Противовыбросовый превентор

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

Противовыбросовые превенторы были разработаны для того, чтобы справляться с экстремально неустойчивым давлением и неконтролируемым потоком ( выбросом пласта ), исходящим из пласта скважины во время бурения. Выбросы могут привести к потенциально катастрофическому событию, известному как выброс . Помимо контроля давления в скважине (возникающего в пробуренной скважине) и потока нефти и газа, противовыбросовые превенторы предназначены для предотвращения выброса труб (например, бурильной трубы и обсадной трубы скважины ), инструментов и бурового раствора из ствола скважины (также известного как ствол скважины, отверстие, ведущее к пласту) при угрозе выброса. Противовыбросовые превенторы имеют решающее значение для безопасности бригады, 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, которые их включают.

Термин BOP используется в жаргоне нефтяников для обозначения противовыбросовых превенторов. Сокращенный термин превентор , обычно предваряемый типом (например, плашечный превентор), используется для обозначения одного блока противовыбросовых превенторов. Противовыбросовый превентор также может называться просто по его типу (например, плашечный превентор). Термины противовыбросовый превентор , блок противовыбросовых превенторов и система противовыбросовых превенторов обычно используются взаимозаменяемо и в общем смысле для описания сборки нескольких сложенных противовыбросовых превенторов различного типа и назначения, а также вспомогательных компонентов. Типичная подводная глубоководная система противовыбросовых превенторов включает в себя такие компоненты, как электрические и гидравлические линии , блоки управления, гидравлические аккумуляторы, испытательный клапан, линии и клапаны глушения и дроссельные линии, стояк , гидравлические соединители и опорную раму.

Наиболее распространены две категории противовыбросовых превенторов: плашечные и кольцевые . В блоках превенторов часто используются оба типа, как правило, по крайней мере один кольцевой превентор устанавливается над несколькими плашечными 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 монтируются под палубой буровой установки. Подводные превенторы соединяются с морской буровой установкой выше буровым стояком, который обеспечивает непрерывный путь для бурильной колонны и жидкостей, вытекающих из ствола скважины. По сути, стояк удлиняет ствол скважины до буровой установки. Противовыбросовые превенторы не всегда работают правильно. Примером этого является выброс на Deepwater Horizon , где трубопровод, проходящий через превентор, был слегка изогнут, и превентор не смог перерезать трубу.

Противовыбросовые превенторы бывают разных стилей, размеров и номиналов давления. Несколько отдельных блоков, выполняющих различные функции, объединяются для составления блока противовыбросовых превенторов. Несколько противовыбросовых превенторов одного типа часто предоставляются для резервирования , что является важным фактором эффективности отказоустойчивых устройств.

Основными функциями системы противовыбросового превентора являются:

• Ограничить приток скважинной жидкости в ствол скважины ;
• Предоставить средства для добавления жидкости в ствол скважины;
• Обеспечить контролируемый отбор объемов жидкости из ствола скважины.

Кроме того, выполняя эти основные функции, противовыбросовые системы используются для:

• Регулировать и контролировать давление в стволе скважины;
• Центрировать и подвесить бурильную колонну в стволе скважины;
• Закройте скважину (например, загерметизируйте пустоту, кольцевое пространство между бурильной трубой и обсадной колонной);
• «Глушить» скважину (предотвращать приток пластовой жидкости из пласта в ствол скважины);
• Герметизировать устье скважины (перекрыть ствол скважины);
• Разъединить обсадную или бурильную трубу (в случае возникновения аварийных ситуаций).

При бурении типичной скважины высокого давления бурильные колонны направляются через блок противовыбросовых превенторов к резервуару нефти и газа. По мере бурения скважины буровой раствор , «грязь», подается через бурильную колонну вниз к буровому долоту, «лопатке», и возвращается вверх по стволу скважины в кольцевую пустоту, кольцевое пространство , между внешней стороной бурильной трубы и обсадной трубой (трубопровод, который выстилает ствол скважины). Столб бурового раствора оказывает направленное вниз гидростатическое давление , чтобы противостоять противоположному давлению со стороны буримой формации, позволяя бурению продолжаться.

