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RELATÓRIO FINAL DO ACIDENTE DO POÇO MACONDO COM A DEEPWATER HIORIZON DA TRANSOCEAN NO GOLFO DO MÉXICO

 

O relatório da Transocean conclui que o acidente em Macondo foi resultado do de uma sucessão decisões inter-relacionadas de projeto poço, construção e abandono temporário que comprometeram a integridade do poço e combinaram o risco de suas falhas. 

“As decisões, muitas feitas pelo operador, BP, nas duas semanas que levaram ao acidente, foram direcionadas pelo saber da BP que a janela geológica para a segurança da perfuração estava tornando-se, progressivamente, reduzida. Especificamente, a BP estava preocupada que a pressão na coluna – se empregar a lama de perfuração pesada para manter o controle do poço ou bombear cimento para selar o poço – excederia o gradiente de fraturamento e resultaria em perdas na formação.”

Descobertas Chaves na Investigação da Transocean

Sumarizando as descobertas da equipe de investigação baseado em suas abrangentes revisões de informações disponíveis a respeito do acidente de Macondo. Como operador do poço, a BP dirigiu todos os aspectos de seu desenvolvimento. Escolheu a locação e projetou o programa de perfuração que incluía todos os procedimentos operacionais, fixou a profundidade do poço e criou os parâmetros para a segurança do abandono antes da partida da sonda de perfuração.

Enquanto a profundidade de perfuração aumentava, a janela para perfuração segura entre a gradiente de fraturamento e a gradiente da pressão de poro tornava-se menor. Manter a densidade equivalente apropriada (ECD, em inglês) tornava-se difícil e a BP experimentava muitos kicks e perdas de fluido da formação. O conhecimento da BP, de redução de janela de segurança das operações guiaram as decisões nos passos finais das operações.

As mudanças feitas pela BP, no plano original da fase final do poço, incluíam:

·         Redução da profundidade alvo do poço.

·         Mudanças consideráveis na coluna do poço.

·         Uso de uma razão mais baixa de circulação do que os parâmetros especificados para trocar o colar de flutuação.

·         Reduzir a densidade da cimentação com espuma de nitrogênio.

·         Usar uma quantidade menor de cimento do que aquelas especificadas em procedimentos da própria BP.

·         Decidir não desempenhar completos bottoms-up (do topo ao fundo) de circulação antes da cimentação.

Ainda que direcionado a proteção da formação e permitir as operações para continuar em direção a completação do poço, estas decisões preparam o terreno o acidente de controle do poço.

Funcionando a Coluna de Produção

BP escolheu um projeto de linha de produção (long string) que requeria o desenvolvimento de um mínimo e tecnicamente complexo programa de cimentação para evitar avarias na formação durante a cimentação, deixando pouca margem para erro dentro da normal precisão de campo. BP e Halliburton, então, aumentaram o risco quando falharam em testar, adequadamente, o programa de cimentação.

A investigação confirmou que o projeto de coluna de perfuração (long string) do operador era adequado condições de carga que foram experimentadas anteriormente e durante o acidente. O uso deste projeto, entretanto, direcionou a outros planos de partida que, ultimamente, aumentaram o risco e contribuíram para o acidente. Primariamente, cimentar a coluna requeria programa de pequeno volume de cimento espumante, mas, complexo para prevenir sobre pressão na formação. O plano permitia pouco espaço para margem de erro normal de campo. Requeria cálculos exatos de volume de anular e precisa execução a fim de uma barreira efetiva aos reservatórios.

O operador tinha alternativas para abandono. BP poderia ter instalado um dos dois, um liner e tie-back ou atrasado a instalação da coluna até que a futura operação de completação começasse. Qualquer uma das escolhas teria colocado barreiras adicionais e/ou diferentes no poço antes do teste de pressão negativa e deslocamento. Um adiamento na instalação ate a completação futura, teria permitido tempo adicional para detalhamento do planejamento e verificação do projeto.

