噴出防止装置

噴出防止装置（BOP ）（発音：BOP）^[1]は、油井やガス井を密閉、制御、監視して、油井からの原油や天然ガスの制御不能な流出を防ぐために使用される特殊なバルブまたは同様の機械装置です。通常、他のバルブとスタックして設置されます。

最も初期の防噴装置であるRegan タイプ K アニュラーは、掘削中に油井貯留層から発生する極度に不規則な圧力と制御不能な流れ (フォーメーション キック)に対処するために 1930 年代に使用されました。キックにより、ブローアウトと呼ばれる潜在的に壊滅的な事象が発生する可能性があります。防噴装置は、掘削孔内で発生するダウンホール圧力と石油およびガスの流れを制御することに加え、ブローアウトの危険がある場合に配管 (ドリル パイプや油井ケーシングなど)、ツール、掘削流体が油井 (ボーリング孔とも呼ばれ、油井貯留層につながる穴) から吹き出されるのを防ぐことを目的としています。防噴装置は、乗組員、リグ(油井を掘削するために使用される機器システム)、環境の安全、および油井の完全性の監視と維持に不可欠です。したがって、防噴装置は、それを含むシステムに フェールセーフを提供することを目的としています。

BOPという用語は、油田の専門用語で防噴装置を指すのに使用されます。防噴装置という略語は、通常、タイプ (例: ラム防噴装置) が前に付き、防噴装置 1 台を指すのに使用されます。防噴装置は、単にタイプ (例: ラム) で呼ばれることもあります。防噴装置、防噴装置スタック、防噴装置システムという用語は、一般的に互換的に使用され、さまざまなタイプと機能の複数の防噴装置を積み重ねたアセンブリ、および補助コンポーネントを説明するために使用されます。一般的な海底深海防噴装置システムには、電気および油圧ライン、制御ポッド、油圧アキュムレータ、テスト バルブ、キル ラインとチョーク ラインおよびバルブ、ライザー ジョイント、油圧コネクタ、サポート フレームなどのコンポーネントが含まれます。

最も一般的な防噴装置には、ラム型と環状型の 2 つの種類があります。BOP スタックでは、両方のタイプが頻繁に使用され、通常は、複数のラム型 BOP の上に少なくとも 1 つの環状 BOP が積み重ねられます。防噴装置は、陸上の井戸、沖合リグ、および海底井戸で使用されます。陸上および海底 BOP は、坑口と呼ばれる坑井の上部に固定されます。沖合リグの BOP は、リグ デッキの下に取り付けられます。海底 BOP は、掘削ライザーによって上部の沖合リグに接続され、掘削ストリングと坑井から出る流体のための連続した経路を提供します。実際には、ライザーは坑井をリグまで延長します。防噴装置は常に正しく機能するとは限りません。その一例がディープウォーター ホライズンの防噴で、BOP を通過するパイプラインがわずかに曲がっていたため、BOP がパイプを切断できませんでした。

防噴装置には、さまざまなスタイル、サイズ、圧力定格があります。さまざまな機能を果たす複数の個別ユニットが組み合わされて防噴装置スタックが構成されます。フェイルセーフデバイスの有効性にとって重要な要素である冗長性を確保するために、同じタイプの防噴装置が複数設置されることがよくあります。

噴出防止システムの主な機能は次のとおりです。

• 坑井流体を坑井内に閉じ込める。
• 坑井に流体を追加する手段を提供する。
• 制御された量の流体を坑井から取り出すことを可能にします。

さらに、これらの主要な機能を実行する際に、噴出防止システムは次のような目的で使用されます。

• 坑井圧力を調節および監視する。
• 掘削ストリングを坑井の中心に配置して吊り下げます。
• 井戸を密閉する（例：ドリルパイプとケーシングの間の空間、環状部を密閉する）
• 井戸を「殺す」（貯留層から坑井への地層流体の流入を防ぐ）
• 坑口を密閉する（坑井を閉鎖する）。
• ケーシングまたはドリルパイプを切断します（緊急の場合）。