Когда происходит выброс (приток пластовой жидкости ), операторы буровой установки или автоматические системы закрывают блоки противовыбросовых превенторов, герметизируя кольцевое пространство, чтобы остановить поток жидкостей из ствола скважины. Затем более плотный буровой раствор циркулирует в ствол скважины вниз по бурильной колонне, вверх по кольцевому пространству и наружу через линию штуцера у основания блока превенторов через штуцеры (ограничители потока) до тех пор, пока не будет преодолено давление в скважине. Как только «тяжелый» буровой раствор простирается от дна скважины до верха, скважина «заглушена». Если целостность скважины не нарушена, бурение можно возобновить. В качестве альтернативы, если циркуляция невозможна, можно глушить скважину методом « закачки », принудительно закачивая более тяжелый буровой раствор сверху через соединение линии глушения у основания блока. Это менее желательно из-за более высокого поверхностного давления, которое, вероятно, потребуется, и того факта, что большую часть бурового раствора, изначально находящегося в кольцевом пространстве, необходимо будет вытеснить в восприимчивые пласты в открытой части ствола скважины под самым глубоким башмаком обсадной колонны.

Если противовыбросовые превенторы и буровой раствор не ограничивают восходящее давление выброса, происходит выброс, который может привести к выбросу труб, нефти и газа вверх по стволу скважины, повреждению буровой установки и поставит под вопрос целостность скважины .

Поскольку BOP важны для безопасности команды и окружающей среды, а также буровой установки и самого ствола скважины, власти рекомендуют, а правила требуют, чтобы BOP регулярно проверялись, тестировались и ремонтировались. Тесты варьируются от ежедневного тестирования функций на критических скважинах до ежемесячного или менее частого тестирования на скважинах с низкой вероятностью проблем с управлением. ^[2]

Пригодные для эксплуатации резервуары нефти и газа становятся все более редкими и удаленными, что приводит к увеличению подводной разведки глубоководных скважин и требует, чтобы BOP оставались под водой в течение года в экстремальных условиях ^{[ требуется ссылка ]} . В результате сборки BOP стали больше и тяжелее (например, один блок BOP плашечного типа может весить более 30 000 фунтов), в то время как пространство, отведенное для блоков BOP на существующих морских буровых установках, не увеличилось соразмерно. Таким образом, ключевым направлением в технологическом развитии BOP за последние два десятилетия было ограничение их площади и веса при одновременном повышении безопасной эксплуатационной мощности.

BOP бывают двух основных типов: плашечные и кольцевые . Оба типа часто используются вместе в блоках BOP буровой установки , как правило, по крайней мере один кольцевой BOP покрывает блок из нескольких плашечных BOP.

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

Плашечный превентор по принципу действия похож на задвижку , но использует пару противостоящих стальных плунжеров, плашек. Плашки выдвигаются к центру ствола скважины, чтобы ограничить поток или отводятся в открытое положение, чтобы разрешить поток. Внутренняя и верхняя поверхности плашек оснащены пакерами (эластомерными уплотнениями), которые прижимаются друг к другу, к стволу скважины и вокруг труб, проходящих через ствол скважины. Выходы по бокам корпуса превентора (корпуса) используются для соединения с линиями или клапанами дросселирования и глушения.

Таран или таранные блоки бывают четырех распространенных типов: трубчатые , глухие , сдвиговые и глухие сдвиговые .

Трубные плашки закрываются вокруг бурильной трубы, ограничивая поток в кольцевом пространстве (кольцевое пространство между концентрическими объектами) между внешней стороной бурильной трубы и стволом скважины, но не препятствуют потоку внутри бурильной трубы. Трубные плашки с переменным диаметром могут вмещать трубы в более широком диапазоне внешних диаметров, чем стандартные трубные плашки, но, как правило, с некоторой потерей способности к давлению и долговечности. Трубную плашку не следует закрывать, если в скважине нет трубы.

