Месяц: Июль 2019

Среди станций метрополитенов России наибольшее распространение получил тип трехсводчатых станций. Этот тип станций в свою очередь подразделяется на станции пиленного и колонного типов.
Конструкция трехсводчатых станций состоит из двух боковых (путевых) тоннелей и расположенного между ними среднего тоннеля. Своды боковых тоннелей со стороны пассажирских платформ имеют со сводом среднего тоннеля общие опоры в виде отдельных пилонов (в станциях пиленного типа) и колонн (в станциях колонного типа).
В боковых станционных тоннелях располагаются пути метрополитена и платформы для посадки и высадки пассажиров. В среднем тоннеле размещается распределительный зал, который проходами соединяется с боковыми пассажирскими платформами. К торцу среднего зала с одной или двух сторон примыкают эскалаторы главного подъема, сообщающиеся с вестибюлями станции.
Число проходов на пассажирские платформы устанавливается расчетом в зависимости от величины пассажирооборота станции на перспективу. Обычно при длине платформы, равной 120 м, устраивается не менее пяти проходов на каждую платформу, а при длине платформ 160 — не менее восьми проходов.
Длина среднего тоннеля считается между точками пересечения оси эскалаторов с уровнем пола пассажирских платформ. Эта длина устанавливается в зависимости от величины пассажирооборота станции, от ее конструктивных и планировочных особенностей и размещения требуемого числа проходов между тоннелями и рекомендуется: быть принятой не менее одной трети длины пассажирских платформ.
Конструкции трехсводчатых станций следует различать также и по их материалу. Рассмотрению подлежат применяемые типы конструкций, выполненных из монолитного бетона, сборных элементов из металла (из чугунных тюбингов) и сборного бетона и железобетона (железобетонных тюбингов и блоков).

Предкарпатско-Балканский нефтегазоносный бассейн расположен на территории южной и восточной частей Румынии, северной Болгарии и части Молдавии. По добыче нефти он является ведущим в западной Европе.

В региональном плане бассейн представляет крупную впадину, расположенную между докембрийской Русской платформой на северо-востоке и горными сооружениями Восточных и Южных Карпат и Балкан на западе и юге. По характеру обрамления он относится к типу предгорных с платформенным бортом, выведенным на поверхность. В тектоническом отношении он имеет неоднородное строение. Его южная часть имеет нижнепалеозойский фундамент, северо-восточная часть — докембрийский фундамент.

Бассейн состоит из следующих основных структурных элементов: краевого прогиба Восточных Карпат, моноклинального склона, прилегающей к Восточным Карпатам части Русской платформы, межгорного Карпатско-Балканского прогиба и Северо-Болгарского поднятия. На севере меридиональной части Румынских Карпат бассейн представлен краевым прогибом, имеющим такое же строение, как и в Северо-Предкарпатском прогибе (от которого он отделен поперечным Буковинским поднятием), по платформенный склон которого постепенно поднимается по юго-западному склону Украинского кристаллического массива.

На юге меридионального участка прогиба и в широтной части Восточных Карпат на краевой прогиб накладывается крупная Плоештинско-Фокшанская плиоценовая впадина. Ее северная, наиболее прогнутая часть, наложена на платформенный склон краевого прогиба и заключена между складчатым бортом краевого прогиба и Добруджей; северное крыло широтной части перекрывает краевой миоценовый прогиб, южное крыло впадины полого поднимается на северный склон Северо-Болгарского поднятия.

Для широтной части краевого прогиба характерно разделение его продольным поднятием Валень-Питешть на две параллельные ветви, из которых северная узкая представляет синклиналь (Кымпинскую), а южная широкая (Плоештинско-Бузэусская) осложнена рядом антиклиналей с соляными ядрами миоценового возраста.

