Anstrengelser for å dempe Deepwater Horizon oljesøl -Efforts to stem the Deepwater Horizon oil spill
| Denne artikkelen er en del av en serie om |
| Deepwater Horizon oljeutslipp |
|---|
 |
Arbeidet med å dempe oljeutslippet til Deepwater Horizon pågikk fra det tidspunktet Deepwater Horizon eksploderte 20. april 2010 til brønnen ble forseglet med et lokk 15. juli 2010. Ulike arter av delfiner og andre pattedyr (61 omkomne), fugler (2.095 omkomne), og de truede havskilpadder (467 omkomne) har blitt drept enten direkte eller indirekte av oljeutslippet. Den Deepwater Horizon utslippet har overgått i volum 1989 Exxon Valdez oljeutslipp som den største som å stamme i US-kontrollerte farvann ; det kan sammenlignes med Ixtoc I oljesøl i 1979 i totalt volum som ble frigjort (Ixtoc tømte 140 millioner amerikanske gallon (530 000 m 3 ) til 148 millioner amerikanske gallon (560 000 m 3 ); fra midten av juli 2010 har Deepwater Horizon sølt 90 millioner US gallon (340 000 m 3 ) til 180 millioner US gallons (680 000 m 3 )).
Mye av oljen er så langt nede i bukten at bare naturen, inkludert mikrober , vil kunne fjerne den ved hjelp av en prosess som kalles bioremediering . Terry Hazen fra Department of Energy's Lawrence Berkeley National Laboratory sa at prosessen kan ta måneder eller år. Men etter seks ukers forskning sa han at mikrober kunne fungere raskt i vann på 29 ° C i motsetning til vann med kaldere temperaturer. The A Whale , som er en oljetanker omgjort til en gigantisk oljeopptaker eid av Taiwan Marine Transport Co (TMT), kunne gjøre lite på grunn av BPs bruk av kjemiske dispergeringsmidler, sier selskapet. Robert Bea fra University of California , som jobbet med Ixtoc -utslippet og oljeutslippet i Santa Barbara i 1969 , sa at de gamle metodene ville være de beste. Dispersanter, sa han, fungerte ikke bortsett fra å holde strendene rene, og de skadet miljøet.
Forsøk på ikke-eksplosiv lukking
Kortsiktig innsats
De første forsøkene på å stoppe oljeutslippet var å bruke fjernstyrte undervannsbiler for å lukke utblåsningsventilene på brønnhodet; Imidlertid mislyktes alle disse forsøkene. Den andre teknikken, plassering av en inneslutningskuppel på 125 tonn ( som hadde virket på lekkasjer i grunnere vann) over den største lekkasjen og ledet oljen til et lagerkar på overflaten, mislyktes da gasslekkasje fra røret kombinert med kaldt vann dannet metanhydratkrystaller som blokkerte åpningen på toppen av kuppelen.
14. mai begynte ingeniører prosessen med å plassere et 6-tommers (15 cm) bredt stigerørsrør inn i det 21-tommers (53 cm) brede sprengningsrøret. Det var en stopperlignende skive rundt røret som plugger enden av stigerøret og leder strømmen inn i innsettingsrøret. Den innsamlede gassen ble blusset og olje lagret på styret til boreskipet Discoverer Enterprise . 924 000 amerikanske gallon (22 000 fat) olje ble samlet inn før røret ble fjernet.
26. mai forsøkte BP å lukke brønnen ved hjelp av en teknikk kalt " top kill ", som også mislyktes. Denne prosessen innebar å pumpe tunge borevæsker gjennom to 3-tommers (7,6 cm) linjer inn i utblåsingshindringen for å begrense oljestrømmen før den forsegles permanent med sement.
29. mai flyttet BP til Lower Marine Riser Package (LMRP) Cap Containment System ved å fjerne den skadede stigerøret fra toppen av utblåsningsventilen og dekke røret med hetten som kobler den til en stigerør. Hetten ble festet 3. juni, og systemet begynte å fange opp den lekkende oljen. 6. juni uttalte administrerende direktør i BP Tony Hayward at mengden fanget var "sannsynligvis det store flertallet av oljen." Imidlertid hevdet Ira Leifer, medlem av Flow Rate Technical Group (FRTG) at mer olje rømte enn før stigerøret ble kuttet og lokket med lokket ble plassert.
