preventor de reventones

Un preventor de reventones ( BOP ) ^{[ 1 ]} es una válvula especializada o un dispositivo mecánico similar, utilizado para sellar, controlar y monitorear pozos de petróleo y gas para prevenir reventones , la liberación incontrolada de petróleo crudo o gas natural de un pozo. Generalmente se instalan en conjuntos de otras válvulas.

Los primeros preventores de reventones, los anulares tipo K de Regan , se utilizaron a partir de la década de 1930 para hacer frente a presiones erráticas extremas y flujos incontrolados ( influjo de formación ) que emanaban de un yacimiento durante la perforación. Los influjos pueden provocar un evento potencialmente catastrófico conocido como reventón. Además de controlar la presión en el fondo del pozo (que ocurre en el pozo perforado) y el flujo de petróleo y gas, los preventores de reventones están diseñados para evitar que la tubería (por ejemplo, la tubería de perforación y el revestimiento del pozo ), las herramientas y el fluido de perforación salgan disparados del pozo (también conocido como pozo perforado, el orificio que conduce al yacimiento) cuando existe riesgo de reventón. Los preventores de reventones son fundamentales para la seguridad del personal, la plataforma (el sistema de equipos utilizado para perforar un pozo) y el medio ambiente, así como para el monitoreo y mantenimiento de la integridad del pozo; por lo tanto, los preventores de reventones están diseñados para proporcionar seguridad contra fallas a los sistemas que los incluyen.

El término BOP se utiliza en la jerga de los yacimientos petrolíferos para referirse a los preventores de reventones. El término abreviado preventor , generalmente precedido por un tipo (por ejemplo, preventor de ariete ), se utiliza para referirse a una sola unidad de preventor de reventones. Un preventor de reventones también puede denominarse simplemente por su tipo (por ejemplo, de ariete). Los términos preventor de reventones , conjunto de preventores de reventones y sistema de preventores de reventones se utilizan comúnmente de forma indistinta y general para describir un conjunto de varios preventores de reventones apilados de diferentes tipos y funciones, así como componentes auxiliares. Un sistema típico de preventores de reventones submarinos para aguas profundas incluye componentes como líneas eléctricas e hidráulicas , módulos de control, acumuladores hidráulicos, válvula de prueba, líneas y válvulas de control y estrangulamiento, junta de elevador , conectores hidráulicos y un bastidor de soporte.

Existen dos categorías principales de preventores de reventones: de ariete y anulares . Los conjuntos de preventores de reventones suelen utilizar ambos tipos, normalmente con al menos un preventor anular apilado sobre varios preventores de ariete. Los preventores de reventones se utilizan en pozos terrestres, plataformas marinas y pozos submarinos. Los preventores terrestres y submarinos se fijan a la parte superior del pozo, conocida como cabezal. En las plataformas marinas, los preventores de reventones se montan debajo de la cubierta. Los preventores submarinos se conectan a la plataforma marina mediante una tubería ascendente que proporciona una vía continua para la sarta de perforación y los fluidos que emanan del pozo. En efecto, una tubería ascendente extiende el pozo hasta la plataforma. Los preventores de reventones no siempre funcionan correctamente. Un ejemplo de ello es el reventón de Deepwater Horizon , donde la tubería que pasaba por el preventor estaba ligeramente doblada y este no logró cortarla.

Los preventores de reventones se presentan en una variedad de diseños, tamaños y presiones nominales. Varias unidades individuales con diferentes funciones se combinan para formar un conjunto de preventores de reventones. Con frecuencia se instalan varios preventores de reventones del mismo tipo para garantizar la redundancia , un factor importante en la eficacia de los dispositivos a prueba de fallos .

Las funciones principales de un sistema preventor de reventones son:

• Confinar el fluido del pozo al interior del pozo ;
• Proporcionar los medios para añadir fluido al pozo;
• Permite la extracción de volúmenes controlados de fluido del pozo.

