На главную
На главную

ОСТ 51.01-12-87 «Охрана природы. Гидросфера. Правила охраны морей от загрязнения при добыче нефти и газа и ремонте скважин на морских месторождениях»

Настоящий стандарт распространяется на предприятия Министерства газовой промышленности, осуществляющих добычу нефти и газа на морских месторождениях.
Стандарт устанавливает правила по охране территориальных и внутренних вод морей СССР от загрязнения при добыче нефти и газа и ремонте скважин на морских месторождениях.
Стандарт не распространяется на правила охраны морей при добыче нефти и газа в условиях ледового покрова. Для ледовых условий действуют специальные правила.

Обозначение: ОСТ 51.01-12-87
Название рус.: Охрана природы. Гидросфера. Правила охраны морей от загрязнения при добыче нефти и газа и ремонте скважин на морских месторождениях
Статус: действующий
Заменяет собой: ОСТ 51.73-81
Дата актуализации текста: 01.10.2008
Дата добавления в базу: 01.02.2009
Дата введения в действие: 01.05.1988
Разработан: Мингазпром СССР
Утвержден: Мингазпром СССР (01.01.1987)
Опубликован: Мингазпром СССР № 1988

Отраслевой стандарт ОСТ 51.01-12-87
"Охрана природы. Гидросфера. Правила охраны морей от загрязнения придобыче нефти и газа и ремонте скважин на морских месторождениях"

(утв. Министерством газовой промышленности СССР)

Дата введения 1 мая 1988 г.

Взамен ОСТ 51.73-81

Содержание

Настоящий стандарт распространяется на предприятияМинистерства газовой промышленности, осуществляющих добычу нефти и газа наморских месторождениях.

Стандарт устанавливает правила по охранетерриториальных и внутренних вод морей СССР от загрязнения при добыче нефти игаза и ремонте скважин на морских месторождениях.

Стандарт не распространяется на правила охраныморей при добыче нефти и газа в условиях ледового покрова. Для ледовых условийдействуют специальные правила.

1. Общие положения

1.1. Технологические процессы добычи нефти игаза следует производить при соблюдении "Правил безопасности внефтегазодобывающей промышленности", утвержденных Госгортехнадзором СССР и"Правил пожарнойбезопасности в нефтяной промышленности", утвержденных Миннефтепромом(согласованных с УПО МВД СССР) обеспечивающих предупреждение аварий и пожаров,которые могут быть причиной загрязнения моря.

1.2. При добыче нефти и газа и ремонте скважинна морских месторождениях по согласованию с контролирующими органамипроизводить лабораторный контроль состояния акватории месторождения.

1.3. При проектировании объектов добычи нефти игаза на морских акваториях наряду с комплексом технологического оборудованиядля добычи нефти и газа необходимо в разделе "Охрана окружающейсреды" предусмотреть использование технических средств и осуществлениемероприятий, обеспечивающих сбор, обработку, утилизацию и захоронение отходовпроизводства в соответствии с требованиями Основ водного Законодательства СССРи союзных республик и Правил охраны от загрязнений прибрежных вод морейутвержденных Минводхозом СССР, Минздравом СССР, Минрыбхозом СССР исогласованных с Госстроем СССР.

1.4. Комплекс технологического оборудования длядобычи нефти и газа должен быть оснащен системой автоматического дистанционногоконтроля и управления технологическими процессами, а также специальнымитехническими средствами, включающими сигнализирующие переключающие и отсекающиеустройства.

1.5. Запрещается сбрасывать в море технологическиеи производственные отходы. Отходы должны собираться и транспортироваться набереговые шламоотвалы для использования и утилизации. При условии согласованияорганами государственного надзора допускается сброс в море обезвреженногобурового шлама. Шламоотвалы строятся по согласованию с местными органамиМинводхоза, Минздрава, Минрыбхоза. Паспорт на земельный участок длястроительства шламоотвала выдается решением территориального исполнительногокомитета Совета народных депутатов.

1.6. Сточные воды, образующиеся притехнологических процессах добычи нефти и газа, а также ливневые стоки должныбыть использованы в оборотном водоснабжении, утилизированы закачкой внагнетательные и поглощающие скважины или собраны в специальные емкости ивыведены на береговые очистные сооружения.

1.7. Мусор, хоз. бытовые и фекальные сточныеводы должны быть собраны в герметические емкости и вывезены на береговыеочистные сооружения для утилизации и сжигания. Допускается утилизация мусора наморских гидротехнических сооружениях путем сжигания в специальных печах иинсенераторах.