16. juni ble et annet inneslutningssystem koblet direkte til utblåsingshindringen operativt og fraktet olje og gass gjennom et undersjøisk manifold til servicefartøyet Q4000 med en prosessorkapasitet på rundt 5.000 fat ( 70000 kubikkmeter) olje per dag . Olje og gass blir begge brent på Q4000 i et rent-brennende system.
Som Discoverer Enterprise' s prosesseringskapasitet var utilstrekkelig, boreskipet Discoverer Klar leder og den flytende produksjon, lagring og lossing (FPSO) Helix Produsent 1 ble tilsatt, lossing olje med tankskip Evi Knutsen , og Juanita . Hvert tankskip har en total kapasitet på 750 000 fat (32 000 000 amerikanske gallons; 119 000 kubikkmeter). I tillegg ville FPSO Seillean- og brønntestfartøy Toisa Pisces behandle olje. De lastes av skytteltanker Loch Rannoch .
Den 5. juli, kunngjorde BP at det en dag oljeutvinning innsats utgjorde 24,980 fat (3972 m 3 ) olje, og fakling ut av 57.1 millioner kubikkfot (1.620.000 m 3 ) av naturgass. Den totale oljesamlingen hittil for utslippet ble estimert til 657 300 fat (104 500 m 3 ). Regjeringens estimater antydet at hetten og annet utstyr fanget opp mindre enn halvparten av oljen som lekker fra havbunnen i slutten av juni.
10. juli fjernet roboter inneslutningslokket for å erstatte det med en bedre passende hette ("Topphatt nummer 10"); dette betydde at all olje som skulle lekke ville rømme til den nye hetten var på plass. Et ødelagt rør ble tatt ut 11. juli og erstattet med en flensrulle som ligner et rør, på toppen av hvilken den nye hetten var plassert. Brønnintegritetstesten var planlagt å finne sted etter installasjonen av en tre-ram-takstabel over den nedre marine stigerøret til Deepwater Horizon semi-nedsenkbare rigg 13. juli . 14. juli kunngjorde BP at testen ville bli forsinket under Allens ordre; olje fortsatte å strømme inn i bukten.
Midlertidig nedleggelse
15. juli 2010 kunngjorde BP at det hadde lykkes å plugge oljelekkasjen ved hjelp av en tett hette. Hetten, som veier 75 tonn og står 9,1 m høy, er nå festet til den mislykkede utblåsingshindringen. Den består av en flens overgangsspole og en 3 ram stabel og er en midlertidig løsning.
President Barack Obama ønsket forsiktig velkommen nyheten om at lekkasjen var stoppet, men understreket at "det er viktig at vi ikke kommer foran oss selv". Hvis hetten holder de planlagte 48 timene, åpnes ventilene midlertidig igjen for å tillate seismiske tester for å sikre at olje ikke slipper ut i berggrunnen. På tidspunktet for stoppet hadde olje lekket kontinuerlig inn i Mexicogolfen i 85 dager, 16 timer og 25 minutter siden boreriggen Deepwater Horizon eksploderte 20. april 2010.
Fram til 19. juli 2010 var det ingen bevis for at brønnen hadde gått i stykker, noe som betyr at hetten så ut til å virke. I følge Thad Allen , den pensjonerte amerikanske kystvaktadmiralen som har ansvaret for operasjonen for å stoppe lekkasjen, vil lokket brukes til å lede oljen som flyter til overflateskip for innsamling etter 48-timers testperiode og vil bli brukt til å stenge godt nede under dårlig vær i stedet for å tette brønnen permanent, noe som forventes å skje i midten av august 2010, når avlastningsbrønner er ferdigstilt. 19. juli 2010 ble det imidlertid oppdaget nedsivning fra havbunnen innen to kilometer fra brønnen. Allen mener det sannsynligvis ikke har noe med brønnen å gjøre, ettersom olje og gass er kjent for å sive naturlig fra sprekker i bunnen av Mexicogolfen.
22. juli stod adm. Thad Allen overfor en vanskelig avgjørelse. Prognoser for sporet til den tropiske stormen Bonnie gjorde det avgjørende at støtteskipene og riggene forlater stedet. Takstokken vil dermed være uten tilsyn i flere dager. Det trygge alternativet ville vært å åpne ventilene og avlaste trykket i stigerøret; Imidlertid vil det åpenbart føre til at olje- og gassstrømmen vendes tilbake, uten mulighet for verken å samle den eller brenne den. Allen tok i samråd med energisekretær Steven Chu beslutningen om å la ventilene være stengt. Kent Wells, senior visepresident i BP, sa "Vi har nok tillit til å la brønnen være stengt." Siden stormen viste seg å være svakere enn forventet 24. juli, kom skipene tilbake for å fullføre jobben en gang for alle. Arbeidet med å stenge brønnen på permanent basis begynte snart.
