1. ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ
ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,
СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»
ПЕНОГАСИТЕЛИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
СТО Газпром 2 3.2 106 2007
Издание официальное
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
Общество с ограниченной ответственностью
«ТюменНИИгипрогаз»
Общество с ограниченной ответственностью
«Информационно рекламный центр газовой промышленности»
Москва 2007
4. Введение
Строительство глубоких поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин в
сложных горно-геологических условиях с аномальными пластовыми давлениями
обусловливает необходимость эффективного управления технологическими свойствами
применяемых буровых растворов. Для обработки буровых растворов используется широкий
ассортимент реагентов и материалов, в том числе обладающих пенообразующей
способностью, которая обусловливает неуправляемое изменение плотности и реологических
свойств циркулирующей промывочной жидкости. В результате возникает опасность обвалов
стенок скважины и газоводонефтепроявлений, ликвидация которых увеличивает стоимость
буровых работ.
Для профилактики и ликвидации пенообразования используют специальные добавки
(пеногасители), обеспечивающие управление поверхностным натяжением жидкой фазы
бурового раствора в контакте с воздушной средой. Промышленный ассортимент
пеногасителей весьма ограничен, а техническая документация на производство не учитывает
специфики их применения для обработки буровых растворов.
В связи с изложенным разработан настоящий стандарт, регламентирующий
технические требования к пеногасителям буровых растворов для профилактики осложнений
и обеспечения промышленной безопасности строительства скважин на месторождениях
ОАО «Газпром». Стандарт взаимосвязан и дополняет комплекс действующих стандартов
ОАО «Газпром», определяющих технические требования и методы контроля качества
компонентов буровых растворов.
СТО Газпром 2 3.2 106 2007
IV
5. 1
СТО Газпром 2 3.2 106 2007
Издание официальное
СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»
ПЕНОГАСИТЕЛИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
Дата введения – 2007 09 14
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт распространяется на пеногасители буровых растворов для
предотвращения и ликвидации пенообразования при строительстве скважин на
месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ) ОАО «Газпром».
1.2 Настоящий стандарт устанавливает технические требования к пеногасителям для
малоглинистого, ингибированного и утяжеленного буровых растворов и методы их контроля
(испытаний).
1.3 Настоящий стандарт может быть использован для проведения испытаний
пеногасителей.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 2.114-95 Единая система конструкторской документации. Технические условия
ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества.
Классификация и общие требования безопасности
ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов
ГОСТ 15846-2002 Продукция, отправляемая в районы Крайнего Севера и
приравненные к ним местности. Упаковка, маркировка, транспортировка и хранение
ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и
контроль качества продукции. Основные термины и определения
ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
6. 2
СТО Газпром 2 3.2 106 2007
ГОСТ 24297-87 Входной контроль продукции. Основные положения
ГОСТ Р 8.563-96 Государственная система обеспечения единства измерений.
Методики выполнения измерений
ГОСТ Р 52108-2003 Ресурсосбережение. Обращение с отходами. Основные положения
СТО Газпром РД 2.1-146-2005 Смазочные компоненты буровых растворов.
Технические требования
СТО Газпром РД 2.1-149-2005 Глинопорошки для строительства скважин. Технические
требования
СТО Газпром 2-3.2-002-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений
плотности пикнометром
СТО Газпром 2-3.2-007-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений
активности водородных ионов (рН)
СТО Газпром 2-3.2-010-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений
фильтрации на мини-фильтр-прессе фирмы Baroid (США)
П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие
ссылочных стандартов по соответствующим указателям, опубликованным в текущем году. Если
ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует
руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без
замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту
ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 16504, ГОСТ Р 8.563, СТО
Газпром РД 2.1-146 и СТО Газпром РД 2.1-149, а также следующие термины с
соответствующими определениями:
3.1 пенообразование: Снижение плотности бурового раствора за счет физико-
химической аэрации или воздухововлечения, поступления газа в раствор при разбуривании
газовых и газоводонефтяных горизонтов, а также вследствие снижения гидростатического
давления на пласт, эффекта поршневания и диффузии.
