Cum funcționează un dispozitiv de prevenire a exploziilor?

Un dispozitiv de prevenire a erupțiilor (BOP) funcționează prin etanșarea sondei cu berbeci acționați hidraulic sau cu un element de cauciuc inelar gonflabil ori de câte ori presiunea de formare - un aflux brusc de petrol, gaz sau saramură numit "kick" - începe să depășească presiunea fluidului de foraj, întrerupând fluxul necontrolat înainte ca acesta să ajungă la suprafață și să declanșeze o ieșire catastrofală. Instalat în partea de sus a capului sondei pe platforme terestre sau pe fundul mării pentru operațiuni offshore, o stivă BOP combină în mod obișnuit mai multe dispozitive de prevenire a berbecului cu cel puțin un dispozitiv de prevenire inelar, formând o serie redundantă de bariere evaluate pentru a rezista la presiuni de lucru de la 5.000 psi pentru sondele de mică adâncime până la 15.000 psi pentru sondele de apă adâncă și temperatură înaltă (PH-HP) conform specificațiilor din industrie documentate de bop-products.com.

Ce este un dispozitiv de prevenire a exploziilor și de ce este critic?

A dispozitiv de prevenire a exploziilor este un ansamblu de supape mare, specializat, instalat la capul sondei în timpul operațiunilor de foraj de petrol și gaze, al cărui singur scop este de a preveni eliberarea necontrolată de țiței sau gaze naturale din sondă - un eveniment cunoscut sub numele de explozie - care poate ucide muncitorii, distruge echipamentele și poate provoca daune catastrofale mediului. În conformitate cu prezentarea generală de inginerie a ScienceDirect privind prevenirea erupțiilor, funcția sistemului complet de prevenire a erupțiilor este de a controla mișcarea fluidelor de lovire (fluide de formare care intră în sondă) în timpul operațiunilor de forare, declanșare și tubare.

Sistemul trebuie să fie capabil de patru acțiuni distincte: închiderea puțului la suprafață; îndepărtarea în siguranță a fluidelor de lovire din sondă; înlocuirea fluidului de foraj original cu un fluid de densitate mai mare pentru a preveni pătrunderea ulterioară a fluidului de formare; și mutarea țevii în și afară din orificiu în timp ce presiunea este conținută, o procedură cunoscută sub numele de operațiuni de stripare. Aceste patru cerințe explică de ce un BOP nu este o singură supapă, ci o stivă complexă de dispozitive multiple care lucrează într-o secvență coordonată.

O explozie poate apărea atunci când forajul pătrunde prea repede într-o formațiune, când presiunea rezervorului este subestimată sau când greutatea fluidului de foraj - numit noroi - este insuficientă pentru a echilibra presiunea în fund. Fără un BOP funcțional, hidrocarburile presurizate pot călători necontrolate în forajul sondei, deseori aprinzându-se la suprafață cu consecințe devastatoare, așa cum a fost martora lumii la 20 aprilie 2010, când platforma Deepwater Horizon din Golful Mexic a suferit cea mai mare scurgere de petrol offshore din istoria SUA, eliberând aproximativ 19 milioane de barili de petrol. Concluziile investigației Chemical Safety Board (CSB).

Componentele cheie ale unui sistem de prevenire a exploziilor

Un sistem complet de prevenire a exploziilor constă din stiva BOP în sine, acumulatorul hidraulic care îl alimentează, liniile de oprire și sufocare pentru fluidele de puț în circulație și un sistem de control operabil din mai multe locații, inclusiv podeaua platformei și o unitate Koomey la distanță. Potrivit ScienceDirect, componentele de bază includ stiva BOP (prevenitor inelar, dispozitive de prevenire a berbecului, bobine și dispozitive de prevenire interioare), capul carcasei, liniile și fitingurile de debit și de șoc, liniile de ucidere și conexiunile, separatoarele și acumulatorii.

