Превентор

Противовыбросовый превентор ( BOP ) (произносится как BOP) ^[1] представляет собой специализированный клапан или подобное механическое устройство, используемое для герметизации, контроля и мониторинга нефтяных и газовых скважин с целью предотвращения выбросов , неконтролируемого выброса сырой нефти или природного газа из скважины. Обычно они устанавливаются в пакетах других клапанов.

Противовыбросовые превенторы были разработаны для того, чтобы справляться с экстремально нестабильными давлениями и неконтролируемым потоком ( ударом пласта ), исходящим из пласта скважины во время бурения. Удары ногой могут привести к потенциально катастрофическому событию, известному как выброс . Помимо контроля за скважинным давлением (возникающим в пробуренной скважине) и потоком нефти и газа, противовыбросовые превенторы предназначены для предотвращения выдувания НКТ (например, бурильных труб и обсадных труб ), инструментов и бурового раствора из ствола скважины. (также известная как скважина, отверстие, ведущее к резервуару), когда угрожает выброс. Противовыбросовые превенторы имеют решающее значение для безопасности экипажа, буровой установки (системы оборудования, используемой для бурения ствола скважины) и окружающей среды, а также для мониторинга и поддержания целостности скважины; таким образом, противовыбросовые превенторы предназначены для обеспечения отказоустойчивости систем, в которые они входят.

Термин ПВО используется в жаргоне нефтяных месторождений для обозначения противовыбросовых превенторов. Сокращенный термин «превентор» , обычно предваряемый типом (например, плашечный превентор ), используется для обозначения отдельного блока противовыбросового превентора. Противовыбросовый превентор также может называться просто по его типу (например, плунжер). Термины «выбросовой превентор» , «стопка противовыбросовых превенторов» и «система противовыбросовых превенторов» обычно используются как взаимозаменяемые и в общем смысле для описания сборки из нескольких расположенных друг над другом противовыбросовых превенторов различного типа и функции, а также вспомогательных компонентов. Типичная подводная глубоководная противовыбросовая система включает в себя такие компоненты, как электрические и гидравлические линии , блоки управления, гидравлические аккумуляторы, испытательный клапан, линии и клапаны глушения и дросселирования, соединение райзера , гидравлические соединители и опорную раму.

Наиболее распространены две категории противовыбросовых превенторов: плашки и кольцевые . В штабелях противовыбросовых превенторов часто используются оба типа, обычно по крайней мере, с одним кольцевым противовыбросовым превентором, расположенным над несколькими плашечными противовыбросовыми превенторами. Противовыбросовые превенторы используются на наземных скважинах, морских буровых установках и подводных скважинах. Наземные и подводные превенторы крепятся к верхней части ствола скважины, известной как устье скважины. Превенторы на морских буровых установках устанавливаются под палубой буровой установки. Подводные противовыбросовые превенторы соединены с морской буровой установкой, расположенной выше, с помощью бурового стояка, который обеспечивает непрерывный путь для бурильной колонны и флюидов, выходящих из ствола скважины. По сути, стояк расширяет ствол скважины до буровой установки. Противовыбросовые превенторы не всегда работают корректно. Примером этого является выброс на платформе Deepwater Horizon , где трубопровод, проходящий через противовыбросовый превентор, был слегка погнут, и противовыбросовый превентор не смог разрезать трубу.

Использовать

Противовыбросовые превенторы бывают различных стилей, размеров и классов давления. Несколько отдельных блоков, выполняющих различные функции, объединяются в комплект противовыбросового превентора. Несколько противовыбросовых превенторов одного типа часто предусматриваются для резервирования , что является важным фактором эффективности отказоустойчивых устройств.

Основными функциями противовыбросовой системы являются:

Ограничьте скважинную жидкость стволом скважины ;
Обеспечить средства для добавления жидкости в ствол скважины;
Обеспечить возможность отбора контролируемых объемов жидкости из ствола скважины.

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

Регулировать и контролировать скважинное давление;
Центрируйте и подвешивайте бурильную колонну в стволе скважины;
Закрыть скважину (например, загерметизировать пустоту , затрубное пространство между бурильной трубой и обсадной колонной);
«Заглушить» скважину (предотвратить переток пластовой жидкости , приток, из пласта в ствол скважины);
Загерметизировать устье скважины (закрыть ствол скважины);
Разрезать обсадную или бурильную трубу (в случае аварийной ситуации).

