Противовыбросовый превентор - Blowout preventer

Противовыбросовый превентор
Патентный чертеж EVO Ram BOP компании Cameron International Corporation (с легендой)
Патентный чертеж гидрилового кольцевого превентора (с легендой)
Патентный чертеж подводного противовыбросового превентора (с легендой)

А противовыбросовый превентор (BOP) (произносится B-O-P, а не "bop")[1] специализированный клапан или аналогичное механическое устройство, используемое для герметизации, контроля и мониторинга масло и газовые скважины для предотвращения выбросы, неконтролируемый выброс сырой нефти или природного газа из скважины. Обычно их устанавливают в штабелях других клапанов.

Противовыбросовые превенторы были разработаны, чтобы справиться с экстремально неустойчивым давлением и неконтролируемым потоком (групповой удар ) исходящий из колодец-резервуар во время бурения. Удары ногами могут привести к потенциально катастрофическому событию, известному как выброс. Помимо управления скважинным (возникающим в пробуренной скважине) давлением и потоком нефти и газа, противовыбросовые превенторы предназначены для предотвращения использования насосно-компрессорных труб (например, бурильных труб и обсадная труба ), инструменты и буровой раствор от выброса из ствола скважины (также известного как ствол скважины, скважина, ведущая к резервуару) при угрозе выброса. Противовыбросовые превенторы имеют решающее значение для безопасности экипажа, буровая установка (система оборудования, используемая для бурения ствола скважины) и окружающей среды, а также для мониторинга и поддержания целостности скважины; таким образом, противовыбросовые превенторы предназначены для обеспечения отказоустойчивость к системам, которые их включают.

Период, термин BOP используется в местный язык иметь в виду противовыбросовые превенторы. Сокращенный термин превентор, обычно предваряется типом (например, таран ), используется для обозначения одиночного противовыбросового превентора. Противовыбросовый превентор также может быть обозначен просто по его типу (например, плашечный). Условия противовыбросовый превентор, блок противовыбросовых превенторов и система противовыбросовых превенторов обычно используются взаимозаменяемо и в общем виде для описания сборки из нескольких установленных друг на друга противовыбросовых превенторов различного типа и функции, а также вспомогательных компонентов. Типичная подводная система глубоководных противовыбросовых превенторов включает в себя такие компоненты, как электрические и гидравлические линии, блоки управления, гидроаккумуляторы, контрольный клапан, линии глушения и дросселирования и клапаны, соединение стояка, гидравлические соединители и опорная рама.

Наиболее распространены две категории противовыбросовых превенторов: баран и кольцевой. В штабелях противовыбросового превентора часто используются оба типа, обычно с как минимум одним кольцевым противовыбросовым превентором, установленным над несколькими противовыбросовыми превенторами. Противовыбросовые превенторы используются в наземных скважинах, морских буровых установках и подводных скважинах. Наземные и подводные превенторы прикрепляются к верхней части ствола скважины, известной как устье скважины. Противовыбросовые превенторы на морских буровых установках устанавливаются под палубой буровой установки. Подводные противовыбросовые превенторы соединены с морской вышкой буровым райзером, который обеспечивает непрерывный путь для бурильной колонны и текучих сред, выходящих из ствола скважины. Фактически, стояк расширяет ствол скважины до буровой установки. Противовыбросовые превенторы не всегда работают правильно. Примером этого является Глубоководный горизонт выброс, при котором трубопровод, проходящий через противовыбросовый превентор, был слегка изогнут, и противовыбросовый превентор не смог разрезать трубу.

Использовать

Противовыбросовые превенторы бывают разных стилей, размеров и значений давления. Несколько отдельных блоков, выполняющих различные функции, объединены в комплект противовыбросовых превенторов. Часто используются несколько превенторов одного типа избыточность, важный фактор эффективности безотказный устройств.

Основными функциями системы противовыбросовых превенторов являются:

  • Ограничьте скважинную жидкость ствол скважины;
  • Обеспечить средства для добавления жидкости в ствол скважины;
  • Разрешить отвод контролируемых объемов жидкости из ствола скважины.

