Эффективность применения вентильных электроцентробежных насосов-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Эффективность применения вентильных электроцентробежных насосов-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад

Эксплуатация нефтяных скважин УЭЦН широко распространена на нефтяных промыслах Российской Федерации, и, особенно, в Западной Сибири. В этом регионе более 90 % всей добываемой нефти поднимается на поверхность земли с помощью УЭЦН. Особенно широко используются центробежные насосы при интенсификации добычи нефти.
Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. Работа установок ЭЦН достаточно легко поддается автоматизации и телеуправлению.
Показываю чертеж Схема УЭЦН

Вентильный двигатель компании «Борец» применяется в составе тех же установок, что и асинхронный двигатель. Но наиболее эффективно он работает в скважинах со сложными условиями эксплуатации, а именно: с вязкой нефтью, повышенным содержанием механических примесей, нестабильной подачей, в малодебитных скважинах, после гидроразрыва и других способов увеличения добычи нефти.
При использовании вентильного двигателя компании «Борец» упрощается технологический регламент вывода скважины на режим. При определенных условиях эксплуатации появляется возможность замены ШГН установкой с вентильным двигателем.
Вентильный двигатель имеет существенно меньший потребляемый ток и ток холостого хода, более высокий КПД и коэффициент мощности. Существенно меньшее энергопотребление при одной и той же развиваемой мощности и отсутствие потерь в роторе обеспечивают более благоприятный тепловой режим работы вентильного электродвигателя по сравнению с асинхронным.
В нескольких нефтяных компаниях были сделаны замеры энергопотребления УЭЦН, установленных в скважинах с равноценными режимами работы, оснащенных асинхронными и вентильными двигателями одинаковой мощности и станциями управления с частотным регулированием.
По оценкам и расчетам снижение энергопотребления УЭЦН с вентильным двигателем по сравнению с УЭЦН с асинхронным двигателем составляет до 20%.
Показываю чертеж Эффективность применения ВЭД

Двигатели вентильные имеют постоянные магниты на роторе и специальную схему подачи питающего напряжения на обмотку статора.
Вентильный двигатель выполнен на основе пакетов ротора с постоянными магнитами из магнитотвердых спеченных материалов. Магниты создают магнитное поле на роторе вентильного двигателя, поэтому потребление электроэнергии ниже.
Для работы с электроцентробежным насосом вентильный двигатель комплектуется высокоскоростными пакетами ротора. Диапазон регулирования частоты вращения составляет 500 - 3900 об/мин.
Вентильные электродвигатели имеют возможность регулирования частоты вращения в широком диапазоне.
Показываю чертеж Вентильный электродвигатель

В результате применения вентильных ЭЦН произошло увеличение дебита скважины на 14,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 4781 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1682,42 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от применения вентильных ЭЦН в сумме 14,52 млн. руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности применения вентильных электроцентробежных насосов.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели
Вопрос1. В чем преимущества вентильных двигателей?
Преимущества вентильных электродвигателей по сравнению с асинхронными:
1. Более высокий КПД.
2. Меньшие габариты при одинаковой мощности на валу.
3. Снижено потребление электроэнергии.
4. Регулируемый диапазон частоты вращения при постоянном моменте на валу.
5. Пониженное тепловыделение.
6. Высокая надежность.

Вопрос 2. Свойства расклинивающих агентов
Почти 40% случаев преждевременного выхода насосов из строя связаны с отложением солей на их рабочих поверхностях. Для борьбы с этим явлением используется скважинный контейнер с твердым химреагентом — ингибитором солеотложения, который размещается под ЭЦН. Этот реагент дозированно поступает из контейнера в пластовую жидкость и, постепенно растворяясь, препятствует отложению солей на рабочих поверхностях погружного оборудования.

Вопрос 3. Из каких частей состоит модульный ЭЦН?
Насос состоит из входного модуля, модуля секции (модулей-секций), модуля головки, обратного и спускного клапанов.
Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов 3, 4 и 5 м, унифицированы. Соединения модулей между собой и входного модуля с двигателем фланцевое.

Вопрос 4. Мероприятия по предотвращению осложнений.
Предотвращение вредного влияния осложняющих факторов возможно за счет следующих мероприятий:
- спуск и установка погружного агрегата только в зонах допустимой кривизны скважины;
- выбор типоразмера и глубины спуска ЭЦН, обеспечивающих: а) допустимое погружение под динамический уровень как при запуске скважины, так и после ее вывода на режим; б) допустимое газосодержание на приеме насоса;
- оснащение насоса газосепаратором;
- соблюдение качества подготовки задавочной жидкости.
Россия, одна из тех стран, которые владеют огромными запасами угле-водородного сырья. Предприятия нефтяного комплекса совместно с другими отраслями топливо-энергетического комплекса составляют основу жизне-обеспечения всех отраслей экономики России и располагают всеми возмож-ностями для устойчивой и высокоэффективной деятельности на принципах самофинансирования.
В настоящее время в России открыто около 1900 нефтяных месторож-дений, более половины из которых введены в разработку. Обеспеченность добычи нефти в основных регионах находится в интервалах 20-70 лет. Про-шедший период характеризуется качественным изменением состояния сырье-вой базы, увеличением степени выработки крупных высокопродуктивных месторождений, ростом до 50% трудноизвлекаемых запасов нефти. Разра-ботка нефтегазовых месторождений это прежде всего очередность выработки запасов нефти и газа, постоянной контроль за выроботкой запасов, динами-кой пластового давления, контроль за движением ВНК, ГНК, контроль за технологическим процессом и многое другое.
Месторождения имеют тенденцию роста механического способа добы-чи нефти. Эксплуатация скважин ЭЦНами относится к такому способу и тре-бует грамотного подхода. Существует множество методик подбора оборудо-вания для УЭЦН и в данном проекте выбрана методика созданая специально для условий Лянторского месторождения.
Вопрос об оптимизации режима скважин и работы скважинного обо-рудования всегда привлекал к себе внимание. Установление оптимального режима работы скважины, правильность выполнения технологического про-цесса СПО и сборки погружного агрегата – это увеличение наработок на от-каз, а следовательно экономия затрат на дополнительную добычу и сокра-щение себестоимости нефти.
В настоящем проекте изложены методические рекомендации по опера-тивному выбору оптимальных параметров установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) к условиям конкретной скважины Лянторского месторожде-ния без применения ЭВМ.
Выбор производится путем предварительного расчета гидродинамиче-ски согласованных режимов работы для имеющихся в наличии установок и последующего многовариантного оптимального выбора одной из установок. Критерием оптимальности является достижение проектного дебита. Тех-ническими ограничениями выбора УЭЦН служат предельно допустимые значения: а) газосодержания на приеме насоса, б) погружения под динамиче-ский уровень, в) кривизны ствола скважины.
Предельно допустимые значения указанных факторов определены нормативными технологическими документами по эксплуатации УЭЦН.
Все зависимости, необходимые для расчета, представлены в виде гра-фиков. Графики построены для каждого пласта Лянторского месторождения в отдельности.
Режимы работы скважины при запуске (после остановки, ремонта и т.д.) и после вывода на установившийся режим различны между собой. Не-смотря на относительную кратковременность периода неустановившегося режима его влияние на работоспособность и надежность электропогружной установки весьма значительно. Это вызвано более тяжелыми условиями экс-плуатации установки при освоении скважины по сравнению с периодом уста-новившейся работы. Делается акцент на учете гидродинамических характе-ристик скважины на обоих режимах.
Особое внимание уделено влиянию газа на выбор технологических па-раметров УЭЦН, т.к. повышенное газосодержание является основным осложняющим фактором на Лянторском месторождении.
Для определения гидродинамического режима скважины
построены кривые распределения давления вдоль ствола
скважины и кривые разгазирования нефтей. Кривые рассчитаны для усло-вий пластов АС9, АС10, АС11 (в дипломе взят пласт АС9) Лянторского место-рождения по методикам, апробированным на обширном промысловом мате-риале.