При бурении типичной скважины высокого давления бурильные колонны направляются через стопку противовыбросовых превенторов к пласту нефти и газа. По мере бурения скважины буровой раствор , «буровой раствор», подается через бурильную колонну вниз к буровому долоту, «лезвию», и возвращается вверх по стволу скважины в кольцеобразную пустоту, кольцевое пространство , между внешней частью бурильной трубы. и обсадная колонна (трубопровод, обрамляющий ствол скважины). Столб бурового раствора оказывает нисходящее гидростатическое давление , противодействуя противодействующему давлению со стороны пробуренного пласта, позволяя продолжить бурение.

При возникновении выброса (притока пластовой жидкости ) операторы буровой установки или автоматические системы закрывают противовыбросовые превенторы, герметизируя затрубное пространство, чтобы остановить вытекание жидкостей из ствола скважины. Затем более плотный буровой раствор циркулирует в ствол скважины по бурильной колонне, вверх по затрубному пространству и наружу через штуцерную линию у основания стопки противовыбросовых превенторов через штуцеры (ограничители потока) до тех пор, пока не будет преодолено забойное давление. Как только буровой раствор «убийственного веса» распространится от дна колодца до верха, колодец «убит». Если целостность скважины сохранена, бурение можно возобновить. В качестве альтернативы, если циркуляция невозможна, можно глушить скважину путем « закачки », принудительно закачивая более тяжелый буровой раствор сверху через соединение линии глушения в основании штабеля. Это менее желательно из-за вероятного необходимости более высоких поверхностных давлений и того факта, что большая часть бурового раствора, первоначально находившегося в затрубном пространстве, должна быть вытеснена в восприимчивые пласты в секции открытого ствола под самым глубоким башмаком обсадной колонны.

Если противовыбросовые превенторы и буровой раствор не ограничивают давление выброса вверх, происходит выброс, который может привести к выбросу НКТ, нефти и газа в ствол скважины, повреждению буровой установки и поставить под вопрос целостность скважины .

Поскольку превенторы важны для безопасности экипажа и окружающей среды, а также буровой установки и самой скважины, власти рекомендуют, а нормативные акты требуют, чтобы превенторы регулярно проверялись, проверялись и ремонтировались. Тесты варьируются от ежедневной проверки функций на критических скважинах до ежемесячных или менее частых проверок на скважинах с низкой вероятностью проблем с контролем. ^[2]

Эксплуатационные запасы нефти и газа становятся все более редкими и удаленными, что приводит к увеличению объемов разведки подводных глубоководных скважин и требует, чтобы противовыбросовые превенторы оставались под водой в течение года в экстремальных условиях. ^{[ нужна ссылка ]}. В результате блоки противовыбросовых превенторов стали больше и тяжелее (например, один блок противовыбросового превентора плашечного типа может весить более 30 000 фунтов), в то время как пространство, отведенное для штабелей противовыбросовых превенторов на существующих морских буровых установках, не увеличилось соразмерно. Таким образом, ключевым направлением технологического развития превенторов за последние два десятилетия было ограничение их занимаемой площади и веса при одновременном повышении безопасной эксплуатационной мощности.

Типы

Превенторы бывают двух основных типов: плашки и кольцевые . Оба часто используются вместе в блоках противовыбросовых превенторов буровых установок , обычно по крайней мере с одним кольцевым противовыбросовым превентором, закрывающим штабель из нескольких плашечных превенторов.

Противовыбросовый превентор Ram

Барашковый противовыбросовый превентор был изобретен Джеймсом Смитером Аберкромби и Гарри С. Кэмероном в 1922 году и был выведен на рынок в 1924 году компанией Cameron Iron Works . ^[3]

Превентор плашечного типа по работе аналогичен задвижке , но в нем используется пара противоположных стальных плунжеров-плунжеров. Пластины выдвигаются к центру ствола скважины, чтобы ограничить поток, или втягиваются, чтобы обеспечить поток. Внутренняя и верхняя поверхности плашек оснащены пакерами (эластомерными уплотнениями), которые прижимаются друг к другу, к стволу скважины и вокруг НКТ, проходящих через ствол скважины. Выпускные отверстия по бокам корпуса противовыбросового превентора (корпуса) используются для подключения дроссельных линий или клапанов.