3.2 физико-химическая аэрация: Поступление воздуха в буровой раствор при контакте с
воздушной средой за счет снижения поверхностного натяжения его жидкой фазы при
7. 3
СТО Газпром 2 3.2 106 2007
обработке ПАВ.
3.3 воздухововлечение: Поступление воздуха в буровой раствор при его обработке
сухими воздухосодержащими крупнотоннажными материалами, химическими ПАВ и
мелкодисперсными материалами, а также в результате негерметичности элементов обвязки
насосов, гидродинамического несовершенства циркуляционных систем.
3.4 циркуляционная плотность: Эквивалентная плотность циркулирующего бурового
раствора, учитывающая воздухововлечение и создаваемое при этом гидростатическое и
гидродинамическое давление на забой и стенки скважины.
4 Обозначения и сокращения
В настоящем стандарте использованы следующие обозначения и сокращения:
ПАВ – поверхностно-активное вещество;
ИБС – ингибированная бентонитовая смесь;
ФХЛС – феррохромлигносульфонат;
КМЦ – карбоксиметилцеллюлоза;
ПХГ – подземные хранилища газа.
5 Классификация и назначение
5.1 С учетом геолого-технических условий строительства скважин в ОАО «Газпром»
применяемые пеногасители условно классифицируются на группы «А», «Б» и «В»:
- группа «А» – пеногасители для пресных полимерглинистых буровых растворов;
- группа «Б» – пеногасители для минерализованных буровых растворов;
- группа «В» – пеногасители для утяжеленных буровых растворов.
5.2 Пеногасители группы «А» применяются в составе малоглинистых пресных буровых
растворов для профилактики и ликвидации пенообразования при их обработке реагентами,
обладающими свойствами ПАВ (лигносульфонаты, соли жирных кислот и смол).
5.3 Пеногасители группы «Б» применяются в составе минерализованных растворов для
профилактики и ликвидации пенообразования, обусловленного взаимодействием катионов
металлов, глины и ПАВ.
5.4 Пеногасители группы «В» применяются в составе буровых растворов, в том числе
утяжеленных, для предупреждения и ликвидации пенообразования, вызванного вовлечением
воздуха крупнотоннажными добавками сухих материалов (утяжелители, кольматанты,
8. 4
СТО Газпром 2 3.2 106 2007
графит, лигносульфонаты и др.).
6 Технические требования
6.1 Технические требования к пеногасителям с учетом условий их применения
приведены в таблице 6.1.
Наименование технического
показателя
Нормативные значения
малоглинис-
того
ингибиро-
ванного
утяжелен-
ного
1 Показатель пеногасящей способности, %, не менее 98 95 95
2 Относительное изменение эффективной вязкости бурово-
го раствора до и после ликвидации пенообразования, %,
не более
25 20 15
3 Относительное изменение статической фильтрации буро-
вого раствора до и после ликвидации пенообразования, %,
не более
15 20 25
4 Температура смерзания (замерзания), oС,
не выше
-30 -30 -30
Таблица 6.1 – Технические требования
Примечания
1 Показатель пеногасящей способности характеризует относительное восстановление плотности
вспененного бурового раствора. Плотность определяется с помощью пикнометра при температуре
20 oС ± 2 oС;
2 Эффективная вязкость измеряется ротационным вискозиметром (OFITE-800, Fann-35А) при
300 об/мин и температуре 20 oС ± 2 oС;
3. Статическая фильтрация измеряется на фильтр-прессе (Baroid) при репрессии 0,1 МПа и
температуре 20 oС ± 2 oС.
6.2 Технические характеристики поставляемых пеногасителей должны быть отражены
в технических условиях на продукцию.
6.3 Технические условия на пеногасители должны быть оформлены в соответствии с
требованиями ГОСТ 2.114.
6.4 Требования к пеногасителям и соответствующие методы контроля, установленные
настоящим стандартом, в полном объеме включаются в технические условия на них.