Напорные характеристики ЭЦН построены по паспортным данным для типоразмеров, применяемых в НГДУ "Лянторнефть".
В расчетной методике предусмотрена возможность расчета
установки с газозащитными устройствами на приеме насоса: газодисперга-тором и газосепаратором.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Основные принципы разработаны СибНИИНП и изложены в из-вестных проектных решениях и руководящих документах. В конечном счете они сводятся к следующим положениям:
- разработка проводится методом площадного заводнения по обра-щенной девятиточечной системе размещения скважин;
- на первом этапе вскрываются продуктивные пласты, имеющие нефте-насыщенную эффективную толщину не менее 4 м независимо от размера «экрана» на границах ГНК и ВНК; дострел подгазовой зоны с подошвенной водой (ВНГЗ) осуществляется при контактной нефтенасыщенной толщине не менее 2 м и при наличии контактной газонасыщенной толщины не более 4 м (дострел осуществляется также и в соседних нагнетательных скважинах);
- на части участков расчлененной зоны ВНЗ предусматривается двух-этажное вскрытие нефтенасыщенных толщин пласта; на первом этапе вскры-ваются неконтактные, затем на втором этапе производится дострел нефтена-сыщенной контактирующей с подошвенной водой части пласта;
- принцип выделения неконтактных запасов при реализации площад-ной системы заводнения НГЗ аналогичен ВНЗ, границы участков устанавли-ваются по результатам эксплуатационного разбуривания; для предотвраще-ния прорыва верхнего газа в нефтяную оторочку на границах участков с контактными запасами осуществляется барьерное заводнение, создающее экранируэщие области повышенного давления и водяные оторочки . Во всех экранирующих нагнетательных скважинах полностью вскрывается газона-сыщенная толщина пласта;
- в целях предупреждения прорыва верхнего газа по цементному кам-ню и заколонному пространству должны предъявляться повышенные требо-вания к строительству скважин и разобщению пластов; система утилизации газа должна быть предусмотрена с начала разработки;
- основным мероприятием по регулируемому извлечению нефти явля-ется строго нормированная закачка воды в нагнетательные скважин ы.
Первая технологическая схема разработки Лянторского месторожде-ния составлена ВНИИ и утверждена в 1976г 2. Технологической схемой предусматривалось бурение 5145 скважин по равномерной треугольной сет-ке с расстоянием между скважинами 400 м. При этом предполагалось 90% фонда скважин разместить в подгазовой зоне и эксплуатировать скважины со средним дебитом 5 т/су т при условии безводной и безгазовой добычи. Остальные скважины (10% фонда) были размещены за пределами подгазо-вой зоны и должны были эксплуатироваться на упруговодонапорном режи-ме с безводным дебитом 50 т/сут. Средний расчетный дебит составил 10-10,9 т/сут. Максимальный уровень добычи нефти 7 млн т/год. Добыча нефти за весь срок разработки была определена в объеме 166 млн.т, то есть прогноз-ный коэффициент нефтеотдачи составлял 25,8%.
В целях рассмотрения возможности применения заводнения на Лян-торском месторождении в 1976 г. СибНИИНП была составлена технологиче-ская схема разработки первоочередного участка пластов АС10 и АС11 на Лянторской площади. Пласт АС9 в пределах участка газонасыщен.
Было рассчитано три варианта сетки скважин: 400x400, 500x500 и 600x600 м.
По пласту АС10 предусматривалось площадное расположение по 9-точечной системе, трехрядное линейное размещение скважин, барьерное за-воднение. По пласту АС11 рассмотрено линейное размещение скважин с при-контурным заводнением через нагнетательные скважины, расположенные на линии барьерного заводнения пласта АС10.
В результате проведенных расчетов было установлено, что максималь-ная годовая добыча нефти по участку соответствует варианту с плотностью сетки 400x400 м и составляет 6,2 млн. т. Отмечено, что в этом варианте так-же максимальной будет и добыча газа в 3,5 млрд. м3, в том числе газа из га-зовой шапки 3,2 млрд. м3.