Рамы или блоки таранов бывают четырех распространенных типов: трубчатые , слепые , срезные и слепые срезные .

Трубные плашки закрываются вокруг бурильной трубы, ограничивая поток в затрубном пространстве (кольцеобразном пространстве между концентрическими объектами) между внешней частью бурильной трубы и стволом скважины, но не препятствуют потоку внутри бурильной трубы. Трубные плашки переменного диаметра могут вмещать трубы с более широким диапазоном наружных диаметров, чем стандартные трубные плашки, но обычно с некоторой потерей грузоподъемности и долговечности. Трубопровод не следует закрывать, если в отверстии нет трубы.

Слепые плашки (также известные как уплотнительные плашки), не имеющие отверстий для НКТ, могут перекрывать скважину, когда в скважине нет бурильной колонны или других трубок, и герметизировать ее.

Срезные плашки предназначены для одновременного разрезания трубы в скважине и герметизации ствола скважины. Он имеет стальные лезвия для резки трубы и уплотнения для герметизации кольцевого пространства после резки трубы.

Глухие срезные плашки (также известные как срезные плашки со срезным уплотнением или уплотнительные срезные плашки) предназначены для герметизации ствола скважины, даже когда ствол занят бурильной колонной, путем прорезания бурильной колонны, когда плашки закрывают скважину. Верхняя часть отрезанной бурильной колонны освобождается от плашки, а нижняя часть может быть обжата и захвачена «рыбьим хвостом», чтобы подвешивать бурильную колонну к противовыбросовому превентору.

В дополнение к стандартным функциям плашек трубные плашки переменного диаметра часто используются в качестве испытательных плашек в модифицированном противовыбросовом устройстве, известном как испытательный клапан дымовой трубы. Клапаны для проверки дымовой трубы расположены в нижней части стопки противовыбросовых превенторов и сопротивляются давлению вниз (в отличие от противовыбросовых превенторов, которые сопротивляются давлению вверх). Путем замыкания испытательного плашки и плашки противовыбросового превентора вокруг бурильной колонны и подачи давления в затрубное пространство можно проверить правильность функционирования противовыбросового превентора под давлением.

Оригинальные противовыбросовые превенторы 1920-х годов представляли собой простые и прочные ручные устройства с минимальным количеством деталей. Корпус противовыбросового превентора (корпус) имел вертикальный ствол скважины и горизонтальную полость плашки (направляющую камеру плашки). Противоположные плунжеры (плунжеры) в полости плунжера перемещаются горизонтально и приводятся в действие нарезными валами плунжеров (поршневыми штоками) наподобие винтового домкрата. Крутящий момент от поворота валов плашек с помощью гаечного ключа или маховика был преобразован в линейное движение, и плунжеры, соединенные с внутренними концами валов плашек, открывали и закрывали ствол скважины. Такая работа типа винтового домкрата обеспечивала плунжерам достаточное механическое преимущество для преодоления забойного давления и герметизации затрубного пространства ствола скважины.

Гидравлические цилиндры BOP использовались с 1940-х годов. Превенторы с гидравлическим приводом имели много потенциальных преимуществ. Давление можно было выровнять в противоположных гидравлических цилиндрах, заставляя цилиндры работать в унисон. Было обеспечено относительно быстрое срабатывание и дистанционное управление, а гидроцилиндры хорошо подходили для работы в скважинах с высоким давлением.

Поскольку от BOP зависят безопасность и надежность, для обеспечения долговечности по-прежнему прилагаются усилия по минимизации сложности устройств. В результате, несмотря на постоянно растущие требования, предъявляемые к ним, современные плунжерные превенторы концептуально не отличаются от первых эффективных моделей и во многом напоминают их.

В поршневых противовыбросовых превенторах, предназначенных для использования на глубоководных объектах, повсеместно используется гидравлический привод. Валы с резьбой часто до сих пор используются в превенторах с гидроцилиндрами в качестве стопорных стержней, которые удерживают гидроцилиндр на месте после гидравлического срабатывания. Благодаря использованию механического механизма блокировки плунжера нет необходимости поддерживать постоянное гидравлическое давление. Стопорные стержни могут быть соединены с валами гидроцилиндров или нет, в зависимости от производителя. Также используются другие типы плунжерных замков, например клиновые замки.

