Zapobieganie wydmuchom

Zapobieganie wydmuchom
Rysunek patentowy EVO Ram BOP firmy Cameron International Corporation (z legendą)
Rysunek patentowy Hydril Annular BOP (z legendą)
Rysunek patentowy podmorskiego stosu BOP (z legendą)

Urządzenie przeciwerupcyjne ( BOP ) (wymawiane BOP, a nie „BOP”) to wyspecjalizowany zawór lub podobne urządzenie mechaniczne, używane do uszczelniania, kontrolowania i monitorowania szybów naftowych i gazowych w celu zapobiegania wybuchom , niekontrolowanemu uwalnianiu ropy naftowej lub gazu ziemnego z Dobrze. Montuje się je zwykle w stosach innych zaworów.

Urządzenia przeciwerupcyjne zostały opracowane w celu radzenia sobie z ekstremalnymi nieregularnymi ciśnieniami i niekontrolowanym przepływem ( kopnięciem formacji ) wydobywającym się ze zbiornika studni podczas wiercenia. Kopnięcia mogą prowadzić do potencjalnie katastrofalnego zdarzenia zwanego wybuchem. Oprócz kontrolowania ciśnienia w odwiercie (występującego w wierconym otworze) oraz przepływu ropy i gazu, głowice przeciwerupcyjne mają na celu zapobieganie wydmuchiwaniu rur (np. rury wiertniczej i obudowy odwiertu), narzędzi i płynu wiertniczego z odwiertu ( znany również jako odwiert, otwór prowadzący do zbiornika), gdy grozi wybuchem. Urządzenia przeciwerupcyjne mają kluczowe znaczenie dla bezpieczeństwa załogi, platformy (systemu wyposażenia używanego do wiercenia odwiertu) i środowiska, a także dla monitorowania i utrzymania integralności odwiertu; w ten sposób głowice przeciwerupcyjne mają na celu zapewnienie bezpieczeństwa w przypadku awarii systemów, które je zawierają.

Termin BOP jest używany w języku narodowym dotyczącym pól naftowych w odniesieniu do środków zapobiegających wybuchom. Skrócony termin prewencja erupcyjna , zwykle poprzedzony typem (np. prewencja taranowa ), jest używany w odniesieniu do pojedynczej jednostki przeciwerupcyjnej. Głowica przeciwerupcyjna może być również określana po prostu przez jej typ (np. taran). Określenia głowica przeciwerupcyjna , stos głowicy przeciwerupcyjnej i układ głowicy przeciwerupcyjnej są powszechnie używane zamiennie iw sposób ogólny do opisania zespołu kilku ułożonych w stos głowic przeciwerupcyjnych różnego typu i funkcji, jak również elementów pomocniczych. Typowy podwodny system przeciwerupcyjny obejmuje elementy, takie jak przewody elektryczne i hydrauliczne , kapsuły kontrolne, akumulatory hydrauliczne, zawór testowy, przewody i zawory odcinające i dławiące, złącze pionowe , złącza hydrauliczne i ramę nośną.

Najbardziej rozpowszechnione są dwie kategorie głowic przeciwerupcyjnych: tłokowe i pierścieniowe . Stosy BOP często wykorzystują oba typy, zwykle z co najmniej jednym pierścieniowym BOP ułożonym nad kilkoma BOP-ami suwaka. Środki przeciwerupcyjne są stosowane w studniach lądowych, platformach wiertniczych i studniach podmorskich. Lądowe i podmorskie BOP są przymocowane do górnej części odwiertu, znanego jako głowica odwiertu. BOP na platformach wiertniczych są montowane pod pokładem platformy. Podmorskie BOP są połączone z platformą wiertniczą powyżej za pomocą pionu wiertniczego, który zapewnia ciągłą ścieżkę dla przewodu wiertniczego i płynów wydobywających się z odwiertu. W efekcie pion rozszerza odwiert na platformę. Zawory przeciwerupcyjne nie zawsze działają prawidłowo. Przykładem tego jest Deepwater Horizon , w którym rurociąg przechodzący przez BOP był lekko wygięty, a BOP nie przeciął rury.

