як після буріння, так в процесі експлуатації покладу з метою підвищення ефективності видобутку вуглеводнів.

Губич І.Б., Крупський Ю.З., Павлунь М.М., Війтенко В.І., Фейчук В.В. Пелипчак Б.П

Створено новий ефективний композит «Емір», який знижує набухання глинистих мінералів та очищає привибійну зону нафтогазонасичених пластів від залишків бурового розчину, технічної і пластової вод, смолисто-асфальтенових компонентів і парафіну, відновлюючи тим самим ефективність роботи свердловини. Композит має високі миючі характеристики та здатність до піноутворення при наявності високомінералізованих вод (до 250 г/л), нафтопродуктів, мінеральних кислот та формує як прямі, так і обернені водо- нафтові рухому емульсії, що важливо для очистки нафтових пластів.

За результатами випробовування композиту «Емір» в виробничих умовах як на газових, так і на нафтових свердловинах можна зробити висновок, що використання композиту Емір дозволяє збільшити дебіт вуглеводневих флюїдів від 20 % до 50 % і більше; Впровадження композиту «Емір» на «низькодебітних» кольматованих або ліквідованих з геологічних і технічних причин свердловинах дозволить істотно приростити видобувні запаси вуглеводнів в різних нафтогазоносних регіонах враховуючи незначні обсяги буріння та низький коефіцієнт успішності пошуків нових родовищ нафти і газу.

1.  Вступ

Промислові спостереження показали, що промивальна рідина (ПР) та її фільтрат суттєво впливають на освоєння свердловин і дебіти пластового флюїду. Вони, проникаючи в пласт, змінюють структуру порового простору та проникність присвердловинної зони пласта (ПЗП), формуючи там зону кольматації, в пори якої проникла дисперсна фаза промивальної рідини. Глибина проникнення залежить, в основному, від: (1) співвідношення гранулометричного складу промивальної рідини і структури порового простору; (2) перепаду тисків в процесі буріння; (3) тривалості дії ПР на породу-колектор [5].

Погіршення фільтраційно-ємнісних параметрів ПЗП через проникнення фільтрату в поровий простір привибійної зони пов’язують з наступними факторами: (1) набуханням глинистих мінералів під дією фільтрату; (2) утворенням емульсій фільтрату з пластовим флюїдом; (3) проникненням у поровий простір разом з фільтратом високомолекулярних полімерів та/або частинок твердої фази (бентоніту, гематиту, цементу, вибуреної породи) [13].

Лабораторними дослідженнями [13-14] встановлено, що вторгнення глинистої фази ПР у пласт відбувається навіть при незначній його проникності (1-10´10-3мкм2). Зі збільшенням проникності продуктивних горизонтів ступінь негативного впливу твердої фази на колектор зростає, а рідкої знижується. Вважають, що глинисті частинки починають проникати у поровий простір при проникності 0,25-0,28 мкм2 [13].

Слід зазначити, що у низькопроникних пластах, які є характерними для родовищ України, особливо Прикарпаття, зниження проникності слід більше пов’язувати із впливом фільтратів промивальних рідин. Глибина зони проникнення останніх може змінюватися від кількох міліметрів [2] до кількох метрів [6]. Відзначають, що більша глибина проникнення фільтрату спостерігається в менш проникних колекторах [1].

Щодо впливу фільтратів на пласти колектори, то при аналізі даного питання необхідно розглянути особливості технологічних добавок та їх вплив на пласти-колектори, особливо на набухання присутніх там глинистих різновидів. Зазвичай, в геологорозвідувальних організаціях для приготування промивних рідин використовуються реагенти загально-покращуючої дії, в основному це – кальцинована сода, вугле- або торфолужні реагенти (ВЛР, ТЩР) тощо. Кальцинована сода сприяє процесу пептизації

колоїдної фракції, що виражається в покращенні реологічних властивостей ПР і зниженнях показників фільтрації. ВЛР і ТЛР стабілізує глинистий розчин, приводить до зменшення показника фільтрації. Майже завжди кальциновану соду вводять одночасно з глиною, щоб понизити вміст або усунути присутність твердої фази, а ВЛР і ТЩР - після розмішування розчину.

Проте, слід зазначити одну важливу особливість: гуманні реагенти використовують лише тоді, коли у розрізі відсутні набухаючі глини. Для розбурювання ж глинистих порід і ангідридів треба використовувати лише суспензії, оброблені лігносульфонатом [9].

