Paano Gumagana ang isang Blowout Preventer? Mga Uri ng BOP, Stack Operation at Pagsubok

Sa 2 a.m. sa isang land rig sa West Texas, nakita ng mud logger na umaakyat ang return flow ng dalawang bariles na mas mataas sa pump rate. Ang gas-cut na putik ay umabot sa shaker, at ang balon ay sumisipa. Sa pagitan ng pag-agos na iyon at ng hindi makontrol na blowout ay mayroong isang linya ng depensa: ang blowout preventer (BOP), isang stack ng hydraulically operated valve na naka-bolt sa wellhead.

Ang maikling sagot sa kung paano gumagana ang isang blowout preventer ay ang pagsasara ng mga heavy-duty na elemento ng sealing sa paligid ng drill pipe, o sa ibabaw ng bukas na wellbore, gamit ang hydraulic pressure. Kapag sarado na, tinatakan ng BOP ang annular space, inililihis ang sipa sa pamamagitan ng choke manifold, at binibigyan ang crew ng oras na iikot ang pag-agos na may mas mabibigat na putik.

Ano ang Blowout Preventer?

Ang blowout preventer ay isang espesyal na high-pressure valve assembly na naka-mount sa wellhead upang i-seal, kontrolin, at subaybayan ang isang oil o gas well sa panahon ng drilling, completion, at workover operations. Tinutukoy ng API 16A ang disenyo, materyales, at mga kinakailangan sa pagsubok para sa annular at ram preventers na ginagamit sa surface at subsea service.

Ang isang BOP system ay gumaganap ng apat na natatanging trabaho:

• Tinatakpan ang annulus sa paligid ng drill pipe o casing upang pigilan ang pag-abot ng mga likido sa pormasyon sa ibabaw.
• Lubusang tinatakpan ang balon kapag ang drill string ay nasa labas ng butas.
• Gupitin ang drill pipe at tinatakpan ang balon sa isang emergency.
• Ang mga ruta ay naglalabas ng mga likido sa pamamagitan ng choke at kill lines para maipalibot ng crew ang sipa sa ilalim ng kontrol.

Dahil walang iisang device na gumaganap ng lahat ng mga function na ito nang mapagkakatiwalaan, ang BOP ay talagang isang sistema ng ilang uri ng bahagi na nakaayos bilang isang stack.

Ano ang Binubuo ng BOP Stack

Ang BOP stack ay ang patayong pagpupulong ng mga preventer, spool, at outlet na nasa ibabaw ng wellhead. Sa isang stack sa ibabaw, ang bawat bahagi ay sumasakop sa isang tiyak na posisyon, na gumagana mula sa ulo ng pambalot pataas.

Ang bottom-to-top arrangement ng isang tipikal na surface BOP stack ay sumusunod sa sequence na ito:

1. Nila-lock ng casing head connector ang stack sa wellhead.
2. Double ram BOP, karaniwang isang pipe ram sa ibaba at isang blind shear ram sa itaas.
3. Drilling spool na may mga side outlet para sa choke at kill line na mga koneksyon.
4. Annular BOP na tumatatak sa anumang sukat ng tubo, magkasanib na kasangkapan, o bukas na butas.
5. Riser adapter o bell nipple na gumagabay sa drill string papunta sa stack.

Inuulit ng mga subsea stack ang logic na ito malapit sa seabed at magdagdag ng lower marine riser package para madiskonekta ang rig sa panahon ng emergency. Bagama't ang pagsasaayos ng stack ay nag-iiba sa uri ng balon at rating ng presyon, ang prinsipyo ay magkapareho: ang bawat bahagi ay nagba-back up sa iba.

Paano Gumagana ang Annular Blowout Preventer

Ang isang annular BOP ay nagsasara sa pamamagitan ng pagpilit ng hugis donut na rubber packing element papasok sa paligid ng drill pipe. Ang hydraulic closing pressure ay pumapasok sa closing chamber at nagtutulak ng piston pataas; ang piston profile pagkatapos ay pinipiga ang packing element upang ang panloob na diameter nito ay lumiliit at bumubuo ng isang selyo sa paligid ng anumang nasa bore. Kapag inilapat ang presyon ng pagbubukas, ang piston ay umatras at ang elemento ay nagrerelaks pabalik sa buong bore nito.

Dahil ang elemento ng sealing ay goma, ang isang annular preventer ay maaaring magseal sa drill pipe, tool joints, drill collars, casing, at kahit isang bukas na butas. Ginagawa nitong unang linya ng depensa habang nagti-trip sa pipe, at pinapayagan din nito ang mga tripulante na i-strip ang pipe sa ilalim ng pressure. Ang trade-off ay isang mas mababang pressure rating kaysa sa ram preventers, karaniwang 3,000 hanggang 5,000 psi para sa mga surface application, kaya naman ang mga ram BOP ay nasa ibaba nito sa stack para sa mas mataas na shut-in pressure.

