Отраслевой стандарт ОСТ 51.01-12-87
"Охрана природы. Гидросфера. Правила охраны морей от загрязнения при добыче 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 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.

1. Общие положения

1.1. Технологические процессы добычи нефти и газа следует производить при соблюдении "Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности", утвержденных Госгортехнадзором СССР и "Правил пожарной безопасности 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 скважин на морских месторождениях по согласованию с контролирующими органами производить лабораторный контроль состояния акватории месторождения.

1.3. При проектировании объектов добычи нефти и газа на морских акваториях наряду с комплексом технологического оборудования для добычи нефти и газа необходимо в разделе "Охрана окружающей среды" предусмотреть использование технических средств и осуществление мероприятий, обеспечивающих сбор, обработку, утилизацию и захоронение отходов производства в соответствии с требованиями Основ водного Законодательства СССР и союзных республик и Правил охраны от загрязнений прибрежных вод морей утвержденных Минводхозом СССР, Минздравом СССР, Минрыбхозом СССР и согласованных с Госстроем СССР.

1.4. Комплекс технологического оборудования для добычи нефти и газа должен быть оснащен системой автоматического дистанционного контроля и управления технологическими процессами, а также специальными техническими средствами, включающими сигнализирующие переключающие и отсекающие устройства.

1.5. Запрещается сбрасывать в море технологические и производственные отходы. Отходы должны собираться и транспортироваться на береговые шламоотвалы для использования и утилизации. При условии согласования органами государственного надзора допускается сброс в море обезвреженного бурового шлама. Шламоотвалы строятся по согласованию с местными органами Минводхоза, Минздрава, Минрыбхоза. Паспорт на земельный участок для строительства шламоотвала выдается решением территориального исполнительного комитета Совета народных депутатов.

1.6. Сточные воды, образующиеся при технологических процессах добычи нефти и газа, а также ливневые стоки должны быть использованы в оборотном водоснабжении, утилизированы закачкой в нагнетательные и поглощающие скважины или собраны в специальные емкости и выведены на береговые очистные сооружения.

1.7. Мусор, хоз. бытовые и фекальные сточные воды должны быть собраны в герметические емкости и вывезены на береговые очистные сооружения для утилизации и сжигания. Допускается утилизация мусора на морских гидротехнических сооружениях путем сжигания в специальных печах и инсенераторах.

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

1.8. Нефтесодержащий песок, добытый попутно с продукцией скважины, должен быть собран в герметические емкости и транспортирован на береговые шламоотвалы.

Допускается очистка песка от нефти и использование его для хозяйственных нужд.

1.9. Настил морских нефтепромысловых гидротехнических сооружений по всей площади, включая устье скважины, должен быть водонепроницаемым и иметь:

- отбортовку по всему периметру высотой 200 мм;

- поддоны в местах возможных утечек продукции скважины, 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 и дождевых вод и утилизации их в соответствии с п. 1.5.

2. Оборудование устья скважины

2.1. Устья фонтанных и компрессорных скважин должны быть оборудованы фонтанной арматурой в соответствии с требованием ГОСТ 13846-84.

2.2. Фонтанная скважина должна быть оборудована пакером и клапаном отсекателем дистанционного управления.

2.3. Устье скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами, должно быть оборудовано:

- тройником для отбора газа;

- планшайбой для герметизации устья подвешивания насосных 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 ГОСТ 5866-76.

2.4. Устье скважин должно быть герметичным, при всех способах эксплуатации скважин.

2.5. При наличии корродирующих веществ в продукции скважины необходимо применять коррозионностойкое наземное и скважинное оборудование, а также предусматривать обязательное применение ингибиторов коррозии, согласованное с органами государственного надзора. Эксплуатационная колонна и насосно-компрессорные трубы должны быть коррозионностойкие.

3. Освоение и эксплуатация скважин

3.1. Технологические объекты добычи нефти и газа, расположенные на морской стационарной платформе, должны быть оснащены автоматическими отсекающими, предохранительными и сигнализирующими устройствами, обеспечивающими безопасность эксплуатации и охрану окружающей среды от загрязнения.