Результати досліджень впливу розчинів хімреагентів на фазову проникність кернів із палеогенових відкладів внутрішньої зони Прикарпатського прогину свідчать:

(1)    найбільшу кольматуючу здатність мають такі хімічні реагенти як: гіпан, Na2CO3, вуглелужний    реагент    (ВЛР),    конденсована    сульфітспиртова    барда    (КССБ),    а

(2)   найменшу – КМЦ, карбофен, хлориди та хромати Na і К [5, 6].

Вищеназвані хімреагенти першої групи та їм подібні, що відносяться до класу пептизаторів, спричиняють процеси розукрупнення злиплих колоїдних агрегатів глини, її грудок або згустків, на фрагменти менших розмірів та первинні частинки, покращуючи тим самим технологічні та реологічні параметри промивних рідин [12].

З одного боку пептизація необхідна для приготування якісних промивних рідин, з іншого – вона спричиняє процеси розукрупнення та руйнуванням структури піщано- глинистих порід, викликаючи тим самим набухання та кольматацію порового простору колектора.

Дослідження свідчать, що пептизація відбувається при збільшенні заряду частинок і спричиняє гідрофілізацію їх поверхні, тож вона небажана при взаємодії бурового розчину з глинистими породами, що складають стінки стовбура бурової свердловини [11].

Вищенаведене свідчить, що розкриття нафтогазоносних пластів без дотримання технології буріння та без належної хімічної обробки глинистих розчинів спричиняє те, що перспективні об’єкти виявляються «сухими» або дебіт вуглеводневого флюїду не відповідав критеріям вводу свердловин в експлуатацію. В обох випадках це спричиняє кольматація пласта або промивною рідиною, або її фільтратом; останній значно глибше проникає у пласт, викликаючи набухання глинистих різновидів [13].

2.  Мета роботи

Враховуючи проблеми нафтогазового комплексу, що виникають в процесі буріння та експлуатації глибоких свердловин на нафту і газ, в даній роботі запропоновано їх вирішення шляхом створення нового комплексного реагенту для очистки присвердловинної

зони шляхом надання останньому відповідних специфічних властивостей, які забезпечують відновлення роботи свердловин та підвищення дебіту вуглеводнів.

В процесі проведення дослідних робіт було створено цілий ряд комплексних реагентів [3-4, 7-8, 10]. Найбільш універсальним щодо використання в нафтогазовому комплексі став композит «Емір» [8], який володіє наступними характеристиками:

1.   Компонентний склад зменшує набухання глинистих мінералів у наслідок процесів інгібування та зворотного осмосу;

2.   Підібрані ПАР ефективно емульгують нафту (конденсат) з пластовою та/або технічною водою із утворенням однорідної емульсії, яка без ускладнень видаляється з пласта;

3.   Висока здатність до піноутворення як в умовах високомінералізованих вод (до 200 г/л), так і при наявності рідких нафтопродуктів (в т.ч. конденсату) та мінеральних кислот.

4.   Володіє комплексом властивостей, що дозволять застосувати ефективний механізм очистки привибійної зони від продуктів кольматації для відновлення роботи свердловини.

3.  Наукова новизна.

3.1.  Порівняння ефективності композиту «Емір» та діючих обробок

Ефективність «Композиту» при порівнянні з діючими обробками вивчалась на моделях пластів, які були кольматовані набуханням глинистих мінералів: модель №1 – дослідження зміни проникності кольматованого колектора до і після обробки його кислотою; модель №2 – дослідження проникності кольматованого колектора до і після обробки його Композитом.

В обох випадках моделі були представлені алевролітом та піщано-глинистими різновидами, що характеризуються наступними фільтраційно-ємнісними параметрами:

-         абсолютна газопроникність (сухий зразок) – Кпр=6,9 мД;

-         залишкове водонасичення – Кзв=40,0 %;

-         ефективна газопроникність при наявності залишкової води – Кпре=0,2 мД;

-         пористість при насичені водою з мінералізацією 15 г/л – Кп=21,9 %.

Соляно-кислотна обробка (СКО) моделі відбувалася наступним чином:

1)  моделювалося залишкове водонасичення колектора пластовою водою та досліджувалася структура порового простору; результат – ефективна проникність моделі зменшилася від 6,9 до 0,4 мД.

2)  модель донасичувалася технічною водою для набухання глинистих мінералів; результат

– ефективна газопроникність після донасичення технічною водою зменшилася від 0,4 до 0,2 мД.