一般的な高圧井戸の掘削では、掘削ストリングは噴出防止装置スタックを通って石油とガスの貯留層に向かって配線されます。井戸が掘削されると、掘削流体(「泥」) が掘削ストリングを通ってドリル ビット (「ブレード」) まで送られ、掘削パイプの外側とケーシング(坑井の内側を覆う配管) の間のリング状の空間(環状空間) を通って坑井に戻ります。掘削泥の柱は下向きの静水圧を及ぼし、掘削される地層からの反対圧力に対抗して掘削を続行します。

キック（地層流体の流入）が発生すると、掘削リグのオペレーターまたは自動システムが防噴装置を閉じ、環状部を密閉して流体が坑井から流出するのを止めます。次に、密度の高い泥がドリル ストリングを通って坑井に循環し、環状部を上ってチョーク（流量制限装置）から BOP スタックの底部のチョーク ラインを通って排出され、坑内圧力が克服されるまで続きます。「キル ウェイト」泥が坑井の底から上部に広がると、坑井は「キル」されたことになります。坑井の健全性が損なわれていない場合は、掘削を再開できます。あるいは、循環が不可能な場合は、「ブルヘッディング」によって坑井をキルすることもできます。ブルヘッディングとは、坑井の底部のキル ライン接続部から上から重い泥を強制的にポンプで送り込むことです。これは、おそらくより高い表面圧力が必要になることと、もともと環状部にあった泥の大部分を、最も深いケーシングシューの下の開いた穴部分の受容層に押し込まなければならないという事実のため、あまり望ましくありません。

噴出防止装置と泥がキックの上向きの圧力を抑制しない場合、噴出が発生し、チューブ、石油、ガスが坑井に噴出し、掘削装置が損傷し、坑井の完全性が疑われる可能性があります。

BOPは、掘削装置や坑井自体だけでなく、乗組員や自然環境の安全にとっても重要であるため、当局はBOPの定期的な検査、テスト、改修を推奨し、規制も義務付けています。テストは、重要な坑井の機能の毎日のテストから、制御上の問題が発生する可能性が低い坑井の月1回またはそれ以下のテストまで多岐にわたります。^[2]

石油やガスの採掘可能な貯留層はますます希少かつ遠隔地になり、海底深海油井の探査が増加し、BOP を極限条件下で 1 年もの間水中に沈めておく必要が生じています^[要出典]。その結果、BOP アセンブリはより大きく重くなり (たとえば、ラム型 BOP ユニット 1 台で 30,000 ポンドを超える重量になることがあります)、一方で既存のオフショア リグ上の BOP スタックに割り当てられるスペースはそれに比例して増加していません。したがって、過去 20 年間の BOP の技術開発における主な焦点は、設置面積と重量を制限すると同時に、安全な運用能力を高めることでした。

BOP には、ラム型と環状型の2 つの基本タイプがあります。どちらも掘削リグBOP スタックで一緒に使用されることが多く、通常は複数のラム BOP のスタックの上に少なくとも 1 つの環状 BOP が重ねて配置されます。

ラムBOPは1922年にジェームズ・スミザー・アバクロンビーとハリー・S・キャメロンによって発明され、1924年にキャメロン鉄工所によって市場に投入されました。^[3]

ラム型 BOP はゲート バルブと動作が似ていますが、対向する一対の鋼鉄製プランジャー (ラム) を使用します。ラムは、流れを制限するために坑井の中心に向かって伸び、流れを許容するために開いて引き込みます。ラムの内面と上面には、互いに押し付け合い、坑井に押し付け合い、坑井を通るチューブの周囲に押し付けるパッカー (エラストマー シール) が取り付けられています。BOP ハウジング (本体) の側面にある出口は、チョーク ラインやキル ライン、またはバルブへの接続に使用されます。

ラム、またはラム ブロックには、パイプ、ブラインド、シアー、およびブラインド シアーの 4 つの一般的なタイプがあります。

パイプラムはドリルパイプの周囲を閉じ、ドリルパイプの外側と坑井の間の環状部 (同心円状の物体間のリング状の空間) の流れを制限しますが、ドリルパイプ内の流れを妨げることはありません。可変口径パイプラムは、標準パイプラムよりも幅広い外径のチューブに対応できますが、通常、圧力容量と寿命が多少低下します。穴にパイプがない場合、パイプラムを閉じないでください。