Кроме того, при выполнении этих основных функций системы противовыбросовых превенторов используются для:

При бурении типичной скважины с высоким давлением бурильные колонны проходят через блок противовыбросовых превенторов в направлении резервуар нефти и газа. Поскольку скважина пробурена, буровой раствор, «грязь», подается через бурильную колонну вниз к буровому долоту «лопасть» и возвращается вверх по стволу скважины в кольцеобразной пустоте, кольцо, между внешней стороной бурильной трубы и кожух (трубопровод, который выстилает ствол скважины). Столб бурового раствора опускается вниз. гидростатическое давление для противодействия противодействующему давлению со стороны пробуриваемого пласта, позволяя продолжить бурение.

Когда пинать (приток пластовая жидкость ), операторы буровой установки или автоматические системы закрывают блоки противовыбросовых превенторов, герметизируя затрубное пространство, чтобы остановить поток жидкости из ствола скважины. Затем более плотный раствор циркулирует в стволе скважины вниз по бурильной колонне, вверх по затрубному пространству и выходит через штуцер в основании блока противовыбросового превентора через штуцеры (ограничители потока), пока не будет преодолено забойное давление. Как только буровой раствор «убитого веса» поднимется от дна скважины к вершине, скважина «заглушена». Если целостность скважины не нарушена, бурение можно возобновить. В качестве альтернативы, если циркуляция невозможна, можно заглушить скважину "забивание «, принудительно закачивая более тяжелый буровой раствор сверху через соединение линии глушения у основания штабеля. Это менее желательно из-за более высоких поверхностных давлений, которые, вероятно, необходимы, и того факта, что большая часть бурового раствора, первоначально находящегося в кольцевом пространстве, должна быть попадает в восприимчивые образования в открытом стволе под башмаком самой глубокой обсадной колонны.

Если противовыбросовые превенторы и буровой раствор не ограничивают восходящее давление выброса, это может привести к выбросу НКТ, нефти и газа в ствол скважины, повреждению буровой установки и ну целостность обсуждаемый.

Поскольку противовыбросовые превенторы важны для безопасности экипажа и окружающей среды, а также буровая установка и сам ствол скважины, власти рекомендуют, а правила требуют, чтобы превенторы регулярно проверялись, тестировались и ремонтировались. Тесты варьируются от ежедневного тестирования функций на критических скважинах до ежемесячного или менее частого тестирования в скважинах с низкой вероятностью проблем с контролем.[2]

Эксплуатационные залежи нефти и газа становятся все более редкими и удаленными, что ведет к увеличению объема подводных глубоководных скважин и требует, чтобы превенторы оставались погруженными в течение года в экстремальных условиях.[нужна цитата ]. В результате сборки противовыбросового превентора стали больше и тяжелее (например, единичный противовыбросовый противовыбросовый превентор может весить более 30 000 фунтов), в то время как пространство, отведенное для штабелей противовыбросовых превенторов на существующих морских буровых установках, не выросло соразмерно. Таким образом, ключевой акцент в технологическом развитии противовыбросовых превенторов за последние два десятилетия был сделан на ограничение их площади и веса при одновременном повышении безопасной эксплуатации.

Типы

BOP бывают двух основных типов: баран и кольцевой. Оба часто используются вместе в буровая установка Пакеты противовыбросового превентора, как правило, с как минимум одним кольцевым противовыбросовым превентором, закрывающим штабель из нескольких плашечных противовыбросовых превенторов.

Плунжерный превентор

А Патентный чертеж оригинального противовыбросового превентора плашечного типа от Cameron Iron Works (1922 г.).
Схема противовыбросового превентора, показывающая различные типы гидроцилиндров. (а) глухой гидроцилиндр (б) трубный гидроцилиндр и (в) срезной гидроцилиндр.

В таран BOP был изобретен Джеймсом Смитером Аберкромби и Гарри С. Кэмероном в 1922 году и был представлен на рынке в 1924 году Cameron Iron Works.[3]

Противовыбросовый противовыбросовый превентор по принципу действия аналогичен задвижка, но использует пару противостоящих друг другу стальных плунжеров, плунжеров. Плашки проходят по направлению к центру ствола скважины, чтобы ограничить поток, или втягиваются, чтобы позволить потоку. Внутренняя и верхняя поверхности плашек снабжены пакерами (эластомерными уплотнениями), которые прижимаются друг к другу, к стволу скважины и вокруг трубы, проходящей через ствол скважины. Выходы по бокам корпуса (корпуса) противовыбросового превентора используются для подсоединения к линиям или клапанам дросселирования и глушения.