3)  порода, кольматована набуханням глинистих мінералів, оброблялася соляною кислотою; результат – ефективна газопроникність зросла від 0,2 до 0,7 мД, тобто збільшилася в 3,5 рази.

4) кольматована модель №1 після СКО додатково оброблялася Композитом: результат – ефективна газопроникність зросла від 0,7 до 2,6 мД, тобто збільшилася у 3,7 рази від такої, яка була після дії СКО (див. рис. 1, 2).

Рисунок 1. Зміна ефективної газопроникності моделі пласта після її кольматації набуханням глин з подальшою дією СКО та наступною обробкою Композитом

Аналогічне   моделювання    було    проведено    із    роздільного    застосуванням

«Композиту» (модель 2) та СКО. Етапи дослідження та їх результати наступні:

1)       моделювалося залишкове водонасичення колектора пластовою водою та досліджувалася структура порового простору: ефективна проникність моделі при насиченні залишковою водою зменшилася від 6,9 до 0,4 мД;

2)     Модель донасичувалася технічною водою для збільшення набухання глинистих мінералів: ефективна газопроникність після донасичення технічною водою зменшилася від 0,4 до 0,2 мД;

3)    порода, кольматована набуханням глинистих мінералів, оброблялася Композитом: ефективна газопроникність зросла від 0,2 до 2,6 мД, тобто збільшилася у 13 раз (див. рис.1, 2).

Рисунок    2.    Зміна   ефективної   газопроникності   при   дії   на  кольматовану  модель«Композиту» (лінія 1) та 10% розчину соляної кислоти (лінія 2).

Резюмуючи наведені вище результати досліджень можна стверджувати, що обробка моделі, кольматованої набуханням глинистих порід лише Композитом більш ефективна у порівнянні з СКО (див. рис. 1, 2).

Позитивні результати лабораторного моделювання були підтверджені на практиці в процесі очистки нафтонасиченого пласта у свердловині Н–1 від кольматації привибійної зони, що спричинило істотне падіння дебіту нафти. В ході робіт на свердловині перед обробкою кольматованого пласта Композитом (3) були проведені (1) кислотна обробка та (2) промивка пласта керосином (див. рис. 3).

Рисунок 3. Порівняння дебітів нафтової свердловини Н–1 після почергової дії на кольматований пласт (1) кислоти (СКО); (2) конденсату; (3) Композиту.

Щоб встановити можливі причини зміни проникності моделі після застосування різних реагентів, проведено порівняння шліфів пласта-колектора після дії на породу солянокислої кислоти (див. рис. 4.а) та «Композиту» (див. рис. 5.б). Спостерігається, що збільшення ефективної проникності моделі у випадку дії на породу «Композиту» зумовлене зменшенням набухання глинистих різновидів, на що вказує чітка текстура шліфа (див. рисунок 4.б).

Рисунок 4. Порівняння шліфів пласта-колектора після дії на породу солянокислої обробки (а) та «Композиту» (б) (Федоришин Ю.І.)

3.2. Вирішення проблеми заводнення пласта та утворення складних емульсій

Щодо проблеми заводнення, то склад «Композиту» підбирався так, щоб емульгувати нафту з мінералізованою пластовою водою для подальшого ефективного видалення сформованої однорідної емульсії з пласта (див. рис. 5).

Рисунок 5. Встановлення оптимального складу «Композиту» з метою отримання однорідної емульсії вода-нафта (див. зразки №№ 1-2).

Очистка пласта від емульсій, які утворює Композит, відбувається наступним чином: при взаємодії «Композиту» з нафтою утворюється високорухлива емульсія, в’язкість якої менша від такої для кожного з вихідних компонентів, що дозволяє якісно та без зусиль видалити кольматанти з пласта та отримати збільшення дебіту вуглеводнів (див. рис. 6).

Рисунок 6. Порівняння в’язкостей вихідних компонентів та новоутвореної емульсії із нафти Старосамбірського родовища і «Композиту» (1:1)

Слід зазначити, що дебіт нафти після застосування на свердловині Н-1 «Композиту» тримається на постійному рівні тривалий час (див. рисунок 7). Це зумовлено тим, що в наслідок дії на пласт «Композиту» відбувається, ймовірно, гідрофобізація поверхні мінеральних зерен колектора, що у свою чергу усуває загрозу формування смолисто- асфальтенових шарів, які зменшують (ускладнюють) проникність привибійної зони.