• Stack BOP: Coloana asamblată de dispozitive de prevenire inelare și berbec fixată cu șuruburi la capul sondei, concepută pentru a face față unor valori nominale specifice de presiune de lucru. O stivă tipică de suprafață are 3-5 picioare înălțime; o stivă submarină de adâncime poate rezista 18-25 picioare și cântărește câteva sute de mii de lire sterline.
• Acumulator hidraulic: Unitatea principală de control care găzduiește pompe, un rezervor hidraulic, o galerie de control, supape de control și butelii de gaz comprimat. Potrivit Keystone Energy Tools, un acumulator deține adesea suficientă energie stocată pentru a închide toate unitățile BOP și pentru a rula funcții de rezervă chiar dacă alte sisteme eșuează, motiv pentru care este montat direct pe sau lângă stiva BOP.
• Kill Line: O țeavă de înaltă presiune care permite inginerilor să pompeze fluid de foraj greu (ucide noroiul) în sonda de sub BOP închis, crescând presiunea în fund pentru a depăși formația și a ucide sonda.
• Linie de sufocare și colector de sufocare: Un sistem de supape reglabile și senzori de presiune care permite eliberarea controlată a fluidelor de sondă și gestionarea presiunii din sondă după ce BOP a fost închis, permițând inginerilor să circule în siguranță.
• Poduri de control (submarin): Pentru BOP-urile submarine, podurile de control electronice și hidraulice redundante primesc comenzi de la suprafață prin cabluri ombilicale și pot activa funcțiile BOP în mod independent, oferind rezervă în cazul în care un pod eșuează.
• Sistemul Deadman / AMF: O funcție de mod automat care declanșează în mod autonom berbecul de forfecare oarbă în cazul în care toată comunicarea și puterea hidraulică cu BOP-ul submarin se pierd simultan, intenționată ca o siguranță finală.

Cum funcționează cele două tipuri principale de BOP

Două categorii de dispozitive de prevenire a exploziilor sunt cele mai răspândite în industrie - BOP inelar și BOP de berbec - iar o stivă de BOP utilizează aproape întotdeauna ambele tipuri împreună, cu inelarul așezat în partea de sus și mai multe dispozitive de prevenire a berbecului dispuse dedesubt. În conformitate cu prezentarea tehnică a Wikipedia despre dispozitivele de prevenire a erupțiilor, stivele BOP utilizează frecvent ambele tipuri, de obicei cu cel puțin un BOP inelar stivuit deasupra mai multor BOP-uri ram.

Dispozitiv de prevenire a erupțiilor inelare

Un BOP inelar etanșează spațiul din jurul garniturii de foraj prin utilizarea presiunii hidraulice pentru a comprima spre interior un element de cauciuc gros, în formă de gogoașă, numit unitate de împachetare, până se prinde strâns în jurul orificiului - țeavă de foraj, carcasă, Kelly sau chiar o îmbinare neregulată a sculei - formând o etanșare etanșă fără a fi nevoie să cunoaștem diametrul exact în prealabil. Potrivit Wikipedia, un dispozitiv de prevenire a exploziilor inelare folosește principiul unei pane pentru a închide forul de foraj, iar un dispozitiv de prevenire inelar cu garnitură de cauciuc ranforsat va închide spațiul inelar din jurul oricărei părți a șirului de foraj din gaură, indiferent de formă sau dimensiune.

BOP-urile inelare pot etanșa chiar și o gaură complet deschisă, fără țeavă prezentă și sunt suficient de flexibile pentru a permite rotirea sau deplasarea lent pe verticală a țevii de foraj prin etanșarea închisă - o capacitate critică în timpul operațiunilor de decapare când o sondă trebuie gestionată sub presiune. Prevenitorul inelar este de obicei prima linie de apărare într-o situație de explozie, deoarece se poate activa rapid și se poate adapta la orice se află în gaură în acel moment. Cu toate acestea, BOP-urile inelare nu sunt, în general, la fel de eficiente ca dispozitivele de prevenire a berbecului în menținerea unei etanșări de presiune pe termen lung pe o gaură deschisă, așa cum se arată în documentația tehnică a Wikipedia.

Prevenirea exploziilor berbecului

Un berbec BOP se închide prin antrenarea hidraulică a doi berbeci opuși din oțel din părțile opuse ale sondei, designul specific al acelor berbeci determinând dacă dispozitivul prinde țeavă, etanșează o gaură deschisă sau taie în întregime garnitura de foraj. Potrivit SVES Oilfield Supply, mecanismul operațional al berbecului BOP implică utilizarea presiunii hidraulice pentru a antrena un piston, prin aceasta deschiderea sau închiderea berbecurilor pentru a obține închiderea capului sondei.