6.5 Пеногасители должны обеспечивать эффективность управления свойствами
бурового раствора для предотвращения загрязнения продуктивного пласта и проведения
9. 5
СТО Газпром 2 3.2 106 2007
геофизических исследований ствола скважины.
7 Методы контроля (испытаний)
7.1 При оценке технической характеристики пеногасителя используют методы
испытаний по таблице 7.1.
Наименование технического показателя Документ на метод испытания
1 Показатель пеногасящей способности СТО Газпром 2-3.2-002
2 Относительное изменение эффективной вязкости
бурового раствора до и после ликвидации пено-
образования
НД 00158758-251-2003 [1]
3 Относительное изменение статической фильтра-
ции бурового раствора до и после ликвидации
пенообразования
СТО Газпром 2-3.2-010
Таблица 7.1 – Методы испытаний пеногасителей
7.2 Для испытаний пеногасителей используют следующие контрольные растворы:
- малоглинистый – глинистая суспензия, содержащая в 1 л воды 6 г стандартного
глинопорошка «Бентокон-Основа» и 3 г КМЦ 600;
- ингибированный – ИБС, содержащая в 1 л воды: 70 г глинопорошка; 311 г NaCl;
5 г CaCl2; 5 г MgCl2; 15 г КМЦ;
- утяжеленный – глинистая суспензия, содержащая в 1 л 5 г глинопорошка «Бентокон-
Основа», 3 г КМЦ и утяжеленная баритом до плотности 1500 кг/м3.
7.3 Активность водородных ионов контрольных растворов должна быть в пределах
8,5–10 рН. Контроль рН проводится по СТО Газпром 2-3.2-007. Регулирование показателя рН
следует производить кальцинированной содой.
7.4 Испытания пеногасителя проводят в следующей последовательности:
- готовят контрольный раствор и замеряют его плотность, эффективную вязкость и
показатель статической фильтрации;
- контрольный раствор обрабатывают пенообразующим компонентом и
перемешивают в миксере. Проводят замер параметров вспененного раствора;
- вспененный раствор обрабатывают пеногасителем и аналогичным образом
перемешивают в миксере. Замеряют параметры дегазированного раствора.
7.5 Перемешивание растворов производят в течение 5 минут при скорости вращения
вала шпинделя миксера 166 с-1 (10 тыс. об/мин). Замер плотности раствора проводят через
10. 6
СТО Газпром 2 3.2 106 2007
5 мин после перемешивания.
7.6 В качестве пенообразующего компонента контрольного раствора используют
ФХЛС в количестве 50 г/л (для утяжеленного раствора 30 г/л ФХЛС).
7.7 Добавка пеногасителя во вспененный контрольный раствор составляет по массе
0,1 % для малоглинистого и по массе 0,2 % для ингибированного и утяжеленного растворов.
7.8 Эффективность пеногасителя оценивают относительным изменением
технологических параметров контрольных растворов.
7.9 Результаты испытаний оформляют протоколом (приложение А).
8 Правила приемки
8.1 Приемку пеногасителей производят с учетом требований настоящего стандарта.
Обязательным условием при приемке является проведение входного контроля качества
пеногасителя.
8.2 Входной контроль качества пеногасителя осуществляется производственной
лабораторией в порядке, предусмотренном ГОСТ 24297, с использованием методик выполнения
измерений, разработанных и метрологически аттестованных по ГОСТ Р 8.563 в следующем
порядке:
- проверка сопроводительных документов;
- проверка упаковки, маркировки, сохранности продукции;
- отбор проб;
- проведение контрольных испытаний.
8.3 Для проведения контрольных испытаний пеногасителя отбирают пробу из 5 %
упаковочных единиц в количестве 200 г. Отбор и подготовку проб проводят по технической
документации производителя (технические условия) или ГОСТ 2517.
8.4 Для оценки влияния пеногасящей добавки на параметры применяемого при
строительстве скважин бурового раствора, в том числе его циркуляционной плотности,
проводят лабораторные испытания с учетом конкретных условий бурения.