Глухие плашки (также известные как герметизирующие плашки), не имеющие отверстий для труб, могут перекрывать скважину, когда в ней нет бурильной колонны или других труб, и герметизировать ее.

Срезающие плашки предназначены для срезания трубы в скважине и одновременной герметизации ствола скважины. Он имеет стальные лезвия для срезания трубы и уплотнения для герметизации кольцевого пространства после срезания трубы.

Слепые срезающие плашки (также известные как срезающие уплотнительные плашки или герметизирующие срезающие плашки) предназначены для герметизации ствола скважины, даже если ствол занят бурильной колонной, путем разрезания бурильной колонны, когда плашки закрывают скважину. Верхняя часть оторванной бурильной колонны освобождается от плашки, в то время как нижняя часть может быть обжата, а «рыбий хвост» захвачен, чтобы подвешивать бурильную колонну к ПВО.

В дополнение к стандартным функциям плашек, плашки с переменным диаметром трубы часто используются в качестве испытательных плашек в модифицированном противовыбросовом превенторном устройстве, известном как испытательный клапан стека. Испытательные клапаны стека располагаются в нижней части блока BOP и противостоят давлению, направленному вниз (в отличие от BOP, которые противостоят давлению, направленному вверх). Закрывая испытательную плашку и плашку BOP вокруг бурильной колонны и нагнетая давление в кольцевом пространстве, BOP испытывается давлением на правильность функционирования.

Первоначальные плашечные превенторы 1920-х годов были простыми и прочными ручными устройствами с минимальным количеством деталей. Корпус превентора (корпус) имел вертикальный ствол скважины и горизонтальную полость плашки (направляющую камеру плашки). Противоположные плашки (плунжеры) в полости плашки перемещались горизонтально, приводимые в действие резьбовыми валами плашек (поршневыми штоками) на манер винтового домкрата. Крутящий момент от поворота валов плашек гаечным ключом или ручным колесом преобразовывался в линейное движение, и плашки, соединенные с внутренними концами валов плашек, открывали и закрывали ствол скважины. Такая работа винтового домкрата обеспечивала достаточное механическое преимущество плашкам для преодоления давления в скважине и герметизации кольцевого пространства ствола скважины.

Гидравлические тараны BOP использовались к 1940-м годам. Противовыбросовые превенторы с гидравлическим приводом имели много потенциальных преимуществ. Давление можно было уравнять в противостоящих гидравлических цилиндрах, заставляя тараны работать синхронно. Относительно быстрое приведение в действие и дистанционное управление были облегчены, и гидравлические тараны хорошо подходили для скважин с высоким давлением.

Поскольку от BOP зависят безопасность и надежность, по-прежнему прилагаются усилия по минимизации сложности устройств для обеспечения долговечности. В результате, несмотря на постоянно растущие требования, предъявляемые к ним, современные плашечные BOP концептуально такие же, как и первые эффективные модели, и во многом напоминают эти устройства.

Плашечные превенторы для использования в глубоководных приложениях повсеместно используют гидравлический привод. Резьбовые валы часто все еще встроены в гидравлические плашечные превенторы в качестве запорных стержней, которые удерживают плашку в нужном положении после гидравлического привода. При использовании механического механизма блокировки плашки нет необходимости поддерживать постоянное гидравлическое давление. Запорные стержни могут быть соединены с валами плашки или нет, в зависимости от производителя. Также используются другие типы запоров плашек, такие как клиновые замки.

Типичные узлы привода плашек (системы оператора) крепятся к корпусу BOP съемными крышками. Откручивание крышек от корпуса позволяет проводить техническое обслуживание BOP и облегчает замену плашек. Таким образом, например, трубный плашечный BOP может быть преобразован в глухой плашечный BOP.

