УДК:622.245.42
ОСОБЛИВОСТІ ТАМПОНУВАННЯ СВЕРДЛОВИН НА ПІДЗЕМНИХ СХОВИЩАХ ГАЗУ
кандидат технічних наук, доцент, Кочкодан Я. М.
Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, Україна, Івано-Франківськ
Приведені умови роботи свердловин на підземних сховищах газу. Подані основні джерела та шляхи поступлення газу у заколонний простір свердловин. Наведені основні причини виникнення міжколонних тисків, міжпластових перетоків та заколонних проявлень при цементуванні свердловин на підземних сховищах газу. Описано механізм проникнення газу у тужавіючий тампонажний розчин та виникнення флюїдопровідних каналів. Описано вплив глинистої кірки на формування контакту тампонажного каменю зі стінкою свердловини. Показано вплив зниження тиску і температури на зовнішній радіус обсадної колони. Наведені основні фізико-механічні властивості напружено-ущільнюючого тампонажного розчину і каменю. Подані основні переваги напружено-ущільнюючого тампонажного цементу та технологія його приготування.
Ключові слова: підземні сховища газу, стінка свердловини, тампонажний (цементний) розчин і камінь, обсадна колона, заколонний (затрубний) простір, міжколонні тиски, міжпластові перетоки, фільтраційна кірка, розширювальна домішка, тампонажний портландцемент, гіпсоглиноземлистий цемент, напружено-ущільнюючий цемент.
Кочкодан Я. М. Особенности тампонирования скважин на подземных хранилищах газа/ Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа, Украина, г. Ивано-Франковск.
Приведены условия работи скважин на подземных хранилищах газа. Поданы основные источники и пути поступления газа у заколонное пространство скважин. Приведены основные причины возникновения межколонных давлений, межпластовых перетоков и затрубних проявлений при цементировании скважын на подземных хранилищах газа. Описан механизм проникновения газа у твердеющий тампонажный раствор и появления флюидопроводящих каналов. Описано влияния глинистой корки на формирования контакта тампонажного камня со стенкой скважины. Показано влияние снижения давления и температури на внешний радиус обсадной колоны. Приведены оновные физико-механические свойства напряженно-уплотняющегося тампонажного раствора и камня. Поданы основные преимущества напряженно-уплотняючегося тампонажного цемента и технология его приготовления.
Ключевые слова: подземные хранилиша газа, стенка скважины, тампонажный (цементный) раствор и камень, обсадная колонна, заколонное (затрубное) пространство, межколонные давления, межпластовые перетоки , фильтрацыонноя корка, расширяющаяся добавка, тампонажный портландцемент, гипсоглиноземлистый цемент, напряженно-уплотняющий цемент.
Kochkodan Y. M. Characteristic properties of well cementing at underground gas storage/ Ivano-Frankivsk National Technical University of oil and gas.
In the article it has been indicated the conditions of well operation at underground gas storage. It has been pointed the main sources and paths of gas inflow into casing annular space. The goal reasons of casing annular pressure, cross-flow between layers and annular gas flow initiation during underground gas storage well cementing has been considered. The author wrote about the gear of gas penetration into cement slurry and creation of gas leaking paths. Also, it is indicated the influence of mud cake at hermiticity of contact between cement stone and well bore. It is shown the influence of pressure and temperature reducing at casing outside diameter. The author shows basic physical and mechanical properties of tensely-sealed cement slurry and cement stone. It has been presented the main advantages of tensely-sealed cement slurry and the technology of its preparation.
Key words: underground gas storage, well bore, cement slurry and stone, casing, annual space, intercasing pressure, cross-flow between layers, mud cake, expanding additive, plugging Portland cement, gypsum-aluminous cement, tensely-sealed cement.
Вступ
Тривалий досвід проектування, сворення та експлуатації підземних сховищ газу (ПСГ), як найскладнішої та відповідальної ланки газотранспортної системи у значній мірі визначається герметичністю свердловин. Підземні сховища газу, зазвичай, споруджують у виснажених газових родовищах, які , як правило, багатопластові і перемежовуються глинистими горизонтами. Своєрідність геологічної будови та специфічне поєднання різноманітних факторів негативно впливає, як на процес цементування так і на його результати. Висока проникність газу вимагає надійного кріплення свердловин. Основою герметичності свердловин є відсутність заколонних газопроявів, які призводять до міжпластових перетоків та появи на усті міжколонних тисків протягом всього терміну експлуатації. Аналіз промислового матеріалу та науково-технічної літератури свідчить, що заколонні прояви у період очікування затвердіння цементного розчину (ОЗЦ) та поява міжколонних тисків (МКТ) у процесі експлуатації є на всіх підземних сховищах газу України, їх кількість становить більше 30% загального фонду свердловин [1, c. 29-30].
