shkarkimin e hidrokarbureve - dhe që përfaqëson një strukturë mbështetëse të një betoni të përforcuar hidraulik struktura e varrosur thellë në një rezervuar, ndryshon nga prototipi në atë që dy nga shtyllat e betonit të armuar janë të zbrazëta brenda dhe të lidhura në pjesën e poshtme me njëra-tjetrën nga një kërcyes në formë harku që ka një diametër të brendshëm në përpjesëtim me diametrat e brendshëm të të parës. dhe shtyllat e dyta të betonit të armuar, grumbulli i parë i betonit të armuar sigurohet nën nivelin e detit, në vendin e instalimit të stacionit detar platforma, hapjet e marrjes së ujit, ndërsa muret e brendshme të grumbullit të parë të zgavëruar prej betoni të armuar janë të pajisura me udhërrëfyes të bërë në formën e një trekëndëshi dhe të vendosura në drejtim aksial drejt fundit të rezervuarit, në kryqëzimin e betonit të parë të zgavëruar. grumbull me tokën, është instaluar shtytësja e njësisë hidraulike, e cila është instaluar në një enë të papërshkueshme nga uji në pllakën e themelit dhe ngjitur me grumbullin e parë të betonit të armuar, grumbulli i dytë i zbrazët në pjesën e sipërme është i pajisur me një vrimë të vendosur në shenjë mbi nivelin e detit, diametri i sipërfaqes së brendshme të së cilës zvogëlohet drejt kullimit.

Dallimet e zgjidhjes teknike të propozuar janë se dy nga shtyllat e betonit të armuar bëhen të zbrazëta brenda dhe lidhen në pjesën e poshtme me njëra-tjetrën nga një kërcyes hark që ka një diametër të brendshëm në përpjesëtim me diametrat e brendshëm të shtyllave të betonit të armuar të parë dhe të dytë. grumbulli i parë i betonit të armuar sigurohet nën nivelin e detit, në vend instalimi i një platforme të palëvizshme në det, vrimat e marrjes së ujit, ndërsa muret e brendshme të grumbullit të parë të uritur të betonit të armuar janë të pajisura me udhërrëfyes të bërë në formën e një trekëndëshi dhe të vendosura në drejtimi boshtor drejt fundit të rezervuarit, në kryqëzimin e shtyllës së parë të zgavruar të betonit të armuar me tokën, është instaluar një shtytës hidraulike e njësisë, e cila është instaluar në enë të papërshkueshme nga uji në pllakën e themelit dhe ngjitur me grumbullin e parë të betonit të armuar, grumbulli i dytë i zbrazët në pjesën e sipërme është i pajisur me një vrimë të vendosur në një shenjë mbi nivelin e detit, diametri i sipërfaqes së brendshme të së cilës zvogëlohet drejt kullimit.

Kompleti i veçorive dalluese të zgjidhjes teknike të propozuar bën të mundur sigurimin e MNGS me një furnizim të qëndrueshëm autonom me energji elektrike në rajone të vështira për t'u arritur.

Thelbi i shpikjes ilustrohet me vizatime.

Fig.1. Forma e përgjithshme MNGS. MNGS përbëhet nga një platformë fikse në det të hapur, e cila përfshin një platformë shpimi me një makinë 1, një kuvertë platforme 2, një vinç 3, një platformë e butë 4, një fushë akulli 5, shtylla betoni të armuar 6, një pus 7. MNGS gjithashtu përfshin pajisje furnizimi me energji elektrike, një grup pajisjesh të instaluara në platformë për grumbullimin, përgatitjen dhe transportin e hidrokarbureve, tubacionin nënujor në det të hapur, kompleksin e prodhimit nënujor, ngritëset, ankorimet e pikave për shkarkimin e hidrokarbureve.

Fig.2. Ndërtimi i shtyllave. Dy shtylla prej betoni të armuar 6 janë të zbrazëta brenda, shtylla 8 dhe shtylla 9, dhe janë të lidhura në pjesën e poshtme ndërmjet njëra-tjetrës nga një kërcyes hark 10, që ka një diametër të brendshëm në përpjesëtim me diametrat e brendshëm të betonit të armuar 8 të parë dhe 9 të dytë. shtyllat, grumbulli i parë i betonit të armuar 8 është i pajisur me hyrje uji nën nivelin e detit. vrimat 11 dhe 12, ndërsa muret e brendshme të shtyllës së uritur të betonit të armuar 8 janë të pajisura me udhëzues 13, të bërë në formën e një trekëndëshi, të vendosura në drejtimi boshtor drejt fundit të rezervuarit 14, në kryqëzimin e grumbullit të parë të uritur të betonit të armuar 8 me dheun e pjesës së poshtme të rezervuarit 14, është instaluar një shtytës turbine 15 e njësisë hidraulike 16 të instaluar në pllakën e themelit 17 të kontejneri i papërshkueshëm nga uji 18 ngjitur me grumbullin e betonit të armuar 8. Grumbulli i dytë i uritur i betonit të armuar 9 është i pajisur me një vrimë 19 në pjesën e sipërme, e vendosur mbi nivelin e detit 20 ose fushën e akullit 5. Diametri i brendshëm i grumbullit të betonit të armuar 9 zvogëlohet tek kumbulla anësore.

Fig.3. Skema strukturore njësia hidraulike 16. Diagrami strukturor i njësisë hidraulike 16 përfshin: shtytësin e turbinës 15, fletët udhëzuese 21, kushinetën e turbinës 22, frenat e prizës 23, statorin e gjeneratorit 24, rotorin e gjeneratorit 25, kushinetën e gjeneratorit dhe shtytësin 25, mbajtësin e gjeneratorit 27 dhe shtytësin 2, 6 kushinetat 28, segmentet me shtytje 29, pasqyra me shtytje 30, linja e vajit të turbinës 31, linja e ujit të procesit 32, rezervuari i ujit të distiluar 33, njësia e presionit të vajit 34, linja e furnizimit me ajër me presion të lartë 35, linja e ajrit presion i ulët 36.

Njësia hidraulike 16 është një hidrogjenerator i bërë në formën e një hidrogjeneratori me kapsula horizontale, analog i të cilit janë hidrogjeneratorët e përshkruar në burimet e informacionit: 1. Patenta e Federatës Ruse Nr. 228532. 2. Hidrocentrali. Ed. V.I. Obrezkov. M., Energoizdat, 1988. - 512 f., f.301.

Një analog i pllakës së themelit 17 është pllaka e themelit e dhënë në përshkrimin e patentës së Federatës Ruse nr. 2261956.

Lloji specifik i hidrogjeneratorit zgjidhet në bazë të thellësisë së rezervuarit.

Pajisja funksionon si më poshtë.

Uji i jashtëm hyn përmes vrimave të marrjes 11 dhe 12 në zgavrën e grumbullit 8, ku përmes udhëzuesve 14, të bërë në formën e një trekëndëshi dhe të vendosur në drejtim boshtor drejt fundit të rezervuarit 14, konvertohet rrjedha laminare. në një rrjedhë të turbullt. Rrjedha e turbullt arrin te tehet 21 të aparatit udhëzues, duke i vendosur ato në lëvizje rrotulluese, dhe në përputhje me rrethanat niset i gjithë sistemi mekanik i njësisë hidraulike dhe më pas sistemi elektrik.

Më tej, rrjedha e turbullt përmes urës harkore 10 hyn në grumbullin e dytë 9, në të cilin rrjedha e ujit, duke arritur në vrimën 19, shkrihet në sipërfaqen e rezervuarit ose futet në sistemin e furnizimit me ujë, të artikuluar me vrimën 19, e cila mund të jetë përdoret për të plotësuar nevojat teknike të MNGS.

Kur përdorni zgjidhjen teknike të propozuar, nuk ka nevojë të ndërtoni linja transmetimi në zona të vështira për t'u arritur, për shembull, në rajonin e Arktikut.

Burimet e informacionit

1. R. I. Vyakhirev, B. A. Nikitin, D. A. Mirzoev. Rregullimi dhe zhvillimi i fushave të naftës dhe gazit në det të hapur. M., Akademia e Shkencave të Minierave. - 1999.

