Deniz altı petrol üretimi. Kuzey Kutbu rafında denizaltı hidrokarbon üretimi için yenilikçi teknolojiler

Denizaltı üretim kompleksi, tamamı deniz tabanında bulunan denizaltı Noel ağaçları, bir kontrol sistemi, gaz toplama boru hatları ile donatılmış birkaç kuyudan oluşmaktadır. Kuyulardan gelen gaz, manifolda (bir tür toplama noktası) girer ve daha sonra ana gaz boru hattı aracılığıyla kıyıya, karmaşık gaz arıtma ünitesine iletilir.

Okhotsk Denizi'nin dibinde platformlar ve diğer yüzey yapıları olmayan sualtı madenciliği ekipmanları, etki hariç, zorlu iklim koşullarında buz altında gaz çıkarmayı mümkün kılar. doğal olaylar... Bu, olumsuz doğal ve iklim koşullarında çalışmanın doğasında bulunan birçok riskten kaçınmanıza olanak tanır.

Benzer teknolojiler diğer ülkelerde, örneğin Norveç'te Snevit ve Ormen Lange sahalarında zaten kullanılıyor, ancak Rusya'da ilk kez Kirinskoye sahasında kullanılacaklar. Denizaltı madenciliği teknolojileri güvenilirdir ve endüstriyel faaliyetlerin bölgenin ekolojik sistemi üzerinde minimum olumsuz etki ile gerçekleştirilmesine olanak tanır.

Kuyubaşı ekipmanı

Saha geliştirme projesi 7 kuyu içermektedir. Ağaç tipi denizaltı Noel ağacı, kuyudan gaz akışının kontrolünü sağlar. Süpürme önleyici koruyucu yapı, Noel ağacını mekanik stresten korur.

Korumalı ağırlık	141 ton
Boyutlar (düzenle)	23x23x10 m

manifold

Kuyulardan çıkan gaz manifolda (toplama noktası) gider. Cihaz, tek bir tabana sabitlenmiş, yüksek basınç için tasarlanmış ve belirli bir şemaya göre bağlanmış birkaç boru hattından oluşur. Manifold, denizaltı üretim kompleksinin gaz, monoetilen glikol (MEG), kimyasallar ve kontrol sinyallerini dağıtır.

tişört

Boru hattının T'si, manifolda bağlı bir hattaki orta kuyuları bağlamak için tasarlanmıştır.

Terminal cihazı

Boru hattının terminal cihazı, su altındaki ekstrem kuyuları manifolda bağlı olan hatta bağlamak için tasarlanmıştır.

Monoetilen glikol (MEG) boruları

Monoetilen glikol, kristalleşmeyi önlemek için gerekli olan boru hattı yoluyla GPP'den manifolda sağlanır. Manifolddan, MEG bir saha içi göbek kablosu aracılığıyla kuyuya beslenir.

Göbek bağı

Ana göbek kablosu deniz yatağı boyunca uzanır ve manifoldu denizaltı üretim sahasına bağlar. Göbek kablosu, kontrol komutlarını kontrol odasından sahanın denizaltı ekipmanına aktarır.

Saha içi göbekler, manifoldu Noel ağacına bağlar.

Gaz boru hattı

Gaz boru hattı, sahayı ve entegre gaz işleme ünitesini (GTP) birbirine bağlar. Bu sayede gaz, kondensat ve sudan oluşan rezervuar karışımı sahadan gaz işleme tesisine verilir.

Sualtı robotu ROV

Ekipmanların sualtı kurulumunu gerçekleştirir. 2 adet manipülatör koluna ve pozisyon sabitleme sistemine sahiptir.

Buluş petrol ve gaz endüstrisi ile, özellikle de esas olarak kıta sahanlığında bulunan açık deniz hidrokarbon yataklarının geliştirilmesi için tesisler ile ilgilidir. Cihaz, tahrikli bir sondaj kulesi, bir platform güvertesi, bir vinç, bir ihale kulesi, betonarme kazıklar, bir kuyu deliği, petrol ve gazın toplanması, hazırlanması ve taşınması için bir platforma monte edilmiş bir dizi ekipman, yükselticiler, nokta rıhtımları içerir. ve rezervuarın derinliklerine gömülü bir hidroteknik betonarme yapının destekleyici yapısını temsil etmektedir. Betonarme kazıklardan ikisi içi boştur ve alt kısımda birinci ve ikinci betonarme kazıkların iç çaplarına orantılı bir iç çapa sahip kavisli bir lento ile birbirine bağlanmıştır. İlk yığın, açık deniz sabit platformunun kurulum sahasında deniz seviyesinin altında su alma açıklıkları ile donatılmıştır. Birinci içi boş betonarme yığının iç duvarları, üçgen şeklinde yapılmış ve rezervuarın dibine doğru eksenel yönde yerleştirilmiş kılavuzlarla donatılmıştır. İlk içi boş betonarme kazık ile zeminin birleştiği yerde, bir temel levhası üzerinde su geçirmez bir kaba monte edilen ve ilk betonarme kazığa bitişik bir hidrolik ünitenin bıçağı monte edilir. Üst kısımdaki ikinci yığın, deniz seviyesinden bir kotta bulunan, iç yüzeyinin çapı drenaja doğru azalan bir delik ile donatılmıştır. Açık deniz platformunun operasyonel güvenilirliği artırıldı. 3 hasta.

Buluş gaz ve petrol endüstrisi ile ve daha özel olarak, esas olarak Arktik Okyanusu'nun kıta sahanlığında bulunan açık deniz hidrokarbon yataklarının geliştirilmesi için tesisler ile ilgilidir.

Denizaltı üretim komplekslerinin inşası ve teçhizatı için kurallar da dahil olmak üzere, yüzer petrol ve gaz komplekslerinin sınıflandırılması, inşası ve ekipmanı için yeni Kurallara uygun olarak (bkz., örneğin, N. Reshetov. Arktik kuralları belirler // Denizcilik Kuzey-Batı işi 2009, No. 1 (14) 43), açık deniz hidrokarbon sahalarının geliştirilmesine yönelik tesisler yalnızca yüzer sondaj kuleleri, açık deniz sabit platformlar, açık deniz buza dayanıklı sabit platformlar değil, aynı zamanda açık deniz denizaltı boru hatlarıdır. , deniz altı üretim kompleksleri, yükselticiler, hidrokarbonların boşaltılması için nokta rıhtımlarının yanı sıra yüzer tesisler, hidrokarbon ürünlerinin hazırlanması, işlenmesi, depolanması ve nakliyesi.

Petrol ve gaz üretimi için ana açık deniz platformları türü, rezervuarın derinliklerine gömülü bir veya daha fazla betonarme kabuktan oluşan bir yapı şeklinde yapılmış platformlardır (bkz., örneğin, R.I. Vyakhirev, B.A. Nikitin, D.A. . Mirzoev. İnşaat ve açık deniz petrol ve gaz sahalarının geliştirilmesi M., Maden Bilimleri Akademisi - 1999, s.122).

Bu tür yapıların inşası hem buz örtüsünden hem de su yüzeyinden gerçekleştirilir. Bu tür yapılar kıta sahanlığının gelişimi için kullanılmaktadır.

Aşağıdaki açık deniz platform tasarımları bilinmektedir: Uralmash 6000/200 yarı-dalgıç yüzer sondaj kulesi, kendinden yükselen buza dayanıklı yüzer sondaj kulesi 6500 / 10-30, rezervuarın derinliklerine gömülü hidroteknik betonarme yapının iki destekli yapısı, yerçekimi ile güçlendirilmiş beton bir platform, eğimlerin beton takviyesiyle yapay bir ada yapısı, hafif donatılmamış eğimlere sahip yapay bir ada yapısı, metal silindirik çerçeveli yapay bir ada yapısı.

Açık deniz platformları (sahanın konumuna göre) 6-35, 35-60, 100, 150, 200-250, 260-350 m (Shtokman sahası) derinliklerinde kullanılmaktadır. Yurtdışında 300-600 m'ye kadar derinliklerde.

Açık deniz alanından kıyıya olan mesafeler de uzunluk olarak değişir. Shtokman sahasından gelen ana sualtı boru hattı, Kola Yarımadası kıyılarına 635 km uzunluğundadır.

Deniz tabanının altında bulunan petrol ve gaz yatakları geliştirilirken, doğal-iklimsel, hidrolojik ve madencilik-jeolojik koşulların özellikleri, bunların gelişimi için bir yöntem seçme ihtiyacı ve buna karşılık gelen deniz endüstrisi türü ile bağlantılı olarak dikkate alınır.

Açık deniz petrol ve gaz tesisi (MOGS) tipini seçerken hidrometeorolojik faktörler ana faktörlerdir. Buza dayanıklı yapı tipini seçmedeki ana faktörlerden biri, bir dizi parametre (kalınlık, gözeneklilik, tuzluluk, hız ve buz oluşumlarının alanı vb.) ile karakterize edilen buz rejimidir.

MOGS üst tarafının tasarımını belirlemek için, tasarımda bu fenomenle mücadele için önlemler sağlamak amacıyla buzlanma olasılığı hakkında bilgi gereklidir.

Bu koşullar, MNGS'ye güvenilir bir güç kaynağı gerektirir.

Petrol ve gaz arıtma kompleksinin güç kaynağı, bir denizaltı kablosu veya enerji nakil hattı aracılığıyla merkezi bir güç kaynağı veya açık deniz sabit bir platform üzerine kurulu otonom bir enerji santrali aracılığıyla gerçekleştirilir.