Además, y al realizar esas funciones principales, los sistemas preventores de reventones se utilizan para:

• Regular y controlar la presión del pozo;
• Centrar y colgar de la sarta de perforación en el pozo;
• Selle el pozo (por ejemplo, selle el espacio anular entre la tubería de perforación y el revestimiento);
• Sellar el pozo (impedir el flujo de fluido de la formación , la entrada, desde el yacimiento hacia el pozo);
• Selle la cabeza del pozo (cierre el pozo);
• Corte el revestimiento o la tubería de perforación (en caso de emergencia).

En la perforación de un pozo típico de alta presión, las sartas de perforación se dirigen a través de un conjunto de preventores de reventones hacia el yacimiento de petróleo y gas. A medida que se perfora el pozo, el fluido de perforación , llamado lodo , se introduce a través de la sarta de perforación hasta la broca y regresa por el pozo a través del espacio anular, entre la parte exterior de la tubería de perforación y el revestimiento (la tubería que recubre el pozo). La columna de lodo ejerce una presión hidrostática descendente que contrarresta la presión opuesta de la formación que se está perforando, lo que permite que la perforación continúe.

Cuando se produce una surgencia (influjo de fluido de la formación), los operadores de la plataforma o los sistemas automáticos cierran las unidades de preventores de reventones, sellando el espacio anular para detener el flujo de fluidos fuera del pozo. A continuación, se hace circular lodo más denso hacia el pozo a través de la sarta de perforación, subiendo por el espacio anular y saliendo por la línea de estrangulamiento en la base del conjunto de preventores de reventones a través de los estranguladores (restrictores de flujo) hasta que se venza la presión en el fondo del pozo. Una vez que el lodo de peso de control se extiende desde el fondo del pozo hasta la parte superior, el pozo se ha controlado . Si la integridad del pozo está intacta, se puede reanudar la perforación. Alternativamente, si la circulación no es factible, se puede controlar el pozo mediante bombeo forzado , introduciendo el lodo más denso desde la parte superior a través de la conexión de la línea de control en la base del conjunto. Esto es menos deseable debido a las mayores presiones superficiales que probablemente se necesiten y al hecho de que gran parte del lodo originalmente en el espacio anular debe ser forzado hacia formaciones receptivas en la sección de pozo abierto debajo de la zapata de revestimiento más profunda.

Si los preventores de reventones y el lodo no restringen las presiones ascendentes de una surgencia, puede producirse un reventón, lo que podría provocar la expulsión de tuberías, petróleo y gas por el pozo, dañar la plataforma y poner en entredicho la integridad del pozo .

Dado que los BOP son importantes para la seguridad de la tripulación y el medio ambiente, así como de la plataforma de perforación y el pozo, las autoridades recomiendan, y las regulaciones exigen, que los BOP se inspeccionen, prueben y reacondicionen periódicamente. Las pruebas varían desde pruebas diarias de funcionamiento en pozos críticos hasta pruebas mensuales o menos frecuentes en pozos con baja probabilidad de problemas de control. ^{[ 2 ]}

Los yacimientos explotables de petróleo y gas son cada vez más escasos y remotos, lo que impulsa la exploración de pozos submarinos en aguas profundas y exige que los preventores de reventones (BOP) permanezcan sumergidos hasta un año en condiciones extremas . Como resultado, los conjuntos de BOP se han vuelto más grandes y pesados ​​(por ejemplo, una sola unidad de BOP de tipo ariete puede pesar más de 13.600 kg), mientras que el espacio destinado a los conjuntos de BOP en las plataformas marinas existentes no ha aumentado proporcionalmente. Por lo tanto, un objetivo clave en el desarrollo tecnológico de los BOP durante las últimas dos décadas ha sido limitar su tamaño y peso, al tiempo que se aumenta la capacidad operativa segura.

Los preventores de reventones (BOP) se presentan en dos tipos básicos: de ariete y anulares . Ambos se suelen utilizar juntos en los conjuntos de BOP de las plataformas de perforación , normalmente con al menos un BOP anular que cierra un conjunto de varios BOP de ariete.