BOP-urile berbecului cuprind în mod obișnuit doi berbeci aranjați în mod opus, care sunt deplasați unul față de celălalt pentru a fi fixați, etanșați sau tăiați, așa cum este descris în documentația de brevet S.U.A. pentru ansamblurile de stivă BOP. Odată închis, un mecanism de blocare a arborelui poate fi cuplat pentru a ține berbecii închise mecanic, menținând etanșarea chiar dacă presiunea hidraulică este pierdută - o caracteristică de rezervă esențială pentru operațiunile extinse de control al puțului.

Cele patru tipuri de dispozitiv de prevenire a berbecului: ce face fiecare

Dispozitivele de prevenire a ramului nu sunt interschimbabile: fiecare dintre cele patru tipuri distincte de ram se adresează unui scenariu specific de control al puțurilor, iar o stivă BOP complet echipată include de obicei cel puțin trei tipuri diferite de ram pentru a acoperi fiecare urgență plauzibilă.

Tabelul 1: Cele patru tipuri de dispozitive de prevenire a berbecului utilizate în controlul puțurilor de petrol și gaze, comparând mecanismul de etanșare, scenariul de activare și limitarea operațională. Surse: SVES Oilfield Supply, Wikipedia, ScienceDirect, CSB Deepwater Horizon Investigation Report.

Cum este aranjată stiva BOP

O stivă BOP este aranjată cu dispozitivul cel mai flexibil și cu cea mai rapidă acțiune în partea de sus - dispozitivul de prevenire inelar - și dispozitive de prevenire a berbecului progresiv mai puternice dedesubt, astfel încât operatorii să își poată escalada răspunsul de la o etanșare parțială rapidă la o separare mecanică completă a garniturii de foraj, dacă este necesar. Conform documentației de brevet S.U.A. pentru stivele BOP submarine, dispozitivele de prevenire a erupțiilor aranjate mai aproape de rezervor sunt de obicei furnizate pentru a închide și etanșa țevile de foraj, în timp ce cele mai îndepărtate de depozit sunt prevăzute pentru separarea șirului de foraj și pentru etanșarea ermetică a sondei.

O stivă BOP de suprafață reprezentativă care lucrează de sus în jos include de obicei: unul sau două dispozitive de prevenire inelare în partea de sus; un dispozitiv de prevenire a pistonului cu orificiu variabil sau țeavă; un dispozitiv de prevenire a berbecului orb; și un dispozitiv de prevenire a berbecului de forfecare oarbă în partea de jos, cel mai aproape de capul sondei. O bobină de foraj - un distanțier cu flanșă care conectează ansamblul BOP la capul carcasei - oferă punctele de conectare pentru liniile de ucidere și liniile de sufocare. Modelele de stive BOP pot fi configurate pentru a gestiona presiuni de lucru de până la 15.000 psi, conform ScienceDirect, iar fiecare configurație poartă un cod de desemnare API care descrie aranjamentul stivei.

Dispozitivele de prevenire a erupțiilor de suprafață vs. submarine: diferențe cheie

Mecanica fundamentală a dispozitivelor de prevenire a erupțiilor de suprafață și submarine sunt identice, dar BOP-urile submarine trebuie să se confrunte cu adâncimea extremă a apei, operarea de la distanță, accesul restricționat pentru întreținere și nevoia de mai multe sisteme de control redundante pe care BOP-urile de suprafață nu le necesită.

Tabelul 2: Comparație între dispozitivele de prevenire a erupțiilor de suprafață/terren și dispozitivele de prevenire a erupțiilor submarine/de adâncime în funcție de locație, presiunea nominală, sistemul de control, accesul de întreținere și capacitatea de deconectare de urgență. Surse: Wikipedia, Keystone Energy Tools, bop-products.com.

Pas cu pas: Ce se întâmplă când este detectată o lovitură

Când este detectată o lovitură, echipajul execută un răspuns de control al puțului care se deplasează printr-o secvență definită - detectarea, închiderea, circulația și uciderea - cu BOP oferind bariera fizică care face toți acești pași posibili.