Kerkese

Një platformë fikse në det të hapur për prodhimin e hidrokarbureve, e përbërë nga një platformë shpimi me një makinë, një kuvertë platformash, një vinç, një platformë tenderi, shtylla betoni të armuar, një pus, një pajisje furnizimi me energji elektrike, një grup pajisjesh të instaluara në platformë për mbledhjen, trajtimin dhe transportin e naftës dhe gazit dhe duke përfshirë objektet e fushës hidrokarbure në det të hapur: një tubacion nënujor në det të hapur, një kompleks prodhimi nënujor, ngritës, shtretër pikash për shkarkimin e hidrokarbureve dhe përfaqësimin e një strukture mbështetëse të një strukture betoni të përforcuar hidraulike të groposur thellë në një rezervuar; karakterizuar nga fakti se dy nga shtyllat e betonit të armuar janë të zbrazëta brenda dhe janë të lidhura në pjesën e poshtme ndërmjet tyre, është një pjesë e ndarë me hark që ka një diametër të brendshëm në përpjesëtim me diametrat e brendshëm të shtyllave të betonit të armuar të parë dhe të dytë, është siguruar grumbulli i parë i betonit të armuar. nën nivelin e detit, në vendin e instalimit të platformës stacionare në det të hapur, me vrima të marrjes së ujit gropat, ndërsa muret e brendshme të grumbullit të parë të zgavruar të betonit të armuar janë të pajisura me udhërrëfyes të bërë në formë trekëndëshi dhe të vendosura në drejtim boshtor drejt fundit të rezervuarit, në kryqëzimin e shtyllës së parë të zgavëruar të betonit të armuar me tokën. , është instaluar një teh i njësisë hidraulike, e cila është instaluar në një enë të papërshkueshme nga uji në pllakën e themelit dhe ngjitur me grumbullin e parë të betonit të armuar, grumbulli i dytë i zbrazët në pjesën e sipërme është i pajisur me një vrimë të vendosur në një shenjë mbi nivelin e detit, diametri i sipërfaqes së brendshme të së cilës zvogëlohet drejt kullimit.

Vendosja e sanksioneve tre vjet më parë privuar Kompanitë ruse mundësitë për të përdorur pajisjet dhe teknologjitë perëndimore për zhvillimin e terrenit. Ky ishte një shtysë për industrinë vendase dhe sektorin e IT - Rusia ka zhvillimet e veta unike që tashmë janë duke u testuar. Si kryhet zëvendësimi i importit në kompleksin e karburantit dhe energjisë, nëse sulmet e hakerëve janë të tmerrshëm për industrinë, pse nuk ia vlen të vendosen tubacione në të gjithë Federatën Ruse si pjesë e programit të gazifikimit, tha zëvendësministri i Energjisë Kirill Molodtsov në një intervistë me RIA Novosti.

Si është puna për zëvendësimin e importit të pajisjeve industria e naftës dhe gazit, duke përfshirë edhe për punë në raft?

- AT vitet e fundit ka një riorientim gradual të kompanive ruse të naftës dhe gazit për të bërë porosi për kapacitetet vendase të ndërtimit të makinerive.

Për prodhimin në det të hapur, ne kemi identifikuar rreth 20 detyra prioritare për të ardhmen e afërt. Aktualisht, mostrat shtëpiake të valvulave mbyllëse të dizajnuara për transportin e naftës dhe gazit janë duke u prezantuar në mënyrë aktive, janë zhvilluar pajisje për shpimin e puseve të drejtimit.

Në bazë të prototipeve që janë krijuar tashmë, ne planifikojmë të sigurojmë prodhimin e naftës me sisteme ruse të kontrolluara me rrotullim deri në vitin 2019 dhe rafinimin e naftës me aditivë të cilësisë së lartë deri në vitin 2022.

E thënë me detaje, nga 600 elementë që përfshihen disi në prodhimin në det të hapur nga fundi deri në bregdet, rreth 300 duhet të zëvendësohen. Nga këto 300, rreth 50 elementë mund të quhen veçanërisht kritikë.

Për të punuar në krijimin e mostrave ruse të pajisjeve në det të hapur, sigurohet një mekanizëm i punës kërkimore dhe zhvillimore (R&D). Në periudhën 2017-2019, 2.7 miliardë rubla u ndanë për zbatimin e tetë R&D, përfshirë në fushën e komplekseve të prodhimit nënujor.

Kështu, deri në 2021-2022 ne mund të paraqesim një prototip të teknologjive tona të prodhimit nënujor. Kjo është e vështirë, sepse pajisjet e tilla i nënshtrohen kërkesave të shtuara për sa i përket sigurisë mjedisore dhe teknologjike. Por ka suksese të para, ka njerëz që merren realisht me këtë çështje dhe kanë të gjitha shanset për të arritur rezultatin e dëshiruar.

Përveç kësaj, ka teknologji që lidhen me gjeologjinë. Këto janë sizmike 2D, 3D dhe të tjera. Edhe këtu jemi mbrapa deri diku dhe ndoshta jo aq shumë sa mendojmë se jemi ende prapa.

Për shembull, në vitin 2016, Kërkimi dhe Zhvillimi filloi në një numër fushash eksplorimi - projekte në një hell të mbushur me xhel, sisteme pozicionimi, stacione sizmike të poshtme, rryma sizmike, unifikimi i pajisjeve për kompleksin e shpimit.

Ne do të përfundojmë zbatimin e shumicës së këtyre projekteve në vitin 2017, por tashmë tani mund të flasim për disponueshmërinë e mostrave të pajisjeve që i nënshtrohen testeve në terren.

- Në të njëjtën kohë, shumë kompani ruse preferojnë të përdorin teknologji dhe pajisje të huaja.

- Nëse shikoni përvojën, le të themi, të Kinës, atëherë ata në ujërat e tyre të brendshme në raftin e tyre kryejnë eksplorime sizmike ekskluzivisht nga kompani kineze. Dhe ne ndonjëherë arrijmë, në prani të zhvillimeve tona dhe të anijeve tona, të tërheqim të njëjtat kompani kineze, duke thënë se është më e lirë.

- Është ajo e saktë?

- Unë nuk mendoj kështu. Duhet të vlerësojmë se çfarë rezultati do të arrijmë në fund.

Për mua, krijimi i teknologjive të prodhimit në det të hapur është një prioritet më i lartë sesa thjesht rritja e vëllimeve të prodhimit, të cilat mund t'i arrijmë në vitet e ardhshme. Sepse teknologjia është e nevojshme për të zgjidhur problemet strategjike.

- Si po shkon zhvillimi dhe zbatimi i softuerit rus për industrinë e naftës dhe gazit?

- Softueri në përgjithësi po zhvillohet mjaft mirë, ka marka të njohura. Nga pikëpamja e industrisë, do të thosha se kolegët tanë, përfshirë ne, nuk po përmirësohen deri diku.

Për shumë njerëz, përdorimi i një ekzistues është gjithmonë më i lehtë dhe më i lehtë sesa kalimi në diçka të re. Prandaj, ne duhet të ndryshojmë situatën kur përdoruesit tanë kanë frikë dhe nuk duan të kalojnë në produkte të reja të zhvilluara nga programuesit rusë.

Për ta bërë këtë, është e nevojshme që vazhdimisht të informohen kompanitë për atë që po ndodh, çfarë po bëhet. Për shembull, në vjeshtë do të mbahet ngjarja e parë e këtij lloji - Java Ruse e Energjisë, ku Ministria Ruse e Energjisë u përpoq të bashkojë të gjithë sektorët e kompleksit të karburantit dhe energjisë: naftën dhe gazin, teknologjitë e efikasitetit të energjisë, elektrike fuqia, qymyri, inovacioni, e kështu me radhë. në lidhje me inovacionin, duke përfshirë software, do flasim live, do diskutojme.

Kohët e fundit, Rosneft, Bashneft dhe kompani të tjera në mbarë botën raportuan sulm hakeri. A ka në plan Ministria e Energjisë të marrë ndonjë kundërmasë për të mbrojtur industrinë?

— Ka doktrina shtetërore të energjisë dhe siguria e informacionit. Këto dokumente do të duhet të plotësohen dhe të ndryshohen për të pasqyruar realitetet e reja.

Ne do të shikojmë se si sistemi duhet të lokalizohet dhe kontrollohet në mënyrë autonome. Gjëja kryesore është të shmangni pasojat që mund të ndikojnë në sigurimin e jetës. Ne dimë se si të krijojmë sisteme kontrolli autonome në ndërtimin e anijeve, për shembull. Le ta krijojmë edhe këtu. Ndoshta kjo do të jetë për shkak të futjes së teknologjive të reja me sisteme kontrolli autonome. Le ta bejme kete.