Кріплення свердловин на підземних сховищах газу здійснюють за методиками та інструкціями, діючими для буріння нафтових і газових свердловин. При цьому, як правило, не враховують специфічні особливості, які впливають на надійність та довговічність герметизації затрубного простору і які спричиняють його розгерметизацію, появу міжколонних газопроявлень, міжпластових перетоків, а в окремих випадках викидів газу при очікуванні затвердіння тампонажного розчину та утворення грифонів.
Умови роботи свердловин на підземних сховищах газу значно відрізняються від газовидобувних. При їх експлуатації проходять значні сезонні коливання тиску та температури від аномально високих (при нагнітанні газу) до аномально низьких (при його відборі). Крім того, у розрізі наявні пласти з нормальними та аномально низькими пластовими тисками. Циклічна зміна тиску і температури, висока потенціальна енергія та проникаюча здатність газу, а також незначні втрати тиску під час руху висувають особливі вимоги до забезпечення надійної герметичності обсадних колон, тампонажного каменю та його контакту зі стінкою свердловини і обсадною колоною протягом багатьох десятків років, оскільки термін служби ПСГ до цього часу не визначений.
Основний матеріал
Надійність розмежування пластів з пластовими тисками, які дуже різняться між собою, гарантується, при інших сприятливих умовах, лише в тому випадку, якщо у період очікування затвердіння цементного розчину не відбувається перетоку флюїду з утворенням каналу, який фіксується у тужавію чому тампонажному камені. Цьому сприяє зниження порового тиску у тампонажному розчині до величини, яка дорівнює тиску стовпа дисперсійного середовища. Після того, як поровий тиск дорівнює або менший за пластовий, виникають умови для припливу пластового флюїду у затрубний простір. Серед причин , які сприяють формуванню каналів у тампонажному розчині, можуть бути такі, які обумовлені їх природою , а також спричиненні ефектами, що виникають у процесі цементування.
Джерелами можливого поступлення газу у заколонний простір експлуатаційно-нагнітальних свердловин на підземних сховищах газу є:
• продуктивні горизонти даної площі;
• непродуктивні газові горизонти , пов’язані або з непромисловими запасами газу, або з вторинним накопиченням;
• закачуваний та відбираючий газ у продуктивні пласти через експлуатаційну колону.
Шляхи поступлення газу у заколонний простір свердловини такі:
• негерметичність різьбових з’єднань;
• негерметичність контактів «цементний камінь – стінка свердловини» та «цементний камінь – обсадна колона»;
• канали, які утворились у тампонажному камені у процесі його тужавіння та твердіння.
При негерметичності різьбових з’єднань у процесі експлуатації газ може поступати у затрубний простір із внутрішньої частини експлуатаційної колони.
Основними причинами появи міжколонних стиків, міжпластових перетоків та затрубних проявлень вважають:
1. Зменшення гідростатичного тиску в заколонному просторі свердловини до величини, яка менша за пластовий тиск.
2. Примусове утворення каменів у цементному розчині під впливом перепаду тиску між близько розташованими газоносними та водоносними пластами.
3. Зменшення об’єму тампонажного розчину і каменю у процесі тужавіння і твердіння.
4. Контракція в цементному розчині і камені і обезводнення глинистої кірки та залишків глинистого розчину за рахунок підсмоктування з них води твердіючим тампонажним розчином внаслідок вакууму на його поверхні.
5. Утворення розколин у залишках промивальної рідини та фільтраційній кірці, сформованій на проникній частині геологічного розрізу свердловини.
6. Седиментаційна нестійкість тампонажних розчинів, яка може призвести до утворення каналів всередині цементного розчину.
7. Фільтрація у пласт значних об’ємів дисперсійного середовища.
8. Мимовільне каналоутворення у затрубному просторі свердловини після заповнення його тампонажним розчином.
Таким чином, причини виникнення каналів у затрубному просторі можна розділити на дві групи. У першому випадку канали утворюються в цементному розчині, а в іншому – канали, які утворюються в глинистому розчині та кірці. Найімовірнішими причинами газопроявлень вважають зниження гідростатичного тиску у затрубному просторі при переході із рідкого стану у твердий у поєднанні з високою проникністю цементного каменю у цей перід, а також рух газу під дією перепаду тиску в зазорі між цементним каменем у цей період, а також рух газу під дією перепаду тиску в зазорі між цементним каменем і стінкою свердловини, який відбувається завдяки наявності обезводненої або коагуляційної кірки [2, c.167].