Otonom güç kaynaklarını kullanırken, yakıt olarak gaz kullanılır ve sıvı yakıt yalnızca yedek olarak kullanılır.

Arktik Okyanusu'nun iklim koşullarında ve sabit endüstriyel enerji kaynaklarından uzaklıkta, gerekli gücü nominal değerde sağlama sorunu her zaman sağlanamaz, bu da farklı ilkeler üzerinde çalışan önemli sayıda özerk enerji santralinin (dizel jeneratörler) kullanımını zorlar. , vb.).

Bu teknik teklifin amacı, özellikle ulaşılması zor bölgelerde kıta sahanlığında bulunan MNGS'ye güç kaynağı sağlayarak MOGS operasyonunun güvenilirliğini arttırmaktır.

Tahrikli bir sondaj kulesi, bir platform güvertesi, bir vinç, bir ihale kulesi, betonarme kazıklar, bir kuyu deliği, bir güç kaynağı cihazı, bir dizi ekipmandan oluşan açık deniz sabit platformu nedeniyle görev çözüldü. açık deniz hidrokarbon sahasının geliştirilmesi için tesisler de dahil olmak üzere petrol ve gazın toplanması, hazırlanması ve taşınması için platform üzerine kurulu: bir sualtı boru hattı, bir sualtı üretim kompleksi, yükselticiler, hidrokarbonların boşaltılması için nokta rıhtımları - ve bir hidroteknik sistemin destekleyici yapısını temsil ediyor Rezervuarın derinliklerine gömülü betonarme yapı, prototipten farklıdır, çünkü betonarme kazıklardan ikisinin içi oyuktur ve alt kısımda iç çapı birincinin iç çaplarıyla orantılı olan kavisli bir lento ile birbirine bağlanır. ve ikinci betonarme kazıklar, ilk betonarme kazık deniz seviyesinin altında, kurulum yerinde, açık deniz sabit platform, su alma delikleri, birinci içi boş betonarme kazık iç duvarları, bir üçgen şeklinde yapılmış ve birinci boşluklu betonarme kazıkların birleşme noktasında, rezervuarın dibine doğru eksenel yönde yerleştirilmiş kılavuzlarla donatılmıştır. zemin ile beton kazık, temel levhası üzerinde su geçirmez bir kaba monte edilen ve birinci betonarme kazığa bitişik bir hidrolik ünite çarkı monte edilir, üst kısımdaki ikinci oyuk kazık, bir yükseklikte bulunan bir delik ile donatılmıştır. deniz seviyesinin üzerinde, iç yüzeyinin çapı drenaja doğru azalır.

Önerilen teknik çözümün farklılıkları, betonarme kazıklardan ikisinin içi boş olması ve alt kısımda birinci ve ikinci betonarme kazıkların iç çaplarıyla orantılı bir iç çapa sahip kavisli bir lento ile birbirine bağlanmasıdır. ilk betonarme kazık deniz seviyesinin altında sağlanır, yerinde açık deniz sabit bir platformun montajı, su alma delikleri, ilk içi boş betonarme kazık iç duvarları üçgen şeklinde yapılmış kılavuzlarla donatılır ve içine yerleştirilir. rezervuarın tabanına doğru eksenel yön, ilk içi boş betonarme kazık ile zeminin birleştiği yerde, bir temel levhası üzerinde su geçirmez bir kaba monte edilen ve ilk betonarme betona bitişik olarak monte edilen hidrolik ünitenin bir çarkı kurulur. üst kısımdaki ikinci içi boş kazık, deniz seviyesinden bir yükseklikte bulunan ve iç yüzeyinin çapı drenaja doğru azalan bir açıklık ile donatılmıştır.

Önerilen teknik çözümün ayırt edici özellikleri, MNGS'ye ulaşılması zor bölgelerde istikrarlı bir otonom güç kaynağı sağlanmasına olanak tanır.

Buluşun özü çizimlerle gösterilmektedir.

1. MNGS'nin genel görünümü. MNGS, elektrikli bir sondaj kulesi 1, bir platform güvertesi 2, bir vinç 3, bir ihale kulesi 4, bir buz sahası 5, betonarme kazıklar 6, bir kuyu deliği 7 içeren açık deniz sabit bir platformdan oluşur. MNGS ayrıca güç kaynağı içerir. cihazlar, hidrokarbonların toplanması, hazırlanması ve taşınması için bir platform üzerine kurulu bir ekipman seti, bir açık deniz denizaltı boru hattı, bir denizaltı üretim kompleksi, yükselticiler, hidrokarbonların boşaltılması için nokta rıhtımları.

incir. 2. Kazık yapımı. İki betonarme kazık (6) içi oyuk, kazık 8 ve kazık 9 yapılır ve alt kısımda ilk 8 ve ikinci 9 betonarme kazıkların iç çaplarıyla orantılı bir iç çapa sahip kavisli bir lento 10 ile birbirine bağlanır. , ilk betonarme kazık 8 deniz seviyesinin altında su alma delikleri 11 ve 12 ile sağlanırken, içi boş betonarme kazık 8'in iç duvarları eksenel doğrultuda üçgen şeklinde yapılmış kılavuzlar 13 ile donatılmıştır. rezervuarın 14 dibine doğru, ilk içi boş betonarme kazık 8'in rezervuarın 14 tabanının toprağı ile birleşme yerinde, hidroelektrik ünitesinin 16 bir türbin çarkı 15 kurulur, hidroelektrik ünitesinin 15, temel levhası 17 üzerine monte edilir. betonarme kazığa 8 bitişik su geçirmez konteyner 18. Üst kısımdaki ikinci içi boş betonarme kazık 9, deniz seviyesi 20 veya buz alanı 5 üzerinde bulunan bir delik 19 ile donatılmıştır. Betonarme kazık 9'un iç çapı. yan erik azalır.

Şekil 3. yapısal şema hidrolik ünite 16. Hidrolik ünitenin 16 yapısal şeması şunları içerir: sırasıyla türbin çarkı 15, kılavuz kanatlar 21, türbin yatağı 22, fren krikoları 23, jeneratör statörü 24, jeneratör rotoru 25, jeneratör yatağı ve baskı yatağı banyoları 26 ve 27, jeneratör yatağı 28, baskı yatağı segmanları 29, baskı yatağı aynası 30, türbin yağ hattı 31, servis suyu hattı 32, damıtılmış su deposu 33, yağ basınç ünitesi 34, yüksek basınçlı hava besleme hattı 35, hava hattı alçak basınç 36.

Hidroelektrik ünite 16, bir analogu bilgi kaynaklarında açıklanan hidrojeneratörler olan yatay bir kapsül hidrojeneratör şeklinde yapılmış bir hidrojeneratördür: 1. RF Patent No. 228532. 2. Hidroelektrik. Ed. V.I. Obrezkov. M., Energoizdat, 1988 .-- 512 s., S. 301.

Temel levhasının 17 bir analogu, 2261956 sayılı RF patentinin açıklamasında açıklanan temel levhasıdır.

Spesifik hidrojeneratör tipi, rezervuarın derinliğine göre seçilir.

Cihaz aşağıdaki gibi çalışır.

Dıştan takmalı su, 11 ve 12 nolu su giriş deliklerinden, 8 nolu yığının boşluğuna girer, burada, bir üçgen şeklinde yapılmış ve 14 rezervuarının 14 dibine doğru eksenel olarak yerleştirilmiş 14 nolu kılavuzlar vasıtasıyla, laminer akış, bir 8 nolu yığının boşluğuna girmektedir. türbülanslı akış. Türbülanslı akış, kılavuz kanatların bıçaklarına 21 ulaşarak onları dönme hareketine iter ve buna göre hidrolik ünitenin tüm mekanik sistemi ve ardından elektrik sistemi başlatılır.

Ayrıca, kavisli bölmeden (10) geçen türbülanslı akış, ikinci yığına (9) girer, burada su akışı, deliğe (19) ulaşır, rezervuarın yüzeyiyle birleşir veya kullanılabilecek, delik 19 ile eklemli su tedarik sistemine girer. MNGS'nin teknik ihtiyaçlarını karşılamak için.

Önerilen teknik çözümü kullanırken, örneğin Kuzey Kutbu bölgesi gibi ulaşılması zor alanlarda iletim hatları inşa etmeye gerek yoktur.

Bilgi kaynakları

1.R.I.Vyakhirev, B.A.Nikitin, D.A. Mirzoev. Açık deniz petrol ve gaz sahalarının inşası ve geliştirilmesi. M., Maden Bilimleri Akademisi. - 1999.

İddia

Tahrikli bir sondaj kulesi, bir platform güvertesi, bir vinç, bir ihale kulesi, betonarme kazıklar, bir kuyu deliği, bir güç kaynağı cihazı, toplama için bir platform üzerine kurulu bir dizi ekipmandan oluşan hidrokarbon üretimi için açık deniz sabit platform petrol ve gazın arıtılması ve taşınması ve açık deniz hidrokarbon sahası dahil tesisler: denizaltı boru hattı, denizaltı üretim kompleksi, yükselticiler, hidrokarbonları boşaltmak için nokta rıhtımları ve rezervuarın derinliklerine gömülü hidroteknik betonarme yapının destekleyici yapısını temsil eden, aşağıdaki özelliklerle karakterize edilir: betonarme kazıkların içi oyuktur ve alt kısımda, birinci ve ikinci betonarme kazıkların iç çaplarıyla orantılı bir iç çapa sahip kavisli bir lento vardır, birinci betonarme kazık deniz seviyesinin altında sağlanır. açık deniz sabit platformun kurulum yeri, su giriş delikleri çukurlar, birinci içi boş betonarme kazık iç duvarları, bir üçgen şeklinde yapılmış ve rezervuarın dibine doğru eksenel yönde yerleştirilmiş kılavuzlarla donatılırken, birinci boşluklu betonarme kazık ile zemin birleştiği yerde , bir temel levhası üzerine su geçirmez bir kaba monte edilen ve birinci betonarme kazığa bitişik bir hidrolik ünite kanadı monte edilir, üst kısımdaki ikinci oyuk kazık deniz seviyesinden bir yükseklikte bulunan bir delik ile donatılmıştır. , iç yüzeyinin çapı gidere doğru azalır.