В западном направлении Плоештинско-Фокшанская впадина постепенно переходит в Карпатско-Балканский межгорный прогиб миоценового заложения. В северной части его протягивается Жиу-Олтекая антиклинальная зона, возникшая на месте мощной зоны прогибания, сложенной меловым флишем и палеогеновой молассой, и отражающая собой погребенное продолжение горноскладчатых Карпат под неогеном прогиба. Центральная большая часть прогиба сложена сарматско-плиоценовыми отложениями, залегающими на меловых. На юге перед Западными Балканами на меловых отложениях залегает толща палеогена, тортона, сармата и плиоцена, выполняющая здесь небольшую Ломскую впадину, в пределах которой нижнемеловые отложения залегают на глубине около 2500 м. От горноскладчатых Балкан впадина отделена крутым надвигом.

В строении меридиональной части краевого прогиба Восточных Карпат, Плоештинеко-Фокшанской впадины и Карпатско-Балканского прогиба принимает участие мощный комплекс третичных отложений, отчетливо подразделяющийся на два этажа: верхний неогеновый, образующий выполнение впадин и не участвующий в обрамлении бассейна, и нижний палеогеновый, подстилающий верхний и слагающий также горное обрамление бассейна. Верхний этаж залегает несогласно на нижнем и в большей части бассейна отделен перерывом (аквитанский ярус); в его разрезе выделяется плиоценовый структурный ярус, отделенный от миоценового также несогласием.

Схематический разрез третичных отложений применительно к нефтегазоносным областям дается в табл. 20.

Южная большая часть Карнатско-Балканского прогиба, южное и юго-восточное крыло Плоештинеко-Фокшанской впадины и Северо-Волгарское поднятие располагаются на Мизийской плите, сложенной палеозойскими и мезозойскими платформенными формациями. Фундамент плиты образован древними метаморфическими породами, на которых залегает дислоцированный силур. Последний вскрыт в скважинах западнее г. Бухареста, восточнее г. Крайовы и южнее г. Констанцы. Выше силура залегают слабодислоцированные девонские, каменноугольные и пермские отложения и мезозойские отложения, представленные всеми тремя системами. Девонские отложения представлены доломитами и известняками с маломощными прослоями ангидрита, глин и алевролитов. Известняки иногда битуминозные. Мощность девонских отложений составляет около 800 м в румынской части Мизийской плиты и увеличивается до 2000 м в болгарской части.

Каменноугольные отложения представлены внизу (нижний отдел) известняками, иногда с прослоями конгломератов, вверху (средний и верхний отдел) переслаиванием аргиллитов, часто битуминозных, и алевролитов. Мощность каменноугольных отложений превышает 2000 м. Предположительно пермские отложения выражены толщей ангидритов и аргиллитов, выше которых залегает мощная толща (свыше 2500 м), в разрезе которой выделяется верхняя пестроцветная глинисто-мергельная свита, возраст которой определяется как верхний триас — нижний лейас; средняя — доломитовая, среднетриасовая и нижнетриасовая — песчано-глинистая, красноцветная. Во всем разрезе встречаются прослои ангидритов.

Нижне- (средний и верхний лейас) и среднеюрские отложения имеют максимальную мощность порядка 1500 м на юге в придунайской части, где они участвуют в строении Рошиорского прогиба, опоясывающего с севера Североболгарское поднятие. Верхнелейасовые отложения представлены глинисто-мергельной толщей, нижнебайосские — преимущественно песчанистыми отложениями, верхнебайосские и батские — глинистой толщей с маломощными прослоями известняков.

Верхнеюрские отложения сложены известняками и доломитами мощностью до 800 м. Меловые отложения, залегающие несогласно на юрских, начинаются со светло-серых известняков, иногда мелонодобных, валанжинского возраста, мощностью до 250 м, выше которых залегают глины и мергели мощностью до 200 м барремского возраста. Восточнее Бухареста весь неоком представлен органогенно-обломочными известняками.

К аптским отложениям относится сравнительно маломощная (максимально 80 м) и спорадически встречающаяся в разрезе толща песчаников.

Альбские, сеноманские и туронские отложения представлены глинами с маломощными прослоями известняков и песчаников, залегающими несогласно на подстилающих породах. Разрез меловых отложений завершается мелоподобными известняками мощностью около 500 м сенонского возраста.