Używać

Lucas Gusher w Spindletop w Teksasie (1901)

Środki zapobiegające wydmuchowi są dostępne w różnych stylach, rozmiarach i klasach ciśnienia. Kilka pojedynczych jednostek pełniących różne funkcje łączy się, tworząc stos przeciwerupcyjny. Często stosuje się wiele głowic przeciwerupcyjnych tego samego typu w celu zapewnienia redundancji , co jest ważnym czynnikiem wpływającym na skuteczność urządzeń odpornych na awarie .

Podstawowe funkcje systemu przeciwerupcyjnego to:

  • Ogranicz płyn ze studni do odwiertu ;
  • Zapewnić środki do dodawania płynu do odwiertu;
  • Pozwolić na pobranie kontrolowanych objętości płynu z odwiertu.

Dodatkowo, przy wykonywaniu tych podstawowych funkcji, systemy przeciwerupcyjne służą do:

Podczas wiercenia typowego odwiertu wysokociśnieniowego przewody wiertnicze są prowadzone przez stos przeciwerupcyjny w kierunku złoża ropy i gazu. Gdy odwiert jest wiercony, płyn wiertniczy , „błoto”, jest podawany przez przewód wiertniczy do wiertła, „ostrza”, i zawraca do odwiertu w pierścieniowej pustce, pierścieniu , pomiędzy zewnętrzną stroną rury wiertniczej oraz obudowa (rurociągi biegnące wzdłuż odwiertu). Kolumna płuczki wiertniczej wywiera skierowane w dół ciśnienie hydrostatyczne , aby przeciwdziałać przeciwstawnemu ciśnieniu z wierconej formacji, umożliwiając kontynuację wiercenia.

Kiedy pojawia się kopnięcie (napływ płynu formacyjnego ), operatorzy platformy wiertniczej lub systemy automatyczne zamykają jednostki przeciwerupcyjne, uszczelniając pierścień, aby zatrzymać przepływ płynów z odwiertu. Gęstsze błoto jest następnie wprowadzane do odwiertu w dół przewodu wiertniczego, w górę pierścienia i na zewnątrz przez dławik u podstawy stosu BOP przez dławiki (ograniczniki przepływu), aż do pokonania ciśnienia w odwiercie. Kiedy błoto „zabójczej wagi” rozciąga się od dna studni do góry, studnia została „zabita”. Jeśli integralność odwiertu jest nienaruszona, wiercenie można wznowić. Alternatywnie, jeśli cyrkulacja nie jest możliwa, możliwe może być zabicie odwiertu przez „ kopanie ”, wpompowanie na siłę cięższego szlamu od góry przez połączenie linii zabijania u podstawy stosu. Jest to mniej pożądane ze względu na prawdopodobnie potrzebne wyższe naciski powierzchniowe oraz fakt, że większość błota pierwotnie w pierścieniu musi zostać wtłoczona do formacji receptywnych w sekcji otwartego otworu pod najgłębszą stopką obudowy.

Jeśli elementy zapobiegające wybuchowi i błoto nie ograniczają ciśnienia w górę kopnięcia, dochodzi do wybuchu, który może wystrzelić rury, ropę i gaz do odwiertu, uszkadzając platformę i pozostawiając integralność odwiertu pod znakiem zapytania .

Ponieważ BOP są ważne dla bezpieczeństwa załogi i środowiska naturalnego, a także platformy wiertniczej i samego odwiertu, władze zalecają, a przepisy wymagają, aby BOP były regularnie kontrolowane, testowane i odnawiane. Testy obejmują zarówno codzienne testy funkcji w odwiertach krytycznych, jak i comiesięczne lub rzadsze testy w odwiertach z niskim prawdopodobieństwem problemów z kontrolą.