Üç yıl önce yaptırımlardan mahrum bırakıldı Rus şirketleri mevduat gelişimi için batı ekipman ve teknolojilerini kullanma yeteneği. Bu, yerli sanayi ve bilişim sektörü için bir itici güç oldu - Rusya'nın halihazırda test edilmekte olan kendine özgü gelişmeleri var. Enerji Bakan Yardımcısı Kirill Molodtsov, RIA Novosti'ye verdiği demeçte, yakıt ve enerji kompleksinde ithal ikamesinin nasıl yapıldığını, hacker saldırılarının endüstri için korkutucu olduğunu ve gazlaştırma programının bir parçası olarak Rusya Federasyonu genelinde neden boru döşemeye değmediğini söyledi.

Ekipmanın ithal ikamesi çalışmaları nasıldır? petrol ve gaz endüstrisi, rafta çalışmak dahil?

- V son yıllar Rus petrol ve gaz şirketlerinin yerel makine yapım tesislerine sipariş verme yönünde kademeli bir yönelimi var.

Açık deniz üretimi için yakın gelecek için yaklaşık 20 öncelikli görev belirledik. Şu anda, petrol ve gaz taşımacılığı için tasarlanmış yerli vana örnekleri aktif olarak tanıtılmakta, yönlü kuyuların sondajı için ekipman geliştirilmiştir.

Halihazırda oluşturulan prototiplere dayanarak, 2019 yılına kadar Rus döner kontrollü sistemlerle petrol üretimi ve 2022 yılına kadar yüksek kaliteli katkı maddeleri ile petrol arıtma sağlamayı planlıyoruz.

Daha ayrıntılı olarak, dipten kıyıya bir şekilde açık deniz üretiminde yer alan 600 elementten yaklaşık 300'ünün değiştirilmesi gerekiyor. Bu 300'den yaklaşık 50'si özellikle kritik olarak adlandırılabilir.

Rus açık deniz ekipmanı örneklerinin oluşturulması üzerinde çalışmak için bir araştırma ve geliştirme (Ar-Ge) mekanizması sağlanmaktadır. 2017-2019 döneminde, denizaltı üretim komplekslerinin uygulama alanı da dahil olmak üzere sekiz Ar-Ge projesinin uygulanması için 2,7 milyar ruble tahsis edildi.

Böylece 2021-2022'ye kadar kendi denizaltı üretim teknolojilerimizin bir prototipini sunabiliriz. Bu zordur, çünkü bu tür ekipmanlar çevresel ve teknolojik güvenlik açısından artan gereksinimlere tabidir. Ancak ilk başarılar var, bu konuyla gerçekten ilgilenen ve istenen sonucu elde etmek için her şansı olan insanlar var.

Ayrıca jeoloji ile ilgili teknolojiler var. Bunlar 2B, 3B sismik ve diğerleridir. Burada da bir dereceye kadar geride kalıyoruz ve belki de hala geride kaldığımızı düşündüğümüz kadar geride değiliz.

Örneğin, 2016 yılında, Ar-Ge, bir dizi jeolojik keşif alanında başladı - jel dolgulu bir flama, konumlandırma sistemleri, alt sismik istasyonlar, sismik flamalar, sondaj kompleksi için ekipmanların birleştirilmesi projeleri.

2017 yılında bu projelerin birçoğunun uygulamasını tamamlayacağız ancak saha testlerinden geçen ekipman numunelerinin mevcudiyetinden şimdiden bahsedebiliriz.

“Aynı zamanda birçok Rus şirketi yabancı teknoloji ve ekipman kullanmayı tercih ediyor.

- Diyelim ki Çin'in tecrübesine bakarsanız, kendi iç sularında raflarındaki sismik keşifleri sadece Çinli şirketlerin çabalarıyla yapıyorlar. Ve bazen kendi geliştirmelerimiz ve kendi gemilerimiz varken, daha ucuz olduğunu söyleyerek aynı Çinli şirketleri çekmeyi başarıyoruz.

- Bu ne kadar doğru?

- Sanmıyorum. Sonunda hangi sonuca ulaşacağımızı değerlendirmemiz gerekiyor.

Benim için, açık deniz üretim teknolojilerinin yaratılması, önümüzdeki yıllarda elde edebileceğimiz, yalnızca artan üretim hacimlerinden daha yüksek bir önceliktir. Çünkü stratejik zorlukların üstesinden gelmek için teknolojiye ihtiyaç vardır.

- Petrol ve gaz endüstrisi için Rus yazılımlarının geliştirilmesi ve uygulanması nasıl gidiyor?

- Yazılımlar genel olarak oldukça iyi gelişiyor, bilinen markalar var. Sektörel bir bakış açısıyla, biz de dahil olmak üzere meslektaşlarımızın bir ölçüde üzerinde çalışmadığını söyleyebilirim.

Birçoğu için, mevcut olanı kullanmak, yeni bir şeye geçmekten her zaman daha kolay ve basittir. Bu nedenle, kullanıcılarımız korktuğunda ve Rus programcıların geliştirdiği yeni ürünlere geçmek istemediğinde durumu tersine çevirmek gerekiyor.

Bunun için sürekli olarak neler olduğu, neler yapıldığı konusunda firmayı bilgilendirmek gerekiyor. Örneğin, sonbaharda, türünün ilk etkinliği düzenlenecek - Rusya Enerji Bakanlığı'nın yakıt ve enerji kompleksinin tüm sektörlerini bir araya getirmeye çalıştığı Rusya Enerji Haftası: petrol ve gaz, enerji verimliliği teknolojileri, elektrik, kömür, yenilik vb. Dahil olmak üzere yenilikler hakkında yazılım, canlı konuşacağız, tartışacağız.

Son zamanlarda, Rosneft, Bashneft ve dünyadaki diğer şirketler bir hacker saldırısı bildirdi. Enerji Bakanlığı'nın sektörü güvence altına almak için almayı planladığı herhangi bir karşı önlem var mı?

- Devlet enerji doktrinleri vardır ve bilgi Güvenliği... Bu belgeler yeni gerçekler göz önünde bulundurularak tamamlanacak ve değiştirilecektir.

Sistemin nasıl yerelleştirilmesi ve otonom olarak yönetilmesi gerektiğine bakacağız. Ana şey, yaşamın sağlanmasını etkileyebilecek sonuçlardan kaçınmaktır. Örneğin gemi yapımında otonom kontrol sistemlerinin nasıl oluşturulacağını biliyoruz. Ve burada onu da yaratacağız. Belki de bu, otonom kontrol sistemlerine sahip yeni teknolojilerin tanıtılmasından kaynaklanacaktır. Bunu yapacağız.

- Son saldırının tahmini hasarı var mı?

- Herhangi bir hasar fark etmedi. Herhangi bir şey olursa, endüstri genelinde bilgi akışında tek bir değişiklik bulamadık. Buna göre, bir şekilde bu koşullara giren tüm şirketler, görünüşe göre, onları iyi karakterize eden onlar için hazırdı. Önemli olan durumu tahmin edebilecekleri ortaya çıktı.

- Arktik sahanlığı konusuna dönersek, hidrokarbon üretimi için yeni projeler ne zaman ortaya çıkabilir?

- Gazprom ve Rosneft zaten rafta çalışıyor, yeni projelerin ortaya çıkması bir soru ekonomik verim... Üretim açısından firmalarımız rezervlerle güvence altına alınmıştır. Şu anda rafımızdaki hidrokarbon üretimi büyük değil, toplam Rus üretiminin %5'ini geçmiyor.

Aynı zamanda, Arktik sahanlığı muhtemelen önemli petrol rezervleri içeriyor - tüm Rus rezervlerinin %15'inden fazlası, dolayısıyla bölgenin potansiyeli çok büyük. Ancak, Kuzey Kutbu sularını geliştirmenin maliyetinin, diğer açık deniz alanlarının geliştirilmesinden çok daha yüksek olduğu anlaşılmalıdır. Ve bu anlamda, raf şirketleri bugün bir ihtiyaçtan çok bir meydan okumadır. Ancak şu anda rafın geliştirilmesine harcanan fonlar, orta vadede kesinlikle karşılığını verecektir.

Aynı zamanda petrolcülerin de yükümlülükleri var. Süreli lisansları var. Devlet diyor ki: Size bir raf verdik lütfen geliştirin. Bu nedenle çalışmalar ilerliyor.

Arktik sahanlığındaki mevduatların geliştirilmesinin lisans yükümlülüklerine uygun olarak gerçekleştirildiği, ayrıca toprak altı kullanıcılarının planlarının da önlerinde olduğu söylenebilir. Nisan ayında Khatanga bölgesindeki Laptev Denizi rafında sondaj başladı. Ayrıca bu yıl Barents, Kara ve Karadeniz'de arama sondajlarına devam edilecek.