3.2. Освоение нефтяных и газовых скважин производить по плану, утвержденному главным инженером нефтегазодобывающего управления. В плане предусмотреть осуществление мер по охране окружающей среда от загрязнения в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

3.3. Освоение фонтанных и разведочных скважин производить при установленной фонтанной арматуре соответствующего давления и обвязке выкидных манифольдов скважин, позволяющих производить необходимый отбор проб, замеры давления и температуры. Фонтанная арматура и система манифольдов должны быть закреплены и опрессованны на полуторократное ожидаемое устьевое давление.

3.4. При освоении фонтанной скважины продукция скважины должна направляться по выкидной линии в коллектор и на нефтесборный пункт (НСП), а глинистый раствор должен собираться и вывозиться на береговые базы для использования и регенерации.

3.5. Освоение газовых, газоконденсатных скважин свабированием и тартанием желонкой запрещается.

Допускается: в скважинах, оборудованных канатной техникой, возбуждение к фонтанированию производить способом свабирования по верхнему циркуляционному клапану, установленному в насосно-компрессорных трубах, при наличии на скважине фонтанной арматуры, лубрикатора, привентора и манифольда, рассчитанного на ожидаемое давление.

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

3.7. Глушение скважин осуществлять путем прокачки ее водой с последующим заполнением скважины глинистым раствором удельного веса, создающего противодавление столба жидкости, превышающего пластовое давление скважины. Отвод промывочной жидкости и вытесняемой из скважины нефти и газа осуществлять по герметичной системе трубопроводов в технологической емкости для хранения и повторного использования.

3.8. При работе на скважинах с аномально высоким пластовым давлением необходимо на платформе иметь запас глинистого раствора равный двум объемам скважины.

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

3.10. Постоянно контролировать состояние герметичности эксплуатационных и промежуточных колонн, фланцевых и резьбовых соединений, сальниковых уплотнений устья скважины и наземного оборудования. При обнаружении неисправностей принять меры к их устранению.

3.11. Запрещается эксплуатация скважин при:

- заколонном и межколонном проявлении;

- обрыве связей крепления ствола скважины к гидротехническому сооружению;

- утечки продукции скважин через фланцевые и резьбовые соединения, сальниковые уплотнения.

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

Жидкость, собранную в поддоны, направить в блок сточных вод.

3.13. Технологические и геолого-технические мероприятия, связанные с закачкой поверхностно-активных веществ (ПАВ) и различных реагентов в скважину, должны осуществляться по герметичной системе. Продукты реакции должны направляться в герметичную емкость и вывозиться на береговые сооружения.

3.14. Исследования и глубинные замеры в фонтанных и компрессорных скважинах, оборудованных как обычной, так и канатной технической должны проводиться при помощи лубрикатора, установленного на буферной задвижке фонтанной арматуры.

3.15. Очистку насосно-компрессорных труб от парафина, солей, песка производить на специально оборудованных рабочих площадках на береговых базах. Продукты очистки должны быть собраны в контейнер и вывезены на береговые шламоотвалы.

3.16. Продувку нефтемерных стекол производить в коллектор.

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

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

4. Текущий и капитальный ремонт скважин

4.1. Капитальный и текущий ремонт скважин осуществлять в соответствии с планом работ, утвержденным главным инженером нефтегазодобывающего предприятия. В план работ должны быть включены мероприятия по охране окружающей среды.

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

4.3. На устье ремонтируемой фонтанной скважины должен быть установлен малогабаритный превентор и герметизирующее устройство с отводами в емкость для сбора и хранения промывочной жидкости.

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

4.5. При подъеме насосно-компрессорных труб, заполненных жидкостью, на устье скважины установить устройство, предотвращающее попадание жидкости на настил и в море и позволявшее осуществлять сбор и отвод истекающей из труб жидкости в затрубное пространство или в блок сбора сточных вод.

4.6. Промывку песчаной пробки и разбуривание цементного стакана (корки) производить по замкнутой циркуляционной системе в коллектор или в технические средства, обеспечивающие отделение механических примесей из промывочной жидкости и ее повторное использование.