- A ka një vlerësim të dëmit nga sulmi i kaluar?

Nuk vuri re ndonjë dëmtim. Në çdo rast, nuk kemi gjetur një ndryshim të vetëm në rrjedhën e informacionit në industri. Prandaj, të gjitha kompanitë që disi u futën në rrethana të tilla, me sa duket, ishin gati për to, gjë që i karakterizon mirë. Rezulton se ata mund të parashikojnë situatën, gjë që është e rëndësishme.

- Duke iu rikthyer temës së raftit të Arktikut, kur mund të shfaqen projektet e reja të prodhimit të hidrokarbureve?

- Gazprom dhe Rosneft tashmë po punojnë në raft, shfaqja e projekteve të reja është një pyetje efikasiteti ekonomik. Për sa i përket prodhimit, kompanitë tona janë të mbështetura nga rezerva. Aktualisht, prodhimi i hidrokarbureve në raftin tonë nuk është i madh, nuk kalon 5% të prodhimit të përgjithshëm rus.

Në të njëjtën kohë, rafti i Arktikut përmban rezerva të konsiderueshme të naftës - më shumë se 15% të të gjithë atyre ruse, kështu që potenciali i rajonit është shumë i lartë. Megjithatë, duhet kuptuar se kostot e zhvillimit të ujërave të Arktikut janë shumë më të larta se ato të zhvillimit të fushave të tjera në det të hapur. Dhe në këtë kuptim, për kompanitë sot, rafti është më shumë një sfidë sesa një nevojë. Por fondet që aktualisht po shpenzohen për zhvillimin e raftit do të paguajnë patjetër në afat të mesëm.

Në të njëjtën kohë, naftëtarët kanë detyrime. Ata morën licenca të kufizuara në terma. Shteti thotë: ju kemi dhënë një raft, ju lutemi zhvilloni. Kështu që puna po përparon.

Mund të thuhet se zhvillimi i depozitave të raftit të Arktikut kryhet në përputhje me detyrimet e licencës, për më tepër, planet e përdoruesve të nëntokës janë përpara tyre. Në prill, shpimi filloi në raftin e Detit Laptev brenda zonës Khatanga. Edhe këtë vit do të vijojnë shpimet kërkimore në ujërat e Barents, Kara dhe Detit të Zi.

Tani po flitet shumë për situatën me gazifikimin e rajoneve ruse. Megjithatë, a është e mundur të sigurohet gaz për të gjitha vendbanimet në vend?

— Gazifikimi i rajoneve ruse është një nga aktivitetet më ambicioze të Ministrisë së Energjisë në tregun e brendshëm. Nga viti 2005 deri në vitin 2016, niveli i gazifikimit në vend u rrit nga 53.3% në 67.2%. Gjatë 12 viteve të fundit, Gazprom ka ndërtuar rreth 2.5 mijë tubacione gazi ndërvendbanimi me një gjatësi prej më shumë se 28 mijë kilometra.

Janë krijuar kushtet për gazifikimin e më shumë se 3,7 mijë vendbanimeve (mesatarisht rreth 300 vendbanime në vit) dhe 5 mijë kaldajave, si dhe rreth 815 mijë familjeve dhe apartamenteve.

Në të njëjtën kohë, vendosja e tubave kudo është e palogjikshme. Sipas mendimit tim, afërsisht 15% e vendbanimeve mund të kenë vështirësi me gazin e tubacionit për disa arsye.

Për shembull, në vendin tonë ka disa mijëra vendbanime me më pak se dhjetë persona. Në asnjë mënyrë nuk dua të them se vendbanime të tilla do të mbeten pa gaz. Gazi është pasuria jonë, të cilën duhet para së gjithash ta përdorim për të krijuar kushtet tona të favorshme të jetesës. Prandaj, vendbanimet duhet të gazifikohen ose me gaz tubacioni ose me ndihmën e burimeve alternative. Krijimi i kushteve për këtë është detyra jonë.

Dëshiroj t'ju kujtoj se deri në vitin 2020, dhe ndoshta pak më tej, për shembull, deri në krijimin e tregut të vetëm të gazit EurAsEC, do të ketë rregullim shtetëror të çmimeve të gazit. Por në të njëjtën kohë, ka një çmim për një gaz alternativ - LPG (gaz i lëngshëm i naftës - red.), i cili gjithashtu duhet të furnizohet për popullatën. Është e mundur të nxirret kostoja e një njësie me vlerë kalorifike për nevojat e popullsisë dhe, në përputhje me rrethanat, të kuptohet se çfarë detyrimesh mund të marrë shteti në lidhje me sigurimin e popullsisë me këtë gaz. Ky është problemi që po përpiqemi ta zgjidhim tani.

Ne kemi iniciativën tonë, megjithëse disa kolegë tanë e quajnë anakronizëm, rregullimin legjislativ të detyrës që prodhuesit e GLN-së të furnizojnë popullsinë me gaz për nevojat e brendshme. Projektligji tashmë është diskutuar, përfshirë edhe diskutimin publik. Për më tepër, më duket se edhe Ministria e Zhvillimit Ekonomik e ka dëgjuar qëndrimin tonë se detyra jonë është, para së gjithash, të furnizojmë popullsinë me gaz, dhe nuk ka rëndësi gazsjellësi, i lëngshëm, i ngjeshur apo i gazit.

Cila është situata me tarifën e transportit të gazit për prodhuesit e pavarur? FAS e hoqi këtë çështje nga rendi i ditës për mbledhjen e bordit. A ka mundësi që kjo tarifë të mos indeksohet për të dytin vit radhazi?

- Ministria e Energjisë propozoi një qasje për kufirin e sipërm të indeksimit, më pas - vendimin e qeverisë.

- A e udhëzoi Ministria e Energjisë Gazprom-in që të shqyrtojë mundësinë që Rosneft të eksportojë gaz?

-Kemi marrë urdhrin e Presidentit. Është përgatitur dhe raportuar qëndrimi i Ministrisë së Energjisë. Unë nuk kam parë ende një kërkesë të përditësuar nga Rosneft.

- Cilat janë detyrat kryesore të Ministrisë së Energjetikës në industrinë e naftës dhe gazit për gjashtëmujorin e dytë 2017?

— Përfundimi i punës për përgatitjen e dy master skemave për zhvillimin e industrisë së naftës dhe gazit për periudhën deri në vitin 2035.

B sistemi i përbashkët për prodhimin e naftës dhe gazit në fushat e naftës dhe gazit në det të hapur zakonisht përfshin elementet e mëposhtëm:

një ose më shumë platforma nga të cilat shpohen puset e prodhimit,

· tubacionet që lidhin platformën me bregun;

Instalimet në tokë për përpunimin dhe ruajtjen e naftës,

pajisjet e ngarkimit

Një platformë shpimi është një strukturë komplekse teknike e krijuar për prodhimin e naftës dhe gazit në det të hapur.

Depozitimet bregdetare shpesh vazhdojnë në pjesën e kontinentit që ndodhet nën ujë, e cila quhet raft. Kufijtë e saj janë bregu dhe i ashtuquajturi skaj - një parvaz i përcaktuar qartë, përtej së cilës thellësia rritet me shpejtësi. Zakonisht thellësia e detit mbi kreshtë është 100-200 metra, por ndonjëherë arrin deri në 500 metra, dhe madje edhe deri në një kilometra e gjysmë, për shembull, në pjesën jugore të detit Okhotsk ose jashtë. brigjet e Zelandës së Re. Përdoren teknologji të ndryshme në varësi të thellësisë. Në ujë të cekët zakonisht ndërtohen “ishuj” të fortifikuar, prej të cilëve kryhen shpime. Kështu është nxjerrë prej kohësh nafta nga fushat e Kaspikut në rajonin e Bakut. Përdorimi i një metode të tillë, sidomos në ujërat e ftohta, shoqërohet shpesh me rrezikun e dëmtimit të “ishujve” që prodhojnë naftë nga akulli lundrues. Për shembull, në vitin 1953, një masë e madhe akulli që u shkëput nga bregu shkatërroi rreth gjysmën e puseve të naftës në Detin Kaspik. Teknologjia më pak e përdorur është kur zona e dëshiruar është e mbushur me diga dhe uji pompohet nga gropa që rezulton. Në një thellësi deti deri në 30 metra, më parë janë ndërtuar mbikalime prej betoni dhe metali, mbi të cilët janë vendosur pajisje. Mbulesa ishte e lidhur me tokën ose ishte një ishull artificial. Më pas, kjo teknologji ka humbur rëndësinë e saj.