Şimdi Rus bölgelerinin gazlaştırılmasıyla ilgili durum hakkında çok şey konuşuluyor. Yine de ülkedeki tüm yerleşim yerlerine gaz sağlamak mümkün müdür?

- Rusya bölgelerinin gazlaştırılması, Enerji Bakanlığı'nın iç pazardaki en büyük ölçekli faaliyetlerinden biridir. 2005'ten 2016'ya kadar ülkedeki gazlaştırma seviyesi %53,3'ten %67,2'ye yükseldi. Son 12 yılda Gazprom, uzunluğu 28 bin kilometreden fazla olan yerleşimler arası yaklaşık 2,5 bin gaz boru hattı inşa etti.

3,7 binden fazla yerleşim yerinin (yıllık ortalama yaklaşık 300 yerleşim yeri) ve 5 bin kazan dairesinin yanı sıra yaklaşık 815 bin hane ve dairenin gazlaştırılması için koşullar yaratılmıştır.

Aynı zamanda her yere boru döşemek mantıksız. Anladığım kadarıyla, yerleşim yerlerinin yaklaşık %15'i çeşitli nedenlerle boru hattı gazıyla ilgili zorluklar yaşıyor olabilir.

Örneğin ülkemizde on kişiden az nüfuslu birkaç bin yerleşim yeri var. Bu tür yerleşimlerin gazsız kalacağını kesinlikle söylemek istemiyorum. Gaz bizim mülkümüzdür ve her şeyden önce kendi uygun yaşam koşullarımızı yaratmak için kullanmamız gerekir. Bu nedenle, yerleşim yerleri gazlaştırılmalıdır - ya boru hattı gazı ile ya da alternatif kaynaklar yardımıyla. Bunun koşullarını yaratmak bizim görevimizdir.

2020 yılına kadar ve belki biraz daha ileride, örneğin EurAsEC'nin tek gaz piyasasının oluşturulmasına kadar, gaz fiyatının devlet tarafından düzenleneceğini hatırlatmak isterim. Ancak aynı zamanda, nüfusa da sağlanması gereken alternatif bir gaz - LPG (sıvılaştırılmış petrol gazı - ed.) için bir fiyat vardır. Nüfusun ihtiyaçları için bir birim ısıtma değeri maliyetini çıkarabilir ve buna göre devletin nüfusa bu gazı sağlama konusunda ne gibi yükümlülükler üstlenebileceğini anlayabilirsiniz. Şimdi bu sorunu çözmeye çalışıyoruz.

Bazı meslektaşlarımız buna anakronizm - LPG üreticilerinin halka ev ihtiyaçları için gaz tedarik etme görevinin yasal düzenlemesi olarak adlandırmasına rağmen, kendi inisiyatifimiz var. Yasa tasarısı, kamuoyu da dahil olmak üzere tartışmaları çoktan geçti. Dahası, bana öyle geliyor ki, Ekonomik Kalkınma Bakanlığı bile görevimizin her şeyden önce nüfusa gaz sağlamak olduğu ve önemli olmadığı - boru hattı, sıvılaştırılmış, sıkıştırılmış veya LPG - pozisyonumuzu duydu.

Bağımsız üreticiler için gaz taşıma tarifesinde durum nedir? FAS, bu konuyu yönetim kurulu toplantısı gündeminden çıkardı. Bu tarife üst üste ikinci yıl endekslenmeyecek mi?

- Enerji Bakanlığı, endekslemenin üst sınırına bir yaklaşım önerdi, ardından - bir hükümet kararı.

- Enerji Bakanlığı Gazprom'a Rosneft'in gaz ihraç etme olasılığını araştırması talimatını verdi mi?

- Başkandan talimat aldık. Enerji Bakanlığının pozisyonu hazırlanmış ve raporlanmıştır. Henüz Rosneft'ten güncellenmiş bir istek görmedim.

- 2017 yılının ikinci yarısı için Enerji Bakanlığı'nın petrol ve gaz endüstrisindeki ana görevleri nelerdir?

- 2035'e kadar olan dönem için petrol ve gaz endüstrileri olmak üzere iki genel kalkınma planının hazırlanmasına ilişkin çalışmaların tamamlanması.

Açık deniz petrol ve gaz sahalarında petrol ve gaz üretimi için genel sistem genellikle şunları içerir: sıradaki maddeler:

Üretim kuyularının açıldığı bir veya birden fazla platform,

· Platformu kıyıya bağlayan boru hatları;

Karada petrol işleme ve depolama tesisleri,

yükleme cihazları

Bir sondaj kulesi, açık deniz petrol ve gaz üretimi için tasarlanmış karmaşık bir teknik yapıdır.

Kıyı birikintileri genellikle kıtanın su altında bulunan ve raf olarak adlandırılan kısmında devam eder. Sınırları sahil ve sözde kenardır - arkasında derinliğin hızla arttığı açıkça tanımlanmış bir çıkıntı. Genellikle kenarın üzerindeki deniz derinliği 100-200 metredir, ancak bazen 500 metreye, hatta örneğin Okhotsk Denizi'nin güney kesiminde veya kıyıdan bir buçuk kilometreye kadar ulaşır. Yeni Zelanda. Derinliğe bağlı olarak farklı teknolojiler kullanılır. Sığ sularda, genellikle sondajın yapıldığı müstahkem "adalar" inşa edilir. Bakü bölgesindeki Hazar yataklarından uzun süredir petrol bu şekilde çıkarılıyor. Böyle bir yöntemin, özellikle soğuk sularda kullanılması, genellikle, yüzen buzun petrol üreten "adalara" zarar verme riskiyle ilişkilendirilir. Örneğin 1953'te kıyıdan kopan büyük bir buz kütlesi Hazar Denizi'ndeki petrol kuyularının yaklaşık yarısını yok etti. Daha az sıklıkla, teknoloji, gerekli alan barajlarla çevrildiğinde ve oluşturulan çukurdan su pompalandığında kullanılır. 30 metreye kadar deniz derinliğinde, daha önce üzerine ekipmanın yerleştirildiği beton ve metal üst geçitler inşa edildi. Üstgeçit karaya bağlıydı ya da yapay bir adaydı. Daha sonra, bu teknoloji alaka düzeyini kaybetti.

Tarla karaya yakın ise kıyıdan eğimli bir kuyu açmak mantıklıdır. En ilginç modern gelişmelerden biri, yatay sondajın uzaktan kontrolüdür. Uzmanlar kıyıdan kuyu geçişini izliyor. İşlemin doğruluğu o kadar yüksektir ki, istediğiniz noktaya birkaç kilometre mesafeden ulaşabilirsiniz. Şubat 2008'de Exxon Mobil Corporation, Sahalin-1 projesi kapsamında bu tür kuyuları açma konusunda bir dünya rekoru kırdı. Buradaki kuyu uzunluğu 11.680 metre idi. Denizden 8-11 kilometre açıkta bulunan Chayvo sahasında deniz tabanının altında önce dikey sonra yatay olarak sondaj yapıldı. Su ne kadar derinse, o kadar gelişmiş teknolojiler kullanılır. 40 metreye kadar olan derinliklerde sabit platformlar inşa edilir (Şekil 4), ancak derinlik 80 metreye ulaşırsa, desteklerle donatılmış yüzer sondaj kuleleri (Şekil 4) kullanılır. 150-200 metreye kadar (Şekil 4.5) çalışan yarı-dalgıç platformlar, ankraj veya ankrajlarla yerinde tutulur. Kompleks sistem dinamik stabilizasyon. Sondaj gemileri ayrıca çok daha büyük deniz derinliklerinde sondaj yapabilir. "Rekor kıran kuyuların" çoğu Meksika Körfezi'nde açıldı - bir buçuk kilometreyi aşan bir derinlikte 15'ten fazla kuyu açıldı. Tüm zamanların derin deniz sondaj rekoru, Transocean ve ChevronTexaco'dan Discoverer Deel Seas'in Meksika Körfezi'nde (Alaminos Canyon Block 951) 3.053 metre deniz derinliğinde bir kuyu açmaya başladığı 2004 yılında kırıldı.

Kuzey denizlerinin zorlu koşullarında, tabanın büyük kütlesi nedeniyle altta tutulan sabit platformlar genellikle inşa edilir. İçi boş “sütunlar”, üretilen yağın veya ekipmanın depolanabileceği tabandan yukarı doğru yükselir. İlk olarak, yapı hedefine çekilir, sular altında kalır ve daha sonra denize doğru, üst kısım üstüne inşa edilir. Bu tür yapıların inşa edildiği fabrika, alan olarak küçük bir kasaba ile karşılaştırılabilir. Büyük modern platformlardaki sondaj kuleleri, gerektiği kadar kuyuyu delmek için hareket ettirilebilir. Bu tür platformların tasarımcılarının görevi, minimum alana maksimum yüksek teknoloji ekipmanı kurmaktır, bu da bu görevi bir uzay aracının tasarımına benzer hale getirir. Don, buz, yüksek dalgalar ile başa çıkmak için, alt kısma sondaj ekipmanı kurulabilir. Bu teknolojilerin geliştirilmesi, geniş kıta sahanlığına sahip ülkeler için son derece önemlidir.

İlginç gerçekler Büyük kuzey platformları ailesinin çarpıcı bir "temsilcisi" olan Norveç platformu "Troll-A" 472 m yüksekliğe ve 656.000 ton ağırlığa ulaşıyor (Şekil 6)

Amerikalılar, açık deniz petrol sahasının başlangıç ​​tarihini 1896 olarak kabul ederler ve öncüsü, inşa ettiği setten kuyular açan Kaliforniyalı petrolcü Williams'tır.