Типичные узлы привода плунжера (системы управления) крепятся к корпусу противовыбросового превентора с помощью съемных крышек. Отвинчивание крышек от корпуса позволяет проводить обслуживание ПВП и облегчает замену плашек. Таким образом, например, превентор для трубных плашек может быть преобразован в превентор для глухих срезных плашек.

Плунжерные превенторы сдвигового типа требуют наибольшего закрывающего усилия, чтобы прорезать НКТ, занимающие ствол скважины. Усилители (вспомогательные гидравлические приводы) часто устанавливаются на внешних концах гидравлических приводов превентора, чтобы обеспечить дополнительную силу сдвига для срезных плашек. Если возникает ситуация, когда необходимо активировать срезные плашки, бурильщику рекомендуется расположить колонну на расстоянии, чтобы гарантировать, что плашки будут срезать тело бурильной трубы, а не иметь замковое соединение (гораздо более толстый металл) поперек бурильной трубы. срезные плунжеры.

Пластинчатые противовыбросовые превенторы обычно проектируются таким образом, чтобы давление в скважине помогало поддерживать плашки в закрытом, уплотняющем положении. Это достигается за счет того, что жидкость проходит через канал в подъемнике и оказывает давление в задней части подъемника и к центру ствола скважины. Наличие канала в толкателе также ограничивает тягу, необходимую для преодоления давления в стволе скважины.

Обычно доступны одноплунжерные и двухплунжерные превенторы. Названия относятся к количеству полостей плашек (эквивалентному эффективному количеству клапанов), содержащихся в агрегате. Двухплунжерный превентор более компактен и легче, чем комплект из двух одноплунжерных превенторов, но при этом обеспечивает ту же функциональность и, следовательно, желателен во многих применениях. Также производятся трехплунжерные превенторы, но не так часто. ^{[ нужна ссылка ]}

Технологическое развитие поршневых превенторов было направлено на более глубокие скважины с более высоким давлением, повышение надежности, сокращение объема технического обслуживания, упрощение замены компонентов, облегчение ROV вмешательства , снижение расхода гидравлической жидкости , а также улучшение соединителей, пакеров, уплотнений, замков и плашек. Кроме того, ограничение веса и занимаемой площади противовыбросового превентора является серьезной проблемой, учитывая ограничения существующих буровых установок.

По состоянию на июль 2010 года самым мощным противовыбросовым превентором большого диаметра на рынке был EVO 20K BOP компании Cameron с номинальным давлением удержания 20 000 фунтов на квадратный дюйм, усилием плунжера более 1 000 000 фунтов и диаметром ствола скважины до 18,75 дюймов. ^{[ нужна ссылка ]}

Кольцевой превентор

Кольцевой противовыбросовый превентор был изобретен Грэнвиллом Слоаном Ноксом в 1946 году; патент США на него был выдан в 1952 году. ^[4]^{[ нужен лучший источник ]} Часто буровую установку называют «Гидрил» по имени первоначального производителя таких устройств.

Превентор кольцевого типа может закрываться вокруг бурильной колонны, обсадной колонны или нецилиндрического объекта, например ведущей ведущей трубы . Бурильную трубу, включая бурильные замки большего диаметра (резьбовые соединители), можно «зачистить» (т. е. переместить вертикально, пока давление удерживается внизу) через кольцевой превентор путем тщательного контроля давления гидравлического закрытия. Кольцевые противовыбросовые превенторы также эффективны для поддержания уплотнения вокруг бурильной трубы, даже когда она вращается во время бурения. Нормативные документы обычно требуют, чтобы кольцевой превентор был способен полностью перекрывать ствол скважины, но кольцевые превенторы обычно не так эффективны, как плашки, для поддержания герметизации открытого ствола скважины. Кольцевые превенторы обычно располагаются в верхней части стопки противовыбросовых превенторов, при этом один или два кольцевых превентора располагаются над рядом из нескольких плашек.

