NO862846L - Produksjonssystem for hydrokarboner. - Google Patents

Description

Under produksjon av hydrokarboner, slik som gass og råolje

fra undersjøiske brønner, og likeledes for landbaserte brønner, tvinges vanligvis fluidet til overflaten av gasstrykket i den underjordiske formasjon. Etter hvert som den flerfasede, våt-gasstrøm mottas ved vannoverflaten, separeres den til adskilte komponenter. Dersom primærstrømmen er i form av væske, brennes gassen ofte av eller avhendes på annen måte. Når det gassformige element utgjør en betraktelig andel av den totale strømning, kan den behandles og videre anvendes kommersielt.

I tilfelle av enkelte underjordiske formasjoner, kan den hydro-karbonholdige væske kun utvinnes eller produseres ved hjelp av en eller annen form for reservoarassistanse. På enkelte steder kan for eksempel produksjon fremmes ved trykkinnføring av vann i formasjonen. En slik injiserings- eller oversvøm-mingsprosess tvinger oljen gjennom reservoaret og mot én eller flere produksjonsbrønner hvor en sammensatt strøm av vann, olje og gass straks kan produseres.

En ytterligere mulighet for å heve råolje til overflaten under reduserte lavtrykksforhold skjer ved gassassistanse eller gassløftingsprosedyre. Ved denne metode blir gassen innblandet med råoljen ved en mengde og på en slik måte at viskositeten og den spesiefikke tyngde av væsken minsker. Væsken kan da enklere heves fra det underjordiske reservoar til vannets overflate.

I begge tilfeller vil sammensetningen av det produserte rå-oljeprodukt vanligvis inneha en blanding eller emulsjon av råolje, gass og vann. Etter hvert som denne emulsjon bringes til overflaten behandles den for å tillate individuelle strøm-mer av vann, olje og gass for enten å bli brukt videre, trans-portert eller på annen måte avgitt for kommersielle formål.

Hvor den sammensatte eller integrerte hydrokarbonstrøm over-føres fra en undervannsstrøm til et fjerntbeliggende anlegg, vil det være en tilbøyelighet for de ulike elementer å ut-separere. Nærmere bestemt etter hvert som den sammensatte strømning skyves eller tvinges over sjøbunnen, vil det være en betraktelig mengde av varmeoverføring mellom strømmen og det omgivende miljø. Hvor sjøen utgjør en forholdsvis kald omgivelse, vil en vesentlig varmemengde bli tapt gjennom lederørsveggene og derved forfremme oppbrytning eller separering av hydrokarbonstrømmen.

Når produktoverføringen finner sted over en forholdsvis lang avstand, og særlig langs sjøbunnen, vil separering av strømmen til diskrete komponenter danne diskrete væskeansamlinger og gassansamlinger som beveges mot prosessutstyret. Det kan forstås at til slutt vil råoljen og gassen ankomme ved prosess-anlegget i en tilstand hvor væsken må pumpes fra sjøbunnen til separerings- og behandlingsutstyret på en marin konstruksjon eller på land.

Det kan videre forstås at under disse omstendigheter hvor et pumpeanlegg anvendes til å løfte væskekomponenten, vil inn-føring av en vesentlig gassmengde inn i pumpeinnløpet resultere i uregelmessig drift av pumpen. Den vanlige konsekvens er en sporadisk strømning av hydrokarbon til det overflateplasserte prosessutstyr.

For å overvinne disse iboende problemer i produksjon av olje og gass fra et sted til havs, er det for tiden tilveiebragt innretninger for å produsere og overføre en sammensatt eller integrert strømning av gass, olje og vann over en forholdsvis lang avstand før strømmen løftes til et overflateplassert behandlings- og lagringsanlegg. Den sammensatte strøm blir først rettet gjennom en rørledning langs sjøbunnen. Ved slutt-punktet slik som en marin konstruksjon, plattform eller lignende, avgis den sammensatte strøm til en multifaseseparator.

I denne segregeres strømmen til diskrete væske- og gassformige andeler.

Den gassformige andel avleveres til plattformens dekk i avstand fra væskestrømmen. I tilfelle av den sistnevnte, akku-muleres først vann-olje-emulsjonen i en underjordisk sump eller et reservoar før den fjernes ved en styrt mengde.