1949'da, Apşeron Yarımadası'ndan 42 km uzaklıkta, Hazar Denizi'nin dibinden petrol çıkarmak için inşa edilen raflar üzerine Oil Rocks adlı bir köy inşa edildi. İşletmenin çalışanları haftalarca içinde yaşadı. Oil Rocks Trestle, James Bond filmlerinden birinde görülebilir - "Dünya Yeterli Değil." Kuyuyu hızlı bir şekilde kapatmak için acil Durum- örneğin, bir fırtına sondaj gemisinin yerinde kalmasını engelliyorsa, patlama önleyici denilen bir tür tapa kullanılır. Bu önleyiciler 18 m uzunluğa kadar ve 150 ton ağırlığındadır. Deniz sahanlığının aktif gelişiminin başlangıcı, geçen yüzyılın 70'lerinde patlak veren küresel petrol kriziyle kolaylaştırıldı.

OPEC ülkeleri tarafından ambargonun açıklanmasından sonra, alternatif petrol tedarik kaynaklarına acil bir ihtiyaç vardı. Ayrıca, o zamana kadar önemli deniz derinliklerinde sondaj yapılmasına izin verecek bir seviyeye ulaşan teknolojilerin geliştirilmesiyle rafın gelişimi kolaylaştırıldı.

1959'da Hollanda kıyılarında keşfedilen Groningen gaz sahası, yalnızca Kuzey Denizi sahanlığının gelişimi için başlangıç ​​noktası olmakla kalmadı, aynı zamanda yeni bir ekonomik terime de adını verdi. Ekonomistler, gaz ihracatındaki büyümenin bir sonucu olarak ortaya çıkan ve diğer ihracat-ithalat endüstrileri üzerinde olumsuz bir etkisi olan ulusal para biriminin önemli ölçüde değer kazanmasına Groningen etkisi (veya Hollanda hastalığı) adını verdiler.

Su alanlarında kuyu açma teknolojilerini ve sondaj kulesi türlerini daha ayrıntılı olarak ele alalım.

Su alanlarında kuyu açmanın aşağıdaki yöntemleri vardır (Şekil 8):

1. sabit açık deniz platformlarından;

2. yerçekimi açık deniz sabit platformları;

3. jack-up sondaj kuleleri;

4. yarı dalgıç sondaj kuleleri;

5. sondaj gemileri.

Açık deniz sabit bir platform, su alanının dibinde duran ve deniz seviyesinden yükselen bir sondaj üssüdür. Kuyu işletmesinin sonunda, MSP şantiyede kaldığından, karadaki kuyu inşaat şemasının aksine, açık deniz kuyusu sondaj şeması, kuyuyu su sütunundan izole eden ve birbirine bağlayan bir yükselticinin varlığını sağlar. açık deniz sabit platform sondaj sahasına sualtı kuyusu. Kuyu başı ekipmanı (patlama önleyiciler, muhafaza kafaları, sondaj sıvısını kuyudan arıtma sistemine yönlendirmek için bir cihaz) de ROP'ye monte edilmiştir.

Platformu kuyu şantiyesine çekmek için dört veya beş römorkör gerekiyor. Genellikle diğer yardımcı gemiler (liman traktörleri, eskort gemileri vb.) de KOBİ'lerin çekilmesinde yer almaktadır. İyi havalarda ortalama çekme hızı 1.5 - 2.0 knot / s'dir.

Yerçekimi açık deniz sabit platformu - betonarme ve çelikten yapılmış bir sondaj tabanı. Derin su koylarında inşa edilmekte ve daha sonra üretim ve arama kuyuları için römorkörlerle sondaj sahasına taşınmaktadır. HMSP, yalnızca kuyuların açılması için değil, aynı zamanda siyah altının tankerler tarafından işlendiği yere nakledilene kadar çıkarılması ve depolanması için de tasarlanmıştır. Platform ağırdır, bu nedenle onu delme noktasında tutmak için ek bir cihaza gerek yoktur.

Sahanın geliştirilmesinden sonra tüm kuyular askıya alınır, ünite kuyu başlarından ayrılır, deniz tabanından ayrılır ve verilen alan içinde yeni bir noktaya veya başka bir sondaj ve petrol üretim ve gaz bölgesine taşınır. Bu, HMSP'nin, alanın geliştirilmesinden sonra sonsuza kadar denizde kalan KOBİ'lere göre avantajıdır.

Jack-up yüzer sondaj kulesi yeterli bir kaldırma kuvvetine sahip olup, sondaj ekipmanı, aletler ve gerekli sarf malzemelerinin temini ile birlikte sondaj noktasına taşınması için büyük önem taşımaktadır. Sondaj sahasında, özel kaldırma mekanizmaları ve destekler kullanılarak, jack-up sondaj kulesi deniz tabanına kurulur. Tesisatın gövdesi deniz seviyesinden deniz dalgalarının ulaşamayacağı bir yüksekliğe yükseltilir. Önleyici cihazların montaj yöntemi ve sondaj alanını deniz altı kuyusu ile bağlama yöntemi açısından, jack-up sondaj kulesi ROP'a benzer. Kuyu çalışmasının güvenilirliğini sağlamak için, gövde dizileri rotor tablasının altına asılmıştır. Sondajın tamamlanması ve arama kuyusunun geliştirilmesinden sonra, terk köprüleri kurulur ve tüm kaplama dizileri deniz tabanı seviyesinin altında kesilir.

Yarı-dalgıç yüzer sondaj kulesi, kolonları stabilize ederek platforma bağlanan ekipman ve dubalarla gerçek sondaj platformunu içeren bir gövdeden oluşur. Delme noktasındaki çalışma konumunda dubalar hesaplanan deniz suyu ile doldurulur ve hesaplanan derinliğe kadar su altına daldırılır; bu durumda dalgaların platform üzerindeki etkisi azalır. SSDR yunuslamaya maruz kaldığından, bir yükseltici (yükseltici) kullanılarak denizaltı kuyusuna sabit bir şekilde bağlanamaz. Bu nedenle, kuyu başı - PPBU bağının tahribatını önlemek için yükseltici, bir sızdırmazlık ünitesi ile teleskopik bir bağlantı ve FOC'nin hava geçirmez şekilde kapatılmış mafsallı bağlantılarını içerir. yüzen bir tekne ve deniz altı kuyu başı üfleme ekipmanı ile Yükselticinin hareketli elemanlarının sızdırmazlığı, kuyunun deniz suyundan yalıtılmasını ve izin verilen çalışma koşulları altında işin güvenliğini sağlamalıdır.

PPDR, sondaj noktasına römorkörler tarafından teslim edilir ve sondaj ve kuyu testinin tüm süresi boyunca bir ankraj sistemi tarafından orada tutulur. Yapımının tamamlanmasının ardından SSDR, sondaj noktasından çıkarılır ve yeni bir yere taşınır.

Derin açık deniz petrol ve gaz kuyularının inşası sırasında, tüm sondaj ve yardımcı ekipmanların monte edildiği ve gerekli sarf malzemelerinin bulunduğu bir sondaj gemisi kullanılır Pa BS'nin sondaj noktası kendi yoluna gider; hızı 13 knot / s'ye (24 km / s) ulaşır. Sondaj noktasının üzerinde, gemi, sürekli çalışan beş itici ve iki kılavuz vida içeren dinamik bir konumlandırma sistemi tarafından tutulur.

BS sondaj noktasına ayarlandıktan sonra deniz tabanına patlama önleyici denizaltı ekipmanı monte edilir, sondajın dikey ve yatay hareketlerini telafi etmek için saptırıcılı bir yükseltici, iki mafsallı mafsal ve teleskopik mafsal kullanılarak kuyu başına bağlanır. kuyu inşaat sürecinde gemi.

Yüzer sondaj ekipmanı tipinin seçimini etkileyen ana faktör, sondaj sahasındaki denizin derinliğidir. 1970 yılına kadar, 15-75 m derinliklerde, şu anda 120 m ve daha fazla derinlikte kuyuları delmek için jack-up sondaj kuleleri kullanıldı.Delinen bir kuyunun kuyu başının üzerinde bir çapa tutma sistemine sahip yarı-dalgıç yüzer kuleler, 200 -300 m ve daha fazla su derinliklerinde jeolojik keşifler için kullanılır.

Sondaj gemileri, daha yüksek manevra kabiliyetleri ve hareket hızları nedeniyle, PPDR'ye kıyasla daha fazla özerklik, 1500 m ve daha fazla su derinliklerinde uzak alanlarda arama ve keşif kuyuları açarken kullanılır. Ünitenin 100 günlük çalışması için tasarlanan gemilerde bulunan büyük sarf malzeme stokları, kuyuların başarılı bir şekilde açılmasını sağlar ve geminin hareket hızının yüksek olması, sondaj kuyusundan yeni bir noktaya hızlı bir şekilde taşınmasını sağlar. SSDR'nin aksine, BS için deniz durumuna bağlı olarak operasyonda büyük sınırlamalar vardır. Bu nedenle, delme sırasında, sondaj gemilerinin dikey rulosuna 3,6 m'ye kadar ve SSDR için - 5 m'ye kadar izin verilir. sondaj gemileri için SSDR'nin dikey rulosu dalga yüksekliğinin %20-30'u kadardır. Böylece, bir dalgıç sondaj kulesi ile kuyuların sondajı, bir sondaj kulesi ile sondaj yapmaktan çok daha büyük bir deniz durumu ile gerçekleştirilir. Yarı dalgıç yüzer sondaj kulesinin dezavantajları, delinmiş bir kuyudan yeni bir noktaya düşük hareket hızına bağlanabilir.Denizaltı petrol üretiminin yeni bir yönü, üzerinde denizaltı üretim komplekslerinin oluşturulmasıdır (Şekil 9). operatörlerin çalışması için normal atmosferik koşullar yaratılır. Ekipman ve malzemeler (çimento, kil, boru, agrega vb.) tedarik gemileri ile sondaj platformlarına teslim edilir. Ayrıca dekompresyon odaları ile donatılmıştır ve gerekli ekipman dalış ve bir dizi yardımcı çalışma için. Üretilen petrol, özel boru döşeme gemileri tarafından açıkta döşenen açık deniz boru hatları aracılığıyla karaya taşınır. Boru hatları ile birlikte, yol rıhtımlı sistemler kullanılmaktadır. Petrol, bir su altı boru hattı aracılığıyla rıhtıma ve ardından esnek hortumlar veya yükselticiler aracılığıyla tankerlere verilir.

