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 |
Дата введения 1 мая 1988 г.
Взамен ОСТ 51.73-81
2. Оборудование устья скважины 3. Освоение и эксплуатация скважин 4. Текущий и капитальный ремонт скважин 5. Ликвидация аварийных ситуаций
|
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.
1.1. 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.
2.1. 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.
3.1. 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.
4.1. 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.
5.1. 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.
6.1.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.