Центральная Комиссия постановила:
1.Принять "Технологическую схему разработки первоочередного
участка Лянторского месторождения со следующими положениями:
- размещение скважин по равномерной сетке 400х400 м на всей площа-ди первоочередного участка с заводнением пласта АС10 по площадной девятито-чечной системе;
- систему заводнения пласта АС11 уточнить по мере разбуривания.
2. Уточнить максимальный уровень добычи нефти и фон.а скважин.
3. Для установления допустимой величины газового фактора при экс-плуатации скважин провести технико-экомомические расчеты и промысло-вые исследования на начальном этапе разработки. До завершения этих ис-следований скважины эксплуатировать при максимальной величине газового фактора, не превышающей 2000м3/т.
В 1978 г. СибНИИНП была составлена технологическая схема разра-ботки для всего месторождения. К реализации авторами был рекомендован вариант, соответствующий ранее утвержденному варианту разработки пер-воочередного участка с учетом распространения системы разработки на всю залежь. В разработку вовлекались все продуктивные пласты — АС9, АС10, АС11, объединяемые в один эксплуатационный объект. Основные технико-экономические показатели рекомендуемого варианта следующие:
- сетка скважин 9-точечная, 400x400 м;
- проектный уровень добычи нефти 6 млн. т;
- количество скважин 3798 ед.;
- накопленная добыча нефти к концу разработки 158,8 млн. т;
- коэффициент нефтеотдачи 0,233;
- максимальный объем закачки воды 40,56 млн. м3/год;
- максимальная добыча свободного газа 2,3 млрд. м3/год.
Центральная комиссия постановила принять для реализации техноло-гическую схему разработки первоочередного участка Лянторского место-рождения, утвержденную ранее ЦКР, и технико-экономические показатели на период 1978-1985 гг. по технологической схеме 1978 г.
В 1978 г. СибНИИНП была составлена "Технологическая схема отбора газа из Лянторского газонефтяного месторождения", которая также была утверждена бюро ЦКР. Предполагалось бурение 64 газодобывающих сква-жин и использование отбираемого газа для газлифтной эксплуатации нефтя-ных скважин.
Месторождение введено в опытно-промышленную разработку
(согласно технологической схеме 1978 г.) пуском в работу трех разве-дочных скважин в июне 1978 г.
Врезультате разведочного и эксплуатационного бурения уточнено гео-логическое строение, положение контуров нефтеносности. В 1984 г. запасы нефти, газа и конденсата, пересчитанные ГлавТюменьгеологией, были утверждены в ГКЗ СССР.
На основании пересчета, запасов и накопленного опыта разработки Лянторского месторождения на режиме заводнения в 1985 г. СибНИ-ИНП была составлена новая технологическая схема разработки, в
которой было рассмотрено 4 варианта.
Центральная Комиссия постановила утвердить технологическую
схему разработки Лянторского месторождения со следующими принципиальными положениями и технико-экономическими показате-лями:
- проектный уровень добычи нефти 10 млн. т/год;
- проектный уровень добычи жидкости 71,1 млн. т/год;
- проектный уровень закачки воды 119,4 млн. м3/год;
- ресурсы нефтяного газа 646,3 млн. м3/год;
- выделение одного эксплуатационного объекта АС9-11 с раз-буриванием его по сетке 400x400 м (плотность сетки 16 га/скв.);
- применение площадной обращенной девятиточечной системы разработки;
- проектный фонд скважин 6640 ед.;
- осуществление пробной эксплуатации пластов БС18 и БС28 при совмещении их в один объект в добывающих скважинах и раздель-ной закачке воды, с размещением скважин по площадной девятито-чечной системе по сетке 500x500 м; фонд скважин 13, в том
числе добывающих — 5, нагнетательных — 8.