Nëse fusha ndodhet afër tokës, ka kuptim të shponi një pus të prirur nga bregu. Një nga zhvillimet më interesante moderne është kontrolli në distancë i shpimit horizontal. Specialistët kontrollojnë kalimin e pusit nga bregu. Saktësia e procesit është aq e lartë sa mund të arrini në pikën e dëshiruar nga një distancë prej disa kilometrash. Në shkurt 2008, Exxon Mobil Corporation vendosi një rekord botëror për shpimin e puseve të tilla si pjesë e projektit Sakhalin-1. Gjatësia e pusit këtu ishte 11680 metra. Shpimi u krye fillimisht në drejtim vertikal dhe më pas në drejtim horizontal nën shtratin e detit në fushën Chayvo, 8-11 kilometra nga bregu. Sa më i thellë të jetë uji, aq më të sofistikuara aplikohen teknologjitë. Në thellësi deri në 40 metra ndërtohen platforma të palëvizshme (Fig. 4), por nëse thellësia arrin 80 metra, përdoren pajisje shpimi lundruese (Fig. 4) të pajisura me mbështetëse. Deri në 150-200 metra, funksionojnë platforma gjysmë zhytëse (Fig. 4.5), të cilat mbahen në vend me spiranca ose një sistem kompleks stabilizimi dinamik. Dhe anijet shpuese i nënshtrohen shpimit në thellësi shumë më të mëdha detare. Shumica e "mbajtësve të rekordit të puseve" u kryen në Gjirin e Meksikës - më shumë se 15 puse u shpuan në një thellësi që kalon një kilometra e gjysmë. Rekordi absolut për shpimin në ujë të thellë u vendos në vitin 2004 kur anija shpuese Discoverer Deel Seas e Transocean dhe ChevronTexaco filloi të shponte një pus në Gjirin e Meksikës (Alaminos Canyon Block 951) në një thellësi deti prej 3,053 metrash.

Në detet veriore, të cilat karakterizohen nga kushte të vështira, shpesh ndërtohen platforma të palëvizshme, të cilat mbahen në fund për shkak të masës së madhe të bazës. Nga baza ngrihen "shtyllat" e zbrazëta, në të cilat mund të ruhet vaji ose pajisjet e nxjerra. Së pari, struktura tërhiqet në destinacionin e saj, përmbytet dhe më pas, pikërisht në det, ndërtohet pjesa e sipërme. Fabrika mbi të cilën janë ndërtuar struktura të tilla është e krahasueshme në sipërfaqe me një qytet të vogël. Pajisjet e shpimit në platforma të mëdha moderne mund të zhvendosen për të shpuar sa më shumë puse që nevojiten. Detyra e projektuesve të platformave të tilla është të instalojnë maksimumin e pajisjeve të teknologjisë së lartë në zonën minimale, gjë që e bën këtë detyrë të ngjashme me projektimin e një anije kozmike. Për të përballuar ngricën, akullin, valët e larta, pajisjet e shpimit mund të instalohen pikërisht në fund. Zhvillimi i këtyre teknologjive është jashtëzakonisht i rëndësishëm për vendet me një shelf të madh kontinental.

Fakte interesante Platforma norvegjeze "Troll-A", një "përfaqësues" i ndritshëm i familjes së platformave të mëdha veriore, arrin 472 m lartësi dhe peshon 656,000 ton. (Fig. 6)

Amerikanët e konsiderojnë 1896 si datën e fillimit të fushës së naftës në det të hapur dhe pionieri i saj është naftëtari Williams nga Kalifornia, i cili shpoi puse nga argjinatura që ndërtoi.

Në vitin 1949, 42 km larg gadishullit Absheron, në mbikalimet e ndërtuara për nxjerrjen e naftës nga fundi i Detit Kaspik, u ndërtua një fshat i tërë i quajtur Shkëmbinjtë e Naftës. Punonjësit e ndërmarrjes jetuan në të për javë të tëra. Oil Rocks Trestle mund të shihet në një nga filmat e James Bond - "Bota nuk është e mjaftueshme." Nevoja për të mirëmbajtur pajisjet nënujore të platformave të shpimit ndikoi ndjeshëm në zhvillimin e pajisjeve të zhytjes në det të thellë. Për të mbyllur shpejt një pus emergjente- për shembull, nëse një stuhi e pengon anijen e shpimit të qëndrojë në vend, përdoret një lloj spine i quajtur "parandalues". Gjatësia e parandaluesve të tillë arrin 18 m, dhe pesha është 150 ton. Fillimi i zhvillimit aktiv të raftit në det të hapur u lehtësua nga kriza globale e naftës që shpërtheu në vitet '70 të shekullit të kaluar.

Pas shpalljes së embargos nga vendet e OPEC-ut, lindi nevoja urgjente për burime alternative të furnizimit me naftë. Gjithashtu, zhvillimi i raftit u lehtësua nga zhvillimi i teknologjive që deri në atë kohë kishin arritur një nivel të tillë që do të lejonte shpimin në thellësi të konsiderueshme detare.

Fusha e gazit Groningen, e zbuluar në brigjet e Holandës në vitin 1959, jo vetëm që u bë pikënisja për zhvillimin e shelfit të Detit të Veriut, por gjithashtu i dha emrin një termi të ri ekonomik. Ekonomistët e quajtën efektin e Groningenit (ose sëmundja holandeze) një vlerësim të konsiderueshëm të monedhës kombëtare, që ndodhi si rezultat i rritjes së eksporteve të gazit dhe pati një ndikim negativ në industritë e tjera të eksport-importit.

Le të shqyrtojmë më në detaje teknologjitë për shpimin e puseve në zonat ujore dhe llojet e platformave të shpimit.

Ekzistojnë metodat e mëposhtme të shpimit të puseve në zonat ujore (Fig. 8):

1. nga platformat fikse në det të hapur;

2. platforma stacionare në det të gravitetit;

3. Makina shpimi me jakë të lartë;

4. pajisje shpimi gjysmë zhytëse;

5. anije shpuese.

Një platformë fikse në det të hapur është një bazë shpimi që mbështetet në fund të zonës ujore dhe ngrihet mbi nivelin e detit. Meqenëse në fund të funksionimit të pusit, MSP mbetet në vendin e ndërtimit, skema e shpimit të një pusi në det, në ndryshim nga skema e ndërtimit të një pusi toke, parashikon praninë e një kolone ngritëse që izolon pusi nga kolona e ujit dhe lidh pusin nënujor me vendin e shpimit të platformës stacionare në det të hapur. Pajisjet e pusit (parandaluesit, kokat e kordonit të mbështjelljes, një pajisje për kullimin e lëngut shpëlarës nga pusi në sistemet e pastrimit) janë montuar gjithashtu në MSP.

Katër ose pesë tërheqje kërkohen për të tërhequr platformën në vendin e pusit. Zakonisht në tërheqjen e MRP-së ​​marrin pjesë edhe mjete të tjera ndihmëse (traktorë portualë, mjete përcjellëse etj.). Në mot të mirë, shpejtësia mesatare e tërheqjes është 1,5 - 2,0 kt/h.

Platforma fikse e gravitetit në det të hapur është një bazë shpimi e bërë nga betoni i përforcuar dhe çeliku. Është ndërtuar në gjire me ujë të thellë dhe më pas dërgohet me rimorkiatorë deri në pikën e shpimit të puseve të prodhimit dhe kërkimit. GMSP është menduar jo vetëm për shpimin e puseve, por edhe për nxjerrjen dhe ruajtjen e arit të zi përpara se ai të dërgohet me cisterna në vendin e përpunimit. Platforma ka një peshë të madhe, kështu që nuk kërkohen pajisje shtesë për ta mbajtur atë në pikën e shpimit.

Pas zhvillimit të fushës, të gjitha puset mbushen me molë, njësia shkëputet nga puset, ndahet nga shtrati i detit dhe transportohet në një pikë të re brenda zonës së caktuar ose në një rajon tjetër të shpimit dhe prodhimit të naftës dhe gazit. Ky është avantazhi i HMSP-së ndaj MSP-së, i cili pas zhvillimit të fushës, mbetet përgjithmonë në det.