1. Detectare lovituri: Echipajele de foraj monitorizează volumul gropii (cantitatea de fluid din rezervoarele de noroi), presiunea pompei și debitul pentru anomalii. Un câștig de groapă - revenirea mai fluidă decât se aștepta - este indicatorul clasic de lovitură. Operatorii de foraj trebuie să asigure și să închidă puțul pentru operațiunile de ucidere în momentul în care este detectată o lovitură, conform documentației tehnice de la Rein Wellhead Equipment.
2. Închidere: Sondorul activează BOP-ul prin intermediul panourilor de control situate pe podeaua instalației sau a unității de acumulare Koomey. Dispozitivul de prevenire inelar este de obicei închis mai întâi, deoarece poate etanșa în jurul a ceea ce se află în gaură. Închiderea BOP corespunzătoare previne curgerea fluidelor din sondă.
3. Citirea și evaluarea presiunii: Cu puțul închis, inginerii citesc presiunea în țeavă de foraj închisă și presiunea în carcasa închisă pentru a calcula densitatea noroiului de distrugere necesară pentru a supraechilibra formația.
4. Circularea loviturii afară: Folosind colectorul de șoc, inginerii circulă fluidul de foraj prin puț la presiune controlată, permițând fluidului de lovire să migreze în siguranță în sus și în afară prin linia de șoc, în timp ce noroiul mai greu este pompat pe garnitura de foraj.
5. Uciderea fântânii: Odată ce fluidul de lovire a fost îndepărtat și sonda de foraj este umplută cu noroi de distrugere ponderat corespunzător, presiunea hidrostatică a coloanei de noroi depășește presiunea de formare și sonda este efectiv ucisă. BOP poate fi apoi deschis și forajul poate fi reluat.
6. Forfecare de urgență (ultima soluție): Dacă lovirea crește dincolo de capacitatea de a-l circula în exterior - sau dacă instalația trebuie deconectată de urgență - berbecul de forfecare oarbă este activat pentru a tăia șirul de foraj și a etanșa complet forajul sondei.

Deepwater Horizon: Ce a dezvăluit eșecul BOP

Dezastrul Deepwater Horizon din 20 aprilie 2010 rămâne studiul de caz definitiv al ceea ce se întâmplă atunci când ultima linie de apărare a unui BOP eșuează, iar concluziile investigației de la Consiliul pentru Securitate Chimică din SUA (CSB) au modelat direct standardele internaționale de proiectare și testare BOP în anii care au urmat.

Raportul de investigație al CSB a identificat patru defecțiuni secvențiale ale barierei care au dus la explozie: cimentul nu a reușit să sigileze formațiunile de hidrocarburi; testul de presiune negativă a fost interpretat greșit ca indicând puțul a fost sigilat atunci când nu a fost; echipajul nu a reușit să detecteze că puțul curgea până când gazul și petrolul aproape au ajuns la suprafață; și în cele din urmă, dispozitivul de prevenire a exploziilor nu a reușit să oprească fluxul și să sigileze puțul suficient de mult pentru a fi luate măsuri corective.

Punctul critic de defecțiune al BOP a fost berbecul de forfecare oarbă - dispozitivul de ultimă soluție conceput pentru a tăia țeava de foraj și a sigila puțul. Conform analizei CSB și WorkBoat a investigației, țeava de foraj s-a deformat din cauza unei diferențe mari de presiune creată atunci când operatorii au închis țevile de forfecare, plasând țeava decentrată în interiorul găurii BOP și în afara razei efective de forfecare a berbecului de forfecare oarbă. Raportul CSB a identificat, de asemenea, mai multe conexiuni greșite în podurile de control: o bobină de solenoid a fost conectată incorect, astfel încât două canale se opune unul altuia, ceea ce ar fi împiedicat acționarea supapei solenoidului independent de toate celelalte defecțiuni. Degradarea bateriei în sistemul deadman a adăugat un alt strat de defecțiune.

Investigația mai amplă, așa cum este rezumată în analiza academică publicată pe Academia.edu, a atribuit eșecul BOP unor standarde inadecvate de proiectare și testare, în special în specificația API 16D, care guvernează sistemele de control pentru stivele BOP. Dezastrul a accelerat direct revizuirile standardelor API și a determinat noi reglementări ale Biroului de Siguranță și Aplicare a Mediului din SUA (BSEE) care necesită testare și întreținere mai riguroasă a echipamentelor BOP pe platformele offshore.