Troca do Colar de Flutuação

BP desviou-se, significantemente, de seus planos para a troca do colar flutuante, mas, prosseguiu apesar das observações de anormalidades. A equipe de investigação descobriu que é possível que o colar flutuante não foi trocado e, mais, deixou uma trilha aberta para os hidrocarbonos fluírem da formação a sonda. BP tinha planejado proceder para trocar o colar flutuante usado para retardar a crescente taxa de circulação de 5 a 8 barris por minuto (bpm) a gerar pressão de 500 a 700 psi no flutuante, em consonância com as recomendações do fabricante do colar. 

Entretanto, por causa da crescente redução da janela para evitar fraturar a formação, BP desviou de seus planos de procedimento de troca. BP fez nove tentativas para trocar o colar flutuante no curso de 2 horas. BP nunca circulou a uma taxa maior que 2 barris por minuto, mas, aumentou a pressão aplicada em cada sucessiva tentativa, finalmente realizando a circulação a pressão de 3.142 psi (quase 5 vezes o planejado) e a uma razão de fluxo de 1 bpm, menor que ¼ do planejado. BP tomou este resultado como uma indicação de que o colar flutuante tinha convertido, mesmo que a pressão estivesse abaixo do que previa o modelo da própria BP. 

O líder de campo da BP expressou preocupação com isto e fez os passos para uma investigação, além de discutir a questão de se o colar flutuante tinha sido mesmo convertido com o engenheiro de cimentação da Halliburton e a equipe de terra da BP. 

Halliburton e BP prosseguiram, aparentemente, tendo concluído que o colar tinha sido convertido. A equipe de investigação descobriu isto provavelmente, que os entulhos no furo do poço possa ter tamponado a montagem da shoe-track e colar flutuante bloquearam a circulação durante a primeiras 8 tentativas para converter o colar flutuante. O aumento para 3.142 psi pode ter limpado os fragmentos do sistema sem converter o colar flutuante. Se o colar falhou ao ser convertido, o programa de cimentação pode ter sido comprometido.

Cimentação.

 A causa que apressou o acidente de Macondo foi a falha do cimento do shoe-track e acima das formações produtoras. Este, falho barreira permitiu aos hidrocarbonos fluírem para dentro do poço. O cimento falhou como um resultado de fatores que originaram da decisão do gerenciamento da lama (ECD )do pessoal da BP entre os dias 12 e 20 de abril de 2010. Estes fatores incluem a complexidade do programa de cimentação; teste inadequado do cimento após este ter sido bombeado.

Complexidade do serviço de cimentação.

BP requereu um programa de cimentação que exerceria mínima pressão sobre a formação. Para minimizar a pressão, a Halliburton desenvolveu um plano que bombearia um pequeno volume de cimento, a maior parte nitrificado, a razão baixa. Apesar de que este plano ajudaria a BP a evitar perda de cimento no interior das formações, isto requereria execução precisa, deixa pouco espaço para erros e aumenta o risco de contaminação da cimentação.

Programa de Testes da Cimentação

Apesar dos riscos inerentes da cimentação longa da coluna de produção nas condições de Macondo, a BP não levou a cabo um numero de testes critico (ex.: teste completo ajustando o tempo e cimento em compatibilidade com o fluido de perfuração) antes ou após bombear o cimento. Teste pós-acidente, feito por ambas, CSI Technologies e Chevron, demonstraram que a mistura fraca do cimento nitrificado usado em Macondo, provavelmente falhou.

Contaminação da Cimentação

Contrario as melhores práticas, BP decidiu not desempenhar a circulação total (ou um bottoms-up) para condicionar o fluido de perfuração no poço antes do trabalho de cimentação. Uma circulação completa teria requerido, aproximadamente, 2.750 barris de lama limpa, bombeada dentro do poço por, em média, 11,5 horas para manter a densidade sob o limite máximo. Ao invés disto, BP decidiu circular, apenas, 346 barris para reduzir a chance de fraturamento da formação, aumentando a probabilidade que cascalhos permanecessem no poço após a circulação.

A falha em proceder a uma completa bottoms-up, acoplada ao fato que a lama de perfuração no poço não tinha sido circulada por mais de 3 dias, sugere que o cimento no anular poderia ter sido canalizado e tornar-se contaminado. Isto poderia ter atrasado ou impedido o cimento de se ajustar e desenvolver a resistência requerida. Testes em pré-serviço de cimentação e compatibilidade de espaçadores/lama/cimento não são suficientes para provocar contaminação.