Тараны, или таранные блоки, бывают четырех основных типов: трубка, слепой, срезать, и слепой сдвиг.

Трубные плашки закрываются вокруг бурильной трубы, ограничивая поток в кольцевом пространстве (кольцеобразное пространство между концентрическими объектами) между внешней стороной бурильной трубы и стволом скважины, но не препятствуют потоку внутри бурильной трубы. Трубные плашки с переменным внутренним диаметром могут вмещать трубы с более широким диапазоном наружных диаметров, чем стандартные трубные плашки, но, как правило, с некоторой потерей допустимой нагрузки и долговечности. Трубопровод не следует закрывать, если в отверстии нет трубы.

Слепые тараны (также известные как уплотняющие плашки), которые не имеют отверстий для НКТ, могут перекрывать скважину, когда в скважине нет бурильной колонны или другой трубы, и герметизировать ее.

Патентный чертеж стека противовыбросового превентора Varco Shaffer. Противовыбросовый превентор разрезал бурильную колонну, и гидроцилиндр подвесил ее.
Схематический вид замыкающих ножей среза

Плашки предназначены для одновременного срезания трубы в скважине и герметизации ствола скважины. Он имеет стальные лезвия для срезания трубы и уплотнения для герметизации кольцевого пространства после срезания трубы.

Глухие цилиндры-ножницы (также известные как плашки с уплотнением для срезания или уплотняющие плашки для срезания) предназначены для уплотнения ствола скважины, даже когда ствол скважины занят бурильной колонной, путем прорезания бурильной колонны, когда плашки закрывают скважину. Верхняя часть оторванной бурильной колонны освобождается от гидроцилиндра, в то время как нижняя часть может быть обжата и «рыбий хвост» захвачен, чтобы свесить бурильную колонну с противовыбросового превентора.

В дополнение к стандартным функциям гидроцилиндра гидроцилиндры с регулируемым диаметром отверстия часто используются в качестве испытательных гидроцилиндров в модифицированном противовыбросовом превенторном устройстве, известном как контрольный клапан для труб. Клапаны для испытаний штабеля расположены в нижней части стопки противовыбросового превентора и выдерживают давление вниз (в отличие от противовыбросовых превенторов, которые выдерживают давление вверх). Путем закрытия испытательного плунжера и плунжера противовыбросового превентора вокруг бурильной колонны и создания давления в кольцевом пространстве, противовыбросовый превентор испытывается давлением на предмет надлежащего функционирования.

Первоначальные противовыбросовые превенторы 1920-х годов были простыми и прочными ручными устройствами с минимальным количеством деталей. Корпус (корпус) противовыбросового превентора имел вертикальный ствол скважины и горизонтальную полость плашки (направляющую камеру плашки). Противоположные плунжеры (плунжеры) в полости плунжера перемещаются горизонтально, приводятся в действие валами плунжера с резьбой (штоками поршня) как винтовой домкрат. Крутящий момент от поворота валов гидроцилиндров с помощью гаечного ключа или маховика преобразовывался в поступательное движение, и гидроцилиндры, соединенные с внутренними концами валов гидроцилиндров, открывали и закрывали ствол скважины. Такой тип работы винтового домкрата обеспечивал достаточное механическое преимущество для гидроцилиндров, чтобы преодолевать внутрискважинные давления и герметизировать кольцевое пространство ствола скважины.

Гидравлические цилиндры BOP использовались к 1940-м годам. Противовыбросовые превенторы с гидравлическим приводом имели много потенциальных преимуществ. Давление могло быть уравновешено в противоположных гидроцилиндрах, заставляя гидроцилиндры работать в унисон. Было облегчено относительно быстрое срабатывание и дистанционное управление, а гидроцилиндры хорошо подходили для скважин с высоким давлением.

Поскольку безопасность и надежность зависят от противовыбросовых превенторов, все еще принимаются меры по минимизации сложности устройств для обеспечения долговечности. В результате, несмотря на постоянно растущие требования, предъявляемые к ним, современные противовыбросовые превенторы концептуально аналогичны первым эффективным моделям и во многом напоминают эти устройства.