В 1986 г. СибНИИНП в дополнение к технологической
схеме разработки 1985 г. уточнил ресурсы природного газа в объеме 2400
млн. м3/год, а также определил местоположение опытной ячейки блоч-но-квадратной системы заводнения с раздельным отбором газа и нефти, принципы вскрытия и порядок отработки нефтяных, газовых и нагнетатель-ных скважин.
На основании инструментальных замеров, впервые проведенных в мае 1986 г., было установлено, что фактические уровни отборов газа значитель-но превышают проектные.
В 1986 г. СибНИИНП выполнена научно-исследовательская работа по расчету ресурсов газа на месторождениях Главтюменьнефтегаза, в которой обоснован уровень отбора газа по Лянторскому месторождению в объеме 10,7 млрд. нм3. Ресурсы газа утверждены коллегией Миннефтепрома СССР.
В 1988 г. СибНИИНП выполнил "Анализ разработки Лянторского ме-сторождения". Работа была вызвана необходимостью анализа состояния разработки в целях осуществления мероприятий по совершенствованию си-стемы разработки, уточнения ресурсов газа по месторождению, пересчета, в связи с этим, объемов закачки воды и расчета основных показателей разра-ботки. Работа утверждена со следующими технологическими показателями:
- проектный отбор свободного газа 10,7 млрд. нм3/год;
- проектный уровень закачки воды 148,0 млн. м3/год.


2.2 Конструкция типовой скважины

На Лянторском месторождении конструкцией скважины предусмотрен спуск направления диаметром 324 мм. На глубину 40 м. С цементированием до устья для перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Кондуктор диаметром 245 мм. спускается на глубину 700 метров обеспечивая пере-крытие слабосцементированного песчанника в верхней части разреза. Кон-дуктор изготавливается из обсадных труб с трапециевидной резьбой типа ОТТМ исполнением "Б". Цементируют до устья тампонажным раствором плотностью 1,83 г/см3.
Хвостовик диаметром 168 мм. опускается в интервале 390-1800 мет-ров. Хвостовик изготавливается из обсадных труб с треугольной резьбой. Цементируется на всю длину тем же тампонажным раствором, как и кондук-тор.
Эксплуатационная колонна изготавливается из обсадных труб диамет-ром 139,7; 146 или 168 мм. Спускается на глубину на 50 метров ниже про-ектного горизонта. Цементируется на 100 метров выше башмака кондукто-ра. Тампонажный раствор плотностью 1,8 г/см3 приготовлен из портландце-мента марки ПЦ-ДО-100 ГОСТ 1581-85.
Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины. Глубина цементного стакана, остающегося после цементирования эксплу-атационной колонны, является искусственным забоем. В процессе эксплу-атации скважины забой может быть засыпан осадком, засорен аварий-ным оборудованием, посторонними предметами. В этом случае глубина верха аварийного оборудования или осадка является текущим забоем сква-жины.
Верхняя часть обсадных труб заканчивается колонной головкой. Она предназначена для подвешивания и обвязки обсадных колонн с це-лью герметизации межтрубного пространства, контроля и управления межтрубными проявлениями и служит основанием для устьевого обору-дования - для различных способов эксплуатации скважин.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения вентильных ЭЦН произошло увеличение дебита скважины на 14,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повыше-нию объема добычи нефти на 4781 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1682,42 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от применения вентильных ЭЦН в сумме 14,52 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 32,65 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 24,56 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти, и в результате внедрения мероприятия она выросла на 1682,72 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности применения вентильных электроцентробежных насо-сов.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Более 20% скважин из всего фонда в России простаивают, так как стан-дартное оборудование неспособно их эффективно эксплуатировать. Многие скважины находятся в бездействии из-за невозможности их освоения серий-ными УЭЦН как отечественного, так и дорогостоящего зарубежного произ-водства, поэтому требуются разработки новых технологий и соответствую-щего оборудования.