Кольцевой противовыбросовый превентор использует принцип клина для закрытия ствола скважины. Он имеет резиновое уплотнение в форме пончика, известное как эластомерный уплотнитель, усиленный стальными ребрами. Уплотнитель расположен в корпусе противовыбросового превентора между головкой и гидравлическим поршнем. Когда поршень приводится в действие, его тяга вверх заставляет сальник сжиматься, как сфинктер , герметизируя кольцевое пространство или открытое отверстие. Кольцевые превенторы имеют только две движущиеся части: поршень и уплотнительный узел, что делает их простым и легким в обслуживании по сравнению с плашечными превенторами. ^{[ нужна ссылка ]}

В оригинальном типе кольцевого противовыбросового превентора использовался поршень с «клиновой» (конической) поверхностью. Когда поршень поднимается, вертикальное перемещение набивочного узла ограничивается головкой, а наклонная поверхность поршня сжимает насадочный узел внутрь, к центру ствола скважины. ^{[ нужна ссылка ]}

В 1972 году Адо Н. Вуясинович получил патент на вариант кольцевого превентора, известный как сферический противовыбросовый превентор, названный так из-за его сферической головки. ^[5]^{[ нужен лучший источник ]} Когда поршень поднимается, сальник толкается вверх к изогнутой головке, что сжимает сальник внутрь. Оба типа кольцевого превентора широко используются. ^{[ оригинальное исследование? ]}

Методы контроля

Когда скважины бурятся на суше или на очень мелководье, где устье скважины находится выше ватерлинии, противовыбросовые превенторы активируются гидравлическим давлением от дистанционного аккумулятора. Вокруг буровой установки будет установлено несколько станций управления. Их также можно закрыть вручную, повернув большие колесные ручки.

При более глубоких морских операциях, когда устье скважины находится чуть выше линии дна на морском дне, существует пять основных способов контроля противовыбросового превентора. Возможные средства: ^{[ нужна ссылка ]}

Сигнал гидравлического управления: отправляется с поверхности через гидравлический шлангокабель;
Электрический сигнал управления: отправляется с поверхности по кабелю управления;
Акустический управляющий сигнал: посылается с поверхности на основе модулированного/кодированного звукового импульса, передаваемого подводным преобразователем ;
ROV Вмешательство : транспортные средства с дистанционным управлением (ROV) механически управляют клапанами и подают гидравлическое давление в штабель (через панели «горячего удара»);
Deadman Switch / Auto Shear: безопасная активация выбранных противовыбросовых превенторов во время чрезвычайной ситуации, а также в случае обрыва линий управления, питания и гидравлики.

Для резервирования на ПБ предусмотрены два блока управления. Управление электрическими сигналами модулей является основным. Акустика, вмешательство ROV и средства контроля гибели людей являются второстепенными.

Система/последовательность аварийного отключения (EDS) отключает буровую установку от скважины в случае возникновения чрезвычайной ситуации. EDS также предназначена для автоматического срабатывания аварийного выключателя, который закрывает противовыбросовые клапаны, глушители и дроссельные клапаны. EDS может быть подсистемой блоков управления стеком BOP или отдельной. ^{[ нужна ссылка ]}

Насосы на буровой установке обычно подают давление в блок противовыбросовых превенторов через гидравлические линии. Гидроаккумуляторы, расположенные на противовыбросовом блоке, позволяют закрывать противовыбросовые превенторы, даже если противовыбросовый блок отсоединен от буровой установки. Также возможно автоматическое закрытие ПВП в случае слишком высокого давления или чрезмерного расхода. ^{[ нужна ссылка ]}

Отдельные скважины вдоль береговой линии США также могут быть оборудованы противовыбросовыми превенторами с резервным акустическим контролем. ^{[ нужна ссылка ]} Общие требования других стран, включая Бразилию, требовали этого метода. ^{[ нужна ссылка ]} ПБ, использующие этот метод, могут стоить на 500 000 долларов США дороже, чем те, в которых эта функция отсутствует. ^{[ нужна ссылка ]}

Выброс на глубоководный горизонт

Во время Deepwater Horizon взрыва на буровой установке 20 апреля 2010 г. противовыбросовый превентор должен был сработать автоматически, перерезать бурильную колонну и герметизировать скважину, чтобы предотвратить выброс и последующий разлив нефти в Мексиканском заливе, но он не сработал полностью. . Позднее подводные роботы (ROV) использовались для ручного срабатывания противосрезного плафона, но безрезультатно.