Det er derfor et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe

et undersjøisk produksjons- og produktoverføringssystem som er istand til å lede en sammensatt, multifasestrøm av det produserte produkt til en fluidseparator og dermed til fluid-prosessutstyret.

Et ytterligere formål er å tilveiebringe et undersjøisk system som innbefatter et antall satelittbrønner som er i avstand fra og i kommunikasjon med prosessutstyret.

Et annet formål er å utvide bruken av en fast offshorekonstruk-sjon for å oppta et forøket volum hydrokarboner for prosessbehandling, uten å tilføre vesentlig vekt på konstruksjonen.

Nok et formål er å tilveiebringe et selvstøttende, fluidledende stigerør for bruk på en fluidbehandlende installasjon til havs.

Fig.l er et typisk miljø for en offshoreinstallasjon av den

type nettopp omtalt,

fig.2 er en delskisse av anordningen i fig.l,

fig.3 er en delskisse av anordningen i fig.

fig.4 er en alternativ utførelse av anordningen i fig.2.

Det vises til tegningene hvor et system av den omtalte

art er vist, innbefattende primært en marin konstruksjon eller plattform 10 som er bygd primært av sveisede stålkompo-nenter. Plattformen og særlig benene 11 og 12 danner et avlangt understell av tilstrekkelig dybde til å holde et arbeids-dekk 13 over vannflaten. Understellet er vanligvis nedpålet ved sin nedre ende til sjøbunnen for å sikre stabilitet under

ufordelaktige værforhold.

Den øvre. ende av konstruksjonen 10 er anordnet som sagt med arbeidsdekket 13 som innbefatter det vanlige operasjonsut-styr slik som et tårn 14 og/eller tilhørende utstyr 16 for å bore brønner ned i sjøbunnen og for prosessbehandling av de produserte fluider. Dette innbefatter vanligvis utstyr for først å motta, behandle og midlertidig lagre det produserte produkt.

Undersjøiske brønner bores vanligvis sekvensmessig gjennom et antall lederør 17 som forløper vertikalt gjennom understellet, fra dekket 13 til sjøbunnen 20. Deretter vil en dreiende bore-streng som senkes av tårnet 14 gjennom et lederør 17, påbe-gynne en brønn som deretter kan avledes til en ønsket retning.

I det foreliggende arrangement, er et antall brønner represen-tert ved 18a,18b og 18c plassert på sjøbunnen 20 i avstand fra den marine konstruksjon 10. Disse brønner, ofte angitt som satelittbrønner, bores fortrinnsvis ned i en felles produserende formasjon eller reservoar flere kilometer fra konstruksjonen 10. Produktet blir deretter sammenføret ved hjelp av grenrør og ledet gjennom en rørledning 19 langs sjøbunnen til prosessutstyret 16 på dekket 13.

Som vist er de fjernbeliggende brønner 18a, 18b og 18c omgitt av en beskyttende boremal 21. Denne innbefatter primært en undersjøisk struktur tilpasset til å oppta og føre en bore-streng som senkes fra et fartøy for å bore de respektive brønner i en gruppe inntil hverandre.

Boremalen 21, som er festet til sjøbunne, selv om den ikke er vist i detalj, er anordnet med føringskabler for avtagbart å motta en boresikringventil under brønnboreperioden og for å posisjonere det vanlige foringsrør, brønnhodet og ventil-treet 26, etter at en brønn er dannet og klar for strømning. Når brønnen eller brønnene viser seg å være produserende, fjernes ifølge vanlig praksis boresikringsventilen fra brønn-hodet og erstattes med et ventiltre 26. Det sistnevnte innbefatter det nødvendige utstyr for å regulere utstrømningen av hydrokarbonfluidet vanligvis i form av gass, olje og vann fra de respektive brønner til den marine konstruksjon 10. Denne samling av strømmer fra flere tett grupperte brønner oppnås gjennom et grenrørsystem eller manifoldsystem 22

båret på boremalen 21. Den sistnevnte, som bemerket ovenfor, kommuniserer med rørledningen 19 for å frakte en regulert strømning av produsert fluid til en undersjøisk separator 23 ved den marine konstruksjon 10.