Допускается сброс в море сточных, хозбытовых,фекальных вод и промывочной жидкости (буровой раствор), очищенных докондиционных нормативов, по согласованию с органами охраны вод системыМинводхоза СССР и рыбоохраны Минрыбхоза СССР.

1.8. Нефтесодержащий песок, добытый попутно спродукцией скважины, должен быть собран в герметические емкости итранспортирован на береговые шламоотвалы.

Допускается очистка песка от нефти ииспользование его для хозяйственных нужд.

1.9. Настил морских нефтепромысловыхгидротехнических сооружений по всей площади, включая устье скважины, долженбыть водонепроницаемым и иметь:

- отбортовку по всему периметру высотой 200 мм;

- поддоны в местах возможных утечек продукциискважины, смазочных масел и т.д., соединенные с емкостью для сбора сточных вод;

- уклон 0,003 в сторону блока сточных вод;

- канализационную систему для сбора сточных идождевых вод и утилизации их в соответствии с п. 1.5.

2. Оборудование устья скважины

2.1. Устья фонтанных и компрессорных скважиндолжны быть оборудованы фонтанной арматурой в соответствии с требованием ГОСТ13846-84.

2.2.Фонтанная скважина должна быть оборудована пакером и клапаном отсекателемдистанционного управления.

2.3. Устье скважин, эксплуатируемых штанговыминасосами, должно быть оборудовано:

- тройником для отбора газа;

- планшайбой для герметизации устья подвешиваниянасосных труб, спущенных в скважину;

- тройником-сальником с двойным уплотнением(СУСГ-2) для отвода продукции скважин и прохода полированного штока;

- обратным клапаном на выкидной линии.

Скважина должна быть оборудована:

- скважинными штанговыми насосами ГОСТ 6444-78;

- глубинно-насосными штангами ГОСТ 13877-80E;

- станком-качалкой нормального ряда ГОСТ5866-76.

2.4. Устье скважин должно быть герметичным, привсех способах эксплуатации скважин.

2.5. При наличии корродирующих веществ впродукции скважины необходимо применять коррозионностойкое наземное искважинное оборудование, а также предусматривать обязательное применение ингибиторовкоррозии, согласованное с органами государственного надзора. Эксплуатационнаяколонна и насосно-компрессорные трубы должны быть коррозионностойкие.

3. Освоение и эксплуатация скважин

3.1. Технологические объекты добычи нефти игаза, расположенные на морской стационарной платформе, должны быть оснащеныавтоматическими отсекающими, предохранительными и сигнализирующимиустройствами, обеспечивающими безопасность эксплуатации и охрану окружающейсреды от загрязнения.

3.2. Освоение нефтяных и газовых скважинпроизводить по плану, утвержденному главным инженером нефтегазодобывающегоуправления. В плане предусмотреть осуществление мер по охране окружающей средаот загрязнения в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

3.3. Освоение фонтанных и разведочных скважинпроизводить при установленной фонтанной арматуре соответствующего давления иобвязке выкидных манифольдов скважин, позволяющих производить необходимый отборпроб, замеры давления и температуры. Фонтанная арматура и система манифольдов должныбыть закреплены и опрессованны на полуторократное ожидаемое устьевое давление.

3.4. При освоении фонтанной скважины продукцияскважины должна направляться по выкидной линии в коллектор и на нефтесборныйпункт (НСП), а глинистый раствор должен собираться и вывозиться на береговыебазы для использования и регенерации.

3.5. Освоение газовых, газоконденсатных скважинсвабированием и тартанием желонкой запрещается.

Допускается: в скважинах, оборудованных канатнойтехникой, возбуждение к фонтанированию производить способом свабирования поверхнему циркуляционному клапану, установленному в насосно-компрессорныхтрубах, при наличии на скважине фонтанной арматуры, лубрикатора, привентора иманифольда, рассчитанного на ожидаемое давление.

3.6. Прокачку скважин водой или нефтьюосуществлять по замкнутой системе в коллектор или технологическую емкость.

3.7. Глушение скважин осуществлять путемпрокачки ее водой с последующим заполнением скважины глинистым растворомудельного веса, создающего противодавление столба жидкости, превышающегопластовое давление скважины. Отвод промывочной жидкости и вытесняемой изскважины нефти и газа осуществлять по герметичной системе трубопроводов втехнологической емкости для хранения и повторного использования.

3.8. При работе на скважинах с аномально высокимпластовым давлением необходимо на платформе иметь запас глинистого раствораравный двум объемам скважины.