Ang aming API 16A annular blowout preventers ay binuo gamit ang field-replaceable packing units, balanseng hydraulic operating chamber, at isang hanay ng mga bore size upang tumugma sa mga karaniwang casing at drilling programs.

Annular BOP Supplier, Custom Annular BOP Company - Jiangsu Wellhead Drilling Eq Ang Jiangsu Wellhead Drilling Equipment Co., LTD ay mga supplier ng China Annular BOP at kumpanya ng Annular BOP, Dalubhasa kami sa production custom A... Tingnan ang Produkto →

Paano Gumagana ang Ram Blowout Preventer

Ang isang ram na BOP ay nagsasara sa pamamagitan ng pagmamaneho ng dalawang steel ram block nang pahalang patungo sa gitna ng wellbore hanggang sa magtagpo ang kanilang mga seal sa paligid ng pipe, o laban sa isa't isa para sa ganap na pagsasara. Ang bawat ram block ay ginagalaw ng isang hydraulic piston; ang pagsasara ng presyon ay nagtutulak sa mga tupa papasok, at ang pagbubukas ng presyon ay binabawi ang mga ito. Kapag nagtagpo ang mga bloke, ang front seal ay pumipilit laban sa ibabaw ng tubo, at ang tuktok na seal ay pumipindot sa bonnet upang mapanatili ang isang hadlang na masikip na tumagas.

Tinutukoy ng uri ng ram ang well-control function:

• Pipe rams seal sa paligid ng isang partikular na laki ng drill pipe habang iniiwan ang pipe na buo.
• Ang mga blind rams ay nagtatak sa isang bukas na butas kapag ang drill string ay nasa labas ng butas.
• Pinutol ng mga blind-shear ram ang drill pipe at pagkatapos ay tatakan ang balon; ito ang huling-resort na pagsasara ng emergency.
• Ang variable-bore pipe ram ay tumatanggap ng hanay ng mga laki ng tubo nang hindi binabago ang mga ram block.

Ang mga manufacturer ay gumagawa ng mga ram BOP bilang single, double, o triple na configuration upang ang isang stack ay maaaring magdala ng kumbinasyon ng pipe, blind, at shear na kakayahan sa iba't ibang taas. Ang aming single ram BOPs at ang mga double ram na BOP ay nakakatugon sa API 16A na may mga huwad na katawan ng bakal, mapapalitang seal pack, at mga rating ng presyon mula 3,000 hanggang 15,000 psi.

Mga Supplier ng Single Ram BOP, Custom Single Ram BOP Company - Jiangsu Wellhead Drill Ang Jiangsu Wellhead Drilling Equipment Co., LTD ay China Single Ram BOP supplier at Single Ram BOP na kumpanya, Dalubhasa namin sa production cu... Tingnan ang Produkto →

Mga Control System at ang Tungkulin ng Choke Manifold

Ang isang blowout preventer ay nagsasara lamang kapag ang hydraulic fluid mula sa isang accumulator unit ay dumadaloy sa closing chamber ng napiling component. Pina-trigger ng driller ang pagkilos na ito mula sa isang remote control panel, kadalasang matatagpuan sa rig floor, na nagpapadala ng mga pilot signal sa mga valve circuit sa BOP stack.

Nag-iimbak ang accumulator ng enerhiya sa mga bote na may nitrogen-charge at nagpapanatili ng hydraulic supply pressure na humigit-kumulang 3,000 psi sa mga surface rig. Tinukoy ng API 16D ang mga pagsubok para sa oras ng pagsasara at kapasidad ng haydroliko. Bilang gabay, ang mga annular preventer ay nagsasara sa loob ng 30 segundo o mas maikli, habang ang mga ram preventer ay nagsasara sa loob ng 15 hanggang 30 segundo depende sa laki ng bore, operating pressure, at pagsasaayos ng stack. Ang mga subsea BOP ay gumagamit ng parehong prinsipyo, ngunit ang control signal ay naglalakbay sa pamamagitan ng electro-hydraulic multiplex pods, at ang isang ROV ay maaaring magpatakbo ng mga partikular na function bilang panghuling backup.

Kapag ang BOP ay sarado, ang balon ay nire-redirect sa pamamagitan ng choke manifold, na kumokonekta sa stack sa ibaba ng mga humahadlang. Binabawasan ng manifold ang pressure sa pamamagitan ng adjustable chokes para makapag-circulate ang crew ng mabigat na putik at magdugo ng kick pressure nang hindi lalampas sa mga ligtas na limitasyon. Ito ang dahilan kung bakit ang buong package, kasama ang BOP stack, ang accumulator, at ang choke manifold , ay dapat na tukuyin at masuri nang magkasama.

