Стандарт ОАО «Газпром» регламентирует технические требования к пеногасителям буровых растворов, используемым для предотвращения и ликвидации пенообразования при строительстве скважин. Документ охватывает область применения, методы контроля и требования к безопасности, а также включает классификацию пеногасителей в зависимости от типа бурового раствора. Стандарт вступил в силу 14 сентября 2007 года и дополняет существующие нормативные документы ОАО «Газпром».

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

2. II
Предисловие
Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим
законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»
1 РАЗРАБОТАН
2 ВНЕСЕН
3 УТВЕРЖДЕН
И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ
4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Обществом с ограниченной ответственностью
«ТюменНИИгипрогаз»
© ОАО «Газпром», 2007
© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2007
© Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2007
СТО Газпром 2 3.2 106 2007
Распоряжением заместителя Председателя Правления
ОАО «Газпром» А.Г. Ананенкова от 09 февраля 2007 г.
№ 14 с 14.09.2007 г.
Управлением по бурению газовых и газоконденсатных
скважин Департамента по добыче газа, газового конден-
сата, нефти ОАО «Газпром»

3. СТО Газпром 2 3.2 106 2007
III
Содержание
Введение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .IV
1 Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1
2 Нормативные ссылки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1
3 Термины и определения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2
4 Обозначения и сокращения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
5 Классификация и назначение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
6 Технические требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4
7 Методы контроля (испытаний) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
8 Правила приемки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6
9 Требования безопасности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6
10 Требования к упаковке, хранению, маркировке . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7
11 Указания по утилизации . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7
Приложение А (справочное) Форма протокола испытаний . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
Библиография . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9

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

14. 10
СТО Газпром 2 3.2 106 2007
ПБ 08-624-03
ОКС 75.020
Ключевые слова: технические требования, пеногасители, буровой раствор,
строительство скважин

15. Корректура В.М. Осканян
Компьютерная верстка А.И. Шалобановой
Подписано в печать 03.08.2007 г.
Формат 60х84/8. Гарнитура “Ньютон”.
Уч. изд. л. 1,6. Тираж 60 экз. Заказ 73.
ООО “ИРЦ Газпром” 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2.
Тел. (495) 719 64 75, факс (495) 411 58 30
ЗАО “Издательский Дом Полиграфия”