Исходя из вышеизложенного, возникает необходимость создания и ис-следования установки ЭЦН, способной работать в осложненных условиях с широким диапазоном подач и возможностью регулирования напора; уста-новки, которая обеспечивает синхронизацию параметров системы "пласт-скважина-установка". Одним из способов адаптации установки к изменяю-щемуся притоку жидкости из пласта является применение частотного регу-лирования вращения вала насоса, позволяя регулировать и напор, и подачу. Это увеличивает границы применения (рабочую зону) установки, позволяет сократить номенклатуру установок в целом и снижает их массогабаритные характеристики. Снижение массогабаритных параметров подземной части установки увеличит возможность беспрепятственного прохождения криволи-нейных участков скважин со сложной геометрией и малыми габаритами об-садных колон.
В связи с географическим положением регионов добычи нефти в Рос-сии, большая доля добычи нефти приходится на удаленные районы с резко-континентальными климатическими условиями. Отдаленность нефтяных ме-сторождений от производителей нефтепромыслового оборудования влечет за собой повышенные затраты на доставку и хранение большой номенклатуры громоздких УЭЦН. Исходя из вышеизложенного, задача снижения массога-баритных характеристик УЭЦН является актуальной.
Решение обозначенных задач можно осуществить путем использования в качестве привода погружных установок регулируемого вентильного двига-теля.
Основные результаты и выводы:
1. Экспериментально получены характеристики ступени и насоса в це-лом ЭЦН АКМ-80 при работе на воде в широком диапазоне частот враще-ния вала насоса (от 3000 до 10000 об/мин), показавшие устойчивою работу насоса на всех частотах вращения вала и которые могут использоваться при подборе насоса к конкретным скважинным условиям.
2. Испытание установки ЭЦН АКМ-80 на надежность в условиях, при-ближенных к скважинным по давлению' и температуре (в термобарокамере), показали, что значительное количество пусков-остановок (более 100) в тече-нии 48 часов не повлияло на работоспособность установки даже при увели-чении числа оборотов вала насоса до 12000 об/мин. Экспериментально по-лучены напорно-расходные характеристики при п до 12000 об/мин.
3. На основе полученных автором напорно-расходных характеристик в ООО «НПК «Нефтемаш» разработаны алгоритмы управления установкой с возможностью подстраиваться под изменяющийся приток в скважине и мето-дика подбора режимов работы погружного насоса с частотным регулирова-нием к скважинам. Автором проведена апробация разработанной методики и подтверждена достаточная сходимость результатов подборов с промысло-выми данными, свидетельствующая о точности методики. По данным произ-веденных расчетов автором было спущено в скважины более 100 комплектов установок ЭЦН АКМ-80 и проведено исследование их работ.
4. Показано, что переход на высокие частоты вращения вала позволил создать насосы с большим диапазоном напорно-расходных характеристик и при наличии специализированных алгоритмов управления погружной ча-стью установки - с возможностью автоматического регулирования частоты вращения вала электродвигателя, что позволяет установке подстраиваться под изменяющийся приток в скважине. Это, в свою очередь, обеспечило ра-боту на потенциале скважин, за счет динамической оптимизации* параметров системы «пласт-скважина-УЭЦН». Также при помощи сохранения архивной информации в СУ и ее анализа можно интерпретировать процессы происхо-дящие в скважине во время эксплуатации.
5. Низкие массогабаритные характеристики высокооборотных устано-вок значительно упрощают монтаж на скважине, что сокращает время ввода скважины на режим эксплуатации, снижает затраты на монтаж и стоимость сервисного обслуживания.
6. По итогам проекта ЭЦН АКМ-80 за 2011-2013 год ООО «РН-Юганскнефтегаз» было добыто дополнительно 16,4 тыс. т. нефти. Это стало возможным за счет подстраивания установки под приток продукции из сква-жины. При этом наработки на отказ установок ЭЦН АКМ составили более 500 суток.
7. Впервые осуществлено дистанционное управление установкой, рабо-тающей в скважине с удаленного доступа (за несколько тысяч километров) в режиме реального времени, что доказало возможность своевременного управления погружным оборудованием с любого персонального компьюте-ра подключенного к сети Интернет.