В восточном направлении по мере приближения к Добрудже из разреза выпадают палеозойские и триасовые отложения. В южной Добрудже на нижнепалеозойских сланцах залегают уже только среднеюрские отложения.

На западе в пределах современного Карпатско-Балканского межгорного прогиба фундамент Мизийской плиты в ряде мест образует выступы, которые фиксируются в палеозойских и мезозойских отложениях как поднятия. Такими поднятиями являются Стрехайское на крайнем западе, юго-восточнее его расположенное, наиболее резко выраженное Опташ-Слатинское и небольшое Гигенское, расположенное на правом берегу Дуная.

В пределах свода Онташ-Слатинского поднятия на кристаллических нижнепалеозойских отложениях непосредственно залегают сильно уменьшенные в мощности среднетриасовые отложения. Вышележащие мезозойские отложения также сильно уменьшены в мощности; в разрезе отсутствуют аптские и киммеридж-титонские отложения. Палеозойские и нижнетриасовые отложения появляются только на крыльях поднятия.

На Стрехайском поднятии отсутствуют отложения доггера, на Гигенском — среднетриасовые и сильно уменьшены в мощности неоком-альбские отложения.

Южнее Стрехайского и Опташ-Слатинского поднятия находится мезозойский Рошиорский прогиб, наиболее резко проявляющийся в триасовых и нижне-среднеюрских отложениях. На юго-западном продолжении Рошиорского прогиба располагается Ломская неогеновая впадина.

На крайнем востоке кристаллический фундамент Мизийской плиты выходит на поверхность, образуя Южнодобруджинекое поднятие.

Севернее Добруджи в районе г. Бырлада в юрских отложениях прослеживается небольших размеров Бырладская впадина.

Североболгарское поднятие сложено с поверхности преимущественно нижнемеловыми отложениями и рассечено разломами на ряд блоков. В восточной части поднятия разломы имеют северо-западное направление. С ними связаны локальные поднятия платформенного облика, группирующиеся в валы. Выделяются (с востока на запад) Владимирско-Каранелитовый, Девненский и Каспичан-Хитринский валы. На западе известны разломы северо-восточного простирания.

Северный край поднятия следует по долине р. Дуная и образован разломом; восточный край образован системой сбросов, спускающихся в Варненскую впадину; на северо-западе поднятие через Русенско-Свиштовскую флексуру погружается в Ломскую впадину. На юге Североболгарское поднятие примыкает к горно-складчатым Балканам через цепочку синклиналей, на восточном продолжении которых выделяется небольшой по протяженности и узкий Нижнекамчийский предгорный прогиб.

Наиболее приподнятая часть Североболгарского поднятия находится на месте Девненского вала, где девонские отложения вскрываются на глубине около 800 м и залегают под верхнеюрскими известняками.

В соответствии с особенностями геологического строения Предкарпатско-Валканского бассейна представляется возможным выделить несколько нефтегазоносных областей и районов.

1. Бухушская или Западно-Молдавская область. В структурном отношении она соответствует Бухушской впадине, расположенной на месте горноскладчатого борта краевого прогиба меридиональной части Восточных Kapпат. Бухушекая впадина выполнена миоценовыми отложениями, дислоцированными в систему линейно вытянутых, наклоненных на восток изоклинальных складок, нарушенных взбросами и надвигами. Наиболее резко складки выражены вдоль западного крыла впадины, где они сильно приподняты, сближены и надвинуты друг на друга. Складки образуют антиклинальную зону, сложенную в наиболее приподнятой части палеогеновыми и местами меловыми отложениями. Значительная часть зоны перекрыта краевым надвигом, по которому палеогеновые отложения Восточных Карпат перекрывают миоценовые отложения Бухушской впадины.

Восточная граница впадины образована срединным надвигом, разделяющим горно-складчатый склон прогиба от платформенного.