Preventor de reventones de ariete

El BOP de ariete fue inventado por James Smither Abercrombie y Harry S. Cameron en 1922, y fue lanzado al mercado en 1924 por Cameron Iron Works . ^{[ 3 ]}

Un preventor de reventones de tipo ariete funciona de forma similar a una válvula de compuerta , pero utiliza un par de émbolos de acero opuestos, llamados arietes. Estos se extienden hacia el centro del pozo para restringir el flujo o se retraen para permitirlo. Las caras interna y superior de los arietes están provistas de empaquetaduras (sellos elastoméricos) que se presionan entre sí, contra el pozo y alrededor de la tubería que lo atraviesa. Las salidas laterales de la carcasa del preventor se utilizan para la conexión a las líneas de estrangulación y control de pozo o a las válvulas.

Los arietes, o bloques de ariete, son de cuatro tipos comunes: de tubería , ciegos , de corte y de corte ciego .

Los arietes de tubería se cierran alrededor de la tubería de perforación, restringiendo el flujo en el espacio anular (espacio en forma de anillo entre objetos concéntricos) entre el exterior de la tubería y el pozo, pero no obstruyen el flujo dentro de la tubería. Los arietes de tubería de diámetro variable pueden alojar tuberías con un rango más amplio de diámetros exteriores que los arietes estándar, aunque generalmente con cierta pérdida de capacidad de presión y durabilidad. Un ariete de tubería no debe cerrarse si no hay tubería en el pozo.

Los arietes ciegos (también conocidos como arietes de sellado), que no tienen aberturas para la tubería, pueden cerrar el pozo cuando este no contiene una sarta de perforación u otra tubería, y sellarlo.

Los arietes cortantes están diseñados para cortar la tubería en el pozo y sellar el orificio simultáneamente. Cuentan con cuchillas de acero para cortar la tubería y sellos para sellar el espacio anular después de cortarla.

Los arietes de corte ciego (también conocidos como arietes de sellado por corte o arietes de corte de sellado) están diseñados para sellar un pozo, incluso cuando este está ocupado por una sarta de perforación, cortándola a medida que los arietes cierran el pozo. La parte superior de la sarta de perforación seccionada se libera del ariete, mientras que la parte inferior puede ser engarzada y la "cola de pez" capturada para sujetar la sarta de perforación al preventor de reventones (BOP).

Además de las funciones estándar de los arietes, los arietes de tubería de diámetro variable se utilizan frecuentemente como arietes de prueba en un dispositivo preventor de reventones modificado conocido como válvula de prueba de pila. Las válvulas de prueba de pila se ubican en la parte inferior de una pila de preventores de reventones y resisten la presión descendente (a diferencia de los preventores de reventones, que resisten la presión ascendente). Al cerrar el ariete de prueba y un ariete del preventor de reventones alrededor de la sarta de perforación y presurizar el espacio anular, se comprueba el correcto funcionamiento del preventor de reventones.

Los preventores de reventones de ariete originales de la década de 1920 eran dispositivos manuales sencillos y robustos con un mínimo de piezas. La carcasa del preventor (cuerpo) tenía un orificio vertical para el pozo y una cavidad horizontal para el ariete (cámara guía del ariete). Los arietes opuestos (émbolos) en la cavidad del ariete se desplazaban horizontalmente, accionados por ejes roscados (vástagos de pistón) a modo de gato de tornillo. El par de torsión generado al girar los ejes del ariete con una llave o un volante se convertía en movimiento lineal, y los arietes, acoplados a los extremos internos de los ejes, abrían y cerraban el orificio del pozo. Este tipo de funcionamiento proporcionaba la ventaja mecánica suficiente para que los arietes superaran las presiones del fondo del pozo y sellaran el espacio anular.

Los preventores de reventones de ariete hidráulico ya se utilizaban en la década de 1940. Estos preventores presentaban numerosas ventajas potenciales. La presión podía igualarse en los cilindros hidráulicos opuestos, lo que provocaba que los arietes funcionaran al unísono. Facilitaban una activación relativamente rápida y el control remoto, y los arietes hidráulicos resultaban idóneos para pozos de alta presión.