Testarea BOP, întreținere și cerințe de reglementare

BOP-urile sunt supuse testării obligatorii a presiunii și testării funcționale într-un program regulat, cu intervale și presiuni de testare stabilite de standardele API și agențiile naționale de reglementare, deoarece un BOP care nu a fost niciodată testat în condiții reale oferă doar aparența de siguranță. Reglementările impun de obicei ca un dispozitiv de prevenire inelar să fie capabil să închidă complet o sondă, așa cum se arată în prezentarea generală a ingineriei Wikipedia.

• Testarea funcției: Fiecare componentă a BOP trebuie deschisă și închisă pentru a confirma funcționarea mecanică corectă, de obicei la fiecare 7 până la 14 zile în timpul operațiunilor de foraj active.
• Testarea presiunii: Stiva BOP trebuie testată la presiune la presiunea sa nominală de lucru pentru a verifica integritatea etanșării, de obicei de fiecare dată când este instalat un nou BOP și la intervale definite ulterior - în operațiunile offshore din SUA, la fiecare 21 de zile în conformitate cu reglementările BSEE post-Deepwater Horizon.
• Testarea acumulatorului: Acumulatorul hidraulic trebuie verificat pentru a conține suficientă presiune preîncărcată pentru a închide toate funcțiile BOP fără asistență pompei, confirmând că rezerva de energie de siguranță este intactă.
• Testarea podului de control (submarin): Atât podurile de control primare, cât și cele secundare de pe BOP-urile submarine trebuie testate independent pentru a confirma că pierderea unui pod nu compromite capacitatea sistemului de a închide orice funcție.
• Verificarea capacității berbecului de forfecare: În urma descoperirii investigației Deepwater Horizon că țeava decentrată a prevenit forfecarea, îndrumările de reglementare necesită acum ca proiectele pistonului de forfecare să fie testate în raport cu tipurile specifice de țevi și configurațiile de îmbinare care vor fi utilizate în fiecare program de sondă.

Întrebări frecvente despre dispozitivele de prevenire a erupțiilor

Î: Care este diferența dintre o lovitură și o explozie?

O lovitură este un aflux de fluide de formare - petrol, gaz, apă sau orice combinație - în sondă care are loc deoarece presiunea din sondă a scăzut momentan sub presiunea formației. O lovitură este un eveniment gestionabil dacă este detectată devreme și BOP este închis prompt pentru a închide puțul. O explozie este consecința unei lovituri necontrolate: fluidele de formare continuă să curgă la suprafață fără nicio barieră eficientă, adesea cu rezultate explozive și catastrofale pentru mediu. Întregul scop al BOP este să transforme fiecare lovitură într-un eveniment controlat, gestionabil înainte de a deveni o explozie.

Î: Poate fi folosit un dispozitiv de prevenire a exploziilor în timp ce garnitura de foraj se rotește?

Da, pentru BOP-ul inelar. În conformitate cu prezentarea tehnică a Wikipedia, dispozitivele de prevenire a exploziilor inelare sunt eficiente în menținerea unei etanșări în jurul țevii de foraj chiar și atunci când aceasta se rotește în timpul forării. Elementul de etanșare din cauciuc din dispozitivul de prevenire inelar poate prinde țeava suficient de ferm pentru a conține presiunea, permițând în același timp o rotație lentă sau o mișcare axială controlată, care este baza operațiunilor de decapare. Dispozitivele de prevenire a berbecului, dimpotrivă, sunt proiectate pentru a prinde o țeavă staționară și nu trebuie utilizate pentru rotație dinamică sau mișcare semnificativă a țevii.

Î: Cât de mare și de greu este o stivă BOP submarină tipică?

O stivă tipică submarină BOP de adâncime, inclusiv pachetul său Lower Marine Riser (LMRP), poate avea o înălțime de 18-25 picioare și poate cântări peste 400.000 până la 450.000 de lire sterline (aproximativ 200 de tone metrice). Diametrul stivei - deschiderea interioară prin care trece șirul de foraj - este de obicei de 18,75 inci pentru operațiunile la apă adâncă. Aceste dimensiuni reflectă forțele extreme pe care BOP trebuie să le reziste la presiuni nominale de 10.000 până la 15.000 psi la adâncimi de apă care pot depăși 10.000 de picioare.