В пределах Бухушской нефтегазоносной области выделяются два нефтеносных района: Мойнештинский, расположенный на западе на месте краевой антиклинальной зоны Бухушской впадины, и восточный, соответствующий восточному крылу впадины.

В Мойнештинском районе нефтяные месторождения приурочены к ряду антиклиналей, перекрытых краевым надвигом. Структуры месторождений соответственно представляют поднадвиговые складки. Нефтеносность связана с песчаниками Клива олигоценового возраста. Наиболее крупными являются месторождения Фоале-Тазлэу (рис. 22) и южнее расположенное — Мэгура-Мойнешть.

В восточном районе Бухушской области находятся два старых малодебитных месторождения — Тецкань и Кымпень — с нефтяными залежами в песчаниках гельветского возраста.

2. Сиретская газоносная область, соответствующая платформенному склону краевого прогиба. На докембрийском фундаменте здесь залегают нижнепалеозойские, юрские, меловые и неогеновые отложения. Последние перекрывают размытый пологий рельеф, сложенный меловыми или юрскими отложениями. Структурные поднятия в неогеновых отложениях соответственно отражают поднятые части рельефа. В области установлена газоносность сарматских отложений под гг. Роман, Бакэу (сел. Секуень), Яссы и др. Сиротская газоносная область изучена еще слабо. В Северо-Предкарпатском бассейне ей соответствует Дашавско-Косовская газоносная область.

3. Плоештинско-Фокшанская нефтегазоносная область расположена на месте северного крыла одноименной впадины. В области может быть выделено два нефтегазоносных района: восточный или Бузеуский и западный или Плоештинский (рис. 23).

Бузэуский нефтегазоносный район находится на месте перегиба Восточных Карпат с меридионального на широтное направление, сложен с поверхности преимущественно миоценовыми отложениями, выходящими в сводовых частях развитых здесь крупных брахиантиклинальных складок. Брахиантиклинали, имеющие северо-восточное простирание, осложнены в своде внедрением соленосных отложений тортонского возраста и сильно нарушены сбросами и взбросами. Нефтеносность приурочена к песчаникам мэотического возраста (месторождения Арбанаш, Берка, Сарата Монтэору и др.).

Плоештинский нефтегазоносный район сложен с поверхности плиоценовыми отложениями. Развитые здесь складки вытянуты в широтном направлении. Характер большой части складок определяется скоплениями каменной соли тортонского или аквитанского возраста, приуроченными к сводовым частям брахиантиклиналей или к разрывам. Вдоль северной окраины Плоештинского района развиты узкие, сильно пережатые складки, осложненные взбросами с приподнятыми северными крыльями. Соль тортонского возраста в виде лезвий проникает по плоскостям тектонических нарушений.

Южнее в средней части района располагаются крупные антиклинальные складки с мощными скоплениями в их ядрах каменной соли аквитанского возраста. В некоторых брахиантиклиналях соль выходит на поверхность, как это имеет место, например, на нефтяных месторождениях Ошорь-Горгота, Гура Окницей, Байкой-Цинтя. Складки этой части района характеризуются большой сложностью строения, сильной нарушенностью, крутыми углами падения пластов вблизи соляного ядра. Обычно складки рассекаются продольным взбросом с надвинутым северным крылом.

Еще южнее появляются уже другого типа складки, переходные к платформенным типам, представляющие сравнительно пологие, тектонически меньше нарушенные купола (Тиносу-Бразь, Манешть-Владень и др.).

Нефтегазоносность Плоештинского района, основного по размерам добычи нефти в пределах всего Предкарпатско-Балканского бассейна, связана с отложениями олигоценового, гельветского, сарматского и главным образом мэотического возраста.

Среди структурных форм нефтяных месторождений и сопровождающих 1. Месторождения, связанные с зоной надвигов, опоясывающих северную часть Плоештинского района. Залежи нефти располагаются в южных поднадвиговых частях на моноклинально или антиклинально изогнутых пластах, ограниченных на севере надвигами. Таковы залежи нефти на месторождениях Валя Решка, Окница, Кымпина и др.