For å tilføre satelitt, eller de avstandsbeliggende brønner 18a,18b og 18c med den nødvendige gass, vann eller kjemikalier for å forfremme produksjon av hydrokarbonfluid, forløper rørledningsinnretninger 25 fra et forråd av nevnte elementer ved den marine konstruksjon 10 langs sjøbunnen og til den undersjøiske boremal 21. Ved denne sistnevnte kommuniseres de ulike innkommende fluider med og fordeles gjennom manifold-systemet. Således tilføres hvilke som helst eller flere av de avstandsbeliggende brønner selektivt med de nødvendige injeksjons- eller behandlingsfluider etter behov.

Siden den vanlige produktstrømning mellom boremalen 21 og plattformen 10 vil være i form av en sammensatt, flytende gasstrøm er behovet for en fluidseparator eller væskefanger 23 vesentlig. Dette element fungerer til å fortynne den flerfasede strømning, til å separere de respektive elementer og for deretter å rette dem individuelt til prosessutstyret 16 på den marine konstruksjons dekk 13.

Som her vist i fig.2 og som er generelt kjent i industrien, består den undersjøiske fluidseparator 23 i sin basisform av en undersjøisk enhet som innehar én eller flere avlange, rør-formede kammere. Separatoren er anordnet med en innløpsmani-fold 27 som står i kommunikasjon med rørledningen 19 og gjennom hvilke den sammensatte strømning av den produserte fluid innføres for separering i det øverste separeringskammer 28 .

Gjennom den naturlige separering av gass og væske, særlig under kjølepåvirkning av sjøvannet, vil separatoren 23 tillate gass å stige gjennom det øvre separeringskammer 28. Væskekomponenten vil falle på grunnav gravitasjonen gjennom lederørene 35 o oppsamles ved det nedre kammer 24.

Separatoren 23 er på vanlig måte, selv om det ikke er vist, anordnet med mottagerinnretninger for en pigg for å opta rensepigger. Denne sistnevnte kjøres gjennom rørledningen 19 mellom separatoren og satelittboremalmanifolden 22 for å opprettholde integriteten av de fluidbærende ledninger.

Fortrinnsvis støttes separatoren 23 på sjøbunnen straks inntil foten av den marine knstruksjon 10 av påler 56. Rørled-ningsinnretninger 36 og 31 er i kommunikasjon med de respektive kammerutløp 29 og 32 for å tillate diskrete strømmer av gass og væske å bli avledet fra separatoren 23.

Det vises til fig.l hvor overføring av fluider fra sjøbunnen 20 til dekket 13 eller plattformen 10 ved en dybde på flere hundrede meter kan fremkalle et antall problemer. I det foreliggende arrangement, er i det minste ett og fortrinnsvis et antall stigerør eller mottagssøyler 33 og 33a anordnet i eller sammenhengende med plattformen 10. Disse stigerør er vanligvis plassert inntil de oppadstående lederør 17 som for-løper fra sjøbunnen 20 til dekket 13. Tilsammen fungerer de til å lede en produksjonsstrøm såvel som en teststrøm av produktet til dekket 13.

Det vises tilfig.3, hvor hvert stigerør, 33 for eksempel, innbefatter et avlangt element eller søyle 37 som har et antall diskrete langsgående passasjer 38 og 39 derigjennom. Disse avlange passasjer frakter separate strømmer av gass og væske til en manifoldhette 41 ved stigerørets øvre ende. Den sistnevnte retter væsken og/eller gass gjennom kontrollventiler 61 og 62 til det nødvendige prosess- og lagringsutstyr 16 for be-handling før det blir lagret eller på annen måte skipet til en installasjon på land.

Stigerøret 33 innbefatter som nevnt en avlang søyle 37 og innbefatter et foringsrør 38 som er innhyllet ved sin nedre ende i sjøbunnen 20. Søylen er fortrinnsvis i form av rør-formet stål og drives eller bores ned i sjøbunnen en tilstrekkelig lengde til å definere en avlang væskeholdende sump 42.

For å minske vekten som tildeles den marine konstruksjon 10, kan stigerøret 33 senkes gjennom vertikalt innrettede lede-rørsføringer 54 i plattformunderstellet og således vertikalt plasseres og praktisk talt selvstøttende. Søylens nedre for-ingsrørende 48 er anordnet med en egnet sementplugg 58 eller lignende for å definere sumpgulvet.