Рисунок 7. Дебіт нафти у свердловині Н-1 до та після обробки кольматованого пласта Композитом

3.3. Удосконалення композиту «Емір» та вивчення його ефективності

З метою удосконалення вихідного «Композиту» [7-8, 10], створено новий композит під торговою маркою «Емір» [8], який істотно пришвидшує динаміку відновлення ефективної газопроникності порід-колекторів, кольматованих набуханням глинистих порід (див. рис. 8). Спостерігається, що вже через 5 годин після обробки моделі пласта композитом «Емір» його проникність відновлюється на 65-70 %, а вихідний Композит аналогічний результат показує на третю добу.

Рисунок 8. Динаміка відновлення ефективної проникності колекторів, які кольматовані набуханням глин, після обробки їх моделей композитом «Емір» (а) та вихідним «Композитом» (б)

Дослідження ефективності композиту «Емір» проводили на моделі піщаноглинистого пласта-колектора з Передкарпаття, який мав наступні фільтраційно- ємнісні параметри:
 абсолютна газопроникність (сухий зразок) – Кпр=29,6 мД;
 залишкове водонасичення – Кзв=50,0 %;
 ефективна газопроникність при наявності залишкової води – Кпре=8,2 мД;
 пористість при насичені водою з мінералізацією 15 г/л – Кп=20,9 %.
Параметри структури порового простору пласта наведені на рисунку 9: частка субкапілярних пор, що заповнені залишковою водою і мають радіус менше 0,3 мкм становить 45 %; частка капілярних пор радіусом від 0,3 до 3 мкм – 35 %; решта об’єму (20%) – надкапілярні пори радіусом 3-100 мкм.

Рисунок 9. Порометрична характеристика моделі для вивчення ефективності композиту «Емір»

Дослідження ефективності композиту «Емір» проводилося на моделі пласта наступним чином:
1) моделювалося залишкове водонасичення колектора пластовою водою та досліджувалася структура порового простору; результат – ефективна проникність моделі зменшилася від 29,6 до 8,2 мД (див. рис. 10);

Рисунок 10. Зміна абсолютної проникності моделі (безводний зразок) при моделюванні: залишкового водонасичення; кольматації зразка технічною водою; дії на модель композиту «Емір».

2) модель донасичувалася технічною водою для набухання глинистих мінералів; результат – ефективна газопроникність після донасичення технічною водою зменшилася від 8,2 до 2,2 мД;
3) порода, кольматована набуханням глинистих різновидів, оброблялася Композитом: ефективна газопроникність за сім годин зросла від 2,2 до 17,0 мД, а за 72 годин – до 21,7 мД, тобто збільшилася у 11,6 раз;
Абсолютна газопроникність моделі становить 29,6 мД: результати свідчать, що відновлення проникності кольматованої моделі композитом «Емір» становить близько 72% від абсолютної (див. рис. 8, 11).
Фазова проникність моделі пласта при залишковому водонасиченні Кв=50 %
становить 8,2 мД. Результати моделювання очистки кольматованої моделі свідчать, що «Емір», діючи на породу, видаляє з кольматованої моделі не тільки технічну воду , але і адсорбціно-зв'язану воду порового простору, яка присутня у субкапілярах при проникникності 8,2 мД.
Також кращі результати, у порівнянні з вихідним Композитом, «Емір» показав також при розчиненні смолисто-асфальтенових компонентів, зразок яких відібраноі з труб НКТ нафтовидобувної свердловини (див. рис. 11).

Рисунок 11. Розчинення за допомогою композиту «Емір» важкої, високосмолистої та парафінистої нафти

4.  Практична значущість

4.1.  Схема очистки кольматованих пластів

Враховуючи результати лабораторних досліджень композиту «Емір», а особливо швидке відновлення проникності моделі кольматованого піщано-глинистого пласта, композит був застосований для відновлення роботи газових свердловин, привибійна зона яких кольматована пластовою водою та набуханням глинистих порід.

Схема процесу очистки пластів колекторів у реальних умовах полягає в наступному. Враховуючи швидку очистку (декольматацію) моделі з використанням композиту «Емір» (див. рис. 8), на газових свердловинах він пропонується застосовувати в якості «ванни» з частковою продавкою його в пласт для усунення набухання глин та заводнення продуктивного колектора з метою відновлення роботи свердловини (див. рис. 12).