Для плашечных превенторов срезного типа требуется наибольшее усилие закрытия для того, чтобы прорезать трубы, занимающие ствол скважины. Усилители (вспомогательные гидравлические приводы) часто устанавливаются на внешних концах гидравлических приводов превентора, чтобы обеспечить дополнительное усилие среза для плашек среза. Если возникает ситуация, когда плашки срезаются, бурильщику лучше всего расположить колонну так, чтобы плашки срезали тело бурильной трубы, а не использовать замковое соединение (гораздо более толстый металл) поперек плашек среза.

Плашечные превенторы обычно проектируются таким образом, чтобы давление в скважине помогало удерживать плашки в закрытом, герметичном положении. Это достигается путем пропускания жидкости через канал в плашке и оказания давления на заднюю часть плашки и по направлению к центру ствола скважины. Наличие канала в плашке также ограничивает тягу, необходимую для преодоления давления в стволе скважины.

Обычно доступны одноплашечные и двухплашечные BOP. Названия относятся к количеству полостей плашек (эквивалентному эффективному количеству клапанов), содержащихся в блоке. Двухплашечный BOP компактнее и легче, чем набор из двух одноплашечных BOP, при этом обеспечивая ту же функциональность, и поэтому желателен во многих приложениях. Трехплашечные BOP также производятся, но не так распространены. ^{[ необходима цитата ]}

Технологическое развитие плашечных превенторов было направлено на более глубокие скважины с более высоким давлением, большую надежность, сокращение технического обслуживания, упрощенную замену компонентов, упрощенное вмешательство ROV , сниженный расход гидравлической жидкости и улучшенные соединители, пакеры, уплотнения, замки и плашки. Кроме того, ограничение веса и площади основания превентора является существенной проблемой, учитывая ограничения существующих установок.

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

Кольцевой противовыбросовый превентор был изобретен Грэнвиллом Слоаном Ноксом в 1946 году; патент США на него был выдан в 1952 году. ^{[4] [ необходим лучший источник ]} Часто на буровой его называют «Hydril» по названию первоначального производителя таких устройств.

Кольцевой превентор может закрываться вокруг бурильной колонны, обсадной колонны или нецилиндрического объекта, такого как келли . Бурильная труба, включая замки большего диаметра (резьбовые соединители), может быть «раздета» (т. е. перемещена вертикально, пока давление удерживается ниже) через кольцевой превентор путем тщательного контроля гидравлического давления закрытия. Кольцевые превенторы также эффективны для поддержания уплотнения вокруг бурильной трубы, даже когда она вращается во время бурения. Правила обычно требуют, чтобы кольцевой превентор мог полностью закрыть ствол скважины, но кольцевые превенторы, как правило, не так эффективны, как плашечные превенторы, в поддержании уплотнения в открытом стволе. Кольцевые превенторы обычно располагаются в верхней части блока превенторов, при этом один или два кольцевых превентора располагаются над серией из нескольких плашечных превенторов.

Кольцевой противовыбросовый превентор использует принцип клина для закрытия ствола скважины. Он имеет похожее на пончик резиновое уплотнение, известное как эластомерный уплотнительный узел, усиленный стальными ребрами. Уплотнительный узел расположен в корпусе BOP между головкой и гидравлическим поршнем. Когда поршень приводится в действие, его направленная вверх тяга заставляет уплотнительный узел сжиматься, как сфинктер , герметизируя кольцевое пространство или открытый ствол скважины. Кольцевые превенторы имеют только две движущиеся части, поршень и уплотнительный узел, что делает их простыми и легкими в обслуживании по сравнению с плашечными превенторами. ^{[ необходима цитата ]}

Первоначальный тип кольцевого противовыбросового превентора использовал поршень с «клиновидной» (конической) поверхностью. По мере подъема поршня вертикальное перемещение уплотнительного узла ограничивается головкой, а наклонная поверхность поршня сжимает уплотнительный узел внутрь, по направлению к центру ствола скважины. ^{[ необходима цитата ]}