Dado que los BOP son esenciales para la seguridad y la fiabilidad, se siguen realizando esfuerzos para minimizar su complejidad y garantizar su durabilidad. Por consiguiente, a pesar de las crecientes exigencias a las que se ven sometidos, los BOP de última generación son conceptualmente idénticos a los primeros modelos eficaces y se asemejan a ellos en muchos aspectos.

Los preventores de reventones de ariete para aplicaciones en aguas profundas emplean universalmente un sistema de accionamiento hidráulico. A menudo, los ejes roscados se incorporan a estos preventores como varillas de bloqueo que mantienen el ariete en posición tras el accionamiento hidráulico. Mediante un mecanismo de bloqueo mecánico, no es necesario mantener una presión hidráulica constante. Las varillas de bloqueo pueden estar acopladas o no a los ejes del ariete, según el fabricante. También se utilizan otros tipos de bloqueos, como los de cuña.

Los conjuntos típicos de actuadores de pistón (sistemas de operación) se fijan a la carcasa del BOP mediante tapas extraíbles. Al desatornillar las tapas de la carcasa, se puede realizar el mantenimiento del BOP y se facilita la sustitución de los pistones. De esta forma, por ejemplo, un BOP de pistón de tubería se puede convertir en un BOP de pistón de corte ciego.

Los preventores de reventones (BOP) de tipo cizallamiento requieren la mayor fuerza de cierre para cortar la tubería que ocupa el pozo. Los actuadores hidráulicos auxiliares (o de refuerzo) se suelen instalar en los extremos de los actuadores hidráulicos del BOP para proporcionar una fuerza de corte adicional a los arietes. Si se requiere la activación de los arietes, lo más recomendable es que el perforador coloque la sarta de perforación espaciada para asegurar que los arietes corten el cuerpo de la tubería de perforación, en lugar de utilizar una junta de herramienta (de metal mucho más grueso) que los atraviese.

Los preventores de reventones de ariete (Ram BOP) suelen diseñarse para que la presión del pozo ayude a mantener los arietes en su posición cerrada y sellada. Esto se logra permitiendo que el fluido pase a través de un canal en el ariete y ejerza presión en la parte posterior del mismo, hacia el centro del pozo. Además, la presencia de este canal limita el empuje necesario para vencer la presión del pozo.

Los preventores de reventones (BOP) de un solo pistón y de doble pistón son de uso común. Su nombre se refiere a la cantidad de cavidades de pistón (equivalente a la cantidad efectiva de válvulas) que contiene la unidad. Un BOP de doble pistón es más compacto y ligero que un conjunto de dos BOP de un solo pistón, a la vez que ofrece la misma funcionalidad, por lo que resulta ideal para muchas aplicaciones. También se fabrican BOP de triple pistón, aunque no son tan comunes.

El desarrollo tecnológico de los preventores de reventones de ariete se ha orientado hacia pozos más profundos y de mayor presión, mayor fiabilidad, menor mantenimiento, sustitución simplificada de componentes, intervención mediante vehículos operados remotamente (ROV), menor consumo de fluido hidráulico y mejora de conectores, empaquetadoras, sellos, cerraduras y arietes. Además, limitar el peso y el tamaño de los preventores de reventones es fundamental para compensar las limitaciones de las plataformas de perforación existentes.

A julio de 2010, el preventor de reventones de ariete de gran diámetro y mayor capacidad del mercado era el EVO 20K BOP de Cameron, con una presión de retención de 20.000 psi, una fuerza de ariete superior a 1.000.000 de libras y un diámetro de pozo de hasta 18,75  pulgadas.

preventor de reventones anular

El preventor de reventones anular esférico fue inventado por Granville Sloan Knox en 1946; se le otorgó una patente estadounidense en 1952. ^{[ 4 ]} A menudo, en la plataforma se le llama Hydril, por el nombre del fabricante original de dichos dispositivos.