По состоянию на май 2010 года было неизвестно, почему вышел из строя противовыбросовый превентор. ^[6] Главный инспектор Джон Дэвид Форсайт из Американского бюро судоходства дал показания на слушаниях перед Совместным расследованием. ^[7] Службы управления минеральными ресурсами и Береговой охраны США, расследующих причины взрыва, последний раз его ведомство проверяло противовыбросовое устройство буровой установки в 2005 году. ^[8] Представители BP предположили, что в превенторе могла произойти утечка гидравлики. ^[9] Гамма-снимки превентора, проведенные 12 и 13 мая 2010 г., показали, что внутренние клапаны превентора были частично закрыты и ограничивали поток нефти. закрылись ли клапаны автоматически во время взрыва или были закрыты вручную с помощью дистанционно управляемой машины . Неизвестно, ^[9] В заявлении, опубликованном конгрессменом Бартом Ступаком, говорится, что, среди прочего, система аварийного отключения (EDS) не работала должным образом и могла выйти из строя из-за взрыва на Deepwater Horizon. ^[10]

Разрешение на перспективу Макондо, выданное Службой управления минеральными ресурсами в 2009 году, не требовало дополнительных средств акустического контроля. ^[11] Поскольку превенторы не удалось успешно закрыть с помощью подводных манипуляций ( ROV вмешательство ) до получения результатов полного расследования, неясно, стало ли это упущение фактором выброса.

Документы, обсуждавшиеся на слушаниях в Конгрессе 17 июня 2010 года, предполагают, что батарея в блоке управления устройством разряжена и что владелец буровой установки, Transocean , возможно, «модифицировал» оборудование Кэмерона для объекта Макондо (включая неправильное направление гидравлического давления на испытательный клапан дымохода вместо противовыбросового превентора для трубы), что увеличило риск выхода из строя противовыбросового превентора, несмотря на предупреждения подрядчика на этот счет. Другая гипотеза заключалась в том, что место соединения бурильной трубы могло быть расположено в штабеле противовыбросовых превенторов таким образом, что его срезные плашки имели непреодолимую толщину материала, который нужно было прорезать. ^[12]

Позже было обнаружено, что в какой-то момент во время инцидента на Макондо в стопку противовыбросовых превенторов попал второй кусок НКТ, что потенциально объясняет выход из строя механизма резки противовыбросового превентора. ^[13] По состоянию на июль 2010 года было неизвестно, могла ли это быть обсадная труба, пробившая скважину, или, возможно, сломанная бурильная труба, упавшая в скважину. В окончательном отчете DNV указано, что вторая труба представляла собой сегмент бурильной колонны, который был выброшен после того, как его разрезали ножницы для противовыбросового превентора.

10 июля 2010 г. компания BP начала работы по установке герметизирующей крышки, также известной как заглушка, поверх вышедшей из строя трубы противовыбросового превентора. Судя по видеотрансляциям операции, сделанным BP, узел уплотнительной крышки, получивший название Top Hat 10, включал в себя стопку из трех противовыбросовых превенторов с глухими срезными плашками, изготовленными Hydril (компания GE Oil & Gas), одним из главных конкурентов Кэмерона. К 15 июля укупорочный штабель из трех баранов хорошо запечатал Макондо, хотя и временно, впервые за 87 дней.

Правительство США хотело, чтобы вышедший из строя противовыбросовый превентор был заменен в случае любого изменения давления, которое происходит, когда предохранительная скважина пересекается со скважиной. ^[14] 3 сентября 2010 г. в 13:20 по центральному поясному времени 300- тонный вышедший из строя противовыбросовый превентор был снят со скважины и начал медленно подниматься на поверхность. ^[14] Позже в тот же день на скважине был установлен новый противовыбросовый превентор. ^[15] 4 сентября в 18:54 по центральному поясному времени вышедший из строя противовыбросовый превентор достиг поверхности воды и в 21:16 по центральному времени был помещен в специальный контейнер на борту судна Helix Q4000. ^[15] Неисправный противовыбросовый превентор был доставлен на объект НАСА в Луизиане для проверки. ^[15] Автор: Det Norske Veritas (DNV).