Плунжерные BOP для использования в глубоководных применениях повсеместно используют гидравлический привод. Резьбовые валы часто все еще включаются в противовыбросовые превенторы гидроцилиндра в качестве стопорных стержней, которые удерживают гидроцилиндр в нужном положении после гидравлического срабатывания. При использовании механического механизма барана блокировки, постоянная потребность гидравлического давления не поддерживаются. Стопорные стержни могут быть присоединены к валам гидроцилиндров или нет, в зависимости от производителя. Используются также другие типы плунжерных замков, например, клиновые.

Типовые узлы гидроцилиндров (приводные системы) крепятся к корпусу противовыбросового превентора с помощью съемных крышек. Отвинчивание крышек от корпуса позволяет проводить техническое обслуживание противовыбросового превентора и облегчает замену гидроцилиндров. Таким образом, например, противовыбросовый противовыбросовый превентор может быть преобразован в противовыбросовый противовыбросовый противовыбросовый превентор.

Гидравлические противовыбросовые превенторы с гидроцилиндром срезающего типа требуют наибольшего усилия закрытия, чтобы прорезать НКТ, занимающие ствол скважины. Усилители (вспомогательные гидравлические приводы) часто устанавливаются на внешних концах гидравлических приводов противовыбросового превентора, чтобы обеспечить дополнительную силу сдвига для гидроцилиндров среза. Если возникает ситуация, при которой должны быть задействованы срезные плашки, для бурильщика лучше всего располагать колонну таким образом, чтобы плашки срезали корпус бурильной трубы, а не использовать инструментальное соединение (металл большей толщины) по всей длине трубы. срезные плашки.

Плунжерные превенторы обычно проектируются таким образом, чтобы давление в скважине помогало поддерживать плашки в их закрытом, герметичном положении. Это достигается за счет того, что жидкость проходит через канал в плунжере и оказывает давление на заднюю часть плунжера и по направлению к центру ствола скважины. Наличие канала в гидроцилиндре также ограничивает тягу, необходимую для преодоления давления в стволе скважины.

Широко доступны одинарные и двойные плашечные превенторы. Названия относятся к количеству полостей для подъемников (эквивалентному эффективному количеству клапанов), содержащихся в агрегате. Противовыбросовый превентор с двойным плунжером более компактен и легче, чем стек из двух противовыбросовых превенторов с одинарным плунжером, обеспечивая при этом те же функциональные возможности, и поэтому желателен во многих областях применения. Также производятся противовыбросовые превенторы с тройным поршнем, но не так широко.

Технологическое развитие плашечных противовыбросовых превенторов было направлено на более глубокие скважины и скважины с более высоким давлением, повышение надежности, сокращение затрат на техническое обслуживание, упрощенную замену компонентов, упрощение ROV вмешательство, сокращенное гидравлическая жидкость расход, а также улучшенные соединители, пакеры, уплотнения, замки и плашки. Кроме того, ограничение веса и занимаемой площади противовыбросового превентора является серьезной проблемой для учета ограничений существующих буровых установок.

Самый мощный на рынке противовыбросовый превентор с большим проходным отверстием на рынке, по состоянию на июль 2010 года, Cameron EVO 20K BOP, имел номинальное давление удержания 20 000 фунтов на квадратный дюйм, усилие поршня более 1 000 000 фунтов и диаметр ствола скважины 18,75 дюйма. .

Кольцевой противовыбросовый превентор

Патентный чертеж оригинального противовыбросового превентора сферического типа Shaffer (1972 г.)
Схема кольцевого противовыбросового превентора в открытой и полностью закрытой конфигурациях. Гибкое кольцевое пространство (пончик) синего цвета вдавливается в полость бурильной трубы гидравлическими поршнями.

Кольцевой противовыбросовый превентор был изобретен Грэнвилл Слоан Нокс в 1946 г .; патент США на него был выдан в 1952 году.[4] Часто вокруг буровой установки ее называют «Hydril», по имени одного из производителей подобных устройств.

Противовыбросовый превентор кольцевого типа может закрывать бурильную колонну, обсадную колонну или нецилиндрический объект, такой как Келли. Бурильную трубу, включая замки большего диаметра (резьбовые соединения), можно «зачищать» (т.е. перемещать вертикально, пока давление удерживается ниже) через кольцевой превентор путем тщательного контроля гидравлического давления закрытия. Кольцевые противовыбросовые превенторы также эффективны для поддержания уплотнения вокруг бурильной трубы, даже когда она вращается во время бурения. Нормы, как правило, требуют, чтобы кольцевой превентор мог полностью закрыть ствол скважины, но кольцевые превенторы обычно не так эффективны, как плашечные превенторы в поддержании уплотнения в открытом стволе. Кольцевые превенторы обычно располагаются наверху стопки противовыбросовых превенторов, при этом один или два кольцевых превентора расположены над серией из нескольких превенторов.