El Regan Tipo K es un diseño aún anterior. Su empaquetador cilíndrico tipo acordeón fue patentado en 1933 por Frederick M. Kilmer Jr. El Tipo K aparece en publicaciones especializadas ya en 1938. En diámetros menores, el Tipo K se conoce a menudo como Rod Regan y todavía se fabrica y utiliza ampliamente en la actualidad. Los BOP Tipo K modernos pueden fabricarse con una aleación aeroespacial ultraligera, utilizando el mismo diseño de empaquetador de 1933.

Un preventor de reventones anular puede cerrarse alrededor de la sarta de perforación, la tubería de revestimiento o un objeto no cilíndrico, como la kelly . La tubería de perforación, incluyendo las juntas de herramientas de mayor diámetro (conectores roscados), puede extraerse (es decir, moverse verticalmente mientras se contiene la presión debajo) a través de un preventor anular mediante un control preciso de la presión de cierre hidráulica. Los preventores de reventones anulares también son eficaces para mantener un sello alrededor de la tubería de perforación incluso mientras gira durante la perforación. Las regulaciones generalmente exigen que un preventor anular pueda cerrar completamente un pozo, pero los preventores anulares generalmente no son tan eficaces como los preventores de ariete para mantener un sello en un pozo abierto. Los preventores de reventones anulares generalmente se ubican en la parte superior de un conjunto de preventores de reventones, con uno o dos preventores anulares colocados sobre una serie de varios preventores de ariete.

Un preventor de reventones anular utiliza el principio de cuña para sellar el pozo. Cuenta con un sello de goma en forma de anillo, conocido como empaquetadura elastomérica , reforzado con nervaduras de acero. La empaquetadura se ubica en la carcasa del preventor, entre la cabeza y el pistón hidráulico. Al accionarse el pistón, su empuje ascendente fuerza la empaquetadura a contraerse, como un esfínter , sellando el espacio anular o la abertura del pozo. Los preventores anulares tienen solo dos partes móviles: el pistón y la empaquetadura, lo que los hace sencillos y fáciles de mantener en comparación con los preventores de ariete.

El tipo original de preventor de reventones anular utilizaba un pistón con cara cónica (en forma de cuña). A medida que el pistón asciende, el movimiento vertical de la unidad de empaquetadura se ve restringido por la cabeza, y la cara inclinada del pistón comprime la unidad de empaquetadura hacia adentro, hacia el centro del pozo.

En 1972, Ado N. Vujasinovic recibió una patente para una variación del preventor anular conocido como preventor de reventones esférico, llamado así por su cabeza de cara esférica. ^{[ 5 ]}

Cuando se perforan pozos en tierra o en aguas muy poco profundas, donde la boca del pozo se encuentra por encima del nivel del agua, los preventores de reventones (BOP) se activan mediante la presión hidráulica de un acumulador remoto. Se instalarán varias estaciones de control alrededor de la plataforma de perforación. También se pueden cerrar manualmente girando grandes manivelas con forma de rueda.

En operaciones en aguas más profundas, con la cabeza del pozo justo por encima del lecho marino, existen cinco formas principales de controlar un BOP. Los medios posibles son:

• Señal de control hidráulico: enviada desde la superficie a través de un umbilical hidráulico ;
• Señal de control eléctrico: enviada desde la superficie a través de un cable de control;
• Señal de control acústica: enviada desde la superficie en base a un pulso de sonido modulado o codificado transmitido por un transductor subacuático ;
• Intervención de ROV : Los ROV controlan mecánicamente las válvulas y proporcionan presión hidráulica al conjunto (a través de paneles de conexión en caliente );
• Interruptor de hombre muerto o de corte automático: activación a prueba de fallos de determinados preventores de reventones (BOP) durante una emergencia, y si las líneas de control, alimentación e hidráulicas se han cortado.

El BOP cuenta con dos módulos de control para mayor redundancia. El control de las señales eléctricas de los módulos es el principal. Los controles acústicos, de intervención del ROV y de hombre muerto son secundarios.