Рисунок 12. Застосування композиту «Емір» у вигляді «ванни» з частковою продавкою в пласт для покращення ФЄП присвердловинної зони

Процес моделювання декольматації пласта засвідчив, що останній під дією композиту істотно покращує свої фільтраційно-ємнісні параметри (ФЄП). На нашу думку,

аналогічні результати слід очікувати у присвердловинній зоні кольматованого пласта- колектора після його обробки «Еміром»: покращення ФЄП у ближній зоні спричинить зростання швидкості фільтрації флюїду із присвердловинної зони до стовбура (див. рис. 13.а). Оскільки швидкість фільтрації води з ближньої зони до стовбура свердловини буде значно вища від такої, що відбувається з глибини пласта, то пластовий тиск у присвердловинній зоні буде знижується через повільне підживлення його водою з дальньої зони пласта (див. рис. 13.а).

Зменшення тиску води у присвердловинній зоні призведе до того, що газ, який має вищий пластовий тиск, буде відтискати воду із заводненої частини пласта, відновлюючи тим самим положення зони газоводяного контакту (ГВК), що спричинить покращення роботи свердловини (див. рис. 13.б).

Рисунок 13. Зміна характеру флюїдонасичення присвердловинної зони під дією композиту «Емір»

У випадку пласта-колектора, кольматованого набуханням глинистих різновидів, композит «Емір» містить у своєму складі інгібітори, які усувають пептизацію глин, а також компоненти, що спричиняють явище зворотного осмосу, зменшуючи тим самим кількість зв’язаної (адсорбованої) води у породі. Видалення із породи надлишкової адсорбованої води підтверджуються результатами лабораторного моделювання декольматації пласта з використанням композиту «Емір», де порода оброблена композитом має більшу проникність, ніж та, в якій попередньо було змодельовано наявність залишкової води (див. рис. 11).

4.2.  Застосування композиту «Емір» на свердловинах

В ході дослідно-виробничої апробації композит «Емір» було застосовано для покращення роботи газових свердловин на Гуцулівському, Дебеславецькому, Пилипівському, Шереметівському та інших родовищах, привибійна зона яких була кольматована залишками промивних рідин, технічними водами або набуханням глинистих порід.

Схема використання композиту «Емір» на свердловині наступна. Для ефективної очистки пласта необхідно, щоб композит «Емір» проник у присвердловинну зону кольматованого колектора. З цією метою композит «Емір» закачують в свердловину компресором через затрубний простір. Після продавки Композиту на вибій починаємо закачувати азот до значення тиску, який перевищує пластовий, але менший, ніж тиск опресовування колони. Свердловину закриваємо,а композит «Емір» витримуємо в пласті 48 годин з контролем тиску на гирлі.

Якщо тиск через добу рівний пластовому, то свердловину стравлюють, видаляють композит «Емір» та запускають в роботу. Якщо тиск в свердловині не змінився, то докачати свердловину азотом до тиску, при якому вона починає його поглинати та залишити на добу в спокої. Надалі свердловину стравлюють, видаляють композит і запускають в роботу.

Схема застосування композиту на свердловині наведена на рисунку 14. Слід зазначити, що результати застосування композиту в реальних умовах на свердловинах свідчать, що в процесі очистки композитом «Емір» пластів-колекторів від кольматантів останні без суттєвих зусиль виноситься у вигляді газопінної системи на денну поверхню, що призводить до покращення роботи свердловини і збільшення дебіту газу від 20 % до 50 % і більше (див. рис. 15).

5.  Висновки

На даний час ефективність роботи нафтогазових свердловин у багатьох випадках, особливо в умовах піщано-глинистого розрізу, не можуть бути визнані задовільними, тому проблема розробки нових високоефективних реагентів та методів інтенсифікації процесу нафтогазовидобування є актуальною та важливою.

Рисунок 15. Винесення кольматантів із свердловини у вигляді газопінної суміші на денну поверхню

Основним завданням даної роботи було створення нового реагенту для очистки присвердловинної зони шляхом надання останньому комплексу специфічних властивостей, які забезпечують відновлення роботи свердловин та підвищення дебіту вуглеводнів.

Головна роль при створенні композиту «Емір» відводилося підбору відповідних ПАР з високими емульгуючими характеристиками. Цей аспект є дуже важливим, оскільки при роботі з нафтонасиченими пластами процес емульгування системи має величезне значення, адже саме він, по-перше, покращує проникнення композиту у поровий простір та доступ його компонентів до набухлих глинистих різновидів, а по-друге, дає змогу із складної багатофазної системи кольматованого пласта газ‒нафта‒вода утворити однорідну рухому емульсію, яка в наступному видаляється з пласта для його очистки.