Revisão do Programa Pós-Cimentação.
Teste de adequação do programa de cimentação poderia ter identificado áreas de preocupação, mas, não foi feito. Após aprovação do programa de cimentação, a BP procedeu com seu plano de abandono temporário.

Procedimento de Abandono Temporário.
O plano de abandono temporário finais da BP continha riscos desnecessários que não eram sujeitos a analise de risco formal. Os engenheiros da BP geraram, ao menos, cinco planos de abandono temporário para o poço de Macondo entre12 e 20 de abril. OS planos variavam consideravelmente quanto os planos de risco que eles introduziam. Os procedimentos de abandono ultimamente implantados em Macondo nunca receberam a aprovação requerida do MMS (The Department of the Interior's Minerals Management Service). 

Adicionalmente, não foi desenvolvido e entregue  a Deepwater Horizon até a manha de 20 de abril após a sonda ter começado as operações de abandono temporário. A equipe de investigação descobriu que não há evidencia que o pessoal da BP, na sonda ou em terra, sujeitou qualquer plano de abandono ou mudanças no processo de analise de risco formal. 

 A mais segura das cinco versões (que data de 14 de abril) proporcionou que o plug de superfície cimentado seja posto na lama preferível a agua do mar e que o teste de pressão negativa seja conduzido antes que a lama de perfuração seja removida com agua do mar. O plano, que foi finalmente implantado, é desprovido dessas características.

A mais significante deficiência no plano final foi a falta cumulativa de barreiras ao fluxo. O Plano final requerido desalojou a lama de perfuração a uma profundidade de 2.250 mt (aproximadamente 1.005 mt abaixo da linha de lama), a qual era muito maior do que a profundidade de deslocamento que varia de 0 a 300 mt abaixo da linha de lama. 

Adicionalmente, o plano removeu a lama antes de testar a barreira de cimento com um teste de pressão negativa e antes colocar o plug cimentado de superfície. Como resultado, nenhuma barreira secundaria foi colocada durante o teste de pressão negativa e mudança de local.

Mudança de Locação.

A mudança de locação foi planejada incorretamente e a execução não foi de encontro ao objetivo de permitir um teste valido de pressão negativa. 

O plano de abandono temporário final requeria desalojar a coluna do anular abaixo do BOP do anular com agua salgada para alcançar a desejada condição de teste de pressão negativa.

Entretanto, analises pós-acidente, determinaram que este objetivo não foi feito devido a; erros nos cálculos no deslocamento final de abandono, baixa eficiência das bombas as quais podem ter sido causado por materiais não convencionai dos espaçadores, perdas potenciais no furo e o movimento do espaçador abaixo do anular fechado. 

Estes fatores resultaram num grande volume espaçadores no anular durante o teste de pressão negativa, que foi não identificado devido ao inadequado volume de fluidos traçados e falta de procedimentos para identificar as leituras da pressão apropriada a uma satisfatória configuração de teste inicial.

Com o pesado espaçador dentro do anular, abaixo do BOP fechado, um teste valido de pressão negativa poderia não ser realizado através da monitoração da kill line, a qual era o método que a BP decidiu usar. 

Teste de Pressão Negativa.

Os resultados dos testes de pressão nega foram mal interpretados. Após o teste, a BP decidiu proceder com o deslocamento final. Um teste de pressão negativa é necessário para confirmar que o cimento bloqueará o fluxo do reservatório para o poço após a lama ser substituída pela agua do mar. Não há padrão estabelecido pela indústria ou procedimento do MMS para desempenhar um teste de pressão negativo e, estes, podem variar de poço a poço. Em Macondo, a BP foi responsável por supervisionar o teste e determinar se o teste foi satisfatório. 

Analises pós-acidente confirmam que o teste falhou. Pressões anômalas observadas nas tubulações de perfuração deveriam ter alertado aqueles que monitoravam o poço para o fato que a barreira de cimento não foi efetiva e esta pressão estava sendo transmitida, também, que o poço estava em comunicação com a formação.