Nadające się do eksploatacji złoża ropy i gazu są coraz rzadsze i coraz bardziej odległe, co prowadzi do wzmożonej eksploracji odwiertów głębinowych i wymaga, aby BOP pozostawały zanurzone nawet przez rok w ekstremalnych warunkach [ potrzebne źródło ] . W rezultacie zespoły BOP stały się większe i cięższe (np. pojedyncza jednostka BOP typu ramowego może ważyć ponad 30 000 funtów), podczas gdy miejsce przeznaczone na stosy BOP na istniejących platformach wiertniczych nie zwiększyło się proporcjonalnie. Tak więc kluczowym celem rozwoju technologicznego BOP w ciągu ostatnich dwóch dekad było ograniczenie ich gabarytów i wagi przy jednoczesnym zwiększeniu bezpiecznej zdolności operacyjnej.

typy

BOP występują w dwóch podstawowych typach, barana i pierścienia . Oba są często używane razem w platformy wiertniczej , zwykle z co najmniej jednym pierścieniowym BOP nakrywającym stos kilku BOP nurników.

Zabezpieczenie przed wydmuchem taranu

Rysunek patentowy oryginalnego elementu zapobiegającego wydmuchowi typu Ram, autorstwa Cameron Iron Works (1922) .
Diagram Blowout Preventer przedstawiający różne typy siłowników. (a) ślepy bijak (b) bijak rurowy i (c) bijak ścinający.

Baran BOP został wynaleziony przez Jamesa Smithera Abercrombiego i Harry'ego S. Camerona w 1922 roku i został wprowadzony na rynek w 1924 roku przez Cameron Iron Works .

BOP typu suwakowego działa podobnie do zasuwy , ale wykorzystuje parę przeciwstawnych stalowych tłoków, tłoków. Siłowniki rozciągają się w kierunku środka odwiertu, aby ograniczyć przepływ lub otwierają się, aby umożliwić przepływ. Wewnętrzne i górne powierzchnie siłowników są wyposażone w pakery (uszczelki elastomerowe), które dociskają się do siebie, do odwiertu i wokół rur biegnących przez odwiert. Wyjścia po bokach obudowy BOP (korpusu) służą do podłączenia przewodów dławiących i zabijających lub zaworów.

Barany lub bloki baranów mają cztery popularne typy: rura , ślepy , ścinany i ślepy .

Tarany rurowe zamykają się wokół rury wiertniczej, ograniczając przepływ w pierścieniu (przestrzeń w kształcie pierścienia między koncentrycznymi obiektami) między zewnętrzną stroną rury wiertniczej a odwiertem, ale nie utrudniają przepływu w rurze wiertniczej. Siłowniki do rur o zmiennym otworze mogą pomieścić rury o szerszym zakresie średnic zewnętrznych niż standardowe siłowniki do rur, ale zwykle wiążą się z pewną utratą wytrzymałości na ciśnienie i trwałości. Ubijaka rurowego nie należy zamykać, jeśli w otworze nie ma rury.

Ślepe bijaki (znane również jako bijaki uszczelniające), które nie mają otworów na rury, mogą zamknąć studnię, gdy studnia nie zawiera przewodu wiertniczego lub innej rury, i uszczelnić ją.

Rysunek patentowy stosu BOP Varco Shaffer Ram. Ubijak ścinający BOP przeciął przewód wiertniczy, a ubijak do rur zawiesił go.
Schematyczny widok zamykających się ostrzy nożyc

Siłowniki ścinające są przeznaczone do ścinania rury w odwiercie i jednoczesnego uszczelniania odwiertu. Posiada stalowe ostrza do ścinania rury i uszczelki do uszczelnienia pierścienia po ścinaniu rury.

Ślepe siłowniki ścinające (znane również jako siłowniki uszczelniające ścinane lub siłowniki uszczelniające ścinające) są przeznaczone do uszczelniania odwiertu, nawet gdy otwór jest zajęty przez przewód wiertniczy, poprzez przecinanie przewodu wiertniczego, gdy siłowniki zamykają odwiert. Górna część odciętego przewodu wiertniczego jest uwalniana z siłownika, podczas gdy dolna część może być zaciśnięta i schwytany „rybi ogon” w celu zawieszenia przewodu wiertniczego na BOP.