Извлеченные из промывочной жидкости механической примеси должны быть собраны в контейнеры и транспортированы на береговые шламоотвалы.

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

4.8. Изоляционные работы с использованием цементного раствора производить по замкнутой циркуляционной системе.

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

4.9. При производстве ловильных работ с помощью насосно-компрессорных труб или штанг, спускаемых в скважину под давлением, во избежание открытого фонтанирования в скважинах с высоким буферным давлением установить специальную установку по спуску труб под давлением. В скважинах с низким давлением (до 2,0 МПа) применять герметизирующую головку ЦИССОН.

4.10. При зарезке и бурении второго ствола подачу промывочной жидкости в скважину производить по циркуляционной системе обеспечением сбора и вывоза на береговые сооружения выбуренной породы и излишков промывочной жидкости.

4.11. При внезапном проявлении скважины работы должны быть прекращены и устье скважины герметизировано.

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

Собранная в поддоны жидкость должна быть отведена в блок сбора сточных вод.

4.13. При работах на скважинах, оборудованных канатной техникой, должна быть обеспечена герметичность эксплуатационной колонны, насосно-компрессорных труб, лубрикатора и превентора. Не допускать образования отложений парафина, солей, смол и гидратообразования на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб.

4.14. Все работы, проводимые с помощью канатной техники, а также монтаж лубрикатора и превентора на устье скважины при ветре скоростью 10-12 м/с и более, ливне, грозе, снегопаде и тумане должны быть прекращены.

5. Ликвидация аварийных ситуаций

5.1. Аварийные разливы нефти и нефтепродуктов должны быть локализированы с помощью боновых ограждений и собраны специальными техническими средствами и судами нефтесборщиками или ликвидированы с помощью малотоксичных диспергентов и адсорбентов, согласованными с Саннадзором.

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

5.2. При обнаружении на промысловой акватории газовых и нефтяных проявлений на поверхности воды необходимо немедленно провести водолазное обследование на предмет выявления источника и возможности его ликвидации.

5.3. В случае обнаружения пропусков нефти и газа в подводных нефтяных и газовых трубопроводах их необходимо отключить от источников поступления продукции (у скважины и у замерной установки).

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

5.4. С появлением грифонов на акватории необходимо провести геолого-технические мероприятия с целью определения причин его образования. В случае выявления скважины, являющейся причиной грифонообразования, ее необходимо заглушить и передать на ремонт.

За время действия грифона необходимо ограничить разлив выбрасываемой им нефти с помощью боновых ограждений и специальных устройств по улавливанию продукции грифона.

5.5. При газопроявлениях, выбросах и открытом фонтанировании во время перфорации, освоения, капитального и подземного ремонта скважины все работы огнеопасного характера на площадке и платформе должны быть немедленно приостановлены.

5.6. При работах по ликвидации нефтегазовых выбросов и открытого фонтанирования руководствоваться требованиями "Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности" и "Инструкции по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов", утвержденных Мингазпромом и Госгортехнадзором СССР по согласованию с ГУПО МВД СССР и региональных планов по ЛАРН.

6. Ликвидация скважин

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

6.2. По всем ликвидируемым скважинам представляется план проведения изоляционно-ликвидационных работ с обеспечением условий охраны недр, согласованный с управлением округа (Госгортехнадзором союзной республики), а по скважинам, пробуренным на континентальном шельфе и акваториях внутренних морей, также с соответствующей Гидрографической службы флота (Флотилии), органами рыбоохраны Минрыбхоза и органами по регулированию использования и охране вод системы Минводхоза СССР.

6.3. Устья и стволы ликвидируемых скважин оборудуются в соответствии с требованиями действующих нормативных документов по планам, согласованным с управлением округа (Госгорнадзором союзной республики), а по скважинам, пробуренным на континентальном шельфе, акваториях внутренних морей, также Гидрографической службой флота (флотилии), органами рыбоохраны Минрыбхоза СССР и органами по регулированию использования и охране вод системы Минводхоза СССР.