Şekil 9 için açıklamalar:

1 - sondaj kulesinin gemiden kontrolü için kablo; 2 - Çekirdek alan borular için kılavuz huni; 3 - ışıldak; 4 - hareketli su altı televizyonu; 5 - sondaj tabanını tesviye etmek için hidrolik krikolar; 6 - sondaj tabanının kurulumunu yatay olarak izlemek için cihaz; 7 - güç sürücüsü; 8 - çamur pompası; 9 - sondaj boruları ile saklayın; 10 - Tedarik için Hortum

Denizaltı teknolojilerinin dünyadaki ve Rus rafındaki gelişiminin tarihi kısaca gözden geçirilir. Rusya denizleri, uzun süreli mevsimsel buz örtüsü ile karakterize edilir ve bu da Sürekli gelişim veya bu teknolojilerin kullanılmamasına neden olur. Ana sorun, denizaltı teknolojilerinin uygulanmasının güvenilirliğini sağlamakla ilgilidir, çünkü buz koşullarında denizaltı ekipmanlarının bakımı ve onarımı zor ve pahalıdır. Makale, denizaltı teknolojilerinin güvenilirliğini değerlendirmek için bir algoritma önermekte ve Rusya'da kullanım için denizaltı ekipmanı gereksinimlerini tanımlamaktadır: standart bileşenlerin çoğaltılması, uygun testler ve üretim sırasında sıkı kalite kontrol ile tasarım. Rusya için yeni nesil denizaltı ekipmanının geliştirilmesi, gaz sıkıştırma, formasyon suyunun arıtılması ve kullanımı için teknolojilerin geliştirilmesini, kuyu ürünlerinin üretim ve nakliye parametrelerinin durumunu ve kontrolünü izlemeyi, teknolojik operasyonları özerk araçlarla yürütmeyi amaçlamalıdır; güç kaynağı, iletişim ve kontrol. Sualtı kuyu başlıklarına sahip açık deniz alanlarının geliştirilmesinin avantajları, ana sıralı devreye alma olan ve hızlandırılmış üretim sağlayan gösterilmiştir. Denizaltı alanlarının geliştirilmesi ve inşası için üç aşamalı bir metodoloji sunulur ve ana faktörler vurgulanır: sondaj operasyonlarının ve finansal maliyetlerin en aza indirilmesi, ekipmanın rasyonel yerleştirilmesi.

Anahtar Kelimeler: DENİZDE PETROL VE GAZ ÜRETİMİ, SU ALTI ÜRETİM KOMPLEKSİ, TEKNOLOJİLER MEVCUT, GÜVENİLİRLİK, PETROL VE GAZ SU ALTINDA AYIRMA, KOMPRESÖR, DURUM KONTROLÜ.

UDC 622.323 + 324
D.V. Lyugai, Teknik Bilimler Doktoru, Gazprom VNIIGAZ LLC (Moskova, RF)
M.N. Mansurov, Teknik Bilimler Doktoru, Prof., Gazprom VNIIGAZ LLC, M_Mansurov@vniigaz.gazprom.ru

Edebiyat:

API RP 17N Denizaltı Üretim Sistemi Güvenilirliği ve Teknik Risk Yönetimi için Önerilen Uygulama [ elektronik kaynak]. Erişim modu: http://nd.gostinfo.ru/document/4523527.aspx

DNV-RP-A203 Önerilen Uygulama. Teknoloji Kalifikasyonu [Elektronik kaynak]. Erişim modu: http://rules.dnvgl.com/docs/pdf/DNV/codes/docs/2013-07/RP-A203.pdf (erişim tarihi: 01.06.2018).

Mokshaev T.A., Grekov S.V. Sualtı petrol ve gaz ayırma sistemlerinin uygulama deneyimi ve geliştirme beklentileri // Vesti gazovoy nauki: Nauchn.-tekhn. Oturdu. 2015. Sayı 2 (22). S. 69-73.

PDF'yi aç

Rus Arktik rafında ve su derinlikleri ve buz koşullarının kombinasyonunun sabit veya yüzer platformlar kullanarak hidrokarbon üretimi için geleneksel teknolojilerin kullanılmasına izin vermediği Uzak Doğu denizlerinin rafında petrol ve gaz sahaları keşfedildi. Gelişimleri, özel sualtı komplekslerinin oluşturulmasını gerektirir. Dünyada üretilen ve petrol ve gaz üretimini sağlayan denizaltı teknik ekipman yelpazesi çok geniştir. Makale, Rus rafının belirli koşullarında uygulamak için bu tür teknolojilerin geliştirilmesindeki boşlukları ve eksiklikleri incelemektedir. Bunlar esas olarak güvenilirlik ve bunu sağlamak için yapılan işlemlerden kaynaklanmaktadır: buz koşullarında bu işlemler zor ve maliyetli olduğundan su altı ekipmanının bakım ve onarımı.

Denizaltı kuyusu olan ilk kuyu 1943'te gölde açıldı. Erie (ABD) 11,5 m deniz derinliğinde 1961'de Cameron, Meksika Körfezi'ndeki bir kuyu için ilk ticari denizaltı ağacını tasarladı ve üretti. Dünyada açık deniz petrol üretiminin gelişmesi için ana teşvik, 1970'lerin petrol kriziydi. OPEC ülkelerinin Batılı ülkelere "kara altın" arzına uyguladığı ambargo nedeniyle. Bu tür kısıtlamalar, Amerikalı ve Avrupalı petrol şirketleri büyük derinliklerde açık deniz kuyularını açmayı mümkün kılacak yeni teknolojiler yaratarak ve hidrokarbon üretimi için denizaltı teknolojileri geliştirerek alternatif petrol hammadde kaynakları aramak.

Bir denizaltı üretim kompleksi (MPC) için ilk kontrol sistemi 1963'te kuruldu ve 1979'da multipleks elektrohidrolik kontrollü bir denizaltı sistemi ortaya çıktı. 1980-2015 döneminde MPC'lerin geliştirilmesinde ilerleme. yatay denizaltı Noel ağacının görünümü ve tam elektrikli tahrikli olanlar da dahil olmak üzere yeni kontrol sistemleri ile işaretlendi.

Bugün, dünyadaki hidrokarbon üretimi için su altı ekipmanı, 10'dan fazla şirket tarafından üretilmemektedir, ancak deniz tabanında hidrokarbonların çıkarılması için teknolojik süreçlerin kullanıldığı 130'dan fazla açık deniz sahası bulunmaktadır. Denizaltı üretiminin dağıtım coğrafyası geniştir: Kuzey ve Akdeniz, Hindistan, Güneydoğu Asya, Avustralya, Batı Afrika, Kuzey ve Güney Amerika'nın rafları. Rusya'da, Kirinskoye saha geliştirmesinin bir parçası olarak 2013 yılında Sahalin rafına ilk üretim kompleksleri kuruldu.

SU ALTI GELİŞTİRME ÖZELLİKLERİ

Denizaltı kuyu başlıklarına sahip açık deniz sahalarının geliştirilmesi, oldukça zor olmasına rağmen, geleneksel yüzey kuyubaşı ekipmanı yöntemlerine göre bir takım avantajlara sahiptir. Ana avantaj, uygulamada ilk ürünün daha hızlı üretilmesine yol açan, açık deniz sahasının aşamalar halinde işletmeye alınması olasılığında yatmaktadır.

Bir sondaj gemisinden birkaç kuyu açmak, kuyu başlıklarını uygun denizaltı armatürleri ile donatmak ve ondan yönlü kuyuları delmek için pahalı bir sabit platform kurmaktan çok daha hızlı bir şekilde işletmeye almak mümkündür. Ek olarak, sualtı geliştirme yöntemi, sahaların bazı jeolojik, fiziksel ve operasyonel parametrelerinin daha erken bir geliştirme aşamasında tanımlanmasını mümkün kılar.

Denizaltı alanlarının geliştirilmesi ve geliştirilmesi için genel tasarım metodolojisi, özünde, platform yapımı ile kara ve deniz alanları için kullanılan geleneksel şemalara karşılık gelir. Üç aşamayı içerir: alanın özelliklerinin ve çalışma koşullarının analizi; bölgeye bağlı olarak değişen mevduatların geliştirilmesi ve alanın düzenlenmesi ile ilgili ilkelerin / kavramların, alanın tasarım, inşaat ve işletim organizasyonunun özelliklerinin, vb.; teknolojik süreçlerin analizi ve optimizasyonu, kuyuların konumu, saha tesisleri vb.