2. Месторождения средней части Плоештинского района, приуроченные к зоне соляных брахиантиклиналей Байкой-Цинтя, Морень, Окюрь-Горгота, где соль прорывает мэотические отложения и выходит на поверхность. Залежи нефти здесь прижимаются к боковой поверхности соляных ядер и сильно рассечены поперечными разрывами.

3. Месторождения, связанные с брахиантиклиналями с соляными ядрами, залегающими под мэотическими или более древними отложениями. Залежи нефти в таких условиях залегают в сводовых частях складок. Как правило, залежи сильно нарушены поперечными и продольными разрывами. Таковыми являются месторождения Болдешть, Подени Веки, Урлац-Чептура, Букшань, Марджинень и др.

В пределах всего Плоештинского района в ряде месторождений встречаются стратиграфически экранированные залежи, приуроченные к гельветским отложениям, срезанным мэотическими отложениями (месторождение Буштенарь). На месторождении Щуца Сяка в мэотических отложениях заключена типичная, литологически ограниченная залежь нефти.

4. Питештинская нефтегазоносная область располагается на территории Питештннского поднятия. Последнее представляет собой погребенное поднятие, расположенное на юго-западном погружении продольного Валень-Питештинского поднятия, осложняющего северный борт неогеновой впадины. На месте Питештинского поднятия отсутствуют полностью сарматские, а иногда и полностью миоценовые отложения и плиоцен залегает непосредственно на олигоценовых отложениях.

Складки Питештинского поднятия имеют двухэтажное строение: нижний этаж сложен круто наклоненными палеогеновыми отложениями, которые горстообразно выступают в своде брахиантиклинальных складок. На крыльях таких складок палеоген покрывается маломощной толщей миоцена, преимущественно гельвета, выше которого резко несогласно залегает плиоцен. Питештинское поднятие характеризуется сильным развитием разрывных нарушений, в результате чего площади отдельных структурных поднятий выступают как системы сложно сопряженных блоков. Сеть разрывов образуется пересечением двух основных направлений: северо-восточного и широтного. В таких условиях в области развиты преимущественно тектонически экранированные залежи в мэотических отложениях.

5. Северо-Питештинская область. Между Питештинским поднятием на юге и южным склоном Фагарашского кристаллического массива на севере находится впадина, выполненная неогеновыми отложениями. Северная граница впадины образована выступом кристаллического фундамента на месте широтно вытянутого антиклинального поднятия Козия, выносящего на поверхность также отложения палеогена и нижнего миоцена. На востоке впадина ограничена поперечным разломом, по которому складчатые горные Карпаты резко погружаются во впадину. На западе впадина через небольшой порог открывается в Карпатско-Балканский прогиб.

Впадина осложнена рядом антиклинальных складок, рассеченных поперечными разрывами, протягивающимися на значительном протяжении. Нефтеносность связана с гельветскими отложениями; в олигоцене выявлена газоконденсатная залежь (месторождение Боцешть).

6. Нефтегазоносная область Центральной Олтении расположена на месте центральной части Карпатско-Балканского межгорного прогиба. На севере область ограничена Жиу-Олтским антиклинальным поднятием, в пределах которого на поверхность выходит почти весь разрез неогена; на юге области находится Опташ-Слатинское погребенное поднятие, перед которым выклиниваются гельветские и сильно уменьшаются в мощности сарматские и плиоценовые отложения. Для всей области в целом характерно отсутствие в разрезе палеогеновых отложений, присутствующих севернее и южнее.

В области выделяются два нефтегазоносных района: северный — Балтеньский и южный — Крайовский, соответствующие северному и южному склонам центральной части Карпатско-Балканского прогиба. В Балтеньском районе нефтегазоносность приурочена к линейно вытянутым пологим бра-хиантиклинальным поднятиям. Продуктивными являются мэотическио (газ), сарматские и гельветские песчаники. Гельветские отложения нефтеносны на двух антиклинальных линиях: Балтень-Негоешть и Соку-Бустукань, расположенных в северо-западной части района, юго-восточнее г. Тыргу Жиу. На первой антиклинальной линии известны три нефтяных месторождения, в том числе два из них (Циклень и Балтень) являются наиболее крупными месторождениями в Карпатско-Балканском прогибе. Вторая антиклинальная линия включает месторождение Ликурич-Бустукань, где вскрыта газоконденсатная залежь. Южнее этих антиклинальных линий гельветские отложения преимущественно газоносны.