Një platformë shpimi lundruese vetë-ngritjes ka një diferencë të mjaftueshme të vozitjes, e cila ka një rëndësi të madhe për transportimin e saj në vendin e shpimit së bashku me pajisjet e shpimit, veglat dhe furnizimin e nevojshëm të materialeve harxhuese. Në vendin e shpimit, me ndihmën e mekanizmave dhe mbështetësve të posaçëm ngritës, pajisja e ngritjes është instaluar në shtratin e detit. Trupi i instalimit është ngritur mbi nivelin e detit në një lartësi të paarritshme për valët e detit. Për sa i përket metodës së instalimit të pajisjeve parandaluese dhe metodës së lidhjes së vendit të shpimit me kokën e pusit nënujor, pajisja jack-up është e ngjashme me MSP. Për të siguruar besueshmërinë e funksionimit të pusit, vargjet e veshjes varen nën tryezën e rotorit. Pas përfundimit të shpimit dhe pas zhvillimit të pusit kërkimor, vendosen urat e likuidimit dhe të gjitha vargjet e kafazit priten nën nivelin e detit.

Një pajisje shpimi lundruese gjysmë zhytëse përbëhet nga një byk që përfshin platformën aktuale të shpimit me pajisje dhe pontone të lidhura me platformën nëpërmjet kolonave stabilizuese. Në pozicionin e punës në pikën e shpimit, pontonet mbushen me sasinë e parashikuar të ujit të detit dhe zhyten në thellësinë e parashikuar nën ujë; në këtë rast, efekti i valëve në platformë zvogëlohet. Meqenëse SSDR i nënshtrohet rrotullimit, është e pamundur ta lidhni atë në mënyrë të ngurtë me kokën e pusit nënujor duke përdorur një ngritës (ngritës). Prandaj, për të parandaluar shkatërrimin e ligamentit midis gojës dhe SSDR, vargu ngritës është i pajisur me një lidhje teleskopike me një montim mbyllës dhe nyje rrotulluese hermetike të FOC. me një strukturë lundruese dhe pajisje për parandalimin e shpërthimit të puseve nënujore Shtrëngimi i elementëve lëvizës të vargut ngritës duhet të sigurojë izolimin e pusit nga uji i detit dhe sigurinë e operimeve në kushte të pranueshme funksionimi.

MFDR dorëzohet në vendin e shpimit me rimorkiatorë dhe mbahet në të nga një sistem ankorimi gjatë gjithë periudhës së shpimit dhe testimit të pusit. Pas përfundimit të ndërtimit, SSDR hiqet nga pika e shpimit dhe distilohet në një vend të ri

Gjatë ndërtimit të puseve të thella të naftës dhe gazit në det të hapur, përdoret një anije shpimi, mbi të cilën janë montuar të gjitha pajisjet shpuese dhe ndihmëse dhe vendoset furnizimi i nevojshëm i materialeve harxhuese. shpejtësia e tij arrin 13 nyje / orë (24 km / orë). Mbi pikën e shpimit, anija mbahet nga sistem dinamik pozicionimi, i cili përfshin pesë shtytës dhe dy vida plumbi që janë vazhdimisht në punë

Pajisjet nënujore BOP instalohen në shtratin e detit pasi BS vendoset në pikën e shpimit, lidhet me grykën e pusit duke përdorur një ngritës me një devijues, dy nyje rrotulluese dhe një bashkim teleskopik për të kompensuar lëvizjet vertikale dhe horizontale të anijes së shpimit. gjatë procesit të ndërtimit të pusit.

Faktori kryesor që ndikon në zgjedhjen e llojit të pajisjeve të shpimit lundrues është thellësia e detit në vendin e shpimit. Deri në vitin 1970, makinat e shpimit me jack-up përdoreshin për të shpuar puse në thellësi 15--75 m, aktualisht - deri në 120 m ose më shumë. -300 m dhe më shumë.

Anijet shpuese, për shkak të manovrimit dhe shpejtësisë së tyre më të lartë të lëvizjes, autonomisë më të madhe në krahasim me SSDR, përdoren gjatë shpimit të puseve kërkimore dhe eksploruese në zona të largëta në thellësi uji deri në 1500 m ose më shumë. Stoqet e mëdha të materialeve harxhuese të disponueshme në anije, të projektuara për 100 ditë funksionim të njësisë, sigurojnë shpimin e suksesshëm të puseve dhe shpejtësia e lartë e lëvizjes së anijes siguron zhvendosjen e tyre të shpejtë nga një pus i shpuar në një pikë të re. Në ndryshim nga MODU për BS, ka kufizime të mëdha në funksionim, në varësi të gjendjes së detit. Kështu, gjatë shpimit, ngritja e anijeve të shpimit lejohet deri në 3.6 m, dhe për MODU - deri në 5 m. 20--30% të lartësisë së valës. Kështu, shpimi i puseve me MFDR kryhet në një gjendje detare shumë më të lartë sesa kur shpohet me BS. Disavantazhet e një platforme shpimi lundruese gjysmë zhytëse përfshijnë shpejtësinë e ulët të lëvizjes nga një pus i shpuar në një pikë të re Një drejtim i ri në prodhimin e naftës nënujor është krijimi i komplekseve të prodhimit nënujor (Fig. 9), të cilat ofrojnë kushte normale atmosferike për punën e operatorëve. Pajisjet dhe materialet (çimento, argjilë, gypa, inerte, etj.) dorëzohen në platformat e shpimit nga anijet e furnizimit. Mbi to janë instaluar edhe dhoma dekompresimi dhe pajisjet e nevojshme për zhytje dhe një sërë punimesh ndihmëse. Nafta e prodhuar transportohet në breg duke përdorur tubacione detare, të cilat shtrihen në det të hapur me ndihmën e anijeve të specializuara për shtrimin e tubave. Së bashku me tubacionet, përdoren sisteme me shtretër në det të hapur. Nafta dërgohet në shtrat përmes një tubacioni nënujor dhe më pas përmes zorrëve fleksibël ose ngritësve në cisterna.

Shpjegimet për Figurën 9:

1 -- kabllo për të kontrolluar pajisjen e shpimit nga anija; 2 -- gyp udhëzues për tubat bërthamë 3 -- qendër e vëmendjes; 4 - instalimi lëvizës i televizorit nënujor; 5 -- fole hidraulike për nivelimin e bazës së shpimit; 6 - një pajisje për monitorimin e instalimit të bazës së shpimit horizontalisht; 7 -- ngasja e fuqisë; 8 -- pompë balte; 9 - dyqan me tuba shpimi; 10 -- Zorra e furnizimit

Historia e zhvillimit të teknologjive nënujore në botë dhe në raftin rus është shqyrtuar shkurtimisht. Detet e Rusisë karakterizohen nga një mbulesë e gjatë akulli sezonale, e cila pengon zhvillim të vazhdueshëm këto teknologji ose çon në mungesën e aplikimit të tyre. Problemi kryesor lidhet me sigurimin e besueshmërisë së aplikimit të teknologjive nënujore, pasi mirëmbajtja dhe riparimi i pajisjeve nënujore në kushte akulli është i vështirë dhe i kushtueshëm. Artikulli propozon një algoritëm për vlerësimin e besueshmërisë së teknologjive nënujore dhe përcakton kërkesat për pajisjet nënujore për përdorim në Rusi: dizajn me dyfishim të përbërësve standardë, testim të duhur dhe kontroll të rreptë të cilësisë gjatë prodhimit. Zhvillimi i një gjenerate të re të pajisjeve nënujore për Rusinë duhet të synojë përmirësimin e teknologjive për kompresimin e gazit, trajtimin dhe asgjësimin e ujërave të formimit, monitorimin e gjendjes dhe kontrollin e parametrave të prodhimit dhe transportit të produkteve të puseve, kryerjen e operacioneve teknologjike me mjete autonome. , furnizimi me energji elektrike, komunikimi dhe kontrolli. Tregohen avantazhet e zhvillimit të fushave në det të hapur me puset nënujore, kryesorja e të cilave është vënia në punë e njëpasnjëshme, e cila jep prodhim të përshpejtuar. Prezantohet një metodologji me tre faza për zhvillimin dhe zhvillimin e fushave nënujore dhe identifikohen faktorët kryesorë: minimizimi i operacioneve të shpimit dhe kostot financiare, vendosja racionale e pajisjeve.

Fjalë kyçe: Prodhimi i naftës dhe gazit në det të hapur, kompleksi i prodhimit nënujor, gatishmëria e teknologjive, besueshmëria, ndarja nënujore e naftës dhe gazit, kompresori, monitorimi i gjendjes.