Oprócz standardowych funkcji bijaków, bijaki rurowe o zmiennym otworze są często używane jako bijaki testowe w zmodyfikowanym urządzeniu przeciwerupcyjnym znanym jako zawór testowy komina. Zawory testowe stosu są umieszczone na dnie stosu BOP i wytrzymują ciśnienie w dół (w przeciwieństwie do BOP, które są odporne na ciśnienie skierowane w górę). Zamykając tłok testowy i tłok BOP wokół przewodu wiertniczego i zwiększając ciśnienie w pierścieniu, BOP jest testowany ciśnieniowo pod kątem prawidłowego działania.

Oryginalne BOP-y ramowe z lat dwudziestych XX wieku były prostymi i wytrzymałymi urządzeniami ręcznymi z minimalną liczbą części. Obudowa BOP (korpus) miała pionowy odwiert i poziomą wnękę tłoka (komorę prowadnicy tłoka). Siłowniki przeciwne (nurniki) we wnęce tłoka przesuwane poziomo, uruchamiane przez gwintowane wały siłowników (tłoczyska) na wzór dźwignika śrubowego. Moment obrotowy z obracania wałów siłowników za pomocą klucza lub pokrętła został przekształcony w ruch liniowy, a siłowniki połączone z wewnętrznymi końcami wałów siłowników otwierały i zamykały odwiert. Taka operacja typu dźwignika śrubowego zapewniała wystarczającą przewagę mechaniczną dla bijaków, aby pokonać ciśnienie w odwiercie i uszczelnić pierścień odwiertu.

Siłowniki hydrauliczne BOP były używane w latach czterdziestych XX wieku. Hydraulicznie uruchamiane głowice przeciwerupcyjne miały wiele potencjalnych zalet. W przeciwległych cylindrach hydraulicznych można było wyrównać ciśnienie, powodując jednolitą pracę siłowników. Ułatwiono stosunkowo szybkie uruchamianie i zdalne sterowanie, a siłowniki hydrauliczne dobrze nadawały się do studni wysokociśnieniowych.

Ponieważ BOP są zależne od bezpieczeństwa i niezawodności, nadal podejmuje się wysiłki mające na celu zminimalizowanie złożoności urządzeń, aby zapewnić długowieczność. W rezultacie, pomimo stale rosnących wymagań, najnowocześniejsze BOP-y baranów są koncepcyjnie takie same jak pierwsze skuteczne modele i pod wieloma względami przypominają te jednostki.

Ramy BOP do użytku w zastosowaniach głębinowych powszechnie wykorzystują uruchamianie hydrauliczne. Gwintowane wały są często nadal wbudowane w BOP siłowników hydraulicznych jako pręty blokujące, które utrzymują siłownik w odpowiedniej pozycji po uruchomieniu hydraulicznym. Dzięki zastosowaniu mechanicznego mechanizmu blokującego siłownik nie ma potrzeby utrzymywania stałego ciśnienia hydraulicznego. Pręty blokujące mogą być połączone z wałami siłowników lub nie, w zależności od producenta. Stosowane są również inne rodzaje zamków tłokowych, takie jak zamki klinowe.

Typowe zespoły siłowników nurnika (systemy operatorskie) są mocowane do obudowy BOP za pomocą zdejmowanych pokryw. Odkręcenie dekielków od obudowy umożliwia konserwację BOP i ułatwia wymianę siłowników. W ten sposób na przykład bijak rurowy BOP można przekształcić w bijak ścinający ślepy BOP.