Un sistema/secuencia de desconexión de emergencia (EDS) desconecta la plataforma del pozo en caso de emergencia. El EDS también está diseñado para activar automáticamente el interruptor de hombre muerto, que cierra el preventor de reventones (BOP), las válvulas de control y de estrangulación. El EDS puede ser un subsistema de los módulos de control del conjunto BOP o un sistema independiente.

Las bombas de la plataforma normalmente suministran presión al conjunto de preventores de reventones mediante líneas hidráulicas. Los acumuladores hidráulicos del conjunto de preventores permiten el cierre de estos incluso si el conjunto está desconectado de la plataforma. También es posible activar el cierre automático de los preventores de reventones en función de una presión o caudal excesivos.

Es posible que también se exija a los pozos individuales a lo largo de la costa de EE. UU. que cuenten con preventores de reventones (BOP) con control acústico de respaldo. Los requisitos generales de otros países, incluido Brasil, incluyen la obligatoriedad de este método. Los BOP que incorporan este sistema pueden costar hasta 500 000 dólares estadounidenses más que aquellos que no lo incluyen.

Durante la explosión de la plataforma de perforación Deepwater Horizon el 20 de abril de 2010, el preventor de reventones debería haberse activado automáticamente, cortando la sarta de perforación y sellando el pozo para evitar un reventón y el consiguiente derrame de petróleo en el Golfo de México , pero no se activó por completo. Posteriormente, se utilizaron robots submarinos (ROV) para activar manualmente el preventor de ariete de corte ciego, sin éxito.

En mayo de 2010 se desconocía la causa de la falla del preventor de reventones. ^{[ 6 ]} El inspector jefe John David Forsyth del American Bureau of Shipping testificó en audiencias ante la Investigación Conjunta ^{[ 7 ]} del Servicio de Gestión de Minerales y la Guardia Costera de EE. UU. que investigaba las causas de la explosión que su agencia había inspeccionado por última vez el preventor de reventones de la plataforma en 2005. ^{[ 8 ]} Representantes de BP sugirieron que el preventor podría haber sufrido una fuga hidráulica. ^{[ 9 ]} Las imágenes de rayos gamma del preventor realizadas el 12 y 13 de mayo de 2010 mostraron que las válvulas internas del preventor estaban parcialmente cerradas y restringían el flujo de petróleo. Se desconoce si las válvulas se cerraron automáticamente durante la explosión o si fueron cerradas manualmente por el ROV. ^{[ 9 ]} Una declaración emitida por el congresista Bart Stupak reveló que, entre otros problemas, el sistema de desconexión de emergencia (EDS) no funcionó como se esperaba y pudo haber fallado debido a la explosión en Deepwater Horizon. ^{[ 10 ]}

El permiso para el prospecto Macondo otorgado por el Servicio de Gestión de Minerales en 2009 no requería medios de control acústico redundantes. ^{[ 11 ]} Dado que los BOP no pudieron cerrarse con éxito mediante manipulación subacuática (intervención ROV), a la espera de los resultados de una investigación completa, no está claro si esta omisión fue un factor en el reventón.

Los documentos analizados durante las audiencias del Congreso el 17 de junio de 2010 sugirieron que una batería en la cápsula de control del dispositivo estaba descargada y que el propietario de la plataforma, Transocean , pudo haber modificado el equipo de Cameron para el sitio de Macondo (incluyendo el enrutamiento incorrecto de la presión hidráulica a una válvula de prueba de la pila en lugar de a un BOP de ariete de tubería), lo que aumentó el riesgo de falla del BOP, a pesar de las advertencias de su contratista al respecto. Otra hipótesis fue que una unión en la tubería de perforación pudo haber sido colocada en la pila del BOP de tal manera que sus arietes de corte tuvieron que atravesar un espesor de material insuperable. ^{[ 12 ]}

Posteriormente se descubrió que un segundo trozo de tubería se introdujo en el conjunto de preventores de reventones (BOP) en algún momento durante el incidente de Macondo, lo que podría explicar la falla del mecanismo de corte del BOP. ^{[ 13 ]} En julio de 2010 se desconocía si la tubería podría haber sido revestimiento que salió disparado a través del pozo o quizás tubería de perforación rota que cayó en el pozo. El informe final de DNV indicó que el segundo tubo era el segmento de la sarta de perforación que fue expulsado después de ser cortado por las cizallas del preventor de reventones.