У випадку пласта-колектора, кольматованого набуханням глинистих різновидів, композит «Емір» містить у своєму складі як інгібітори, що усувають пептизацію глин, так і компоненти, що спричиняють явища зворотного осмосу, зменшуючи тим самим

кількість зв’язаної у породі води. Слід зазначити, що композит «Емір» ефективно видаляє з порових каналів породи не лише технічну, але і залишкову воду, про що свідчать отримані результати моделювання декольматації пласта.

За результатами випробовування композиту «Емір» в виробничих умовах можна зробити наступні висновки:

1.           Композит усуває кольматацію привибійної зони газонасиченого пласта технічними (пластовими) водами та фільтратом промивних рідин, збільшуючи дебіт газу від 20 % до 50 % і більше;

2.           Композит зменшує набухання глинистих мінералів, відновлюючи роботу пластів, кольматованих залишками бурового розчину, останнє дозволяє використовувати композит ще в якості рідини перфорації;

3.           На відміну від аналогів, композит «Емір» має високе піноутворення як в умовах високомінералізованих вод (до 250 г/л), так і у присутності рідких вуглеводнів (в т.ч. конденсату), що дозволяє використовувати його для винесення пластової води із стовбура свердловини.

На завершення відзначимо, що використання композиту «Емір» дозволить: відновити роботу як кольматованих свердловин, так і збільшити дебіт працюючих свердловин, особливо у розрізі піщано-глинистих порід. Впровадження композиту «Емір» та вищеописаної технології на «низькодебітних» або експлуатаційних свердловинах, ліквідованих з геологічних і технічних причин дозволить істотно приростити видобувні запаси вуглеводнів в Україні враховуючи незначні обсяги буріння та низький коефіцієнт успішності пошуків нових родовищ нафти і газу.

 

Література

1. Антонышин Г.И., Борковский А.А., Яремийчук Р.С. Роль частиц дисперсной фазы промывочной жидкости при вскрытии продуктивных пластов бурением // РМНТС
«Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений». –Львов: Вища школа, Вып. 19, 1982. –С.74-79.
2. Армиян В.А., Васильева Н.П., Джавадян А.А. Повышение нефтегазоотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения //Нефтепромысловое дело, ВНИИОЭНГ, 1977. –80 с.
3. Губич І.Б. Новий реагент для відновлення роботи газових свердловин. Нафта і газ України. Матеріали 9-ї міжнародної науково-практичної конференції «Нафта і газ України 2013» (03–06 вересня 2013, Яремча, Україна) –Л.: Центр Європи, 2013, С.70— 71.
4. Губич І.Б., Нестеренко М.Ю., Заланський В.Б., Петраш Ю.І. Моделювання процесу витіснення залишкової нафти із неоднорідного порового середовища //Нафтова і газова промисловість, 2005. –№ 6. –С. 3–6.
5. Іванишин В.С. Нафтогазопромислова геологія. –Львів, 2003. – 648 с.
6. Іванюта М.М., Гульгун Б.Ю., Зазуляк М.И. и др. Повышение эффективности вскрытия и опробования нефтегазоносных пластов. –М.: Недра, 1973.–128с.
7. Корисна модель, патент UA 8611. Композиція для декольматизації та розглинізації привибійної зони нафтогазонасичених пластів /Губич І.Б./ Бюлетень 23 від 10.12.2013.
8. Корисна модель, патент UA 109265. Органічний композит очистки привибійної зони нафтогазоносних пластів /Губич І.Б./ Бюлетень 16 від 25.08.2016.
9. Коцкулич Я.С., Ковбасюк І.М., Марцинків О.Б., Чудик І.І. Буріння нафтових і газових свердловин. –Івано-Франківськ: ІФНТУНГ, 2012. –189с.
10. Патент UA 108793 Композит з декольматації і очистки привибійної зони нафто газонасичених пластів для підвищення ефективності вилучення вуглеводневих флюїдів /Губич І.Б./ Бюлетень 9 від 12.05.2014.
11. Пептизація /Вікіпедія/ (https://uk.wikipedia.org/wiki/Пептизація).
12. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. –Оренбург: «Летопись», 2005. –664 с.
13. Скальская У.Л., Боднарук Т.М., Влияние твердой фазы промывочных жидкостей на снижение проницаемости коллектора // НТРС «Бурение», 1970. –№2. –С.18-23.
14. Соловьев Е.Н. Заканчивание скважин. –М.:Недра, 1979. –325с.