BOP typu bijakowego wymagają największej siły zamykającej, aby przeciąć rurę zajmującą odwiert. Wzmacniacze (pomocnicze siłowniki hydrauliczne) są często montowane na zewnętrznych końcach siłowników hydraulicznych BOP, aby zapewnić dodatkową siłę ścinającą dla siłowników ścinających. Jeśli zaistnieje sytuacja, w której siłowniki ścinające mają zostać aktywowane, najlepszą praktyką dla wiertarki jest rozstawienie sznurka w taki sposób, aby upewnić się, że siłowniki ścinają korpus rury wiertniczej, w przeciwieństwie do złącza narzędziowego (znacznie grubszego metalu) w poprzek rury wiertniczej. ścinanie taranów.

Ramy BOP są zwykle projektowane w taki sposób, że ciśnienie w odwiercie pomaga utrzymać siłowniki w ich zamkniętej, uszczelnionej pozycji. Osiąga się to poprzez przepuszczanie płynu przez kanał w tłoku i wywieranie nacisku na tył tłoka i w kierunku środka odwiertu. Zapewnienie kanału w tłoku ogranicza również siłę ciągu wymaganą do pokonania ciśnienia w odwiercie.

Powszechnie dostępne są panele BOP z jednym i dwoma suwakami. Nazwy odnoszą się do ilości wnęk tłoka (odpowiednik efektywnej ilości zaworów) zawartych w urządzeniu. BOP z dwoma suwakami jest bardziej kompaktowy i lżejszy niż zestaw dwóch BOP z pojedynczym suwakiem, zapewniając jednocześnie taką samą funkcjonalność, a zatem jest pożądany w wielu zastosowaniach. Produkowane są również BOP z trzema ramami, ale nie tak powszechne.

Rozwój technologiczny baranów BOP został skierowany na głębsze i wyższe studnie ciśnieniowe, większą niezawodność, mniejszą konserwację, ułatwioną wymianę komponentów, ułatwioną interwencję ROV , zmniejszone zużycie płynu hydraulicznego oraz ulepszone złącza, pakery, uszczelnienia, zamki i siłowniki. Ponadto ograniczenie masy i powierzchni BOP to istotne kwestie, które uwzględniają ograniczenia istniejących platform.

Od lipca 2010 r. dostępne na rynku urządzenie zapobiegające wydmuchaniu tłoka o dużej średnicy, o największej wydajności, Cameron's EVO 20K BOP, ma wskaźnik ciśnienia trzymania 20 000 psi, siłę tłoka przekraczającą 1 000 000 funtów i średnicę odwiertu 18,75 cala .

Pierścieniowe zabezpieczenie przed wydmuchem

Rysunek patentowy oryginalnego sferycznego elementu zapobiegającego wydmuchowi Shaffera (1972)
Schemat pierścieniowego głowicy przeciwerupcyjnej w konfiguracji otwartej i całkowicie zamkniętej. Elastyczny pierścień (pączek) w kolorze niebieskim jest wciskany do wnęki rury wiertniczej przez tłoki hydrauliczne.

Pierścieniowy środek przeciwerupcyjny został wynaleziony przez Granville Sloan Knox w 1946 roku; amerykański patent został przyznany w 1952 roku. Często wokół platformy nazywany jest „Hydril”, od nazwy pierwotnego producenta takich urządzeń.

Pierścieniowe urządzenie przeciwerupcyjne może zamykać się wokół przewodu wiertniczego, obudowy lub przedmiotu nie cylindrycznego, takiego jak kelly . Rura wiertnicza, w tym złącza narzędziowe o większej średnicy (złącza gwintowane), może zostać „rozebrana” (tj. Przesunięta pionowo, gdy ciśnienie jest poniżej) przez pierścieniowy element zabezpieczający poprzez staranną kontrolę hydraulicznego ciśnienia zamykającego. Pierścieniowe zabezpieczenia przed wydmuchem są również skuteczne w utrzymywaniu uszczelnienia wokół rury wiertniczej, nawet gdy obraca się ona podczas wiercenia. Przepisy zazwyczaj wymagają, aby pierścieniowy element zabezpieczający był w stanie całkowicie zamknąć odwiert, ale pierścieniowe elementy zabezpieczające generalnie nie są tak skuteczne jak elementy zabezpieczające przed ubijaniem w utrzymywaniu uszczelnienia na otwartym otworze. Pierścieniowe BOP są zwykle umieszczane na szczycie stosu BOP, z jednym lub dwoma pierścieniowymi blokadami umieszczonymi nad szeregiem kilku blokad bijaków.