Søylen 37 innbefatter fortrinnsvis en serie rørlengder som er festet ende-mot-ende for å tilveiebringe den ønskede totale lengde. Den nevnte søyle er videre anordnet med horisontale sideåpninger 46 og 47 for å komme på linje med væskedyser 43 og dampfyser 44 deri.

Innvendig er stigerøret 33 anordnet med et avlangt forings-rør 48 som forløper sammen med dette og fremspringer fra søylens 33 nedre ende, og derved definerer et ringrom 49. Det avlange rør 51 er opphengt i foringsrøret 48 og innbefatter en rekke vertikalt avstandsplasserte stabilisatorer 52 som innbefatter i virkeligheten armer som går radielt utad for å samvirke med den tilstøtende foringsrørvegg.

En pumpe 53 nede i hullet er opphengt, eller henger fra røret 51. Pumpen innbefatter én eller flere innløp som åpner inn i sumpen 42 inne i foringsrøret 48. Flytende råolje og vann som oppsamles i sumpen 42 blir således tvunget oppad gjennom røret 51 til manifoldhetten 41. By-pass-innretninger 68 er inkludert i forbindelse med pumpen 53 og stigerøret 33, for å sirkulere pumpet væske fra ledningen 63 inn i ringrommet 49, deretter til pumpeinnløpet. Dersom tilførselen av væske i sumpen 42 blir tømt, vil pumpen 53 derfor fortsette å fungere med en pumpende evne som håndterer en mengde av resirkulert væske.

Stigerøret 33 som brukt her, tjener som et lederør for to individuelle og separate strømmer. I korthet er væskestrømmen gjennom det sentrale rør 51 fullstendig adskilt fra den gassformige strømning som passerer oppad gjennom den ringformede passasje 49, hvor begge av disse avslutter i manifoldhetten 41.

Damp eller gass innføres tilringrommet 49 ved hjelp av inn-løpsdysen 44 som kommuniserer lederøret 31 til separatorens 23 øvre kammer 28. Den trykksatte gasstrømning som entrer ringrommet 49 støter mot en skjerm 57 som omgir det sentrale rør 51 og derved beskytter det sistnevnte fra errosjon på grunn av kontakten med den innkommende gasstrømning.

Ved sjøbunnen 20, innføres væskeandelen som innbefatter primært råolje og vann til sumpen 42 ved hjelp av innløpsdysen 43.

Den sistnevnte er i kommunikasjon med det nedre kammer 24 av separatoren 23 ved hjelp av rørledningen 36. Således strømmer væske som mottas fra kammeret 24 ved hjelp av gravitasjonen inn i sumpen 42. Den sistnevnte som forløper flere hundre fot inn i sjøbunnen, tilveiebringer en kontinuerlig væskesøyle på pumpen 53 nede i hullet. Resultatet vil være en i hovedsak kontinuerlig oppad strømning gjenom røret 51 til prosesslag-ringsutstyret 16 på dekket 13.

Det vises til fig.4 hvor det i en alternativ utførelse av den beskrevne væskefangeranordning 70 er anordnet innretninger for å motta to adskilte sammensatte strømninger fra boremalen 21 ved hjelp av lederørene 19 og 71, henholdsvis. En slik strømning fra rørledningen 71 vil være begrenset for testformål og vil følgelig innbefatte en forholdsvis mindre fluidstrømning. Den andre strøm vil være av en produserende eller volumetrisk beskaffenhet og følgelig vil inneha en forholdsvis større strømning.

Den produserende strømnings håndteringsfase i væskefanger-anordningen 70 innbefatter i det minste tre fag fluidholdende kammere identifisert generelt som 72,73 og 74. Hvert kammer er fremstilt av et i hovedsak U-formet rørelement, hvor ele-mentene er anordnet i vertikale avstandsplasserte forhold den ene på den andre. Hele røroppstillingen er på støttende måte omgitt i et beskyttende, men dog åpent rammeverk 91 for å unngå mulig skade på driftskomponentene til enheten. Som i den væskefangende anordning 23 beskrevet heri, er konstruksjonen fast til sjøbunnen ved nedpåling, og er fortrinnsvis støttet på en slik måte at den gis mulighet til å innta en oppvatret stilling.