UDC 622.323+324
D.V. Lyugai, Doktor i Shkencave Teknike, Gazprom VNIIGAZ LLC (Moskë, RF)
M.N. Mansurov, Doktor i Shkencave Teknike, Prof., Gazprom VNIIGAZ LLC, M_Mansurov@vniigaz.gazprom.ru

Literatura:

API RP 17N Praktika e rekomanduar për besueshmërinë e sistemit të prodhimit nënujor dhe menaxhimin teknik të rrezikut [ Burim elektronik]. Mënyra e hyrjes: http://nd.gostinfo.ru/document/4523527.aspx

DNV-RP-A203 Praktikë e rekomanduar. Kualifikimi i Teknologjisë [Burimi Elektronik]. Mënyra e hyrjes: http://rules.dnvgl.com/docs/pdf/DNV/codes/docs/2013-07/RP-A203.pdf (qasur më 01/06/2018).

Mokshaev T.A., Grekov S.V. Përvoja e aplikimit dhe perspektivat për zhvillimin e sistemeve për ndarjen nënujore të naftës dhe gazit // Vesti gazovoy nauki: Nauch.-tekhn. Shtu. 2015. Nr 2 (22). fq 69–73.

Hapni PDF

Aktualisht, fusha të naftës dhe gazit janë zbuluar në shelfin rus të Arktikut dhe në raftin e deteve të Lindjes së Largët, ku kombinimi i thellësive të ujit dhe kushteve të akullit nuk lejon përdorimin e teknologjive tradicionale të prodhimit të hidrokarbureve duke përdorur platforma fikse ose lundruese. Zhvillimi i tyre kërkon krijimin e komplekseve të veçanta nënujore. Nomenklatura e nënujore mjete teknike, i prodhuar në botë dhe që ofron prodhimin e naftës dhe gazit, është shumë i gjerë. Artikulli diskuton boshllëqet dhe mangësitë në zhvillimin e teknologjive të tilla për t'i zbatuar ato në kushtet specifike të raftit rus. Ato janë kryesisht për shkak të besueshmërisë dhe operacioneve për ta siguruar atë: mirëmbajtjen dhe riparimin e pajisjeve nënujore, pasi në kushte akulli këto operacione janë të vështira dhe të kushtueshme.

Pusi i parë me një vendndodhje nënujore të grykës u shpua në vitin 1943 në liqen. Erie (SHBA) në një thellësi deti prej 11.5 m Në vitin 1961, Cameron zhvilloi dhe prodhoi pemën e parë industriale të Krishtlindjes nënujore për një pus në Gjirin e Meksikës. Motivi kryesor për zhvillimin e prodhimit të naftës në det të hapur në botë ishte kriza e naftës e viteve 1970. për shkak të embargos së vendosur nga vendet e OPEC-ut për furnizimin me “arin e zi” për vendet perëndimore. Kufizime të tilla detyruan kompanitë amerikane dhe evropiane të naftës të kërkonin burime alternative të naftës së papërpunuar përmes krijimit të teknologjive të reja që bënë të mundur shpimin e puseve në det të hapur në thellësi të mëdha dhe zhvillimin e teknologjive të prodhimit të hidrokarbureve nënujore.

Sistemi i parë i kontrollit të kompleksit të prodhimit nënujor (SPM) u instalua në 1963, dhe në 1979 u shfaq një sistem nënujor me kontroll elektrohidraulik multipleks. Progresi në zhvillimin e MPC-ve gjatë viteve 1980–2015 u shënua nga shfaqja e pemëve X-mas nënujore horizontale, sistemet e reja të kontrollit, duke përfshirë ato me lëvizje të plotë elektrike.

Sot, jo më shumë se 10 kompani në botë prodhojnë pajisje nënujore për prodhimin e hidrokarbureve, por ka më shumë se 130 fusha në det ku përdoren procese teknologjike për prodhimin e hidrokarbureve në shtratin e detit. Gjeografia e shpërndarjes së prodhimit nënujor është e gjerë: raftet e deteve të Veriut dhe Mesdheut, Indisë, Azisë Juglindore, Australisë, Afrikës Perëndimore, Amerikës së Veriut dhe Jugut. Në Rusi, komplekset e para të prodhimit u instaluan në raftin e Sakhalin në 2013 si pjesë e zhvillimit të fushës Kirinskoye.

TIPARET E ZHVILLIMIT NËNUJOR

Zhvillimi i fushave në det të hapur me puse nënujore, megjithëse mjaft i ndërlikuar, ka një sërë avantazhesh ndaj metodave tradicionale të pajisjes sipërfaqësore të puseve. Avantazhi kryesor qëndron në mundësinë e vënies në punë të fushës në det të hapur në faza, gjë që në praktikë çon në një marrje të përshpejtuar të prodhimit të parë.

Është e mundur të shponi disa puse nga një anije shpuese, të pajisni grykën e tyre me pajisje të përshtatshme nënujore dhe t'i vini në funksionim shumë më shpejt sesa instalimi i një platforme të shtrenjtë të palëvizshme për shpimin e puseve të drejtimit prej saj. Për më tepër, metoda e zhvillimit nënujor bën të mundur identifikimin e disa parametrave gjeologjikë, fizikë dhe operacionalë të depozitave në një fazë më të hershme të zhvillimit.

Metodologjia e përgjithshme për projektimin e zhvillimit dhe ndërtimit të fushave nënujore në thelb korrespondon me skemat tradicionale të përdorura për fushat në tokë dhe në det të hapur me pajisje platformash. Ai përfshin tre faza: analizën e karakteristikave të depozitës dhe të kushteve të funksionimit të saj; vërtetimi i parimeve/koncepteve për zhvillimin e depozitave dhe sistemimin e fushës, të cilat ndryshojnë në varësi të rajonit, veçorive të organizimit të projektimit, ndërtimit dhe funksionimit të fushës etj.; analiza dhe optimizimi i proceseve teknologjike, vendndodhja e puseve, objekteve fushore etj.

Në të njëjtën kohë, një tipar dallues i projektimit të fushave nënujore është identifikimi dhe verifikimi i faktorëve përcaktues që ndikojnë në zgjedhjen e zgjidhjeve të projektimit. Për shembull, dihet se temperaturat e ulëta kërkojnë përdorimin e materialeve speciale për strukturat nënujore, të cilat rrisin koston e tyre, por temperaturat e ujit të detit në thellësi më shumë se 30-50 m janë praktikisht të njëjta në të gjitha rajonet. Temperaturat për transportin dhe ruajtjen e pajisjeve në Arktik zakonisht janë nën -40…–50 °С. Por a është e nevojshme transportimi dhe ruajtja, si dhe testimi i sistemeve nënujore në temperatura kaq ekstreme, duke rritur koston e ndërtimit?

Në kuadër të projektit Udhërrëfyes për Zhvillimin e Arktikut, u identifikuan dhe sistematizuan temat kryesore, zgjidhja e të cilave, sipas autorëve të projektit, është e nevojshme për zhvillimin e burimeve të naftës dhe gazit në Oqeanin Arktik. Sipas këtij dokumenti, teknologjitë e transportit të hidrokarbureve, pastrimi i shtratit të detit dhe hapja e kanaleve, modelimi dhe trajnimi klasifikohen si faktorë të rëndësishëm që ndikojnë në zhvillimin e ardhshëm dhe mbrojtja klasifikohet si ndërhyrje potencialisht e pashmangshme. mjedisi. Sipas mendimit tonë, vlerësime të tilla nuk janë plotësisht bindëse.

Kur zgjidhni një zgjidhje për zhvillimin e fushës, faktori përcaktues është minimizimi i operacioneve të shpimit dhe kostove financiare duke optimizuar numrin dhe projektimet e puseve, si dhe vendosjen racionale të pajisjeve në shtratin e detit. Duhet të verifikohen kërkesat funksionale për instalimin dhe funksionimin, duke përfshirë kushtet e transportit, magazinimit dhe testimit, si dhe kërkesat për operacione të njëkohshme (p.sh. shpimi dhe instalimi, shpimi dhe prodhimi).

Avantazhi i një sistemi të puseve nënujore është mbrojtja e të gjitha pajisjeve të instaluara në fund nga kushtet e jashtme të motit. Dihet se platformat fikse mbi ujë paraqesin një rrezik të konsiderueshëm lundrimi, ndërsa një rrezik i tillë praktikisht mungon kur pajisjet instalohen nën ujë; eliminohet edhe rreziku nga zjarri.