3.9. Продувку и разрядку скважин, трубопроводов,сосудов, работающих под давлением, производить в технологический блок. Выделившийсяпри этом газ направлять на сжигание в факел, жидкость откачивать в коллектор.Конструкция факела должна обеспечить полное сжигание газа.

3.10. Постоянно контролировать состояниегерметичности эксплуатационных и промежуточных колонн, фланцевых и резьбовыхсоединений, сальниковых уплотнений устья скважины и наземного оборудования. Приобнаружении неисправностей принять меры к их устранению.

3.11. Запрещается эксплуатация скважин при:

- заколонном и межколонном проявлении;

- обрыве связей крепления ствола скважины кгидротехническому сооружению;

- утечки продукции скважин через фланцевые ирезьбовые соединения, сальниковые уплотнения.

3.12. При разъединении фланцевых соединений и сменештуцера оставшуюся в трубах жидкость необходимо собрать в инвентарные поддоны.

Жидкость, собранную в поддоны, направить в блоксточных вод.

3.13. Технологические и геолого-техническиемероприятия, связанные с закачкой поверхностно-активных веществ (ПАВ) иразличных реагентов в скважину, должны осуществляться по герметичной системе.Продукты реакции должны направляться в герметичную емкость и вывозиться набереговые сооружения.

3.14. Исследования и глубинные замеры вфонтанных и компрессорных скважинах, оборудованных как обычной, так и канатнойтехнической должны проводиться при помощи лубрикатора, установленного набуферной задвижке фонтанной арматуры.

3.15. Очистку насосно-компрессорных труб отпарафина, солей, песка производить на специально оборудованных рабочихплощадках на береговых базах. Продукты очистки должны быть собраны в контейнери вывезены на береговые шламоотвалы.

3.16. Продувку нефтемерных стекол производить вколлектор.

3.17. Предохранительные клапана сосудов,работающих под давлением, должны быть оборудованы отводами, соединенными сгазоотводником, факелом для сжигания аварийного выпуска газа и емкостью длясбора сточных вод. Емкости оборудуются датчиками уровней. Собранная жидкостьоткачивается насосом в коллектор.

3.18. Безнапорные емкости должны бытьоборудованы переливными отводами, направленными в блок сбора сточных вод.

4. Текущий и капитальный ремонт скважин

4.1. Капитальный и текущий ремонт скважиносуществлять в соответствии с планом работ, утвержденным главным инженером нефтегазодобывающегопредприятия. В план работ должны быть включены мероприятия по охране окружающейсреды.

4.2. Перед началом работ по ремонту скважинадолжна быть прокачена и заглушена в соответствии с п.п. 3.7., 3.8., 3.9.

4.3. На устье ремонтируемой фонтанной скважиныдолжен быть установлен малогабаритный превентор и герметизирующее устройство сотводами в емкость для сбора и хранения промывочной жидкости.

4.4. Запрещается оставлять устье скважиныоткрытым при перерывах в работе более 1 часа.

4.5. При подъеме насосно-компрессорных труб,заполненных жидкостью, на устье скважины установить устройство, предотвращающеепопадание жидкости на настил и в море и позволявшее осуществлять сбор и отводистекающей из труб жидкости в затрубное пространство или в блок сбора сточныхвод.

4.6. Промывку песчаной пробки и разбуриваниецементного стакана (корки) производить по замкнутой циркуляционной системе вколлектор или в технические средства, обеспечивающие отделение механическихпримесей из промывочной жидкости и ее повторное использование.

Извлеченные из промывочной жидкости механическойпримеси должны быть собраны в контейнеры и транспортированы на береговыешламоотвалы.

4.7. Чистку песчаной пробки желонкой в скважинахс низких#статическим уровнем допускается производить при условии разрядки желонки вгерметичную желобную систему, исключающую загрязнение настила и морской среды.Собранную жидкую фазу откачать в выкидную линию, твердые частицы вывозить набереговые шламоотвалы.

4.8. Изоляционные работы с использованиемцементного раствора производить по замкнутой циркуляционной системе.

Излишки цементного раствора должны быть собраныи использованы для хозяйственных нужд или вывезены на береговые шламоотвалы.

4.9. При производстве ловильных работ с помощьюнасосно-компрессорных труб или штанг, спускаемых в скважину под давлением, воизбежание открытого фонтанирования в скважинах с высоким буферным давлениемустановить специальную установку по спуску труб под давлением. В скважинах снизким давлением (до 2,0 МПа) применять герметизирующую головку ЦИССОН.