8.5 Результаты входного контроля фиксируют в журнале лаборанта (оператора) и
оформляют протоколом с приложением акта отбора проб.
9 Требования безопасности
9.1 Экологическая безопасность применяемых пеногасителей должна быть
11. 7
СТО Газпром 2 3.2 106 2007
подтверждена санитарно-эпидемиологическим заключением и свидетельством о
государственной регистрации вещества. Указанные документы должны быть оформлены с
учетом требований Федерального закона «О санитарно-эпидемиологическом благополучии
населения» [2] и
СП 2.6.1.799-99 [3].
9.2 Не допускаются к применению пеногасители, классифицированные 1-м и 2-м
классом опасности по ГОСТ 12.1.007.
9.3 Подтверждение соответствия пеногасителей должно быть проведено с учетом
требований ПБ 08-624-03 [4]. Испытания пеногасителей следует осуществлять в
специализированных испытательных центрах (лабораториях), аккредитованных в
установленном порядке. Результаты испытаний оформляются протоколом (приложение А).
10 Требования к упаковке, хранению, маркировке
10.1 Пеногаситель должен поставляться в упаковке по ГОСТ 15846, исключающей
проникновение влаги при транспортировке и хранении. Отклонение по массе одной
упаковки (мешка, контейнера) не должно превышать ± 2 %.
10.2 Хранение пеногасителя должно осуществляться в соответствии с требованиями
ГОСТ 15846.
Гарантийный срок хранения пеногасителя – не менее 18 мес.
10.3 При отгрузке пеногасителя должна быть предусмотрена маркировка тары.
Содержание, место и способ нанесения транспортировочной маркировки должны
соответствовать требованиям ГОСТ 14192.
11 Указания по утилизации
12. 8
СТО Газпром 2 3.2 106 2007
Пеногасители утилизируют в составе отработанных буровых растворов по
технологиям, предусмотренным техническим проектом строительства скважин. При
утилизации пеногасителей необходимо соблюдать требования ГОСТ Р 52108.
Приложение А
(справочное)
Форма протокола испытаний
Название испытательной лаборатории_________________________________________
Номер аттестата аккредитации_______________________________________________
Юридический адрес________________________________________________________
П Р О Т О К О Л
испытание проб (образцов)
Заказчик__________________________________________________________________
Наименование пробы (образца)_______________________________________________
Дата выработки____________________________________________________________
Величина партии___________________________________________________________
Дата получения пробы______________________________________________________
Дата и место отбора проб____________________________________________________
Регистрационный номер пробы (образца)_______________________________________
Дата проведения испытаний__________________________________________________
Наименование
показателей
Результат
испытаний
Нормируемые
показатели
Методы
испытаний
Дополнительная информация_________________________________________________
Проба испытана на соответствие (обозначение и наименование НД)________________
Результаты испытаний:
Заключение
Руководитель организации (предприятия)
13. 9
СТО Газпром 2 3.2 106 2007
Руководитель испытательной лаборатории
Дата
Библиография
[1] Нормативный документ
ООО «ТюменНИИгипрогаз»
НД 00158758-251-2003
[2] Федеральный закон
№ 52 – ФЗ от 30.03.1999
[3] Государственные санитарно-
эпидемиологические правила
и нормативы СП 2.6.1.799-99
[4] Правила безопасности
Буровые растворы. Методика выполнения измерений
реологических параметров (пластической вязкости, пре-
дельного динамического напряжения сдвига, показателя
нелинейности, показателя консистенции, эффективной
вязкости, динамического напряжения сдвига, статиче-
ского напряжения сдвига) на ротационном вискозиметре
«OFITE-800» (США)
О санитарно-эпидемиологическом благополучии населе-
ния (в ред. ФЗ от 31.12.2005 года № 199-ФЗ)
Ионизирующее излучение, радиационная безопасность.
Основные санитарные правила обеспечения радиацион-
ной безопасности (ОСПОРБ-99)
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышлен-
ности