Aynı zamanda, denizaltı alanlarının tasarımının ayırt edici bir özelliği, tasarım çözümlerinin seçimini etkileyen belirleyici faktörlerin tanımlanması ve doğrulanmasıdır. Örneğin, düşük sıcaklıkların sualtı yapıları için maliyeti artıran özel malzemelerin kullanılmasını gerektirdiği, ancak 30-50 m'den daha derin deniz suyunun sıcaklıklarının tüm bölgelerde pratik olarak aynı olduğu bilinmektedir. Kuzey Kutbu'ndaki ekipmanın nakliyesi ve depolanması için sıcaklıklar kural olarak –40… –50 ° C'nin altındadır. Ancak, yapının maliyetini artırarak bu tür aşırı sıcaklıklarda denizaltı sistemlerini taşımak ve depolamak ve ayrıca test etmek gerekli midir?

Arktik Kalkınma Yol Haritası projesi çerçevesinde, projenin yazarlarına göre çözümü Arktik Okyanusu'ndaki petrol ve gaz kaynaklarının geliştirilmesi için gerekli olan kilit konular belirlendi ve sistemleştirildi. Bu belgeye göre, hidrokarbonların taşınması, dip tarama ve hendek kazma, modelleme ve eğitim teknolojileri, gelecekteki gelişimi ve korumayı etkileyen önemli faktörler olarak sınıflandırılmaktadır. Çevre... Bize göre, bu tür değerlendirmeler tamamen inandırıcı değildir.

Saha geliştirme için bir çözüm seçerken belirleyici faktör, kuyuların sayısını ve tasarımlarını optimize etmenin yanı sıra ekipmanların deniz tabanına rasyonel yerleşimini optimize ederek sondaj operasyonlarını ve finansal maliyetleri en aza indirmektir. Taşıma, depolama ve test koşullarının yanı sıra eşzamanlı operasyonlar (örneğin, sondaj ve kurulum, sondaj ve üretim) için gereklilikler de dahil olmak üzere kurulum ve çalıştırma için işlevsel gereklilikler doğrulanmalıdır.

Denizaltı kuyusu olan bir sistemin avantajı, dipte kurulan tüm ekipmanların dış hava koşullarından korunmasıdır. Sabit yüzey platformlarının önemli bir seyir tehlikesi oluşturduğu bilinirken, ekipman su altına kurulduğunda böyle bir tehlike pratikte yoktur; yangın tehlikesi de ortadan kalkar.

Aynı zamanda, su altı ağzı konumuna sahip sistemlerin önemli bir dezavantajı, erişim zorluğudur. kuyu ekipmanı, özellikle buz örtüsünün varlığında ve sık sık kuyu çalışmasına ihtiyaç duyulduğunda. Bu nedenle, denizaltı alanı geliştirme teknolojileri alanındaki liderlerden biri olan Statoil'e göre, 2010-2012 için üretim verimliliğinin istatistiksel göstergelerinin bir karşılaştırması. Kuzey Denizi sahalarının kuyudan platforma tüm zincir boyunca platform ve denizaltı altyapısının geliştirilmesi için, kuru kuyuların (platformlarda) üretim oranının %91,8 ve denizaltı kuyuları için - %86,5, yani verimliliğin %91,8 olduğunu gösterdi. sahalarda platform üretimi %5,3 daha fazladır.

MPC'li sahalarda artan üretim kayıpları, esas olarak yükselticiler ve saha boru hatları ile ilişkilidir ve onarım ve restorasyon hizmetleri ihtiyacı nedeniyle plansız üretim kayıplarına (%3,7) yol açmaktadır. MPC'deki planlanmamış üretim kayıplarının istatistikleri Şekil 2'de gösterilmektedir. bir.

Uzun bir buz rejimi ve bu dönemde kuyu başlıklarının göreceli olarak erişilemezliği ile karakterize edilen Rusya denizleri için, denizaltı kuyularının işletme faktörünün önemli ölçüde daha düşük olabileceği açıktır.

YENİ TEKNOLOJİLERİN UYGULANMASI

Açık deniz alanları geliştirirken ve denizaltı madencilik ekipmanlarının yerleştirilmesi için planlar düzenlerken, bölgenin özel koşullarını (örneğin Kuzey Kutbu) dikkate almak ve mevcut sistem çözümlerinin uygulanabilirliğini belirlemek veya geliştirmedeki boşlukları belirlemek çok önemlidir. / tasarım çözümleri sağlamak için teknolojilerin yokluğu.

Teknoloji geliştirme sürecindeki boşluklar iki türdür: yeni teknolojilerle geliştirilebilecek kavramlar, ancak kanıtlanmış teknolojiler var; tamamen yeni teknolojilere bağlı kavramlar, çünkü bu tür teknolojiler mevcut değil.

Teknoloji kullanılabilirlik düzeyi, API RP 17N tarafından belirlenir (tabloya bakın). Kural olarak, birçok petrol ve gaz operatörü hazır olduklarını beyan eder. yeni teknoloji TRL 4 ve TRL 5 geliştirme aşamaları tamamlandıktan sonra sahalarda uygulanmak üzere.

Denizaltı ekipmanının muayenesi zor olduğundan ve bakımı ve/veya değiştirilmesi pahalı olduğundan, güvenilirliği sağlama sorunu denizaltı teknolojisinin uygulanmasında en önemli sorunlardan biridir. Ayrıca, denizaltı ekipmanının arızalanmasının çevre üzerinde doğrudan bir etkisi vardır. Son olarak, denizaltı ekipmanı üretimin sürekliliğini ve yatırımın geri dönüşünü sağlamalıdır.

FMC Technologies'e göre, yeni teknolojilerin güvenilirliği Şekil 2'de gösterilen şemaya göre değerlendirilebilir. 2, Norveç Yeterlilikler Derneği (Det Norske Veritas) tarafından geliştirilen yönteme dayanmaktadır.

Buzlu denizlerde kullanılacak denizaltı teknolojisi için, denizaltı ekipman bileşenlerinin bakım yöntemlerinin muayene, onarım veya değiştirme için kabul edilebilir olmasını sağlamak önemlidir.

Bu bağlamda, denizaltı sistemlerinde güvenilirliği sağlayacak ve üretimin sürekliliğini garanti edecek kısmi çoğaltma ilkesinin yerleştirilmesi gerekmektedir. Bu nedenle modüler sistemler, çift standart bileşenlerle tasarlanmalı, uygun şekilde test edilmeli ve sıkı kalite kontrol altında üretilmelidir.

Herhangi bir sistem benzersiz, alana özgü bileşenlere sahip olabilir. Geri kazanılamazlar ve tüm alan geliştirme dönemi boyunca hizmet ederler. Böyle bir durumda, iki yaklaşım mümkündür: denizaltı sisteminin bu bileşenlerinin yüksek güvenilirliğini sağlamak; Sistemleri, bazı bileşenlerin arızalanması durumunda diğer bileşenlerin işlevlerini üstlenebileceği şekilde tasarlayın. Bu nedenle, sualtı sistemlerinin güvenilirliğini sağlama sorunlarını çözerken, yaratıcı yaratıcılığı, yeni fikirlerin dikkatli bir şekilde uygulanması ve su altı sistemlerinin bakımının doğası ile karlılıklarının bir analizinin sonuçlarıyla birleştirmek gerekir, sualtı teknolojisinin kullanımına karar verirken dikkate alınmalıdır.

Kuyu üretimi için deniz altı hazırlığı için teknolojilerin gelişimi göz önüne alındığında, başlangıçta denizaltı ekipmanının sadece petrol üretimi ile görevlendirildiğini belirtmek gerekir. İlk projelerde, sadece gazın sıvı hidrokarbonlardan ayrılması su altında gerçekleşti, ardından hidrokarbonlar bir pompa ile yüzeye pompalandı ve gaz kendi basıncı altında kaldırıldı. Aynı zamanda, etkin çalışma süresini uzatarak alanların kalan potansiyelini kullanma, maliyetleri düşürme görevleri yaşam döngüsü alanlar ve üretimdeki artış, kuyu ürünlerinin denizaltında hazırlanması için teknolojilerin aktif olarak geliştirilmesine yol açtı.

Çalışma, dünya uygulama deneyimini ve deniz altı petrol ve gaz ayırma sistemlerinin geliştirilmesine yönelik beklentileri ayrıntılı olarak ele almaktadır. Kuyu başlıklarının hemen yakınındaki deniz tabanına teknolojik ekipmanın yerleştirilmesine göre, alanı daha verimli bir şekilde geliştirmek, özellikle: ağır petrol üretimi için gerekli olan kuyu başındaki basıncı korumak; düşük rezervuar basıncına sahip alanlar için saha içi toplama sistemine girişteki basıncı artırmak; toplama sisteminde hidrat oluşumuyla ilişkili riskleri azaltmak; yağ-su ayırıcılar kullanılarak su kesintisi artırılarak verimli yağ üretimi sağlamak; teknolojik sürecin bir kısmını deniz tabanına yerleştirerek açık deniz platformlarının tasarımına daha esnek bir yaklaşım; optimal hidrofor ekipmanını seçerek (örneğin, çok fazlı pompalar yerine tek fazlı pompalar kullanarak) işletme maliyetlerini önemli ölçüde azaltın.

Denizaltı sıkıştırma teknolojileri, kıyıya uzak mesafelerdeki gaz sahalarında veya mevcut platformlarda kullanılır ve şunları sağlar: sermaye maliyetlerinde ve işletme maliyetlerinde azalma; oluşumun gaz geri kazanım faktöründe artış; kesintisiz akış ve denize emisyon ve deşarjların ortadan kaldırılması.