A principal má interpretação dos resultados do teste foi a decisão, da BP, em monitorar a kill line ao invés doa tubulação de perfuração (drill pipe) quando conduziram o teste. A equipe de perfuração tinha que continuar monitorando o fluxo da tubulação de perfuração, como eles costumavam fazer previamente, os que monitoravam o poço teriam detectado o fluxo indicando a comunicação do poço com a formação.

Teste e Deslocamento Final.

Analises pós-acidente indicaram que uma mudança na trilha do fluxo, durante a mudança, encobriu influxos dentro do poço. Seguindo sua aprovação no teste de pressão negativa, a BP direcionou a equipe de perfuração a proceder com o deslocamento do riser com agua do mar e, quando o espaçador era esperado na superfície, parasse a operação para um Sheen teste (teste de brilho de óleo na agua, obrigatório pelo MMS). 

Substituindo a lama de perfuração mais pesada por agua do mar mais leve durante o deslocamento final eliminou a barreira hidrostática remanescente, deixando a inadequada barreira de cimento, no fundo do poço, como uma barreira primaria. 

De acordo com cálculos pós-acidente, o poço tornou-se desbalanceado a uma ou mais das formações expostas algumas vezes entre 08:38 e 17:32 horas, mas, não havia indicação clara de um influxo neste tempo. Um pouco ante, as bombas foram desligadas para o teste de Sheen, o tanque de manobra (trip tank ) foi esvaziado dentro da linha de escoamento (flowline) para mandar lama oleosa de volta ao mud pits (grande tanque usado para estocar lama com separações de 200 em 200 barris). Baseado em analises pós-acidente, o resultado em aumento do fluxo do tanque de manobra e os sensores de fluxo foram enganados quanto a um influxo dentro do poço.

Mais de um indivíduo, presente na sonda, indicou que o poço não estava fluindo quando as bombas de lama foram desligadas para o teste de Sheen. É possível que nenhum fluxo foi visto porque a trilha de fluxo tinha sido mudada para fora de bordo para descarte dos espaçadores antes da confirmação visual. Analises de informações pós-acidente mostram que hidrocarbonos fluíram para dentro do poço durante o teste de Sheen, mas, a descarga para fora de bordo mascarou o fluxo. 

Embora o engenheiro de conformidade concluísse e relatasse que o teste de Sheen tivera sucesso, analise indicaram que o espaçador não tinha alcançado a superfície no tempo que o teste foi conduzido. Este relatório deu ao sondador uma confirmação errônea que o deslocamento acontecia quando não estava.

Operações de bombeamento seguiram ao teste de Sheen direção oculta de aumento de pressão a qual resultou de um influxo dentro do poço. Não são conhecidos quais dados a equipe de perfuração monitorava ou por que eles não detectaram um anormalidade ate as 21:30 horas. Neste tempo, a equipe de perfuração agiu de acordo uma anomalia de diferencial de pressão entre a kill line e a tubulação de perfuração (drill pipe). 

Ações tomadas indicam comportamentos consistentes com a crença de que o poço estava seguro e um plug existia. As 21:42 horas, a direção da pressão proporcionou uma indicação convencional de influxo com uma queda nesta pressão. Nesta hora, uma checagem de fluxo foi completada no tanque de manobra e ações de controle de poço foram tomadas.     

 Ativação do BOP.

O BOP funcionou e fechou, mas, foi superado pelas condições do poço.

O BOP da Deepwater Horizon e um sistema de controle eletro-hidráulico multicontrole (MUX) estavam completamente operacionais no momento do acidente e funcionou. O equipamento foi mantido de acordo com os requerimentos da Transocean e todas as modificações que foram feitas no BOP mantiveram e aumentaram o desempenho do dispositivo. Vazamentos de pequena monta, identificados pré-acidente não afetaram a funcionalidade do BOP para controle de poço. Após detectar o fluxo a equipe fechou o poço desta forma (1) Fechou o BOP superior do anular; (2) fechou o packer desviador e desviou o fluxo do separador lama - gas  e (3) fecho os VBR’s superiores e medianos, os quais, inicialmente, selaram o poço.