ブラインドラム（シーリングラムとも呼ばれる）にはチューブ用の開口部がなく、井戸にドリルストリングやその他のチューブがない場合に井戸を閉鎖して密閉することができます。

せん断ラムは、井戸内のパイプをせん断し、同時に坑井を密閉するように設計されています。パイプをせん断するための鋼鉄ブレードと、パイプをせん断した後に環状部を密閉するためのシールが付いています。

ブラインド シアラム(シア シール ラム、シーリング シアラムとも呼ばれる) は、ラムが坑井を閉鎖する際にドリル ストリングを切断することで、坑井にドリル ストリングが通っている場合でも坑井を密閉することを目的としています。切断されたドリル ストリングの上部はラムから解放されますが、下部は圧着され、「フィッシュ テール」が捕らえられ、ドリル ストリングを BOP から吊り下げることができます。

標準ラム機能に加えて、可変ボア パイプ ラムは、スタック テスト バルブと呼ばれる改良型噴出防止装置のテスト ラムとして頻繁に使用されます。スタック テスト バルブは BOP スタックの下部に配置され、下向きの圧力に抵抗します (上向きの圧力に抵抗する BOP とは異なります)。テスト ラムと BOP ラムをドリル ストリングの周囲で閉じ、環状部に圧力をかけることで、BOP の圧力テストが行​​われ、適切に機能するかどうかが検査されます。

1920 年代のオリジナルのラム BOP は、最小限の部品を使用したシンプルで頑丈な手動装置でした。BOP ハウジング (本体) には、垂直の坑井孔と水平のラム キャビティ (ラム ガイド チャンバー) がありました。ラム キャビティ内の対向するラム (プランジャー) は、スクリュー ジャッキのように、ねじ付きラム シャフト (ピストン ロッド) によって作動し、水平方向に移動します。レンチまたはハンド ホイールでラム シャフトを回すトルクは直線運動に変換され、ラム シャフトの内側の端に連結されたラムが坑井孔を開閉します。このようなスクリュー ジャッキ型の動作により、ラムが坑井圧力を克服し、坑井孔の環状部を密閉するのに十分な機械的利点が得られました。

油圧ラム BOP は 1940 年代までに使用されていました。油圧作動式防噴装置には多くの潜在的な利点がありました。対向する油圧シリンダーの圧力を均等にすることで、ラムを同期して作動させることができました。比較的迅速な作動と遠隔制御が容易になり、油圧ラムは高圧井戸に適していました。

BOP は安全性と信頼性が重視されているため、デバイスの複雑さを最小限に抑えて寿命を確保する努力が今も続けられています。その結果、要求がますます高まっているにもかかわらず、最先端のラム BOP は概念的には最初の実用モデルと同じであり、多くの点でそれらのユニットに似ています。

深海用途のラム BOP では、一般的に油圧作動を採用しています。油圧作動後にラムを所定の位置に保持するロック ロッドとして、ねじ付きシャフトが油圧ラム BOP に組み込まれていることがよくあります。機械式ラム ロック機構を使用すると、一定の油圧を維持する必要がなくなります。ロック ロッドは、メーカーによって、ラム シャフトに連結されている場合と連結されていない場合があります。ウェッジ ロックなどの他のタイプのラム ロックも使用されます。

一般的なラム アクチュエータ アセンブリ (オペレータ システム) は、取り外し可能なボンネットによって BOP ハウジングに固定されています。ハウジングからボンネットをボルトで外すと、BOP のメンテナンスが可能になり、ラムの交換が容易になります。この方法では、たとえば、パイプ ラム BOP をブラインド シアー ラム BOP に変換できます。

せん断型ラム BOP は、坑井を占有するチューブを切断するために最大の閉鎖力を必要とします。せん断ラムに追加のせん断力を与えるために、ブースター (補助油圧アクチュエータ) が BOP の油圧アクチュエータの外側の端に取り付けられることがよくあります。せん断ラムを作動させる状況が発生した場合、せん断ラムを横切るツールジョイント (はるかに厚い金属) を配置するのではなく、ラムがドリルパイプの本体をせん断するように、掘削機がストリングの間隔を空けることがベストプラクティスです。