4.10. При зарезке и бурении второго стволаподачу промывочной жидкости в скважину производить по циркуляционной системеобеспечением сбора и вывоза на береговые сооружения выбуренной породы иизлишков промывочной жидкости.

4.11. При внезапном проявлении скважины работыдолжны быть прекращены и устье скважины герметизировано.

4.12. При укладке поднятых из скважины труб намостики должен использоваться поддон для сбора истекающей из труб жидкости.

Собранная в поддоны жидкость должна бытьотведена в блок сбора сточных вод.

4.13. При работах на скважинах, оборудованныхканатной техникой, должна быть обеспечена герметичность эксплуатационнойколонны, насосно-компрессорных труб, лубрикатора и превентора. Не допускатьобразования отложений парафина, солей, смол и гидратообразования на внутреннейповерхности насосно-компрессорных труб.

4.14. Все работы, проводимые с помощью канатнойтехники, а также монтаж лубрикатора и превентора на устье скважины при ветрескоростью 10-12 м/с и более, ливне, грозе, снегопаде и тумане должны бытьпрекращены.

5. Ликвидация аварийных ситуаций

5.1. Аварийные разливы нефти и нефтепродуктовдолжны быть локализированы с помощью боновых ограждений и собраны специальнымитехническими средствами и судами нефтесборщиками или ликвидированы с помощьюмалотоксичных диспергентов и адсорбентов, согласованными с Саннадзором.

Для этой работы привлекаются (при необходимости)суда и технические средства региональных подразделений ГосморспецслужбыМинморфлота СССР в соответствии с планом ЛAPH.

5.2. При обнаружении на промысловой акваториигазовых и нефтяных проявлений на поверхности воды необходимо немедленнопровести водолазное обследование на предмет выявления источника и возможностиего ликвидации.

5.3. В случае обнаружения пропусков нефти и газав подводных нефтяных и газовых трубопроводах их необходимо отключить отисточников поступления продукции (у скважины и у замерной установки).

Трубопровод должен быть разряжен втехнологическую емкость, прокачен и отремонтирован. Разливы нефти должны бытьликвидированы в соответствии с п. 5.1.

5.4. С появлением грифонов на акваториинеобходимо провести геолого-технические мероприятия с целью определения причинего образования. В случае выявления скважины, являющейся причинойгрифонообразования, ее необходимо заглушить и передать на ремонт.

За время действия грифона необходимо ограничитьразлив выбрасываемой им нефти с помощью боновых ограждений и специальныхустройств по улавливанию продукции грифона.

5.5. При газопроявлениях, выбросах и открытомфонтанировании во время перфорации, освоения, капитального и подземного ремонтаскважины все работы огнеопасного характера на площадке и платформе должны бытьнемедленно приостановлены.

5.6. При работах по ликвидации нефтегазовыхвыбросов и открытого фонтанирования руководствоваться требованиями "Правилпожарной безопасности в нефтяной промышленности" и "Инструкции поорганизации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых инефтяных фонтанов", утвержденных Мингазпромом и Госгортехнадзором СССР посогласованию с ГУПО МВД СССР и региональных планов по ЛАРН.

6. Ликвидация скважин

6.1.Ликвидацию нефтяных и газовых скважин после окончания эксплуатации производитьсогласно "Положения о порядке ликвидации нефтяных, газовых и других скважини списания затрат на их сооружение", утвержденного постановлениемГосударственного комитета СССР по надзору за безопасным ведением работ внефтедобывающей промышленности и горному надзору от 8 февраля 1983 г. N 2.

6.2. По всем ликвидируемым скважинам представляетсяплан проведения изоляционно-ликвидационных работ с обеспечением условий охранынедр, согласованный с управлением округа (Госгортехнадзором союзнойреспублики), а по скважинам, пробуренным на континентальном шельфе и акваторияхвнутренних морей, также с соответствующей Гидрографической службы флота(Флотилии), органами рыбоохраны Минрыбхоза и органами по регулированиюиспользования и охране вод системы Минводхоза СССР.

6.3. Устья и стволы ликвидируемых скважиноборудуются в соответствии с требованиями действующих нормативных документов попланам, согласованным с управлением округа (Госгорнадзором союзной республики),а по скважинам, пробуренным на континентальном шельфе, акваториях внутреннихморей, также Гидрографической службой флота (флотилии), органами рыбоохраныМинрыбхоза СССР и органами по регулированию использования и охране вод системыМинводхоза СССР.

 

193
Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.

Пожалуйста зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.