Entretanto, por causa da alta razão de fluxo de hidrocarbonos do poço, o elemento do BOP do anular não selou e o fluxo concentrado erodiu o tubo de perfuração (drill pipe) logo acima do anular. O fechamento das VBR’s  isolaram o espaço anular e, temporariamente, interromperam o influxo, mas, aumentaram a pressão dentro do drill pipe ate este romper no ponto de erosão acima do anular superior. O drill pipe rompido permitiu hidrocarbonos, outra vez, fluírem para o riser. Quando a sonda perdeu energia e ficou a deriva, o drill pipe separou-se completamente. As explosões e chamas desestabilizaram o sistema de comunicações entre a sonda e o BOP, prevendo evacuação o BOP de emergência desconectou o sistema (EDS) do painel do Toolpusher. A função modo automático (AMF, em inglês) operou como projetado para fechar a lâmina cega de cisalhamento seguindo-se de explosão. 

Entretanto, a alta pressão arqueou o drill pipe parcialmente para fora das laminas de cisalhamento, prendendo-o entre os blocos de recalque (ram blocks) e impedindo as BSR”s de completamente cisalhar o drill pipe e completamente fechar e selar o poço.

Chamada e Evacuação.

Todo o pessoal sobrevivente às explosões fizeram seus próprios caminhos ou foram assistidos ate as baleeiras do ponto de encontro e, sucessivamente, evacuaram a sonda. Apesar dos obstáculos e desafios, o plano de chamada e evacuação e o treinamento facilitaram a evacuação de 115 sobreviventes.

O acidente de Macondo criou condições, extremamente, desafiadoras para todos a bordo. As explosões e chamas aconteceram no inicio da noite, quando os turnos diurnos estavam dormindo ou nos seus camarotes. O deslocamento de ar bloqueou alguns pontos normais de encontro para evacuação. Alguns tripulantes estavam feridos e não poderiam evacuar sem assistência. Parece que, sob o stress da emergência, quatro pessoas evacuaram independentemente sem atentar para os procedimentos os quais eles foram treinados. 

Os sobreviventes foram resgatados pelo Supply-Boat Damon B. Bankston que estava próximo. 

Link para download do vídeo: https://rapidshare.com/files/3829922322/Transocean_xvid.avi

Luiz Henrique Souza

Consultor Sênior para ÓLEO&GÁS

luizhenrique_99@yahoo.com

Transocean Releases Internal Deepwater Horizon Investigation Report

The Transocean report concludes that the Macondo incident was the result of a succession of interrelated well design, construction, and temporary abandonment decisions that compromised the integrity of the well and compounded the risk of its failure.

"The decisions, many made by the operator, BP, in the two weeks leading up to the incident, were driven by BP’s knowledge that the geological window for safe drilling was becoming increasingly narrow. Specifically, BP was concerned that downhole pressure — whether exerted by heavy drilling mud used to maintain well control or by pumping cement to seal the well — would exceed the fracture gradient and result in losses to the formation."

Transocean Investigation Key Findings
This summarizes the key findings of the investigation team based on its extensive review of available information concerning the Macondo well incident. As operator of the Macondo well, BP directed all aspects of its development. It chose the drilling location, designed the drilling program that included all operational procedures, set the target well depth, and created the temporary abandonment procedure for securing the well before departure of the drilling rig.

As drilling depths increased at Macondo, the window for safe drilling between the fracture gradient and the
pore-pressure gradient became increasingly narrow. Maintaining the appropriate equivalent circulating density (ECD) became difficult, and BP experienced several kicks and losses of fluid to the formation. BP’s knowledge of the narrowing window for safe operations guided key decisions during the final stage of operations.

BP’s changes from the original well plan in the final phase included:
• Reducing the target depth of the well
• Considering changes to the well casing
• Using a lower circulating rate than the parameters specified to convert the float collar
• Reducing cement density with nitrogen foam
• Using a lesser quantity of cement than that specified in BP procedures
• Deciding not to perform a complete bottoms-up circulation before cementing

Although aimed at protecting the formation and allowing operations to continue toward completion of the well, these decisions set the stage for the well control incident.