Pierścieniowy środek przeciwerupcyjny wykorzystuje zasadę klina do zamykania odwiertu. Ma gumową uszczelkę przypominającą pączek, zwaną elastomerową jednostką uszczelniającą, wzmocnioną stalowymi żebrami. Zespół uszczelniający znajduje się w obudowie BOP pomiędzy głowicą a tłokiem hydraulicznym. Kiedy tłok jest uruchamiany, jego pchnięcie w górę zmusza jednostkę uszczelniającą do zwężenia się, podobnie jak zwieracz , uszczelniając pierścień lub otwarty otwór. Zabezpieczenia pierścieniowe mają tylko dwie ruchome części, tłok i jednostkę uszczelniającą, co czyni je prostymi i łatwymi w utrzymaniu w porównaniu z zapobiegaczami bijaków.

Oryginalny typ pierścieniowego elementu przeciwerupcyjnego wykorzystuje tłok „klinowy” (stożkowy). Gdy tłok się podnosi, pionowy ruch jednostki uszczelniającej jest ograniczany przez głowicę, a nachylona powierzchnia tłoka ściska jednostkę uszczelniającą do wewnątrz, w kierunku środka odwiertu.

W 1972 roku Ado N. Vujasinovic otrzymał patent na odmianę pierścieniowego elementu zapobiegającego wybuchom, znanego jako kulisty element zapobiegający wybuchowi, nazwany tak ze względu na sferyczną głowicę. Gdy tłok podnosi się, jednostka uszczelniająca jest popychana w górę w kierunku zakrzywionej głowicy, co powoduje ściskanie jednostki uszczelniającej do wewnątrz. W powszechnym użyciu są oba typy pierścieniowych zabezpieczeń.

Metody kontroli

Gdy studnie są wiercone na lądzie lub w bardzo płytkiej wodzie, gdzie głowica odwiertu znajduje się powyżej poziomu wody, BOP są aktywowane przez ciśnienie hydrauliczne ze zdalnego akumulatora. Wokół platformy zostanie zamontowanych kilka stacji kontrolnych. Można je również zamykać ręcznie, obracając duże, przypominające koła uchwyty.

W głębszych operacjach na morzu z głowicą odwiertu tuż nad linią błota na dnie morskim istnieje pięć podstawowych sposobów kontrolowania BOP. Możliwe środki to: [ potrzebne źródło ]

  • Hydrauliczny sygnał sterujący: wysyłany z powierzchni przez pępowinę hydrauliczną;
  • Elektryczny sygnał sterujący: wysyłany z powierzchni kablem sterującym;
  • Akustyczny sygnał kontrolny: wysyłany z powierzchni na podstawie modulowanego/zakodowanego impulsu dźwiękowego transmitowanego przez podwodny przetwornik ;
  • Interwencja ROV : zdalnie sterowane pojazdy (ROV) mechanicznie sterują zaworami i dostarczają ciśnienie hydrauliczne do komina (poprzez panele „hot stab”);
  • Deadman Switch / Auto Shear: niezawodna aktywacja wybranych BOP w sytuacji awaryjnej oraz w przypadku zerwania przewodów sterujących, zasilających i hydraulicznych.

W celu zapewnienia nadmiarowości na panelu BOP znajdują się dwa panele kontrolne. Sterowanie sygnałem elektrycznym strąków jest podstawowe. Akustyka, interwencja ROV i kontrole czuwaka są drugorzędne.