Pagsubok: Bakit Hindi Naka-set-and-Forget ang BOP

Ang isang BOP ay mapagkakatiwalaan lamang kung ito ay nasubok sa pag-andar at nasubok sa presyon sa isang nakapirming iskedyul, at ginagawang posible iyon ng isang BOP test stump nang hindi inilalantad ang balon sa panganib. Ang test stump ay isang kabit na humahawak sa BOP, ikinokonekta ito sa isang test pump at pressure recorder, at nagbibigay-daan sa bawat bahagi na sarado at ma-pressurize habang sinusubaybayan ng crew ang pagtagas.

Kasama sa karaniwang pagsasanay sa pagsubok ang:

• Pagsubok ng function tuwing 7 araw o sa bawat pagitan ng casing, ayon sa programa ng pagbabarena.
• Pagsubok ng presyon sa na-rate na presyon ng pagtatrabaho sa paunang pag-install.
• Pagsubok sa mababang presyon sa 200 hanggang 300 psi upang i-verify na maayos ang pagkakaupo.
• High-pressure test sa stack rating, kadalasang 10,000 hanggang 15,000 psi.

Bine-verify din ng pagsubok ang accumulator, control circuits, at choke manifold, dahil ang BOP na hindi maisasara ay walang pinagkaiba sa walang BOP. Ang aming BOP test stumps ay idinisenyo upang tumugma sa mga pattern ng flange ng API 16A at suportahan ang parehong annular at ram type na pagsubok sa patayo o pahalang na oryentasyon. Ipinapaliwanag ng isang nauugnay na artikulo kung bakit ang BOP test stump ay naging isang kailangang-kailangan na tool para sa mga drilling crew.

Mga Supplier ng BOP Test Stump, Custom na BOP Test Stump Company - Jiangsu Wellhead Drill Ang Jiangsu Wellhead Drilling Equipment Co., LTD ay mga supplier ng BOP Test Stump ng China at kumpanya ng BOP Test Stump, Nagdadalubhasa kami sa production cu... Tingnan ang Produkto →

Ano ang Hahanapin sa isang BOP Supplier

Ang pagpili ng BOP ay nagsisimula sa well program, hindi sa listahan ng presyo. Itugma ang rated working pressure at bore size sa maximum na inaasahang surface pressure, at pagkatapos ay i-verify na hawak ng manufacturer ang mga nauugnay na lisensya ng API.

Kabilang sa mga pangunahing tseke sa pagbili ang:

• API 16A monogram sa annular at ram BOPs.
• Sistema ng pamamahala ng kalidad ng API Q1 at mga dokumentadong rekord ng pagsubok.
• Mga materyales sa pag-trim na angkop para sa serbisyo ng H2S o CO2, tulad ng mga trim ng HH, EE, o FF.
• Rating ng temperatura na akma sa kapaligiran ng pagbabarena.
• Availability ng mga ekstrang seal kit at after-sales service support.

Ang isang sertipikadong tagagawa na may mga pasilidad sa pagsubok sa loob ng bahay ay binabawasan ang panganib sa pagkuha dahil ang parehong pabrika ay maaaring magbigay ng choke manifold, test stump, at mga kapalit na seal bilang isang pinagsamang pakete.

Mga Madalas Itanong

Gaano kabilis magsara ang isang blowout preventer?

Ang mga kinakailangan sa API ay karaniwang humihiling para sa mga annular BOP na magsara sa loob ng 30 segundo o mas maikli, at ram BOPs sa loob ng 15 hanggang 30 segundo, depende sa laki at rate ng presyon. Ang oras ng pagsasara ay nakasalalay sa kapasidad ng nagtitipon at sistema ng kontrol ng haydroliko gaya ng sa BOP mismo, kaya ang dalawa ay dapat na masuri nang magkasama.

Ano ang pagkakaiba sa pagitan ng pipe rams at blind shear rams?

Ang mga pipe ram ay nagse-seal sa paligid ng isang partikular na sukat ng drill pipe at iniiwan ang pipe na buo, kaya maaaring magpatuloy ang sirkulasyon kung kinakailangan. Itinutulak ng mga blind shear ram ang drill pipe, gupitin ito, at pagkatapos ay i-seal ang resultang opening. Karamihan sa mga stack ay kinabibilangan ng pareho, dahil pinoprotektahan ng mga pipe ram ang balon sa panahon ng normal na operasyon at ang blind shear rams ay nagsisilbing panghuling emergency barrier.

Maaari bang i-seal ng blowout preventer ang isang bukas na butas?

Oo. Ang isang annular BOP ay maaaring ganap na magsara sa ibabaw ng isang bukas na wellbore, at ang mga blind rams o blind-shear rams ay nagbibigay ng parehong buong pagsasara kapag ang drill string ay nasa labas ng butas. Pinipili ng tripulante ang naaangkop na kagamitan sa pagsasara batay sa sitwasyon at posisyon ng drill string.