Running Production Casing
BP chose a long-string production casing design that required the development of a minimal and
technically complex cement program to avoid damaging the formation during cementing, leaving little
margin for error within normal field accuracy. BP and Halliburton then increased the risk by failing to
adequately test the cement program.
The investigation confirmed that the operator’s long-string casing design met the loading conditions that were experienced prior to and during the well-control incident. The use of this design, however, drove other plan departures that ultimately increased risk and contributed to the incident. Primarily, cementing the casing required a complex, small-volume, foamed cement program to prevent over-pressuring the formation. The plan allowed little room for normal field margin of error; it required exact calculation of annular volume and precise execution in order to produce an effective barrier to the reservoirs.
The operator had other abandonment alternatives. BP could have either installed a liner and tie-back or
deferred the casing installation until the future completion operations began. Either approach would have
placed additional and/or different barriers in the well prior to the negative pressure test and displacement. A
Deferring installation until future completion operations would have allowed additional time for detailed planning and verification of the design.

Converting the Float Collar
BP deviated significantly from its plan to convert the float collar, but proceeded despite observations
of anomalies. The investigation team found it possible that the float collar did not convert and thus left
a clear path for hydrocarbons to flow from the formations to the rig. BP’s planned procedure to convert the float collar called for slowly increasing fluid circulation rates to 5–8 barrels per minute (bpm) and to generate pressure of 500–700 psi at the float, consistent with the float manufacturer’s guidelines. However, because of the increasingly narrow window to avoid fracturing the formation, BP deviated from its planned conversion procedure. BP made nine attempts to convert the float collar over the course of two hours. BP never circulated at a rate of more than 2 bpm, but it did increase the pressure applied on each successive attempt, finally achieving circulation at a pressure of 3,142 psi — almost five times that planned — and a flow rate of 1 bpm, less than ¼ of that planned. BP took this result as an indication that the float collar had converted even though the resulting circulating pressure was lower than BP’s model had predicted. The BP well site leader expressed concern about the issue, took steps to investigate it, and discussed the question of whether the float collar had converted with the Halliburton cementing engineer and BP’s shore team. Halliburton and BP proceeded, apparently having concluded that the float collar had converted.
The investigation team found it likely that debris in the wellbore may have plugged the shoe-track assembly
and float collar and blocked circulation during the first eight attempts to convert the float collar. The increase to 3,142 psi may have cleared debris from the system without converting the float collar. If the float collar failed to convert, the cement program may have been further compromised.

Cementing
The precipitating cause of the Macondo incident was the failure of the cement in the shoe track and
across the producing formations. This failed barrier allowed hydrocarbons to flow into the well.
The cement failed as a result of a number of factors that stemmed from BP’s ECD-driven management decisions between April 12 and 20, 2010. These factors include the complexity of the cement program; inadequate testing of the cement; likely cement contamination during the operation; and inadequate testing of the cement after it had been pumped.

Complexity of Cement Job
BP required a cement program that would exert minimal pressure on the formations. To minimize pressure,
Halliburton devised a plan that called for pumping a small volume of cement, much of it nitrified, at a low rate. While this plan would help BP avoid losing cement into the formations, it required precise execution, left little room for error, and increased the risk of cement contamination.

Cement Program Tests
Despite the inherent risks of cementing the long-string production casing in the conditions at Macondo, BP did not carry out a number of critical tests (e.g., fully testing setting time and cement compatibility with drilling fluid) before or after pumping the cement. Post-incident testing by both CSI Technologies and Chevron demonstrated that the nitrified cement slurry used at Macondo likely failed.

Cement Contamination
Contrary to best practices, BP decided not to perform full circulation — or a “bottoms-up” — to condition the drilling fluid in the well before the cement job. A full bottoms-up circulation would have required approximately 2,750 barrels of clean mud to be pumped into the well over about 11.5 hours to keep the ECD under the maximum limit. Instead, BP decided to circulate only 346 barrels to reduce the chance of fracturing the formation, increasing the likelihood that debris remained in the wellbore after circulation.
The failure to run a full bottoms-up, coupled with the fact that drilling mud in the well had not been circulated for more than three days, suggests that cement in the annulus could have channeled and become contaminated. This could have delayed or prevented the cement from setting and developing the required compressive strength. Pre-job testing of the cement and spacer/mud/cement compatibility was not sufficient to rule out contamination.