Në të njëjtën kohë, një disavantazh i rëndësishëm i sistemeve me një vendndodhje nënujore të gojës është vështirësia e aksesit në pajisjet e pusit, veçanërisht në prani të mbulesës së akullit dhe nevojës për riparime të shpeshta të puseve. Kështu, sipas Statoil, një nga liderët në fushën e teknologjive të zhvillimit të fushave nënujore, një krahasim i treguesve statistikorë të efikasitetit të prodhimit për 2010-2012. gjatë platformës dhe zhvillimit nënujor të fushave të Detit të Veriut përgjatë gjithë zinxhirit nga pusi në platformë tregoi se efikasiteti i funksionimit të puseve të thata (në platforma) është 91.8%, dhe për puset nënujore - 86.5%, d.m.th. prodhimi i platformës në fusha është 5.3% më i lartë.

Rritja e humbjeve të prodhimit në fushat me MPC shoqërohet kryesisht me ngritës dhe tubacione fushore, duke çuar në humbje të paplanifikuara prodhimi për shkak të nevojës për shërbime riparimi dhe restaurimi (3.7%). Statistikat e humbjeve të paplanifikuara të prodhimit në MPC janë paraqitur në fig. një.

Natyrisht, për detet e Rusisë, të karakterizuara nga një regjim i gjatë akulli dhe paarritshmëria relative e kokave të puseve gjatë kësaj periudhe, faktori i funksionimit të puseve nënujore mund të jetë dukshëm më i ulët.

APLIKIMI I TEKNOLOGJIVE TË REJA

Kur zhvillohen fusha në det të hapur dhe justifikohen paraqitjet për pajisjet e prodhimit nënujor, është shumë e rëndësishme të merren parasysh kushtet specifike të rajonit (për shembull, Arktiku) dhe të identifikohet zbatueshmëria e zgjidhjeve ekzistuese të sistemit ose të identifikohen boshllëqet në zhvillimin / mungesën e teknologjitë për të ofruar zgjidhje të projektimit.

Ekzistojnë dy lloje të boshllëqeve në zhvillimin e teknologjive: koncepte që mund të përmirësohen nga teknologjitë e reja, por ka teknologji të provuara; koncepte që varen plotësisht nga teknologjitë e reja, pasi teknologji të tilla nuk ekzistojnë.

Niveli i gatishmërisë së teknologjisë përcaktohet sipas API RP 17N (shih tabelën). Si rregull, shumë operatorë të naftës dhe gazit deklarojnë gatishmërinë e tyre Teknologji e re për zbatim në fusha pas përfundimit të fazave të zhvillimit TRL 4 dhe TRL 5.

Problemi i sigurimit të besueshmërisë është një nga më të rëndësishmit në aplikimin e teknologjisë nënujore, pasi inspektimi i pajisjeve nënujore është i vështirë dhe mirëmbajtja dhe (ose) zëvendësimi i tij është i kushtueshëm. Përveç kësaj, dështimi i pajisjeve nënujore ndikon drejtpërdrejt në gjendjen e mjedisit. Së fundi, pajisjet nënujore duhet të sigurojnë vazhdimësinë e prodhimit dhe kthimin e investimeve kapitale.

Sipas FMC Technologies, besueshmëria e teknologjive të reja mund të vlerësohet sipas skemës së paraqitur në Fig. 2, e cila bazohet në metodologjinë e zhvilluar nga Shoqëria Norvegjeze e Kualifikimit (Det Norske Veritas).

Për përdorimin e teknologjive nënujore në detet e akullta, është e rëndësishme të sigurohet që metodat e mirëmbajtjes për komponentët e pajisjeve nënujore të jenë të pranueshme për inspektim, riparim ose zëvendësim.

Në këtë drejtim, është e nevojshme të vendoset në sistemet nënujore parimi i tepricës së pjesshme, i cili do të siguronte besueshmëri dhe do të ishte një garanci e vazhdimësisë së prodhimit. Prandaj, sistemet modulare duhet të projektohen për të dyfishuar komponentët standardë, të testuar siç duhet dhe të prodhuara nën kontroll të rreptë të cilësisë.

Në çdo sistem, mund të ketë komponentë unikë të destinuar vetëm për një fushë të caktuar. Ato nuk nxirren dhe shërbejnë gjatë gjithë periudhës së zhvillimit të terrenit. Në një situatë të tillë, dy qasje janë të mundshme: të sigurohet besueshmëria e lartë e këtyre komponentëve të sistemit nënujor; projektimi i sistemeve në atë mënyrë që në rast të dështimit të disa komponentëve, funksionet e tyre të mund të merren nga komponentë të tjerë. Prandaj, kur zgjidhen problemet e sigurimit të besueshmërisë së sistemeve nënujore, është e nevojshme të kombinohet zgjuarsia krijuese me aplikimin e kujdesshëm të ideve të reja, dhe natyra e mirëmbajtjes së sistemeve nënujore, së bashku me rezultatet e analizës së tyre kosto-përfitim, duhet të merren parasysh kur vendoset për aplikimin e teknologjisë nënujore.

Duke marrë parasysh zhvillimin e teknologjive për përgatitjen nënujore të prodhimit të puseve, duhet theksuar se fillimisht, vetëm detyra e prodhimit të naftës ishte vendosur përpara pajisjeve nënujore. Në projektet e para, vetëm gazi ndahej nga hidrokarburet e lëngëta nën ujë, pas së cilës këto të fundit pompoheshin në sipërfaqe me një pompë dhe gazi ngrihej nën presionin e vet. Në të njëjtën kohë, detyrat e përdorimit të potencialit të mbetur të depozitave duke zgjatur periudhën e funksionimit efektiv, duke ulur koston e cikli i jetes fushat dhe rritja e prodhimit çuan në zhvillimin aktiv të teknologjive për përgatitjen nënujore të produkteve të puseve.

Punimi shqyrton në detaje përvojën botërore në përdorimin dhe perspektivat për zhvillimin e sistemeve për ndarjen nënujore të naftës dhe gazit. Sipas vendosjes së pajisjeve teknologjike në shtratin e detit në afërsi me kokat e puseve, mundëson zhvillimin më efektiv të fushës, në veçanti: ruajtjen e presionit në gropën e pusit të nevojshëm për prodhimin e naftës së rëndë; rritja e presionit në hyrjen në sistemin e grumbullimit të fushës për fushat me presion të ulët të rezervuarit; zvogëlojnë rreziqet që lidhen me formimin e hidratit në sistemin e grumbullimit; për të siguruar prodhim efikas të naftës me një rritje të nivelit të prerjes së ujit nëpërmjet përdorimit të ndarësve vaj-ujë; qasje më fleksibël për projektimin e pjesëve të sipërme të platformave në det duke vendosur një pjesë të procesit teknologjik në shtratin e detit; zvogëloni ndjeshëm kostot e funksionimit duke zgjedhur pajisjet përforcuese optimale (për shembull, duke përdorur pompa njëfazore në vend të atyre shumëfazore).

Teknologjitë e ngjeshjes nënujore përdoren në fushat e gazit me distanca të gjata deri në bregdet ose platformat ekzistuese dhe ofrojnë: reduktim të kostove kapitale dhe operative; rritja e faktorit të rikuperimit të gazit të formacionit; rrjedhjen e pandërprerë dhe eliminimin e shkarkimeve dhe shkarkimeve në det.

Rritja e faktorit të rikuperimit të gazit në fushën e Ormen Lange me përdorimin e ngjeshjes nënujore është paraqitur në fig. 3.

Pompa e parë nënujore dhe stacioni i kompresorit u zhvillua nga Kvaerner në 1989. Bazuar në punën e prodhimit në 2001-2003. Kompresori demo 2000 nga Aker Solutions në 2004–2012. Stacioni pilot Ormen Lange u projektua dhe u prodhua dhe kaloi kualifikimet e teknologjisë dhe ndërtimit, si dhe provat e pishinës. Bazuar në rezultatet e testeve pilot, deri në vitin 2016 u prodhua një stacion kompresori në shkallë të plotë me kapacitet 58 MW, duke përfshirë katër linja kompresimi paralele, të ngjashme me modelin pilot, me një kapacitet total prej 70 milionë m3/ditë, dhe u instalua. në fushën Ormen Lange në një distancë prej 120 km nga bregu dhe në një thellësi deti 900 m.

