ADC Energy Ltd (ADC) 与一家石油和天然气运营商签订了一份合同，在井尾 (EOW) 维护期间对海底 BOP 进行检查，并见证在 BOP 和井控设备上进行的工作和工作范围（ WCE）。
ADC 与一家石油和天然气运营商签订了一份合同，对第 5 代 BOP 和 MUX 控制系统进行船上检查，并见证正在进行的井底维护工作。
ADC 调动了一名海底 BOP 专家到钻井平台，以监测并向客户报告钻井承包商在计划的 EOW 工作范围内进行的进度和工作范围。
这包括对 BOP 和 WCE 的目视检查，见证和报告部署前测试阶段。 测试是根据油井操作员（责任人）程序和 API 标准 53 要求进行的。
作为井操作员程序和 API S53 的关键要素，BOP ROV 干预系统和第 3 方 ROV 泵撬设备的设计、状况和功能运行经过检查、功能测试并观察它们的兼容性和适用性。
被检查的 BOP 是一个 NOV Shaffer NXT 18-3/4"、15K 堆栈，带有 2 个环管和 XNUMX 个管柱塞。
该堆栈配备了多个 ROV 干预面板、一个声学舱和一个紧急液压备用系统 (EHBS)。
LMRP 上安装了两个 ROV 干预面板，下层堆栈上安装了 53 个 ROV 干预面板。 提供的功能超过了 API SXNUMX 的最低要求
BOP 堆栈应配备 ROV 干预设备，该设备至少允许关键功能的操作（每个剪切柱塞、一个管柱塞、柱塞锁和 LMRP 连接器的解锁）。
API S53，第 7.3.20.1.1 节
除了 ROV 刺插孔外，三个飞线还配备了刺。
在回顾历史顶部 BOP ROV 干预测试期间，使用 ROV 测试泵模拟 ROV 干预预期的实际压力和流量，注意到以下功能时序：
| 功能 | 操作 | 时间（秒） |
| 盲剪闸板 | 关闭 | 162 |
| 套管剪切闸板 | 关闭 | 153 |
| 上管闸板 | 关闭 | 228 |
| 转接连接器 | 解锁（主要和次要） | 168 |
| 井口接头 | 解锁（主要和次要） | 146 |
所有关键功能应满足 7.4.6.5.4 中的关闭时间要求。
(a) 在 45 秒或更短的时间内关闭每个柱塞 BOP； (c) 在 45 秒或更短的时间内解锁提升板 (LMRP) 连接器'
API S53，第 7.4.6.5.4 节
为了改进这些时间安排并符合 API 要求，第三方提供了用于 ROV BOP 干预滑橇的升级系统。 升级是高低泵 BOP 干预撬。 滑橇是一种修改，旨在固定在 ROV 下方。
干预撬包括 4 个液压油箱，总容量为 130 加仑。 泵组能够分两个阶段泵送流体：
65 GPM 高达 1200 PSI。 20 GPM 高达 5000 PSI。
流体是通过飞线和刺刀输送的。
经检查发现，所有 BOP ROV 干预面板插座和飞线接头都具有相同的设计； 双端口，全部与 1/2” 孔软管连接。
飞线刺和插座是双端口设计，仅连接引脚端端口。 插座端口为 3/8” NPT 螺纹，配有 3/8” NPT 至 1/2” JIC 接头。
然后用一根 1/2 英寸的软管将插座连接到该功能的梭阀。
飞线通过一根 1/2 英寸的软管连接到液压源 针 端端口。 插针上的销端端口也是通过 3/8” NPT 到 1/2” JIC 配件。
关键功能插座的双端口设计不符合 API S53：
所有关键功能都应配备按照 API 17H 设计的单端口对接插座。
api s53，第 7.3.20.1.3 节
根据 API S53 和 API 17H，容器应为 1” 高流量 C 型。发现安装在 BOP 上的插销和容器为 A 型。双端口设计、接头和 1/2” 软管将所有这些都限制了流体流向关键功能运算符。
ADC 检查员见证了高低干预撬的调试。 压力和流量通过第一级泵在 65 psi 下提供 1,200 GPM 和第二级泵在 20 psi 下提供 5,000 GPM 进行确认。
65 加仑的泵速将使最大操作员的理论关闭时间为 43.5 秒。
对 High-Low 干预撬的检查显示，该撬配备了 1 英寸口径的软管。 软管将泵送系统连接到刺。 刺针是 1” 高流量 C 型。
经证明，C 型插销（安装在干预撬上）将安装在 A 型插座（安装在 BOP 上）中。 插销上的端口也将与插座的面板侧端口对齐。
API 17H、图 17-A 型插座和图 20-C 型插销提供的尺寸也证实了这一点。
ROV 干预 C 型刺可能安装了 A 型容器，但是容器的端口和安装在 BOP 上的 1/2 英寸软管会限制流体从刺中流出，因此不允许干预撬运行关键 BOP 按设计运行。
因此，关键功能的操作时间将不符合 API S53，如果在实时井控情况下操作，可能会延迟关井。
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