Permanent nedleggelse
BP boret to avlastningsbrønner i den opprinnelige brønnen for å sette dem i stand til å blokkere den. Når avlastningsbrønnene nådde det opprinnelige borehullet, pumpet operatøren borevæske inn i den opprinnelige brønnen. Transocean's Development Driller III begynte å bore en første avlastningsbrønn 2. mai og var på 4 976 fot (5500 m) fra 14. juni. GSF Development Driller II begynte å bore en andre lettelse 16. mai og ble stoppet på 8.576 fot (2.614 m) av 18.000 fot (5.500 m) fra 14. juni mens BP -ingeniører bekreftet driftsstatusen til den andre nødbrønnens utblåsningsforebygger . Hjelpebrønnene begynte å operere i august 2010 til en pris av omtrent $ 100 millioner dollar per brønn.
Til tross for forsinkelser forårsaket av Tropical Storm Bonnie, var det ventet at den første fasen med å stoppe lekkasjen startet 30. juli. Det skulle forventes at en foring av en avlastningsaksel med stålhylster skulle gjenopptas 28. juli, og en avlastningstunnel ville ta en uke å bore, men kan være nødvendig hvis fase en ikke fungerer.
Adm. Thad Allen sa 26. juli at "statisk avlivning", ved hjelp av gjørme og sement som helles i toppen av brønnen, kan starte 2. august. "Bunndrap" vil følge, med gjørme og sement som kommer inn i brønnen under brønnen havbunnen, muligens innen 7. august.
Fra og med 15:00 CDT 3. august ble først testolje og boreslam pumpet med en sakte hastighet på omtrent to fat/minutt i brønnhodet. Pumpingen fortsatte i åtte timer, på slutten av denne tiden ble brønnen erklært å være "i en statisk tilstand."
Kl. 09:15 CDT 4. august, med Adm. Allens godkjenning, begynte BP å pumpe sement fra toppen og forseglet den delen av strømningskanalen permanent.
4. august sa Allen at det statiske drapet fungerte. To uker senere sa imidlertid Allen at det var usikkert når brønnen kunne erklæres fullstendig forseglet. Bunndrapet hadde ennå ikke funnet sted, og nødbrønnen hadde blitt forsinket av stormer. Selv når avlastningsbrønnen var klar, sa han, at BP måtte sørge for at trykket ikke ville bygge seg opp igjen.
September sa Allen at bunndrapningen kan starte raskere enn forventet fordi en "låsehylse" kan brukes på toppen av brønnen for å forhindre at overdreven press forårsaker problemer. BP sa at lettelsesbrønnen var omtrent 15 fot fra krysset, og det ville ta ytterligere fire dager å fullføre kjedingen. 16. september nådde avlastningsbrønnen sin destinasjon, og pumping av sement for å forsegle brønnen begynte. Tjenestemenn sa 18. september at sementen som ble pumpet inn fra bunnen av brønnen hadde fullført forseglingen av brønnen. September, etter trykktesting, erklærte Allen brønnen "offisielt død".
Vurderinger av bruk av sprengstoff
I midten av mai 2010, USAs energiminister Steven Chu satt sammen et team av atomfysikere, inkludert hydrogenbombe designer Richard Garwin og Sandia National Laboratories direktør Tom Hunter. 24. mai utelukket BP konvensjonelle sprengstoff og sa at hvis vi ikke kunne tette brønnen, ville vi ha nektet oss alle andre alternativer.
Føderale tjenestemenn utelukket også kjernefysiske enheter på grunn av miljømessige og politiske risikoer, ettersom det ville være et brudd på den omfattende atom-test-forbud-traktaten som USA har signert. Admiral Thad Allen uttalte, "siden vi ikke kjenner tilstanden til brønnhullet eller foringsrørene, ville jeg være forsiktig med å legge noen form for kinetisk energi på brønnhodet, for det du kan gjøre er å skape åpen kommunikasjon mellom reservoaret og havbunnen. " Allen sa også at resultatet kan være olje som siver gjennom sprekker og gjennom havbunnen, "og deretter være ukontrollert inntil reservoirtrykket utlignes med det hydrostatiske trykket; jeg tror det er en risiko som er for stor til å ta sjansen på meg selv." Bekymringer om integritet i casing påvirket også trykket som ble valgt for den øverste drepeprosedyren.