Î: Ce este un riser de foraj și cum se conectează la BOP?

Un riser de foraj este un șir de țevi de diametru mare care conectează BOP submarin de pe fundul mării cu instalația de foraj la suprafață, oferind o cale închisă continuă pentru garnitura de foraj, fluidul de foraj se întoarce și liniile de ucidere și sufocare. Potrivit Wikipedia, o coloană de ridicare extinde efectiv forajul de sondă la platformă. Riserul se atașează la capătul său inferior de porțiunea LMRP a stivei BOP printr-un conector hidraulic, iar ridicătorul poate fi deblocat rapid pentru a permite instalației să se deplaseze din locație în caz de urgență, în timp ce BOP rămâne pe loc și etanșat pe capul sondei de dedesubt.

Î: De ce berbecul de forfecare de pe Deepwater Horizon nu a reușit să sigileze puțul?

Conform concluziilor investigației Comisiei pentru Siguranța Chimică din SUA raportate de WorkBoat, berbecul de forfecare oarbă de pe Deepwater Horizon a eșuat în primul rând deoarece țeava de foraj s-a deformat sub diferența extremă de presiune internă creată atunci când berbecul țevilor au fost închise mai devreme în secvența de urgență. Această „compresie eficientă” a îndoit țeava de foraj decentrată în interiorul orificiului BOP, plasând-o în afara razei efective de tăiere a lamelor berbecului de forfecare. Factorii contributivi suplimentari identificați de anchetatori au inclus conexiunea electrică greșită într-unul dintre podurile de control, bateriile degradate în sistemul deadman și lipsa generală de conștientizare a industriei că țeava decentrată ar putea împiedica funcționarea unui pilon de forfecare - un scenariu de proiectare care nu a fost niciodată testat oficial înainte de dezastru.

Î: Există alternative la BOP tradiționale pentru controlul puțurilor?

Sistemele de foraj cu presiune gestionată (MPD) reprezintă o abordare complementară care menține presiunea continuă, controlată cu precizie în forajul de sondă pe tot parcursul procesului de foraj, pentru a minimiza condițiile care provoacă lovituri în primul rând, reducând dependența de intervenția reactivă a BOP. Unele modele experimentale încorporează dispozitive de control rotativ (RCD) care etanșează în jurul unei garnituri de foraj rotative la suprafață pentru a permite forarea controlată la presiune joasă. Cu toate acestea, niciun sistem desfășurat comercial nu înlocuiește în prezent BOP ca principală barieră mecanică pentru controlul sondelor de urgență; MPD și RCD-urile completează mai degrabă decât să înlocuiască tehnologia BOP.

Rezumat

Un dispozitiv de prevenire a exploziilor funcționează prin plasarea unei serii de bariere hidraulice redundante din punct de vedere mecanic - dispozitive de prevenire inelare în partea de sus, berbeci pentru țevi și berbeci de forfecare oarbe dedesubt - direct peste capul sondei, gata să se etanșeze instantaneu împotriva presiunilor de până la 15.000 psi ori de câte ori o lovitură amenință să devină o explozie. BOP inelar asigură o etanșare de primă linie rapidă și flexibilă în jurul oricărei geometrii a conductei; berbecii pentru țevi se prind și etanșează în jurul unui diametru specific de foraj; iar berbecul de forfecare oarbă acționează ca ultima soluție a industriei, tăind șirul de foraj și etanșând gaura deschisă într-o singură cursă hidraulică.

Dezastrul Deepwater Horizon a demonstrat, cu consecințe fatale, că eficacitatea unui BOP depinde nu numai de proiectarea mecanică corectă, ci de cablarea corectă, bateriile întreținute, testarea regulată în scenarii realiste, inclusiv țevile decentrate și aplicarea riguroasă a pașilor procedurali de control al puțurilor care activează sistemul la timp. Evoluția continuă a designului BOP – inclusiv protocoale îmbunătățite de testare a berbecului de forfecare, redundanță de control multiplex electro-hidraulic și sisteme de siguranță deadman – reflectă o industrie care continuă să absoarbă lecțiile acelui eveniment în căutarea puțurilor care pot fi cu adevărat controlate în fiecare etapă a ciclului lor de viață..