Флюїдопровідний канал є найнебажанішим елементом заколонного простору, оскільки при герметичності різьбових з’єднань експлуатаційної колони заколонні перетоки можливі лише при його наявності, тобто при існуванні гідродинамічного зв’язку між джерелом прояву та місцем нагромадження флюїду.
При наявності у геологічному розрізі свердловин декількох пластів-колекторів з малопотужними прошарками між ними при цементуванні колон у твердіючому тампонажному розчині можуть утворюватись канали внаслідок проникнення газу. Механізм поступлення газу такий. Після закінчення тампонування у тампонажному розчині відбувається седиментація дисперсійної фази та структурних агрегатів. Одночасно відфільтровується дисперсійне середовище. Поки тверда фаза перебуває у змуленому стані вона створює надлишковий тиск і гідростатичний тиск у заколонному просторі перевищує пластовий. У процесі тужавіння збільшується кількість коагуляцій них зв’язків, зменшується вміст рідкої фази, наступає період гідродинамічного зрівноваження між газоносним пластом та заколонним простором, заповненим тампонажним розчином. Втрата капілярно-пористим середовищем частки дисперсійної фази призводить до виникнення порожнин між частинками цементних зерен і до зменшення порового тиску. Настає момент, коли поровий тиск стає менший ніж гідростатичний, швидкість від фільтрування дисперсійного середовища зменшується, що обумовлює розподіл фільтрату по підошві пласта, надаючи можливість газу з покрівлі пласта поступати у порожнини тампонажного розчину. Потрапляючи у середовище з порушеною структурою порового простору газ розширюється, зрівноважує тиски і мігрує вгору, руйнуючи ослаблені зв’язки між твердою фазою. Газ мігрує також попередньо сформованими порами і каналами, якими фільтрувалось дисперсійне середовище в пласті [3, с. 14].
Важливе значення у формуванні контакту «тампонажний камінь – стінка свердловини» має глиниста кірка, яка утворюється на стінці у процесі буріння. Для підвищення якості ізоляції пластів необхідним заходом є повне видалення глинистої кірки зі стінок свердловини. Проте відомими механічними і хімічними способами повністю видалити глинисту кірку зі стінок свердловини практично не можливо. Фільтраційна кірка бурових промивальних рідин без використання спеціальних засобів на контакті з тужавіючим і твердіючим тампонажним розчином і каменем внаслідок контракційних процесів та іонного обміну обезводнюється та зменшується в об’ємі з утворенням в ній тріщин, якими можуть відбуватись перетоки газу. Крім того, фільтраційна кірка на стінках свердловини не створює напружень на контакті з тампонажним каменем і, як наслідок, при наявності глинистої кірки цементне кільце працює незалежно від оточуючого масиву [4, с. 219]. Проте фільтраційна кірка є ефективним бар’єром для відфільтрування хімічно незв’язаної води, розчиненої у тампонажному розчині, запобігаючи формуванню у ньому шляхів для міграції газу. Тому фільтраційну кірку бажано ущільнювати та зміцнювати. Встановлено, що максимальна деформація глинистої кірки складає 20-25%, а при подальшому збільшенні навантаження на кірку, вона практично не змінюється [5, с. 13].
Крім того, при експлуатації свердловин на підземних сховищах газу, виникають радіальні деформації обсадної труби внаслідок зміни тиску і температури в обсадній колоні. При зменшенні тиску в обсадній колоні та її охолодженні зовнішній радіус обсадної колони зменшується на деяку величину, яку можна визначити за наведеними в літературі формулами [1, c. 76-77 ]. Для реальних (типових) конструкцій свердловин на підземних сховищах газу величина зменшення зовнішнього радіуса обсадної колони від перепаду тиску та зміни температури становить майже 0,3% (при таких вихідних даних: зовнішній радіус обсадної колони 84 мм, радіус свердловини (внутрішній радіус проміжної колони) 112мм, товщина стінки обсадної труби 10мм, перепад тиску 10 МПа, різниця температур 50 оС, коефіцієнт Пуассона 0,3, модуль пружності 2,1•105 МПа, коефіцієнт температурного розширення 1,22•10-5 1/град).