В кольцевом противовыбросовом превенторе используется принцип клин закрыть ствол скважины. Он имеет резиновое уплотнение в виде пончика, известное как эластомерный блок упаковки, усиленный стальными ребрами. Сальниковый блок находится в корпусе противовыбросового превентора между головкой и гидравлическим поршнем. Когда поршень приводится в действие, его тяга вверх заставляет сальниковый узел сжиматься, как сфинктер уплотнение затрубного пространства или необсаженного ствола. Кольцевые превенторы имеют только две движущиеся части, поршень и сальник, что делает их простыми и удобными в обслуживании по сравнению с превенторами с плашечным покрытием.

В первоначальном типе кольцевого противовыбросового превентора используется поршень с «клиновой» (конической) поверхностью. Когда поршень поднимается, вертикальное перемещение уплотняющего блока ограничивается головкой, и наклонная поверхность поршня сжимает уплотняющий блок внутрь, к центру ствола скважины.

В 1972 году Адо Н. Вуясинович получил патент на разновидность кольцевого превентора, известного как сферический противовыбросовый превентор, названный так из-за его головки со сферической поверхностью.[5] Когда поршень поднимается, сальник толкается вверх к изогнутой головке, что сужает его внутрь. Оба типа кольцевых превенторов широко используются.

Методы контроля

Когда скважины бурятся на суше или на очень мелководье, когда устье находится выше ватерлинии, противовыбросовые превенторы активируются гидравлическим давлением от удаленного гидроаккумулятора. Вокруг буровой установки будет установлено несколько постов управления. Их также можно закрыть вручную, повернув большие ручки-колеса.

При более глубоких морских операциях, когда устье скважины находится чуть выше грязевой линии на морском дне, существует пять основных способов управления противовыбросовым превентором. Возможные средства:[нужна цитата ]

  • Гидравлический управляющий сигнал: отправляется с поверхности через гидравлический шлангокабель;
  • Электрический контрольный сигнал: посылается с поверхности через контрольный кабель;
  • Акустический контрольный сигнал: отправляется с поверхности на основе модулированного / кодированного звукового импульса, передаваемого подводным преобразователь;
  • ROV Вмешательство: дистанционно управляемые аппараты (ТПА) механически управляют клапанами и обеспечивают гидравлическое давление в штабеле (через панели «горячего удара»);
  • Переключатель Мертвеца / Auto Shear: безотказная активация выбранных противовыбросовых превенторов во время аварийной ситуации, а также при разрыве управляющих, силовых и гидравлических линий.

На BOP предусмотрены две панели управления для резервирования. Контроль электрических сигналов стручков является первичным. Акустика, вмешательство ROV и управление мертвым человеком являются второстепенными.

Система / последовательность аварийного отключения, или EDS, отключает буровую установку от скважины в случае аварии. EDS также предназначен для автоматического включения аварийного выключателя, который закрывает противовыбросовый, аварийный и дроссельный клапаны. EDS может быть подсистемой блоков управления стека BOP или отдельной.[нужна цитата ]

Насосы на буровой обычно подают давление в блок противовыбросовых превенторов по гидравлическим линиям. Гидравлические аккумуляторы на блоке противовыбросового превентора позволяют закрывать превенторы, даже если блок противовыбросового превентора отсоединен от буровой установки. Также можно запустить автоматическое закрытие противовыбросовых превенторов при слишком высоком давлении или чрезмерном расходе.[нужна цитата ]

Для отдельных скважин вдоль береговой линии США также могут потребоваться противовыбросовые превенторы с резервным акустическим контролем.[нужна цитата ] Общие требования других стран, в том числе Бразилии, требуют использования этого метода.[нужна цитата ] BOP, использующие этот метод, могут стоить до АМЕРИКАНСКИЙ ДОЛЛАР$ На 500 000 больше, чем у тех, в которых эта функция отсутствует.[нужна цитата ]

Прорыв Deepwater Horizon

Основная статья: Разлив нефти Deepwater Horizon
Роботизированная рука Дистанционно управляемый автомобиль (ROV) пытается активировать "Глубоководный горизонт«Противовыбросовый превентор (BOP), четверг, 22 апреля 2010 г.