20 марта 2011 года DNV представила свой отчет Министерству 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 выгнулась за пределы предполагаемой линии действия плашек (поскольку бурильная колонна зацепилась за бурильное соединение в верхний кольцевой клапан противовыбросового превентора), заклинивание ножниц, в результате чего привод среза бурильной колонны не может создать достаточное усилие для завершения хода, сгибания обрезанной трубы и герметизации скважины. Они не предполагали какого-либо сбоя срабатывания, который мог бы быть вызван неисправными батареями. Верхняя секция противовыбросового превентора не смогла отделиться должным образом из-за многочисленных утечек масла, нарушивших работу гидропривода, и во время подъема ее пришлось отрезать.

См. также

Сосок-колокольчик
Выброс (бурение скважин) со списком заметных выбросов морских скважин.
Подводные технологии
Рождественская елка (нефтяная скважина)
Нефтяная скважина
Предотвращение и реагирование на разливы нефти на море

Ссылки

^ « Blow Out Preventer (BOP) », видеоконтент, созданный Transocean. По состоянию на 26 июня 2020 г.
^ «Глоссарий нефтяных месторождений Шлюмберже» . Архивировано из оригинала 24 июня 2010 г. Проверено 18 января 2007 г.
^ «Первый противовыбросовый превентор таранного типа (инженерная достопримечательность)» . ASME.org . Проверено 18 января 2007 г.
^ США 2609836 , Нокс, Гранвилл С., «Управляющая головка и противовыбросовое устройство», опубликован 9 сентября 1952 г., передан компании Hydril Corp.
^ US 3667721 , Вуясинович, Адо Н., «Превентор», опубликован 6 июня 1972 г., передан компании Rucker Co.
^ Карл Франзен, «Точка разлива нефти указывает на полную отказоустойчивость буровой установки» , новости AOL , заархивировано из оригинала 4 мая 2010 г.
^ «Официальный веб-сайт Объединенной следственной группы Deepwater Horizon» . береговой охраны и Служба управления минеральными ресурсами США . Проверено 26 мая 2010 г.
^ Дэвид Хаммер (26 мая 2010 г.). «Слушания: последний раз противовыбросовый превентор буровой установки проверялся в 2005 году» . Таймс-Пикаюн . Проверено 26 мая 2010 г.
^ Перейти обратно: ^а ^б Генри Фонтейн, Мэтью Л. Уолд (12 мая 2010 г.), «BP заявляет, что утечка может быть ближе к решению» , The New York Times
^ Барт Ступак, председатель (12 мая 2010 г.). «Вступительное заявление, «Расследование разлива нефти на глубоководном горизонте на побережье Мексиканского залива» » (PDF) . Комитет Палаты представителей США по торговле и энергетике, Подкомитет по надзору и расследованиям. Архивировано из оригинала (PDF) 20 мая 2010 г. Проверено 12 мая 2010 г. {{cite journal}}: Для цитирования журнала требуется |journal= ( помощь )
^ Утечка нефтяной скважины не имела защитного устройства Wall Street Journal, 28 апреля 2010 г. Проверено 3 июня 2010 г.
^ Кларк, Эндрю (18 июня 2010 г.). «Нефтяная катастрофа BP привлекла внимание к маленькой техасской фирме» . Хранитель . Проверено 19 июня 2010 г.
^ Хаммер, Дэвид (9 июля 2010 г.). «Обнаружение второй трубы в стояке Deepwater Horizon вызывает споры среди экспертов» . nola.com . Проверено 13 июля 2010 г.
^ Перейти обратно: ^а ^б «BP: Из скважины удален противовыбросовый превентор, который не смог остановить утечку нефти в Мексиканском заливе» . FoxNews.com. Ассошиэйтед Пресс. 3 сентября 2010 г. Проверено 3 сентября 2010 г.
^ Перейти обратно: ^а ^б ^с «Неисправный противовыбросовый превентор, ключевое доказательство в расследовании разлива нефти в Персидском заливе, надежно закреплен на лодке» . FoxNews.com. Ассошиэйтед Пресс. 04 сентября 2010 г. Проверено 5 сентября 2010 г.
^ Гэри Д. Кенни; Брайс А. Леветт; Нил Г. Томпсон (20 марта 2011 г.). «Судебно-медицинская экспертиза противовыбросового превентора глубоководного горизонта (Окончательный отчет Министерства внутренних дел США)» (PDF (9,4 МБ)) . Совместное расследование Deepwater Horizon (Официальный сайт Объединенной следственной группы) . EP030842 . Проверено 20 апреля 2011 г.