У реальній свердловині цементне кільце має обмеження, які не зовсім жорсткі. Тому частина розширення повинна компенсувати заори, зім’яття глинистої кірки, пружні деформації стінок свердловини, цементного каменю і обсадної труби.
Періодичні зміни пластових тисків від початкового низького до високого кінцевого при нагнітанні газу і навпаки при видобуванні, температурні навантаження при компресорному нагнітанні газу, нестаціонарність термобаричного процесу формують певні вимоги до тампонажних матеріалів для цементування свердловин на підземних сховищах газу.
На даний час відсутні чітко сформовані вимоги до тампонажних матеріалів, призначених для цементування свердловин на підземних сховищах газу. Тампонажні матеріали, які застосовують для цементування свердловин на підземних сховищах газу мають ряд вад. Їх водні суспензії седиментаційно нестійкі і протягом ОЗЦ можливе утворення каналів та міжпластові перетоки. Від’ємна зміна об’єму тампонажного розчину і каменю з одночасним зневодненням та розтріскування глинистої кірки і зниженням герметичності контакту стінка свердловини – тампонажний камінь – обсадна колона можуть призвести до газопроявлень та появи міжколонних тисків.
Виходячи із особливостей спорудження свердловин на підземних сховищах газу тампонажний розчин і камінь крім інших характеристик повинен:
1. Розширюватися у процесі тужавіння і твердіння та створювати напружений контакт.
2. Мати підвищену тампонуючу здатність.
3. Бути седиментаційно стійким.
4. Мати мінімальну газопроникність.
Одним зі шляхів підвищення герметичності свердловин є застосування при цементуванні обсадних колони розширювальних тампонажних матеріалів (на основі мінеральних в’яжучих), які при твердінні збільшують об’єм або створюють самонапруження каменю і внаслідок цього володіють підвищеною тампонуючою здатністю.
Щоб отримати розширювальний тампонажний камінь необхідно додавати домішки, які сприяють утворенню у твердіючому розчині складних комплексних сполук, об’єм яких більший, ніж об’єм вихідних компонентів.
При виборі розширювальної домішки необхідно враховувати такі умови. По-перше, розширювальний компонент повинен мати високу реакційну здатність для обмеження розширення у часі. По-друге, швидкість процесу структуроутворення тампонажного каменю має відповідати швидкості гідратації розширювального компонента. По-третє, кількість розширювального компонента треба вибирати так, щоб забезпечити необхідне розширення і не чинити при цьому негативний вплив на фізико-механічні властивості тампонажного каменю.
Таким вимогам відповідає гіпсоглиноземлистий цемент (ГГЦ), який використовують як розширювальну домішку до тампонажного портландцементу (ПЦТ).
Досліджувались суміші тампонажного портландцементу і гіпсоглиноземлистого цементу при водоцементному підвищенні 0,5, атмосферному тиску і температурі 20±2 оС.
У таблиці показано вплив вмісту компонентів у суміші на лінійне розширення, міцність, проникність, терміни тужавіння, розтічність, седиментацію і тампонуючу здатність тампонажного розчину і каменю. При додаванні до тампонажного портландцементу від 10 до 60% гіпсоглиноземлистого цементу основні властивості розчину та каменю відрізняються від вихідних компонентів. Зокрема, лінійне розширення зі збільшенням вмісту ГГЦ у суміші спочатку зростає досягаючи максимального значення (дещо більше 14%) при 30% ГГЦ, а потім зменшується. При цьому міцність тампонажного каменю у даному інтервалі спочатку дещо зменшується, а дальше монотонно збільшується.