System / sekwencja awaryjnego odłączania lub EDS odłącza platformę od studni w nagłych przypadkach. EDS ma również automatycznie uruchamiać wyłącznik czuwakowy, który zamyka zawory BOP, zabijania i dławienia. EDS może być podsystemem modułów sterujących stosu BOP lub oddzielnym. [ potrzebne źródło ]

Pompy na platformie zwykle dostarczają ciśnienie do stosu głowicy przeciwerupcyjnej za pośrednictwem przewodów hydraulicznych. Akumulatory hydrauliczne znajdujące się na stosie BOP umożliwiają zamknięcie głowic przeciwerupcyjnych nawet w przypadku odłączenia stosu BOP od platformy. Możliwe jest również automatyczne wyzwalanie zamykania BOP na podstawie zbyt wysokiego ciśnienia lub nadmiernego przepływu. [ potrzebne źródło ]

Może być również wymagane, aby poszczególne studnie wzdłuż wybrzeża Stanów Zjednoczonych miały BOP z zapasową kontrolą akustyczną. [ Potrzebne źródło ] Ogólne wymagania innych narodów, w tym Brazylii, zostały sporządzone, aby wymagać tej metody. [ potrzebne źródło ] BOP wykorzystujące tę metodę mogą kosztować nawet o 500 000 USD więcej niż te, które pomijają tę funkcję. [ potrzebne źródło ]

Wybuch Deepwater Horizon

Główny artykuł: Wyciek ropy z platformy Deepwater Horizon
Robotyczne ramię zdalnie sterowanego pojazdu (ROV) próbuje aktywować urządzenie zapobiegające wydmuchowi (BOP) „ Deepwater Horizon ”, czwartek, 22 kwietnia 2010 r.

Podczas incydentu z eksplozją platformy wiertniczej Deepwater Horizon w dniu 20 kwietnia 2010 r. Urządzenie zapobiegające wybuchowi powinno było zostać aktywowane automatycznie, przecinając przewód wiertniczy i uszczelniając odwiert, aby wykluczyć wybuch i późniejszy wyciek ropy w Zatoce Meksykańskiej, ale nie zadziałał w pełni . Roboty podwodne (ROV) zostały później użyte do ręcznego uruchomienia zabezpieczenia przed uderzeniem ślepego ścinania, ale bezskutecznie.

Od maja 2010 r. Nie było wiadomo, dlaczego głowica przeciwerupcyjna zawiodła. Główny geodeta John David Forsyth z American Bureau of Shipping zeznawał na przesłuchaniach przed Joint Investigation of the Minerals Management Service i US Coast Guard badającymi przyczyny eksplozji, że jego agencja ostatnio skontrolowała urządzenie zapobiegające wybuchowi platformy w 2005 roku. Przedstawiciele BP zasugerowali, że prewencyjny mógł mieć wyciek hydrauliczny. Obrazowanie prewenatora w promieniach gamma przeprowadzone 12 i 13 maja 2010 r. wykazało, że wewnętrzne zawory prewenera były częściowo zamknięte i ograniczały przepływ oleju. Nie wiadomo, czy zawory zamknęły się automatycznie podczas wybuchu, czy też zostały zamknięte ręcznie przez zdalnie sterowaną pracę pojazdu . Oświadczenie wydane przez kongresmana Barta Stupaka ujawniło, że między innymi system awaryjnego odłączania (EDS) nie działał zgodnie z przeznaczeniem i mógł działać nieprawidłowo z powodu eksplozji na Deepwater Horizon.

Pozwolenie dla Macondo Prospect wydane przez Minerals Management Service w 2009 roku nie wymagało zbędnych środków kontroli akustycznej. O ile BOP nie mogły zostać pomyślnie zamknięte przez podwodną manipulację ( interwencja ROV ), w oczekiwaniu na wyniki pełnego dochodzenia, nie jest pewne, czy to pominięcie było czynnikiem w wybuchu.