Det vises igjen til fig.4 når denne utførelse er væskefanger-elementet, ledes hovedstrømmen av gass og væske til væskefang-eren 70 som angitt ovenfor ved rørledningen 19. Denne sistnevnte er i kommunikasjon ved en flenset forbindelse 76 med et stigerør 77 som kommuniserer med det øvre rørkammer 74.

I den øvre eller separeringsseksjonen, vil gass og væske ut-separere, hvor den gassformige komponent ledes gjennom ut-slippsledningen 78 til den fleksible rørledning 31, som i sin tur kommuniserer med dampdysen 44 på stigerøret 33.

Fra separeringskammeret 74, vil væskekomponenten strømme av gravitasjonen gjennom forbindelsesrør 79 til senterkammeret 73. Det sistnevnte kammer vil under en vanlig drift fungere til å unngå bølging i systemet ved alternerende fylling og drenering.

Fra det mellomliggende kammer 73 vil væske strømme ved ned-løpsrøret 80 til det nedre kammer som derved tilveiebringer et partielt reservoar, som fungerer til å holde væskesamleren fra å løpe tørr. Dette tiltak vil i sin tur sikre at væskenivået i stigerøret 33 vil forbli i hovedsak konstant.

Fluidnivået i væskesamleren 70 oppnås gjennom en oppstilling av samopererende brytere. De sistnevnte, selv om ikke vist i detalj, innbefatter primært en rekke nukleoniske densitets-brytere som fungerer i forbindelse med de respektive væske-fangerkammere 72,73 og 74. For å opprettholde en regulert væskestrømning, genererer de respektive brytere signaler i respons til væskenivåene, og fortrinnsvis i væskesamlerkam-meret 72. Disse overføres ved kabel til en microprosessor-basert styreenhet. Det sistnevnte mates så til en aktuaror som aktiverer strømningskontrollventilen 62 som derved regu-lerer strømmen av det flytende produkt fra pumpen 53 i respons til utstrømning av væske fra væskesamleren.

Driftsmessig er den strømningsregulerende microprosessor anordnet med en iboende database som kontinuerlig blir opp-datert med kjente historiske data fra flytende væskeansamlings-strømmer. Den sistnevnte er i sin tur brukt til å sikre en konstant regulert flytende strømning til dekksutstyret 16, mens det fluidholdende kammer 73 ved separatoren 70 alternerende oppfylles og dreneres.

Således vil fra det nedre kammer 72 fluidet som har drenert fra det øvre kammeret 73 og 74 bli ledet til stigerøret 33 gjennom rørledningen 37 og dysen 43 for å avgi væsken til sumpen 42.

Som angitt ovenfor er væskesamleren 70 anordnet med et sekun-dært eller støttefluidsepareringssystem inntil det primære eller hovedstrømningssystem. Det sekundære system for å

motta en test eller en andre fluidstrømning, innbefatter

vertikal plasserte øvre kammer 86, mellomliggende kammer 87 og nedre kammer 88. Det øvre kammer 86 er i kommunikasjon med teststrømrøret 71 gjennom koblingen 84 hvorved en strøm-ning av sammensatt fluid fra én eller flere brønner vil fraktes kun for testformål. En utstrømning av gass vil pas-sere fra lederøret 66, gjennom lederøret 67 og deretter til stigerøret 33a.

Således innføres strømning fra rørledningen 71 til stigerøret 89, som i sin tur kommuniserer med det øvre kammer 86 i hvilke basissepareringen finner sted. Deretter vil den progressivt fallende væske fraktes fra det nedre kammer 88 og overført til stigerøret 33a og deretter til dekket 13.

Claims (14)