Në vitin 2015, në fushën Asgard, e vendosur në një distancë prej 40 km nga platforma teknologjike dhe në një thellësi deti ~ 300 m, një stacion kompresori nënujor me një kapacitet prej 23 MW dhe një kapacitet prej 21 milion m presion në krahasim me atë të pritur. dhe depërtimi i hershëm i ujit në pusin Z, si dhe nevoja për të eliminuar paqëndrueshmërinë dinamike në tubacione.

Përveç këtyre dy projekteve, Statoil ka zbatuar një program të tretë që përfshin përdorimin e një stacioni kompresor të gazit të lagësht nënujor në fushën e prodhimit Gullfaks, i cili u zbulua në 1978 dhe ka qenë në funksion që nga viti 1986. Në këtë projekt, u përdor një parim i ndryshëm nga ai i sistemeve për fushat Asgard dhe Ormen Lange, përkatësisht një teknologji kompresori shumëfazësh që nuk kërkon performancë të lartë: dy kompresorë të lagësht gazi me kapacitet 5 MW, me kapacitet. prej 12 milionë m3 gaz në ditë. Qëllimi i projektit ishte rritja e prodhimit në fushën Gullfaks duke injektuar gaz në pus për të rritur presionin në horizontet naftëmbajtëse dhe për të rikuperuar një shtesë prej 22 milionë fuçi nafte. Por vetëm një muaj pas instalimit në 2015, kompresori i parë në botë i gazit të lagësht nënujor, HOFIM, u hoq nga fusha për shkak të një rrjedhjeje.

Megjithatë, përvoja e përdorimit të teknologjive të ngjeshjes nënujore në fushat Ormen Lange, Asgard dhe Gullfaks ka nxjerrë në pah avantazhet e ngjeshjes nënujore, të cilat janë si më poshtë: krijimi i më shumë kushte të sigurta funksionimi i objekteve të peshkimit (pa praninë e njerëzve); parandalimi i akumulimit të lëngjeve në tubacion duke rritur shpejtësinë e pompimit; një ulje e ndjeshme e kostove të investimit dhe operimit në krahasim me opsionin e kompresimit të gazit në platformë; rritja e efikasitetit të kompresimit për shkak të vendndodhjes së kompresorit më afër puseve; mundësia e zhvillimit të fushave me presion të ulët të rezervuarit, përshkueshmëri të ulët të rezervuarit dhe veti komplekse të lëngjeve.

Megjithëse komplekset e kompresimit të gazit nënujor në të ardhmen do të bëjnë të mundur braktisjen e objekteve të infrastrukturës sipërfaqësore, teknologjive moderne kanë kufizime të energjisë. Ato bëjnë të mundur transmetimin e konsumit të energjisë prej 20-30 MW në një distancë deri në 50 km, dhe fuqinë 10-20 MW - deri në 250 km.

Aker Solutions, lideri botëror në kompresimin nënujor, ka krijuar një kompresor të ri kompakt nënujor Compact GasBooster™ me dimensione të vogla të përgjithshme (5.5 x 5.0 x 8.0 m), komponentë me efikasitet të lartë, peshë të ulët, dizajn të thjeshtuar dhe po zhvillon përmirësimin e zonave të mëposhtme të stacionet e kompresorit: përdorimi i kompresorëve centrifugale me efikasitet të lartë që lejojnë praninë e një faze të lëngshme në gazin e ngjeshur; zgjidhjet më kompakte që çojnë në një ulje të peshës dhe kostos së një stacioni kompresor nënujor (SCS); mundësia e zgjerimit të kufijve të aplikimit të teknologjive të ngjeshjes nënujore - në çdo thellësi të detit dhe në një gamë të gjerë presionesh gazi; përmirësimi i sistemeve të monitorimit në kohë reale për statusin dhe parametrat operacional të SCS, duke siguruar funksionim të besueshëm dhe të sigurt të sistemeve të ngjeshjes nënujore.

PËRFUNDIM

perspektivat zhvillim të mëtejshëm e teknologjive nënujore shoqërohen me problemet e zhvillimit të fushave në detet e Arktikut, duke maksimizuar rikuperimin e naftës dhe gazit duke krijuar një zhvillim të plotë nënujor të fushave.

Zhvillimi i një gjenerate të re të pajisjeve duhet të synojë përmirësimin e teknologjive nënujore në fushën e: kompresimit të gazit; ri-injektimi i gazit shoqërues; pastrimi dhe asgjësimi i ujërave të formacionit; kontrolli i parametrave të prodhimit dhe transportit të produkteve të puseve; monitorimi i gjendjes së karakteristikave operacionale të pajisjeve nënujore; kryerja e operacioneve teknologjike me mjete autonome; furnizimi me energji, komunikimi dhe kontrolli.

Niveli i teknologjisë gati

	Faza e zhvillimit faza e zhvillimit	Përshkrimi i teknologjisë Përshkrimi i teknologjisë
	Ide e paprovuar	Plani paraprak. Analizat ose testet nuk janë kryer Plani paraprak. Nuk kryhen analiza apo analiza
	Ide e vërtetuar analitikisht Ide e vërtetuar analitikisht	Funksionaliteti i vërtetuar me llogaritje, referencë për karakteristikat e përgjithshme teknologjitë ekzistuese ose të testuara në komponentë dhe/ose nënsisteme individuale. Ky koncept mund të mos i plotësojë të gjitha kërkesat në këtë nivel, por demonstron funksionalitetin bazë dhe potencialin për të përmbushur kërkesat me testime shtesë. Funksionaliteti vërtetohet me llogaritje, duke iu referuar karakteristikave të përgjithshme të teknologjive ekzistuese ose testohet në komponentë dhe (ose) nënsisteme individuale. Ky koncept mund të mos i plotësojë të gjitha kërkesat në këtë nivel, por demonstron funksionalitetin bazë dhe potencialin për pajtueshmëri me kërkesat për teste shtesë.
	Koncept i vërtetuar fizikisht Koncept i vërtetuar fizikisht	Zgjidhje konceptuale ose karakteristika të reja të tretësirës, ​​të konfirmuara nga modeli ose testet në laborator. Sistemi zbulon aftësinë për të funksionuar në një mjedis "real" me simulim parametrat kyç mjedisi Zgjidhje konceptuale ose karakteristika të reja të një solucioni, të konfirmuar nga një model ose teste në laborator. Sistemi zbulon aftësinë për të funksionuar në një mjedis "real" me imitimin e parametrave kryesorë mjedisorë
	Testi i prototipit testimi i prototipit	Prototipi i ndërtuar në shkallë reale dhe i testuar për pajtueshmëri specifikimet në një gamë të kufizuar kushtesh funksionimi për të demonstruar funksionalitetin e tij Prototipi po krijohet në një shkallë reale dhe i nënshtrohet testeve për pajtueshmërinë me specifikimet në një gamë të kufizuar kushtesh operimi për të demonstruar funksionalitetin e tij
	Provat në terren	Një mostër eksperimentale në shkallë të plotë krijohet dhe testohet sipas programit për pajtueshmëri kërkesa teknike në kushte mjedisore të simuluara ose aktuale Mostra e testit në shkallë të plotë krijohet dhe testohet sipas programit për pajtueshmërinë me kërkesat teknike nën imitim ose kushte aktuale mjedisore
	Testet në nivelin e integrimit në sistem Testimi i nivelit të integrimit	Prototip prototip në shkallë të plotë i ndërtuar dhe i integruar në sistemin e prodhimit me ndërfaqe të plotë dhe testim të pajtueshmërisë Mostra e testit në shkallë të plotë është krijuar dhe integruar në sistemin operativ me një ndërfaqe të plotë dhe teste për pajtueshmërinë me kërkesat teknike
	Instalimi i sistemit Instalimi i sistemit	Një prototip në shkallë të plotë është ndërtuar dhe integruar në sistemin operacional të synuar me një ndërfaqe të plotë dhe testim të performancës në mjedisin natyror të synuar, ku funksionon me sukses për ≥10% të jetëgjatësisë së synuar. Mostra e testit në shkallë të plotë krijohet dhe integrohet në sistemin e synuar operacional me një ndërfaqe të plotë dhe teston përputhshmërinë me kërkesat teknike në mjedisin natyror të propozuar dhe funksionon me sukses për ≥10% të jetës së pritshme të shërbimit
	Teknologji e provuar teknologji e provuar	Njësia e prodhimit është e integruar në sistemin e prodhimit dhe funksionon me sukses për ≥10% të jetës së pritshme Njësia e prodhimit është e integruar në sistemin e prodhimit dhe punon me sukses për ≥10% të jetës së pritshme të shërbimit