Post-Cement Program Review
Testing of the adequacy of the cement program could have identified areas of concern, but was not done. After approving the cement program, BP proceeded with its temporary abandonment plan.

Temporary Abandonment Procedure
BP’s final temporary abandonment plan contained unnecessary risks that were not subjected to formal
risk analysis. BP engineers generated at least five different temporary abandonment plans for the Macondo well between April 12 and April 20, 2010. The plans varied considerably, as did the level of risk they introduced. The abandonment procedure ultimately implemented at Macondo never received the required MMS approval. Further, it was not developed and delivered to the Deepwater Horizon until the morning of April 20, 2010, after the rig had commenced temporary abandonment operations. The investigation team found no evidence that BP personnel on the rig or onshore subjected any of the successive temporary abandonment plans or changes to a formal risk assessment process.
The safest of the five versions (that dated April 14) provided that the surface cement plug be set in mud rather than seawater and that a negative pressure test be conducted before the drilling mud was displaced with seawater. The plan that was finally implemented lacked both of these features.
The most significant deficiency in the final plan was the cumulative lack of barriers to flow. The final plan
required displacing the drilling mud to a depth of 8,367 ft. (approximately 3,300 ft. below the mudline), which was much greater than the normal displacement depth of between zero and 1,000 ft below the mudline. In addition, the plan removed the mud before testing the cement barrier with a negative pressure test and before setting the surface cement plug. As a result, no secondary cement barrier was in place during the negative pressure test and displacement.

Displacement
The initial displacement was planned incorrectly, and the execution did not meet the objective of
allowing for a valid negative pressure test.
The final temporary abandonment plan required displacing the casing annulus below the annular blowout
preventer (BOP) with seawater to achieve the desired negative pressure test conditions. However, post-incident analysis determined that this objective was not achieved because of calculation errors in the final displacement procedure, lower pump efficiencies which may have been caused by the unconventional spacer materials, potential downhole losses, and the movement of spacer below the closed annular. These factors resulted in a large volume of spacer in the annulus during the negative pressure test that went unidentified due to inadequate fluid volume tracking and lack of procedures to identify the appropriate pressure readings for a satisfactory initial test configuration.
With heavy spacer in the annulus below the closed annular BOP, a valid negative pressure test could not be
achieved by monitoring the kill line, which was the method BP decided to use.

Negative Pressure Test
The results of the negative pressure test were misinterpreted. After the test, BP decided to proceed with
the final displacement. A negative pressure test is necessary to confirm that the cement will block flow from the reservoir into the well after mud is replaced with seawater. There is no established industry standard or MMS procedure for performing a negative pressure test, and procedures vary from well to well. At Macondo, BP was responsible for overseeing the test and determining if the test was successful.
Post-incident analyses confirmed that the test failed. Anomalous pressure observed on the drill pipe during the test should have alerted all of those monitoring the well to the fact that the cement barrier was not effective, that pressure was being transmitted past the cement and float equipment, and that the well was in communication with the formations.
Central to the misinterpretation of the test results was BP’s decision to monitor the kill line instead of the drill pipe when conducting the test. Had the drill crew continued monitoring flow from the drill pipe, as they had been doing previously, those monitoring the well would have detected flow indicating that the well was in communication with the formation