ラム BOP は通常、井戸の圧力によってラムが閉じた密閉位置に維持されるように設計されています。これは、ラム内のチャネルを流体が通過し、ラムの後部と井戸の中心に向かって圧力をかけることで実現されます。ラム内にチャネルを設けることで、井戸の圧力を克服するために必要な推力も制限されます。

シングルラム BOP とダブルラム BOP が一般的に販売されています。これらの名前は、ユニットに含まれるラムキャビティの数 (バルブの有効数に相当) を示しています。ダブルラム BOP は、2 つのシングルラム BOP を重ねたものよりもコンパクトで軽量でありながら、同じ機能を提供するため、多くの用途に適しています。トリプルラム BOP も製造されていますが、それほど一般的ではありません。^{[引用が必要]}

ラム BOP の技術開発は、より深く高圧の井戸、信頼性の向上、メンテナンスの軽減、部品の交換の容易化、ROV介入の容易化、油圧流体の消費量の削減、コネクタ、パッカー、シール、ロック、ラムの改善に向けられてきました。さらに、既存のリグの制限を考慮すると、BOP の重量と設置面積を制限することは重要な懸念事項です。

2010 年 7 月現在、市場で最も容量の大きい大口径ラム噴出防止装置は、キャメロンの EVO 20K BOP であり、保持圧力定格は 20,000 psi、ラム力は 1,000,000 ポンドを超え、坑井直径は最大 18.75 インチです。^{[引用が必要]}

球状環状防噴装置は1946年にグランビル・スローン・ノックスによって発明され、1952年に米国特許が取得された。^{[4] [より適切な情報源が必要]}掘削現場では、このような装置の元の製造業者の名前にちなんで「ハイドリル」と呼ばれることが多い。

リーガンタイプ Kはさらに古い設計です。円筒形の「アコーディオン」スタイルのパッカーは、1933 年にフレデリック M キルマー ジュニアによって特許を取得しました。タイプ K は、1938 年にはすでに業界誌に登場しています。より小さな口径のタイプの K は、ロッド リーガンと呼ばれることが多く、現在でも広く製造され使用されています。現代のタイプ K BOP は、1933 年と同じパッカー設計を使用して、超軽量の航空宇宙用合金で作ることができます。

環状防噴装置は、ドリル ストリング、ケーシング、またはケリーなどの非円筒形の物体の周囲を閉じることができます。油圧閉鎖圧力を慎重に制御することで、大径ツール ジョイント (ねじ付きコネクタ) を含むドリル パイプを環状防噴装置で「ストリップ」 (つまり、圧力が下部に閉じ込められた状態で垂直に移動) できます。環状防噴装置は、掘削中にドリル パイプが回転してもドリル パイプの周囲を密閉状態に維持するのにも効果的です。規制では通常、環状防噴装置が坑井を完全に閉鎖できることが求められますが、環状防噴装置は一般に、開いた穴の密閉状態を維持するのにラム防噴装置ほど効果的ではありません。環状 BOP は通常、BOP スタックの最上部に配置され、一連の複数のラム防噴装置の上に 1 つまたは 2 つの環状防噴装置が配置されます。

環状防噴装置は、くさびの原理を利用して坑井を密閉します。この防噴装置には、鋼鉄のリブで補強された、エラストマーパッキング ユニットと呼ばれるドーナツ状のゴム シールがあります。パッキング ユニットは、BOP ハウジング内のヘッドと油圧ピストンの間にあります。ピストンが作動すると、その上向きの推力によってパッキング ユニットが括約筋のように収縮し、環状部または開孔部を密閉します。環状防噴装置は、ピストンとパッキング ユニットの 2 つの可動部品のみで構成されているため、ラム防噴装置に比べてシンプルで保守が容易です。^{[引用が必要]}

元のタイプの環状防噴装置では、「くさび面」（円錐面）ピストンが使用されていました。ピストンが上昇すると、パッキング ユニットの垂直方向の動きがヘッドによって制限され、ピストンの傾斜面がパッキング ユニットを内側、つまり坑井の中心に向かって押し込みます。^{[引用が必要]}