Основні властивості напружено-ущільнюючого тампонажного розчину і каменю
|
Склад суміші, % |
Лінійне розширення, % |
Міцність МПа на |
Термін тужавіння, год-хв |
Розтічність, см |
Проникність, мД |
Седиментація, % |
Коефіцієнт тампонуючої здатності |
Тривалість загуснення до 30 УОК, год-хв |
|||
|
ПЦТ |
ГГЦ |
згин |
стиск |
початок |
кінець |
||||||
|
100 |
0 |
-0,1 |
4,6 |
12,3 |
6-20 |
9-20 |
19,2 |
0,21 |
7,6 |
1,3 |
7-15 |
|
90 |
10 |
0,4 |
3,9 |
10,3 |
6-10 |
8-45 |
19,1 |
0,41 |
2,9 |
1,48 |
5-10 |
|
80 |
20 |
4,5 |
3,2 |
9,6 |
4-45 |
6-20 |
18,5 |
0,91 |
1,7 |
1,7 |
3-55 |
|
75 |
25 |
7,0 |
3,0 |
9,2 |
2-25 |
5-55 |
18,3 |
1,06 |
0,65 |
1,75 |
3-40 |
|
70 |
30 |
14,3 |
2,0 |
9,0 |
1-25 |
3-35 |
18,5 |
1,2 |
0,1 |
2,1 |
3-35 |
|
60 |
40 |
6,8 |
3,1 |
10,6 |
0-55 |
1-55 |
17,6 |
0,93 |
0 |
1,94 |
2-35 |
|
50 |
50 |
2,4 |
4,1 |
11,3 |
1-05 |
2-05 |
17,5 |
0,31 |
1,2 |
1,87 |
2-55 |
|
40 |
60 |
0,35 |
4,7 |
12,6 |
1-20 |
2-10 |
16,9 |
0,14 |
2,5 |
1,85 |
3-05 |
|
30 |
70 |
0,15 |
5,1 |
12,8 |
1-40 |
2-45 |
18,2 |
0,12 |
3,1 |
1,74 |
3-40 |
|
20 |
80 |
0 |
5,3 |
14,4 |
3-10 |
3-55 |
18,3 |
0,06 |
3,7 |
1,78 |
3-55 |
|
10 |
90 |
0,1 |
5,3 |
14,6 |
3-20 |
4-50 |
18,9 |
0,1 |
4,3 |
1,5 |
4-55 |
|
0 |
100 |
0,4 |
5,9 |
14,8 |
3-25 |
5-25 |
18,1 |
0,16 |
7,2 |
1,46 |
4-45 |
Проникність тампонажного каменю зі збільшенням вмісту ГГЦ у суміші спочатку зростає, потім зменшується. Характер зміни проникності аналогічний зміні розширення. Терміни тужавіння та тривалість загуснення сягають мінімальних значень при 40% вмісту ГГЦ, а подалі поступово збільшуються. Аналогічно змінюється і седиментаційна стійкість розчину. Тампонуюча здатність цементного розчину із ПЦТ становить 1,3, а при збільшенні вмісту ГГЦ у суміші вона зростає, до величини 2,1 з подальшим зменшенням зі збільшенням кількості ГГЦ, що відповідає зміні величини седиментації. Максимум тампонуючої здатності відповідає мінімальній величині седиментаційної стійкості.
Варто зауважити, що залежно від хімічного складу вихідних цементів, який у різних партіях дещо змінюється, та термінів їх зберігання перед приготуванням (ступеня попередньої гідратації) величина розширення зразків може змінюватися аж до повного руйнування (при зберіганні у воді) при деякому критичному вмісті компонентів, які, деколи, називаються «антагоністами». Проте встановлено, що характер розширення змінюється, якщо тампонажний розчин тужавіє і твердіє у замкнутому об’ємі, без можливості збільшення розміру зразка. У цьому випадку в тампонажному камені виникає внутрішнє напруження величиною до 3,0 МПа, яке дозволяє ущільнювати контактні поверхні. На основі цієї властивості суміш тампонажних цементів із ПЦТ і ГГЦ називають напружено-ущільнюючою. Напружено-ущільнюючий цемент (НУТЦ) являє собою суху суміш тампонажного портландцементу та гіпсоглиноземлистого цементу, розширювальною домішкою у якому є ГГЦ. Він призначений для цементування обсадних колон на підземних сховищах газу з вибійною температурою до 60 оС, а також його можна використовувати в аналогічному температурному інтервалі при цементуванні газових свердловин. При використанні НУТЦ необхідно виконувати всі наявні технологічні правила та вимоги до підготовки ствола свердловин, обсадної колон, промивання та процесу цементування. Рецептуру напружено-ущільнюючого тампонажного цементу для конкретних умов кріплення вибирають залежно від характеру та величини зміни параметрів розчину та каменю. Для умов кріплення свердловин на підземних сховищах газу використовують НУТЦ із суміші 75% ПЦТ і 25% ГГЦ.
Механізм формування тампонажного каменю у затрубному просторі свердловини можна представити таким чином. У міру розширення тампонажного розчину і каменю відбувається стискування глинистої кірки та ущільнення контактних поверхонь, а далі, коли деформування стає неможливим, через жорсткість масиву породи і обсадної колони виникає самонапруження каменю, яке забезпечує подальше ущільнення контакту та підвищення герметичності системи.