Ormen Lange sahasındaki gaz geri kazanım faktöründeki denizaltı sıkıştırması kullanımındaki artış, Şekil 2'de gösterilmektedir. 3.

İlk denizaltı pompa istasyonu 1989'da Kvaerner tarafından geliştirildi. 2001-2003 imalat çalışmalarına dayanarak. 2004–2012 yıllarında Aker Solutions tarafından kompresör Demo 2000. Bir pilot istasyon Ormen Lange tasarlanmış ve üretilmiştir, bu da teknoloji ve inşaat sertifikasının yanı sıra havuz testlerinden geçmiştir. Pilot testlerin sonuçlarına göre, 2016 yılına kadar, pilot modele benzer dört paralel sıkıştırma hattı dahil olmak üzere toplam 70 milyon m3 / gün kapasiteli 58 MW kapasiteli tam ölçekli bir kompresör istasyonu imal edilmiş ve tesise kurulmuştur. Ormen Lange sahası kıyıdan 120 km uzaklıkta ve deniz derinliği 900 m.

2015 yılında teknolojik platforma 40 km uzaklıkta ve ~ 300 m deniz derinliğinde bulunan Asgard sahasında 23 MW kapasiteli ve 21 milyon m3/gün kapasiteli sualtı kompresör istasyonu da yapılmıştır. Z kuyusunda beklenen ve erken su atılımına kıyasla büyük kayıplar basıncı nedeniyle üretimdeki düşüş ve boru hatlarındaki dinamik dengesizliği ortadan kaldırma ihtiyacı nedeniyle kurulan kurulum.

Statoil, bu iki projeye ek olarak, 1978 yılında keşfedilen ve 1986'dan beri üretimde olan aktif Gullfax sahasında deniz altı ıslak gaz kompresör istasyonunun kullanımını içeren üçüncü bir programı hayata geçirdi. Bu projede Asgard ve Ormen Lange sahalarına yönelik sistemlerden farklı bir prensip, yani yüksek performans gerektirmeyen çok fazlı kompresör teknolojisi kullanılmıştır: 5 MW kapasiteli, 12 milyon m3 kapasiteli iki yaş gaz kompresörü. günlük gaz. Projenin amacı, petrol taşıyan ufuklardaki basıncı artırmak için kuyuya gaz enjekte ederek Gullfax sahasından üretimi artırmak ve ayrıca 22 milyon varil petrolü geri kazanmaktı. Ancak 2015 yılında kurulumdan sadece bir ay sonra, dünyanın ilk deniz altı ıslak gaz kompresörü HOFIM, bir sızıntı nedeniyle sahadan kaldırıldı.

Bununla birlikte, Ormen Lange, Asgard ve Gullfax sahalarında denizaltı sıkıştırma teknolojilerini kullanma deneyimi, denizaltı sıkıştırmanın avantajlarını ortaya çıkarmıştır ve bunlar aşağıdaki gibidir: güvenli çevre saha tesislerinin işletilmesi (insanların varlığı olmadan); pompalama hızını artırarak boru hattında sıvı birikmesini önlemek; platformda gaz sıkıştırma seçeneğine kıyasla yatırım ve işletme maliyetlerinde önemli azalma; kompresörün kuyulara daha yakın konumu nedeniyle sıkıştırma verimliliğinin arttırılması; düşük rezervuar basıncı, düşük rezervuar geçirgenliği ve karmaşık akışkan özelliklerine sahip alanların geliştirme olasılığı.

Gelecekte denizaltı gaz sıkıştırma kompleksleri, yüzey altyapı tesislerini terk etmeyi mümkün kılacak olsa da, modern teknolojiler güç kaynağında kısıtlamalar var. 20-30 MW'lık güç tüketimini 50 km'ye kadar ve 10-20 MW'lık gücü 250 km'ye kadar iletmeyi mümkün kılarlar.

Denizaltı sıkıştırmada dünya lideri olan Aker Solutions, küçük boyutları (5,5 x 5,0 x 8,0 m), yüksek verimli bileşenleri, düşük ağırlığı, basitleştirilmiş tasarımı ile yeni bir kompakt denizaltı kompresörü Compact GasBooster ™ yarattı ve şunları geliştirdi: kompresörün iyileştirilmesi istasyonlar: sıkıştırılmış gazda bir sıvı fazın bulunmasına izin veren yüksek verimli santrifüj kompresörlerin kullanımı; deniz altı kompresör istasyonunun (PSC) ağırlığını ve maliyetini azaltan en kompakt çözümler; sualtı sıkıştırma teknolojilerinin uygulama sınırlarını genişletme olasılığı - denizin herhangi bir derinliğinde ve çok çeşitli gaz basınçlarında; PKS'nin durumunu ve operasyonel parametrelerini gerçek zamanlı olarak izlemek için sistemlerin iyileştirilmesi, su altı sıkıştırma sistemlerinin güvenilir ve güvenli çalışmasını sağlamak.

ÇÖZÜM

Perspektifler Daha fazla gelişme sualtı teknolojileri, Arktik denizlerinde alan geliştirme, eksiksiz bir sualtı sahası altyapısı oluşturarak petrol ve gaz çıkarımını en üst düzeye çıkarma sorunlarıyla ilişkilidir.

Yeni nesil bir ekipmanın geliştirilmesi, aşağıdaki alanlarda deniz altı teknolojilerini iyileştirmeyi amaçlamalıdır: gaz sıkıştırma; ilişkili gazın yeniden enjeksiyonu; formasyon suyunun arıtılması ve bertarafı; kuyu ürünlerinin üretim ve nakliye parametrelerinin izlenmesi; sualtı ekipmanının operasyonel özelliklerinin durumunun izlenmesi; teknolojik operasyonları özerk yollarla yürütmek; güç kaynağı, iletişim ve yönetim.

Teknolojinin seviyesi hazır

	Geliştirme aşaması Geliştirme aşaması	Teknolojinin tanımı Teknolojinin tanımı
	kanıtlanmamış fikir	Ön plan. Analiz veya testler yapılmadı Ön plan. Analiz veya testler yapılmaz
	Analitik olarak kanıtlanmış bir fikir Analitik olarak kanıtlanmış fikir	Hesaplama ile kanıtlanmış işlevsellik, referansla Genel özellikleri mevcut teknolojiler veya bireysel bileşenler ve / veya alt sistemler üzerinde test edilmiştir. Bu konsept, bu düzeydeki tüm gereksinimleri karşılamayabilir, ancak ek testlerle temel işlevsellik ve uyumluluk potansiyelini gösterir. İşlevsellik, mevcut teknolojilerin genel özelliklerine atıfta bulunularak hesaplama yoluyla kanıtlanır veya ayrı bileşenler ve (veya) alt sistemler üzerinde test edilir. Bu konsept, bu seviyedeki tüm gereksinimleri karşılamayabilir, ancak temel işlevselliği ve ek testler için gereksinimlerle uyumluluk potansiyelini gösterir.
	Fiziksel olarak kanıtlanmış konsept Fiziksel olarak kanıtlanmış konsept	Bir model veya laboratuvar testleri ile teyit edilen bir çözümün kavramsal bir çözümü veya yeni özellikleri. Sistem, taklit ile "gerçek" bir ortamda çalışma yeteneğini algılar anahtar parametrelerÇevre Laboratuvarda bir model veya testlerle teyit edilen kavramsal çözüm veya bir çözümün yeni özellikleri. Sistem, temel çevresel parametrelerin taklidi ile “gerçek” bir ortamda çalışma yeteneğini ortaya çıkarır.
	Prototip testi Prototip testi	Gerçek ölçekli prototip oluşturulur ve uyumluluk için test edilir teknik özellikler işlevselliğini göstermek için sınırlı çalışma koşullarında Prototip, gerçek bir ölçekte oluşturulmakta ve işlevselliğini göstermek için sınırlı bir çalışma koşullarında spesifikasyonlara uygunluk için testlere tabi tutulmaktadır.
	Alan denemeleri	Uyumluluk için programa göre tam ölçekli bir prototip oluşturulur ve test edilir teknik gereksinimler simüle edilmiş veya gerçek çevre koşulları altında Test tam ölçekli numune, taklit veya gerçek çevre koşulları altında teknik gerekliliklere uygunluk açısından programa göre oluşturulur ve test edilir.
	Sistem entegrasyon testleri Entegrasyon düzeyinde test	Tam ölçekli bir prototip oluşturulur ve tam arayüz ve uyumluluk testi ile operasyonel bir sisteme entegre edilir Test tam ölçekli numune oluşturulur ve tam bir arayüz ile operasyonel sisteme entegre edilir ve teknik gerekliliklere uygunluk testleri
	Sistemi kurmak Sistemin kurulumu	Tam ölçekli bir prototip oluşturulur ve beklenen ömrün ≥%10'u için başarıyla çalıştığı amaçlanan ortamda tam arayüz ve uyumluluk testi ile özel bir operasyonel sisteme entegre edilir. Test tam ölçekli numune, tam bir arayüz ile amaçlanan işletim sistemine entegre edilir ve önerilen doğal ortamda teknik gerekliliklere uygunluk testleri yapılır ve beklenen hizmet ömrünün ≥%10'u için başarıyla çalışır
	Kanıtlanmış teknoloji Kanıtlanmış teknoloji	Üretim birimi, üretim sistemine entegre edilmiştir ve beklenen ömrün ≥%10'u boyunca başarıyla çalışır. Üretim birimi, üretim sistemine entegre edilmiştir ve beklenen hizmet ömrünün ≥%10'u boyunca başarıyla çalışır