1972年、Ado N. Vujasinovicは、球面状の頭部から球状噴出防止装置と呼ばれる環状噴出防止装置のバリエーションの特許を取得しました。^{[5] [より良い情報源が必要]}

陸上または非常に浅い水域で井戸を掘削する場合、井戸頭は水面より上にあるため、BOP は遠隔アキュムレータからの油圧によって作動します。掘削リグの周囲には複数の制御ステーションが設置されます。また、大きな車輪のようなハンドルを回して手動で閉じることもできます。

海底の泥線より少し上の坑口がある深海での作業では、BOP を制御する主な方法が 5 つあります。考えられる手段は次のとおりです。^[要出典]

• 油圧制御信号: 油圧アンビリカルケーブルを介して地上から送信されます。
• 電気制御信号: 制御ケーブルを通じて地上から送信されます。
• 音響制御信号: 水中トランスデューサーによって送信される変調/エンコードされた音のパルスに基づいて水面から送信されます。
• ROV 介入：遠隔操作車両（ROV）が機械的にバルブを制御し、スタックに油圧を供給します（「ホットスタブ」パネル経由）。
• デッドマン スイッチ/自動せん断: 緊急時や制御、電源、油圧ラインが切断された場合に、選択した BOP をフェイルセーフで起動します。

冗長性のために、BOP には 2 つの制御ポッドが用意されています。ポッドの電気信号制御が主なものです。音響、ROV 介入、デッドマン制御は二次的なものです。

緊急切断システム/シーケンス (EDS) は、緊急事態が発生した場合に掘削装置を油井から切断します。EDS はデッドマン スイッチを自動的に起動して、BOP、キル バルブ、チョーク バルブを閉じることも目的としています。EDS は、BOP スタックの制御ポッドのサブシステムである場合もあれば、独立したものである場合もあります。^{[引用が必要]}

リグ上のポンプは通常、油圧ラインを通じて防噴装置スタックに圧力を供給します。BOP スタック上の油圧アキュムレータにより、BOP スタックがリグから切り離されている場合でも防噴装置を閉じることができます。また、圧力が高すぎる場合や流量が多すぎる場合に、自動的に BOP を閉じるようにすることもできます。^{[引用が必要]}

米国の海岸沿いの個々の井戸には、バックアップ音響制御を備えた BOP の設置が義務付けられる場合があります。^{[引用が必要]}ブラジルを含む他の国の一般的な要件は、この方法を要求するように作成されました。^{[引用が必要]}この方法を備えた BOP は、この機能を省略したものよりも最大50 万ドル高くなる可能性があります。 ^{[引用が必要]}

2010 年 4 月 20 日のディープウォーター ホライズン掘削リグ爆発事故の際、噴出防止装置が自動的に作動してドリルストリングを切断し、油井を密閉して噴出とメキシコ湾への原油流出を防ぐはずだったが、完全に作動しなかった。その後、水中ロボット (ROV) を使用してブラインド シェア ラム防止装置を手動で作動させたが、効果はなかった。

2010 年 5 月時点で、防噴装置が故障した理由は不明であった。^[6]アメリカ船級協会の主任検査官ジョン・デイビッド・フォーサイスは、爆発の原因を調査している鉱物管理局と米国沿岸警備隊の合同調査^[7]の公聴会で、同協会が最後に掘削リグの防噴装置を検査したのは 2005 年だったと証言した。^[8] BP の代表は、防噴装置が油圧漏れを起こした可能性があると示唆した。^[9] 2010 年 5 月 12 日と 13 日に行われた防噴装置のガンマ線画像検査では、防噴装置の内部バルブが部分的に閉じていて、石油の流れを制限していたことが示された。爆発中にバルブが自動的に閉じたのか、遠隔操作の車両作業によって手動で閉じられたのかは不明である。^[9]バート・スタパック下院議員が発表した声明では、他の問題の中でも、緊急遮断システム (EDS) が意図したとおりに機能せず、ディープウォーター・ホライズンの爆発により故障した可能性があることが明らかにされた。^[10]

2009年に鉱物管理局がマコンド鉱区に対して発行した許可証には、音響制御手段の重複は要求されていなかった。 ^[11] BOPを水中操作（ROV介入）でうまく閉じることができなかったため、完全な調査結果が出るまでは、この省略が噴出の要因であったかどうかは不明である。