Напружено-ущільнюючий тампонажний цемент у сухому вигляді готують затарюванням вихідних компонентів (ПЦТ і ГГЦ) в бункер цементозмішувальної машини у заданому співвідношенні. Для забезпечення рівномірного розподілу ГГЦ у суміші її перезатарюють з одного бункера цементозмішувальної машини в інший. Порожній змішувач розташовують стосовно завантаженого так, щоб його лійка була встановлена під гідрозмішувачем завантаженого. Далі одночасно запускають у роботу горизонтальні шнеки завантаженого змішувача (без подачі води) та вертикальний шнек порожнього змішувача таким чином, щоб їх подача була однакова. Після закінчення перезатарювання суміш придатна для приготування тампонажного розчину за звичайною схемою. При застосуванні напружено-ущільнюючих тампонажних цементів при цементуванні свердловин на підземних сховищах газу кількість герметичних свердловин збільшилась у 1,8-3,2 рази, а також у 1,5-2,5 рази збільшується коефіцієнт якості кріплення.
Висновки:
1. Для цементування свердловин на підземних сховищах газу рекомендовано застосовувати напружено-ущільнюючий тампонажний цемент із суміші 75% ПЦТ і 25% ГГЦ.
2. При затвердінні у воді без обмежень деформування напружено-ущільнюючий тампонажний цемент розширюється до 14%.
3. При затвердіванні у замкнутому недеформованому об’ємі у тампонажному камені з НУТЦ виникають внутрішні напруження величиною до 3,0 МПа.
4. При твердінні у замкнутому просторі свердловини тампонажний камінь у НУТЦ розширюється в радіальному напрямі ущільнюючи контакти зі стінкою свердловини та обсадною колоною. Після припинення ущільнювання у камені виникають внутрішні напруження, спричиненні кристалізаційними силами.
5. Розчин із НУТЦ седиментаційно стійкий і має показник тампонуючої здатності в 1,3-1,5 разів вищий, ніж розчин із ПЦТ.
Література:
1. Сухін Є. І. Елементи створення, формування та експлуатації підземних сховищ газу./ Є. І. Сухін, Б. І. Навроцький. – Київ: «ПНВ», 2004 – 528 с.
2. Кочокодан Я. М. Обґрунтування необхідної величини розширення тампонажного каменю./ Я. М. Кочкодан. – Наукові парці Донецького національного технічного університету. Серія «Гірничо геологічна» №2(17). – Донецьк,2012 с.166 – 172.
3. Баранецький М. В. Підвищення якості кріплення свердловин на підземних сховищах газу Прикарпаття./ М. В. Баранецький. – Автореферат дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата технічних наук. – Івано-Франківськ, 1999. – 24с.
4. Булатов А. И. Формирование и работа цементного камня в скважине./ А. И. Булатов. – М.: Недра, 1990 – 409 с.
5. Мальцев А. В. Уплотнение контакта тампонажного камня с породой, покрытой глинистой коркой/ А. В. Мальцев// Бурение: РНТС ВНИИОЭНГ. – 1979.-№2-с. 12-14.
References:
1. Sukhin Ye. I. Elementy stvorennia, formuvannia ta ekspluatatsii pidzemnykh skhovysshch / Ye. I. Sukhin, B. I. Navrotskyi. – Kyiv: "PNV", 2004 – 528 s.
2. Kochkodan Ya. M. Obgruntuvannia neobkhidnoi velychyny rozshyrennia tamponazhnoho kameniu / Ya. M. Kochkodan. – Naukovi pratsi Donetskoho Natsionalnoho tekhnichnoho universytetu. Seria "Hirnycho Heolohichna" №2 (17). – Donetsk, 2012 s.
3. Baranetskyi M. V. Pidvyshchennia yakosti kriplennia sverdlovyn na pidzemnukh skhovyshchakh hazu Prykarpattia / M. V. Baranetskyi. – Avtoreferat dysertatsii na zdobuttia naukovoho stupenia kandydata tekhnichnykh nauk. – Ivano-Frankivsk, 1999. – 24 s.
4. Bulatov A.I. Formirovanie i rabota tsementnoho kamnia v skvazhyne / A. I. Bulatov. – M.: Nedra, 1990. – 490 s.
5. Maltsev A.V. Uplotnenie kontakta tamponashchnoho kamnia s porodoi, pokrytoi hlinistoi korkoi / A.V. Maltsev // Burenie: RNTS VNIIOENH. – 1979. - №2. – S. 12-14.