В 1972 году Адо Н. Вуясинович получил патент на вариант кольцевого превентора, известный как сферический противовыбросовый превентор, названный так из-за своей сферической головки. ^{[5] [ нужен лучший источник ]}

При бурении скважин на суше или на очень мелководье, где устье скважины находится выше уровня воды, превенторы активируются гидравлическим давлением от удаленного аккумулятора. Несколько станций управления будут установлены вокруг буровой установки. Их также можно закрыть вручную, повернув большие ручки, похожие на колеса.

В более глубоких морских операциях с устьем скважины чуть выше линии ила на морском дне существует пять основных способов, с помощью которых можно контролировать BOP. Возможные средства: ^{[ необходима цитата ]}

• Гидравлический управляющий сигнал: передается с поверхности через гидравлический шлангокабель;
• Электрический сигнал управления: передается с поверхности по кабелю управления;
• Акустический контрольный сигнал: посылается с поверхности на основе модулированного/кодированного импульса звука, передаваемого подводным преобразователем ;
• Вмешательство с помощью дистанционно управляемых аппаратов ( ROV) : дистанционно управляемые аппараты (ROV) механически управляют клапанами и обеспечивают гидравлическое давление в дымовой трубе (через панели «горячего удара»);
• Выключатель безопасности /автоматический нож: отказоустойчивая активация выбранных превенторов в аварийной ситуации, а также в случае разрыва линий управления, электропитания и гидравлических линий.

На BOP предусмотрены два контрольных модуля для резервирования. Электрическое управление сигналами модулей является первичным. Акустическое управление, управление ROV и управление «мертвого человека» являются вторичными.

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 BOP, глушит и штуцерные клапаны. EDS может быть подсистемой контрольных модулей BOP stack или отдельной. ^{[ необходима цитата ]}

Насосы на буровой установке обычно подают давление в блок противовыбросовых превенторов через гидравлические линии. Гидравлические аккумуляторы на блоке превенторов позволяют закрывать превенторы, даже если блок превенторов отсоединен от буровой установки. Также возможно автоматически запускать закрытие превенторов на основе слишком высокого давления или избыточного потока. ^{[ необходима цитата ]}

Отдельные скважины вдоль побережья США также могут быть обязаны иметь ПВО с резервным акустическим контролем. ^{[ необходима цитата ]} Общие требования других стран, включая Бразилию, были разработаны для требования использования этого метода. ^{[ необходима цитата ]} ПВО с использованием этого метода могут стоить на 500 000 долларов США дороже, чем те, в которых эта функция отсутствует. ^{[ необходима цитата ]}

Этот раздел необходимо обновить . Пожалуйста , помогите обновить эту статью, чтобы отразить недавние события или новую доступную информацию. ( Январь 2021 г. )

Во время инцидента со взрывом на буровой установке Deepwater Horizon 20 апреля 2010 года противовыбросовый превентор должен был сработать автоматически, обрезав бурильную колонну и запечатав скважину, чтобы предотвратить выброс и последующий разлив нефти в Мексиканском заливе, но он не сработал полностью. Позднее для ручного срабатывания противовыбросового превентора были использованы подводные роботы (ROV), но безрезультатно.

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

Разрешение на разработку месторождения Макондо , выданное Службой по управлению минеральными ресурсами в 2009 году, не требовало избыточных средств акустического контроля. ^[11] Поскольку превенторы не удалось успешно закрыть с помощью подводных манипуляций ( вмешательство ROV ), в ожидании результатов полного расследования неясно, стало ли это упущение фактором, приведшим к выбросу.