Dokumenty omawiane podczas przesłuchań w Kongresie 17 czerwca 2010 r. sugerowały, że bateria w kapsule kontrolnej urządzenia była rozładowana i że właściciel platformy, firma Transocean , mogła „zmodyfikować” sprzęt Camerona dla lokalizacji w Macondo (w tym nieprawidłowo skierować ciśnienie hydrauliczne do zawór testowy komina zamiast trzpienia rurowego BOP), co zwiększało ryzyko awarii BOP, pomimo ostrzeżeń ze strony wykonawcy w tej sprawie. Inna hipoteza głosiła, że ​​złącze w rurze wiertniczej mogło być umieszczone w stosie BOP w taki sposób, że jego siłowniki ścinające miały nie do pokonania grubość materiału do przecięcia.

Później odkryto, że drugi kawałek rurki dostał się do stosu BOP w pewnym momencie podczas incydentu w Macondo, potencjalnie wyjaśniając awarię mechanizmu ścinającego BOP. W lipcu 2010 r. Nie było wiadomo, czy rura mogła być osłoną, która wystrzeliła przez studnię, czy może pękniętą rurą wiertniczą, która wpadła do studni. Raport końcowy DNV wskazywał, że drugą rurą był odcinek przewodu wiertniczego, który został wyrzucony po przecięciu przez nożyce przeciwerupcyjne.

W dniu 10 lipca 2010 r. BP rozpoczęło działania mające na celu zainstalowanie korka uszczelniającego, znanego również jako stos zamykający, na szczycie uszkodzonego stosu przeciwerupcyjnego. Na podstawie przekazów wideo BP z operacji zespół zatyczki uszczelniającej, nazwany Top Hat 10, obejmował stos trzech BOP-ów tłoka ślepego ścinania wyprodukowanych przez firmę Hydril (firma należąca do GE Oil & Gas), jednego z głównych konkurentów Camerona. Do 15 lipca stos 3 baranów zapieczętował studnię Macondo, choćby tylko tymczasowo, po raz pierwszy od 87 dni.

Rząd USA chciał, aby uszkodzony głowica przeciwerupcyjna została wymieniona w przypadku jakiejkolwiek zmiany ciśnienia, która ma miejsce, gdy odwiert ulgi przecina się z odwiertem. W dniu 3 września 2010 r. O godzinie 13:20 CDT 300- tonowy uszkodzony element przeciwerupcyjny został usunięty z odwiertu i zaczął powoli wydobywać się na powierzchnię. Później tego samego dnia na studni umieszczono zastępczą głowicę przeciwerupcyjną. W dniu 4 września o godzinie 18:54 CDT uszkodzony głowica przeciwerupcyjna wypłynęła na powierzchnię wody io godzinie 21:16 CDT została umieszczona w specjalnym pojemniku na pokładzie statku Helix Q4000. Nieudany środek zapobiegający wybuchowi został przewieziony do ośrodka NASA w Luizjanie w celu zbadania przez Det Norske Veritas (DNV).

W dniu 20 marca 2011 r. DNV przedstawiło swój raport Departamentowi Energii Stanów Zjednoczonych . Ich główny wniosek był taki, że podczas gdy bijakom udało się częściowo przebić rurę wiertniczą, nie udało im się uszczelnić otworu, ponieważ rura wiertnicza wygięła się poza zamierzoną linię działania bijaków (ponieważ przewód wiertniczy zahaczył o złącze narzędzia w górnego pierścieniowego zaworu BOP), blokując nożyce i powodując, że siłownik nożyc przewodu wiertniczego nie jest w stanie dostarczyć wystarczającej siły, aby zakończyć skok i złożyć przeciętą rurę i uszczelnić odwiert. Nie zasugerowali żadnej awarii w uruchomieniu, która byłaby spowodowana wadliwymi bateriami. Górna część głowicy przeciwerupcyjnej nie oddzieliła się zgodnie z projektem z powodu licznych wycieków oleju, które utrudniały działanie siłownika hydraulicznego, i trzeba było ją odciąć podczas odzyskiwania.

Zobacz też

Linki zewnętrzne

Pobrano z „ https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Blowout_preventer&oldid=1119156028 ”