Вовремя Глубоководный горизонт взрыв буровой установки В случае инцидента 20 апреля 2010 г. противовыбросовый превентор должен был сработать автоматически, разрезав бурильную колонну и запечатав скважину, чтобы предотвратить выброс и последующий разлив нефти в Мексиканском заливе, но он не смог сработать полностью. Позже подводные роботы (ROV) использовались для ручного срабатывания предохранителя глухого сдвигового плафона, но безрезультатно.

По состоянию на май 2010 г. неизвестно, почему вышел из строя противовыбросовый превентор.[6] Главный инспектор Джон Дэвид Форсайт из Американское бюро судоходства свидетельствовал на слушаниях в рамках совместного расследования[7] из Служба управления полезными ископаемыми и Береговая охрана США расследуя причины взрыва, его агентство в последний раз проверило противовыбросовый превентор буровой установки в 2005 году.[8] Представители BP предположили, что превентор мог иметь гидравлическую утечку.[9] Гамма-съемка превентора, проведенная 12 и 13 мая 2010 г., показала, что внутренние клапаны превентора были частично закрыты и ограничивали поток масла. Были ли клапаны закрыты автоматически во время взрыва или были закрыты вручную дистанционно управляемый автомобиль работа неизвестна.[9] В заявлении конгрессмена Барта Ступака говорится, что, помимо прочего, система аварийного отключения (EDS) не функционировала должным образом и могла выйти из строя из-за взрыва на Deepwater Horizon.[10]

Разрешение на Macondo Prospect посредством Служба управления полезными ископаемыми в 2009 году не требовалось резервных средств акустического контроля.[11] Поскольку противовыбросовые превенторы не могли быть успешно закрыты подводными манипуляциями (ROV Вмешательство ), в ожидании результатов полного расследования неясно, было ли это упущение причиной выброса.

Документы, обсуждавшиеся на слушаниях в Конгрессе 17 июня 2010 г., свидетельствуют о том, что батарея в блоке управления устройством разряжена и что владелец буровой установки, За океаном, возможно, "модифицировал" Кэмерон оборудования для площадки в Макондо (включая неправильную подачу гидравлического давления к клапану для испытания дымовой трубы вместо противовыбросового превентора), которое увеличивало риск отказа противовыбросового превентора, несмотря на предупреждения подрядчика по этому поводу. Другая гипотеза заключалась в том, что соединение в бурильной трубе могло быть расположено в штабеле противовыбросового превентора таким образом, чтобы его плашки срезали непреодолимую толщину материала для прорезания.[12]

Позже было обнаружено, что в какой-то момент во время инцидента в Макондо второй кусок трубы попал в штабель противовыбросового превентора, что потенциально объясняет отказ срезного механизма противовыбросового превентора.[13] По состоянию на июль 2010 года было неизвестно, могла ли НКТ быть обсадной колонной, пробившей скважину, или, возможно, сломанной бурильной трубой, упавшей в скважину. В окончательном отчете DNV указано, что вторая труба была сегментом бурильной колонны, которая была выброшена после разрезания ножницами противовыбросового превентора.

10 июля 2010 года ВР начала операции по установке герметизирующей крышки, также известной как стопка укупорки, поверх вышедшей из строя стопки противовыбросовых превенторов. Судя по видеотрансляциям BP об операции, узел уплотнительной крышки, названный Top Hat 10, включал в себя комплект из трех противовыбросовых превенторов с глухим срезным плашком, изготовленных Hydril (компания GE Oil & Gas), одним из главных конкурентов Cameron. К 15 июля, впервые за 87 дней, 3-х ступенчатая забивочная колонна хорошо запечатала Макондо, пусть и временно.

Правительство США хотело заменить вышедший из строя противовыбросовый превентор в случае любого изменения давления, которое происходит при пересечении разгрузочной скважины со скважиной.[14] 3 сентября 2010 г. в 13:20 по московскому времени. CDT 300 тонна вышедший из строя противовыбросовый превентор был извлечен из скважины и начал медленно подниматься на поверхность.[14] Позже в тот же день на колодце был установлен новый противовыбросовый превентор.[15] 4 сентября в 18:54. CDT вышедший из строя противовыбросовый превентор поднялся на поверхность воды и в 21:16. CDT поместили в специальный контейнер на борту судна Helix Q4000.[15] Неисправный противовыбросовый превентор был доставлен на объект НАСА в Луизиане для исследования.[15] к Det Norske Veritas (DNV).