Test and Final Displacement
Post-incident analysis indicated a change in flow path from the well during the final displacement
masked influxes into the wellbore.
Following its approval of the negative pressure test, BP directed the drill crew to proceed with displacing the
riser with seawater and, when the spacer was expected at the surface, to stop operations for a sheen test.
Replacing the heavier drilling mud with lighter-weight seawater during final displacement eliminated the
remaining hydrostatic barrier to flow, leaving the inadequate cement barrier at the bottom of the well as the
primary barrier. According to post-incident calculations, the well became underbalanced to one or more of the exposed formations sometime between 8:38 p.m. and 8:52 p.m., but there was no clear indication of an influx at that time.
Just before the pumps were shut down for the sheen test, the trip tank was dumped into the flowline to send oil-based mud back to the mud pits. Based on post-incident analysis, the resulting increase in flow from the trip tank across the flow sensors masked an influx into the well.
More than one individual on the rig indicated the well was not flowing when the mud pumps were shut down for the sheen test. It is possible that no flow was seen because the flow path had been changed to overboard to dispose of the spacer before the visual confirmations. Post-incident data analysis shows that hydrocarbons flowed into the well during the sheen test, but the overboard discharge may have masked the flow.
Although the compliance engineer concluded and reported that the sheen test was successful, post-incident
analysis indicates that the spacer had not reached the surface at the time the test was conducted. This report gave the driller an erroneous confirmation that the displacement was on track when, in fact, it was not.
Pump operations following the sheen test masked an underlying trend of increasing pressure which resulted
from an influx into the well. It is not known what data the drill crew was monitoring or why they did not detect an anomaly until approximately 9:30 p.m. At that time, the drill crew acted upon a differential pressure anomaly between the kill line and drill pipe. Actions taken indicate behaviors consistent with a belief that the well was secure and a plug existed in the well. At 9:42 p.m., the pressure trend provided a conventional influx indication with a drop in pressure. At that time a flow check was completed on the trip tank and well control action followed.

Sheen Activation of the BOP
The BOP functioned and closed but was overcome by well conditions.
The Deepwater Horizon BOP and electro-hydraulic/multiplex (MUX) control system were fully operational at
the time of the incident, and the equipment functioned. The equipment was maintained in accordance with
Transocean requirements, and all modifications that had been made to the BOP either maintained or improved the performance of the device. Minor leaks identified pre-incident did not adversely affect the functionality of the BOP for well control.
Upon detecting flow, the drill crew shut in the well by (1) closing the upper annular BOP; (2) closing the diverter packer and diverting the flow to the mud-gas separator; and, (3) closing the upper and middle VBRs, which initially sealed the well.
However, because of the high flow rate of hydrocarbons from the well, the annular BOP element did not seal
and the concentrated flow eroded the drill pipe just above the annular. The closing of the VBRs isolated the
annular space and temporarily stopped the influx, but increased pressure inside the drill pipe until it ruptured atthe point of erosion above the upper annular. The ruptured drill pipe allowed hydrocarbons to again flow into the riser. When the Deepwater Horizon lost power and drifted off location, the drill pipe parted fully.
The explosions and fire disabled the communication link between the BOP and the rig, preventing activation of the BOP emergency disconnect system (EDS) from the toolpusher control panel.
The automatic mode function (AMF) operated as designed to close the blind shear rams following the explosion.
However, high pressure bowed the drill pipe partially outside of the BSR shearing blades, trapping it between the ram blocks and preventing the BSR’s from completely shearing the pipe, fully closing, and sealing the well.

Muster and Evacuation
All personnel who survived the explosions made their own way or were assisted to the forward lifeboat
muster station and successfully evacuated the rig. Despite the obstacles and challenges, the muster
and evacuation plans and training facilitated the evacuation of all 115 survivors.
The Macondo incident created extremely challenging conditions for everyone onboard. The explosions and fire happened in the evening, when many off-tour crew were asleep or in their cabins. The blast damage blocked some normal muster points. Some crew were injured and could not evacuate without assistance. It appears that, under the stress of the emergency, four persons evacuated independently rather than pursuant to the procedure in which they were trained.
Despite these obstacles and challenges, the muster and evacuation plans and training facilitated the evacuation of all 115 survivors to the Damon B. Bankston supply vessel nearby. One hundred people evacuated in the forward lifeboats, seven evacuated in one of the forward life rafts, and eight jumped from the forward end of the rig into the ocean and were recovered by the Bankston fast rescue craft (FRC). After the survivors reached the Bankston, the 17 most seriously injured survivors were airlifted by USCG helicopters to hospitals for treatment. In addition to the heroic actions of many of the crew, assistance from the crew of the Bankston was critical in the evacuation and rescue effort.