Внешние ссылки

[1] « Blow Out Preventer (BOP) », видеоконтент, созданный Transocean. По состоянию на 26 июня 2020 г.

[2] «Глоссарий нефтяных месторождений Шлюмберже» . Архивировано из оригинала 24 июня 2010 г. Проверено 18 января 2007 г.

[3] «Первый противовыбросовый превентор таранного типа (инженерная достопримечательность)» . ASME.org . Проверено 18 января 2007 г.

[4] США 2609836 , Нокс, Гранвилл С., «Управляющая головка и противовыбросовое устройство», опубликован 9 сентября 1952 г., передан компании Hydril Corp.

[5] US 3667721 , Вуясинович, Адо Н., «Превентор», опубликован 6 июня 1972 г., передан компании Rucker Co.

[6] Карл Франзен, «Точка разлива нефти указывает на полную отказоустойчивость буровой установки» , новости AOL , заархивировано из оригинала 4 мая 2010 г.

[7] «Официальный веб-сайт Объединенной следственной группы Deepwater Horizon» . береговой охраны и Служба управления минеральными ресурсами США . Проверено 26 мая 2010 г.

[8] Дэвид Хаммер (26 мая 2010 г.). «Слушания: последний раз противовыбросовый превентор буровой установки проверялся в 2005 году» . Таймс-Пикаюн . Проверено 26 мая 2010 г.

[fountain-9] Перейти обратно: ^а ^б Генри Фонтейн, Мэтью Л. Уолд (12 мая 2010 г.), «BP заявляет, что утечка может быть ближе к решению» , The New York Times

[10] Барт Ступак, председатель (12 мая 2010 г.). «Вступительное заявление, «Расследование разлива нефти на глубоководном горизонте на побережье Мексиканского залива» » (PDF) . Комитет Палаты представителей США по торговле и энергетике, Подкомитет по надзору и расследованиям. Архивировано из оригинала (PDF) 20 мая 2010 г. Проверено 12 мая 2010 г. {{cite journal}}: Для цитирования журнала требуется |journal= ( помощь )

[11] Утечка нефтяной скважины не имела защитного устройства Wall Street Journal, 28 апреля 2010 г. Проверено 3 июня 2010 г.

[12] Кларк, Эндрю (18 июня 2010 г.). «Нефтяная катастрофа BP привлекла внимание к маленькой техасской фирме» . Хранитель . Проверено 19 июня 2010 г.

[13] Хаммер, Дэвид (9 июля 2010 г.). «Обнаружение второй трубы в стояке Deepwater Horizon вызывает споры среди экспертов» . nola.com . Проверено 13 июля 2010 г.

[20100903BlowoutPreventerRemoved-14] Перейти обратно: ^а ^б «BP: Из скважины удален противовыбросовый превентор, который не смог остановить утечку нефти в Мексиканском заливе» . FoxNews.com. Ассошиэйтед Пресс. 3 сентября 2010 г. Проверено 3 сентября 2010 г.

[20100904BlowoutPreventerOnBoat-15] Перейти обратно: ^а ^б ^с «Неисправный противовыбросовый превентор, ключевое доказательство в расследовании разлива нефти в Персидском заливе, надежно закреплен на лодке» . FoxNews.com. Ассошиэйтед Пресс. 04 сентября 2010 г. Проверено 5 сентября 2010 г.

[16] Гэри Д. Кенни; Брайс А. Леветт; Нил Г. Томпсон (20 марта 2011 г.). «Судебно-медицинская экспертиза противовыбросового превентора глубоководного горизонта (Окончательный отчет Министерства внутренних дел США)» (PDF (9,4 МБ)) . Совместное расследование Deepwater Horizon (Официальный сайт Объединенной следственной группы) . EP030842 . Проверено 20 апреля 2011 г.

[1]

[2]

[3]

[4]

[5]

[6]

[7]

[8]

[9]

[10]

[11]

[12]

[13]

[14]

[15]

[16]