20 марта 2011 года DNV представила свой отчет Министерство энергетики США.[16] Их основной вывод заключался в том, что, хотя плашкам удалось частично прорезать бурильную трубу, они не смогли герметизировать ствол, потому что бурильная труба вышла из намеченной линии действия плашек (потому что бурильная колонна была зажата в замке бурильного инструмента в верхний кольцевой клапан противовыбросового превентора), заклинивая ножницы и приводя к тому, что привод ножниц бурильной колонны не может обеспечить достаточное усилие для завершения своего хода и загибания обрезанной трубы и герметизации скважины. Они не предполагали, что срабатывание произойдет из-за неисправных батарей. Верхняя секция противовыбросового превентора не отделилась, как это было задумано, из-за многочисленных утечек масла, затрудняющих работу гидравлического привода, и ее пришлось вырезать во время восстановления.

Смотрите также

Рекомендации

  1. ^ "Противовыбросовый превентор (BOP) ", видеоконтент, произведенный Transocean. Доступ 26 июня 2020 г.
  2. ^ «Глоссарий нефтяных месторождений Schlumberger». Получено 2007-01-18.
  3. ^ «Первый противовыбросовый превентор плашечного типа (инженерная достопримечательность)». ASME.org. Получено 2007-01-18.
  4. ^ США 2609836 
  5. ^ США 3667721 
  6. ^ Карл Францен, «Разлив нефти указывает на отказоустойчивость буровой установки при полном выходе из строя», Новости AOL, заархивировано из оригинал на 2010-05-04
  7. ^ "Официальный веб-сайт совместной исследовательской группы Deepwater Horizon". Береговая охрана США и Служба управления полезными ископаемыми. Получено 2010-05-26.
  8. ^ Дэвид Хаммер (26 мая 2010 г.). «Слушания: последняя проверка противовыбросового превентора буровой установки состоялась в 2005 году». Times-Picayune. Получено 2010-05-26.
  9. ^ а б Генри Фонтан, Мэтью Л. Уолд (12 мая 2010 г.), «BP утверждает, что утечка может быть ближе к решению», Нью-Йорк Таймс
  10. ^ Барт Ступак, председатель (12 мая 2010 г.). «Вступительное заявление», расследование разлива нефти на побережье Мексиканского залива Deepwater Horizon"" (PDF). Комитет Палаты представителей США по торговле и энергетике, Подкомитет по надзору и расследованиям. Архивировано из оригинал (PDF) на 2010-05-20. Получено 2010-05-12. Цитировать журнал требует | журнал = (помощь)
  11. ^ Протекающая нефтяная скважина Отсутствует защитное устройство Wall Street Journal, 28 апреля 2010 г. Дата обращения 3 июня 2010 г.
  12. ^ Кларк, Эндрю (18.06.2010). «Нефтяная катастрофа BP привлекла внимание к маленькой техасской фирме». Хранитель. Получено 19 июн 2010.
  13. ^ Хаммер, Дэвид (9 июля 2010 г.). «Обнаружение второй трубы в стояке Deepwater Horizon вызывает споры среди экспертов». nola.com. Получено 13 июля 2010.
  14. ^ а б «BP: Из скважины удален противовыбросовый превентор, который не смог остановить утечку нефти в Мексиканском заливе». FoxNews.com. Ассошиэйтед Пресс. 2010-09-03. Получено 2010-09-03.
  15. ^ а б c «Неисправный противовыбросовый превентор, ключевое свидетельство в зонде разлива нефти в Персидском заливе, закрепленный на лодке». FoxNews.com. Ассошиэйтед Пресс. 2010-09-04. Получено 2010-09-05.
  16. ^ Гэри Д. Кенни; Брайс А. Леветт; Нил Г. Томпсон (2011-03-20). «Судебно-медицинская экспертиза устройства для предотвращения выброса глубоководных горизонтов (окончательный отчет для Министерства внутренних дел США)» (PDF (9,4 Мб)). Deepwater Horizon Joint Investigation (Официальный сайт совместной исследовательской группы). EP030842. Получено 2011-04-20.

внешняя ссылка