1. Undersjøisk system for å produsere og overføre hydro-karbonf luider fra en underjordisk, hydrokarbonholdende formasjon, til en avstandsplassert offshore marin konstruksjon (10) som har prosessutstyr for hydrokarboner anordnet, hvilke system innbefatter i det minste en undersjøisk brønn (18a, 18b,18c) dannet i de nevnte formasjoner for å produsere en integrert, multifasestrømning av hydrokarboner fra denne, en undersjøisk rørledning (19) for å frakte den multifasede strømning av hydrokarboner, innretninger for å heve hydrokarbon-strømmen fra sjøbunnen til prosessutstyret på den marine konstruksjon (10), karakterisert ved en under-sjøisk multifaseseparator (23) lokalisert mellom den marine konstruksjon (10) og brønnen (18a,18b,18c) for å motta den flerfasede strøm i rørledningen (19) og tilpasset for å separere strømmen for å produsere diskrete strømmer av flytende og av gassformige hydrokarboner; en avlang opprettstående mottagersøyle (37) ved den marine konstruksjon, hvilke søyle innbefatter adskilte langsgående passasjer (38,49) for å lede separate flytende og gassformige hydrokarbonstrømmer til hydrokarbonprosessutstyret; rørinnretninger (31,36) for å lede separate og diskrete strømmer av flytende og gassformige hydrokarbonstrømmer fra multifaseseparatoren til de adskilte langsgående passasjer (49,51) av mottagersøylen; og et reservoar (42) som er anordnet ved den nedre ende av mottagersøylen for å holde en akkumulering av flytende hydrokarboner tilført søylen gjennom rørledningsinnretningene (36) og som kommuniserer med den langsgående passasje (51) for flyktende hydrokarbonstrømning.

2. System ifølge krav 1, karakterisert ved at reservoaret (42) er definert ved et nedre parti av mottagersøylen (37) som er innhyllet i bunnen av vannlegemet.

3. System ifølge krav 2, karakterisert ved at mottagersøylen (37) er innhyllet i bunnen for en avstand av mellom 15 - 153 meter for å definere nevnte reservoar (42) .

4. System ifølge krav 2 og 3, karakterisert ved at mottagersøylen (37) er innhyllet i bunnen for en avstand av mellom 153 meter til 305 meter for å definere nevnte reservoar (42).

5. System ifølge ett eller flere av kravene 1-4, karakterisert ved at mottagersøylen (37) innbefatter koaksielle rørseksjoner (51) som tilveiebringer en sentral passasje (39) for flytende hydrokarboner og en omgivende ringformet passasje (38) for de gassformige hydrokarboner .

6. System ifølge ett eller flere av kravene 1-5, karakterisert ved at pumpeinnretninger anordnet ved den nedre ende av passasjen (39) for flytende hydrokarboner og som har innløpsinnretninger anordnet i reservoaret (42).

7. System ifølge ett eller flere av kravene 1-6, karakterisert ved at mottagersøylen (37) er selvstøttende i den opprettstående stilling for derved å utøve minimal vekt på den marine konstruksjon (10).

8. System ifølge ett eller flere av kravene 1-7, karakterisert ved at mottagersøylen (37) er sideveis støttet i en opprettstående stilling ved nevnte marine konstruksjon (10).

9. System ifølge ett eller flere av kravene 1 -8, karakterisert ved at den marine konstruksjon (10) innbefatter et understell (11,12) som støtter et arbeids-dekk (13) over overflaten av vannlegemet, og at prosessutstyr (16) er anordnet på arbeidsdekket for å motta hydrokarboner ledet til dette ved mottagersøylen (37).

10. System ifølge krav 9, karakterisert ved at understellet (11,12) innbefatter et antall vertikalt i avstand anordnede lederørsføringer (54) for å føre borelederør til sjøbunnen og at mottagersøylen (10) er plassert i en vertikalt arrangert rekke av lederørsføringer.

11. System ifølge ett eller flere av kravene 1-10, karakterisert ved ventilinnretninger forbundet nedstrøms av den langsgående væskeførende passasje (51), innbefattende en kontrollventil (62) for væskestrømmen, og aktuatorinnretninger forbundet til kontrollventilen for væskestrømmen som er opererbar til å regulere strømningen av væske derigjennom for å resirkulere væske til reservoaret (42); og følerinnretninger i separatoren tilpasset til å avføle væskenivået deri og for å overføre et første signal til aktuatoren i respons til en avføling av væskenivåene.

12. System ifølge krav 11, karakterisert ved at følerinnretningen innbefatter et antall føler-brytere anordnet ved ulike nivåer i separatoren.

13. System ifølge krav 11 eller krav 12, karakterisert ved at aktuatoren innbefatter en microprosessor som står i kommunikasjon med denne og er opererbar til å påføre et andre signal til aktuatoren hvorved den sistnevnte vil regulere væskestrømning gjennom væskestrømningskontroll-ventilen i respons til respektive første og andre signaler.

14. System ifølge ett eller flere av kravene 1-13, karakterisert ved at multifaseseparatoren (23) er plassert inntil den marine konstruksjon (10).