El 10 de julio de 2010, BP inició las operaciones para instalar una tapa de sellado, también conocida como conjunto de tapado, sobre el conjunto de preventores de reventones averiados. Según las grabaciones de vídeo de BP, el conjunto de tapa de sellado, denominado Top Hat 10, incluía un conjunto de tres preventores de reventones de ariete ciego fabricados por Hydril (una empresa de GE Oil & Gas), uno de los principales competidores de Cameron. Para el 15 de julio, el conjunto de tapado de tres arietes había sellado el pozo Macondo, aunque solo temporalmente, por primera vez en 87 días.

El gobierno de EE. UU. quería que se reemplazara el preventor de reventones averiado en caso de que se produjera algún cambio de presión cuando el pozo de alivio se intersectara con el pozo. ^{[ 14 ]} El 3 de septiembre de 2010, a la 1:20  p. m. CDT, el preventor de reventones averiado de 300 toneladas fue retirado del pozo y comenzó a ser izado lentamente a la superficie. ^{[ 14 ]} Más tarde ese día, se colocó un preventor de reventones de reemplazo en el pozo. ^{[ 15 ]} El 4 de septiembre a las 6:54  p. m. CDT, el preventor de reventones averiado llegó a la superficie del agua y a las 9:16  p. m. CDT fue colocado en un contenedor especial a bordo del buque Helix Q4000. ^{[ 15 ]} El preventor de reventones averiado fue llevado a una instalación de la NASA en Luisiana para su examen ^{[ 15 ]} por Det Norske Veritas (DNV).

El 20 de marzo de 2011, DNV presentó su informe al Departamento de Energía de EE . UU. ^{[ 16 ]} Su conclusión principal fue que, si bien los arietes lograron cortar parcialmente la tubería de perforación, no lograron sellar el pozo porque la tubería de perforación se había deformado fuera de la línea de acción prevista de los arietes (debido a que la sarta de perforación quedó atrapada en una junta de la válvula BOP anular superior), atascando las cizallas e impidiendo que el actuador de corte de la sarta de perforación pudiera suministrar la fuerza suficiente para completar su carrera y doblar la tubería cortada y sellar el pozo. No sugirieron ninguna falla de actuación como la que se produciría por baterías defectuosas. La sección superior del preventor de reventones no se separó según lo previsto debido a numerosas fugas de aceite que comprometieron el funcionamiento del actuador hidráulico, y tuvo que ser liberada durante la recuperación.

• Pezón de campana
• Reventón (perforación de pozos) con una lista de reventones notables en pozos marinos.
• Tecnología submarina
• Árbol de Navidad (pozo petrolífero)
• Pozo de petróleo
• Prevención y respuesta ante derrames de petróleo en alta mar

• "Dispositivo preventivo de reventones: Definición del glosario de Schlumberger" . Archivado del original el 24 de junio de 2010.
• "Dispositivo preventivo de reventones: Definición del Departamento de Trabajo de EE. UU., Administración de Seguridad y Salud Ocupacional (OSHA)" . Mayo de 2010. Archivado del original el 2 de abril de 2015. Consultado el 22 de marzo de 2015 .
• "bop_stack.jpg" . Archivado del original el 13 de febrero de 2016. Consultado el 22 de marzo de 2015 .
• "wellcontrol.html" . Archivado del original el 2 de abril de 2015. Consultado el 22 de marzo de 2015 .
• "ASME NEWS Online, julio de 2003: Reconocen un hito en la prevención de reventones en pozos petrolíferos" . Archivado del original el 5 de octubre de 2006.
• Fotografía de un conjunto de preventores de reventones submarinos, obtenida de "Offshore Products - Oil States International, Inc" . Consultada el 29 de noviembre de 2021 .{{cite web}}: CS1 maint: servicio de archivado obsoleto ( enlace )