2010年6月17日の議会公聴会で議論された文書によると、装置のコントロールポッドのバッテリーが切れており、掘削装置の所有者であるトランスオーシャンが、マコンドサイト向けにキャメロンの機器を「改造」した可能性があり（油圧をパイプラムBOPではなくスタックテストバルブに誤ってルーティングするなど）、請負業者からの警告にもかかわらずBOPの故障のリスクが高まった可能性がある。別の仮説は、掘削パイプの接合部がBOPスタックに配置され、そのせん断ラムが乗り越えられない厚さの材料を切断する可能性があるというものでした。^[12]

その後、マコンド事故の際、2本目のチューブがBOPスタックに入り込んでいたことが判明し、BOPせん断機構の故障の原因となった可能性がある。^[13] 2010年7月時点では、チューブが井戸を突き抜けたケーシングであったのか、あるいは井戸に落ちた壊れたドリルパイプであったのかは不明であった。DNVの最終報告書によると、2本目のチューブは、噴出防止装置せん断機によって切断された後に排出されたドリルストリングの一部であった。

2010 年 7 月 10 日、BP は、故障した防噴装置スタックの上にシーリング キャップ (キャッピング スタックとも呼ばれる) を設置する作業を開始しました。BP の作業ビデオ フィードによると、トップ ハット 10 と呼ばれるシーリング キャップ アセンブリには、キャメロンの主な競合企業の 1 つである Hydril (GE Oil & Gas の子会社) 製のブラインド シア ラム BOP スタック 3 台が含まれていました。7 月 15 日までに、3 台のラム キャッピング スタックは、87 日ぶりに、一時的にではありますが、マコンド油井を密閉しました。

米国政府は、圧力解放井が油井と交差する際に圧力変化が発生した場合に備えて、故障した防噴装置を交換することを希望した。^[14] 2010年9月3日午後1時20分（中部夏時間）、故障した300トンの防噴装置が油井から取り除かれ、ゆっくりと地表まで引き上げられた。^[14]その日遅く、交換用の防噴装置が油井に設置された。^[15] 9月4日午後6時54分（中部夏時間）、故障した防噴装置は水面に到達し、午後9時16分（中部夏時間）、ヘリックスQ4000号の専用コンテナに収められた。^[15]故障した防噴装置は、デット・ノルスケ・ベリタス（DNV）による検査のため、ルイジアナ州のNASA施設に運ばれた。 ^{[15 ]}

2011年3月20日、DNVは米国エネルギー省に報告書を提出した。^[16]彼らの主な結論は、ラムがドリルパイプを部分的にせん断することに成功したものの、ドリルパイプがラムの意図した動作ラインから外れて座屈し（ドリルストリングが上部環状BOPバルブのツールジョイントに引っかかったため）、せん断が動かなくなり、ドリルストリングせん断アクチュエータがストロークを完了して切断されたパイプを折り曲げて坑井を密閉するのに十分な力を伝達できなかったため、坑井を密閉できなかったというものである。彼らは、不良バッテリーによって引き起こされるような作動の失敗は示唆しなかった。防噴装置の上部セクションは、多数のオイル漏れによって油圧アクチュエータの動作が損なわれたため設計どおりに分離できず、回収中にこれを切り離さなければならなかった。

• ベルニップル
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• クリスマスツリー（油井）
• 油井
• 沖合油流出防止と対応

ウィキメディア・コモンズには、噴出防止装置に関連するメディアがあります。

• 噴出防止装置: Schlumberger 用語集の定義 2010 年 5 月、Wayback Machineで2010 年 6 月 24 日にアーカイブ
• 噴出防止装置: 米国労働省労働安全衛生局 (OSHA) による定義 2010 年 5 月
• https://www.osha.gov/SLTC/etools/oilandgas/images/bop_stack.jpg
• https://www.osha.gov/SLTC/etools/oilandgas/drilling/wellcontrol.html
• https://web.archive.org/web/20061005223639/http://www.asmenews.org/archives/backissues/july03/features/703oilwell.html
• 石油国オフショア製品からリンクされた海底BOPスタックの写真