Документы, обсуждавшиеся во время слушаний в Конгрессе 17 июня 2010 года, предполагали, что батарея в блоке управления устройства была разряжена и что владелец буровой установки, Transocean , мог «модифицировать» оборудование Кэмерона для площадки Макондо (включая неправильную подачу гидравлического давления на испытательный клапан стека вместо плашечного превентора трубы), что увеличило риск отказа превентора, несмотря на предупреждения их подрядчика об этом. Другая гипотеза заключалась в том, что соединение в бурильной трубе могло быть расположено в стеке превентора таким образом, что его плашки сдвига имели непреодолимую толщину материала для прорезания. ^[12]

Позже было обнаружено, что вторая часть трубы попала в блок ПВО в какой-то момент во время инцидента в Макондо, что потенциально объясняет отказ механизма среза ПВО. ^[13] По состоянию на июль 2010 года было неизвестно, была ли труба обсадной трубой, которая выскочила из скважины, или, возможно, сломанной бурильной трубой, упавшей в скважину. В окончательном отчете DNV указано, что вторая труба была сегментом бурильной колонны, которая была выброшена после того, как ее отрезали ножницы противовыбросового превентора.

10 июля 2010 года компания BP начала работы по установке герметизирующего колпака, также известного как стек колпака, поверх вышедшего из строя стека противовыбросового превентора. Согласно видеотрансляциям BP, сборка герметизирующего колпака, названная Top Hat 10, включала в себя набор из трех плашечных превенторов с глухим срезом, изготовленных компанией Hydril (компания GE Oil & Gas), одним из главных конкурентов Cameron. К 15 июля стек колпака из трех плашек запечатал скважину Macondo, пусть и временно, впервые за 87 дней.

Правительство США хотело, чтобы неисправный противовыбросовый превентор был заменен в случае любого изменения давления, которое произойдет, когда разгрузочная скважина пересекает скважину. ^[14] 3 сентября 2010 года в 13:20 по центральному поясному времени неисправный противовыбросовый превентор весом 300 тонн был извлечен из скважины и начал медленно подниматься на поверхность. ^[14] Позже в тот же день на скважину был установлен сменный противовыбросовый превентор. ^[15] 4 сентября в 18:54 по центральному поясному времени неисправный противовыбросовый превентор достиг поверхности воды, и в 21:16 по центральному поясному времени его поместили в специальный контейнер на борту судна Helix Q4000. ^[15] Неисправный противовыбросовый превентор был доставлен на объект NASA в Луизиане для проверки ^[15] компанией Det Norske Veritas (DNV).

20 марта 2011 года DNV представили свой отчет Министерству энергетики США . ^[16] Их основной вывод заключался в том, что хотя плашки и преуспели в частичном срезании бурильной трубы, они не смогли загерметизировать ствол, поскольку бурильная труба выгнулась из предполагаемой линии действия плашек (потому что бурильная колонна зацепилась за бурильный замок в верхнем кольцевом клапане BOP), заклинив ножницы и сделав привод среза бурильной колонны неспособным обеспечить достаточное усилие для завершения своего хода и сгибания отрезанной трубы и герметизации скважины. Они не предполагали никаких отказов приведения в действие, которые могли бы быть вызваны неисправными батареями. Верхняя часть противовыбросового превентора не отделилась, как было задумано, из-за многочисленных утечек масла, нарушивших работу гидравлического привода, и ее пришлось отрезать во время восстановления.

• сосок колокольчик
• Выброс (бурение скважин) со списком известных выбросов на морских скважинах
• Подводные технологии
• Рождественская елка (нефтяная скважина)
• Нефтяная скважина
• Предотвращение и ликвидация разливов нефти на море

На Викискладе есть медиафайлы по теме Противовыбросовые превенторы .

• Противовыбросовый превентор: определение из глоссария Schlumberger. Архивировано 24.06.2010 на Wayback Machine , май 2010 г.
• Противовыбросовый превентор: Определение от Министерства труда США, Управления по охране труда и промышленной гигиене (OSHA), май 2010 г.
• 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
• Фотография подводного блока превенторов, связанная с компанией Oil States Offshore Products