Сарматские отложения нефтеносны в пределах антиклинальной линии Балтень-Негоешть, также на месторождениях Балтень п Циклень и южнее на месторождении Ликурич-Бустукань. Южнее и юго-восточнее сарматские отложения газоносны (месторождения Хурезань, Градиштя, Бабень и др.).

7. Южная нефтегазоносная область занимает наиболее южную (в пределах Румынии), преддунайскую часть Карпатско-Балканского прогиба и Плоештинско-Фокшанской впадины. В пределах ее можно выделить два нефтегазоносных района: на востоке Бухарестский и на западе Крайовский.

Бухарестский нефтегазоносный район располагается на южном платформенном крыле Плоештинско-Фокшанской впадины, в пределах Мизийской плиты. Структурные формы известных здесь нескольких месторождений представлены пологими формами платформенного типа, но относительно сильно нарушенными разрывами. Нефтегазоносность связана с меловыми (альб-сеноман на месторождении Хырлешть) и сарматскими отложениями (газонефтяная залежь на месторождении Картожань, газ — в Moape Сэракэ).

В Крайовском районе нефтяные и газовые месторождения приурочены к пологим куполовидным поднятиям типа развитых в Бухарестском районе. Нефтеносными являются здесь среднеюрские отложения в зоне сокращения их мощностей на склоне Опташ-Слатинского поднятия (месторождения Чурешть, Сымнику Герчешть), верхнемеловые (Чурешть) и сарматские (газ).

8. Плевенская нефтегазоносная область расположена на месте Ломской впадины. Нефтеносность впадины была установлена совсем недавно. Нефтеносными оказались здесь известняки валанжина (месторождение Гиген) и среднего триаса (Долни Дыбник). Пологие структурные формы месторождений не проявляют себя на поверхности в третичных и верхнемеловых отложениях и выявляются только геофизическими исследованиями по кровле триаса.

9. Варненская газонефтеносная область находится на востоке Болгарии и представляет собой впадину, окаймляющую с востока Северо-Болгарское поднятие. Впадина имеет пологий платформенный борт, поднимающийся на север в сторону Южнодобруджинского поднятия, крутой южный борт, образованный Нижнекамчийским предгорным прогибом Балкан. Нa востоке впадина открывается в сторону Черного моря, а на западе, как уже указывалось ранее, отделена от Североболгарского поднятия системой сбросов. В области известно два месторождения: Тюленевское — нефтяное, расположенное на платформенном борту, и газовое — в предгорной части.

Тюленевское нефтяное месторождение представлено небольшим пологим поднятием северо-восточного простирания, сильно рассеченным разрывами, в результате которых структура представляет собой систему различно сопряженных блоков. Нефтеносными являются известняки валанжина, заключающие газонефтяную массивную залежь.

Небольшое Камчийское газовое месторождение содержит залежь в олигоценовых отложениях.

Рассмотренными основными нефтегазоносными областями не исчерпываются все перспективы Предкарпатско-Балканекого бассейна. Последние прежде всего связываются с верхнемезозойскими отложениями в пределах предгорных областей и с нижнемезозойскими и палеозойскими отложениями на территории Мизийской плиты и Североболгарского поднятия.

Горизонтальное давление грунта на неподвижную или податливую преграду называется активным давлением ?ag.
Горизонтальное давление (отпор) грунта на поверхность сооружения, смещающуюся в сторону грунта, называется пассивным давлением ?pg.
Интенсивность горизонтального активного давления грунта от собственного веса P?, на глубине у (рис. 6.3, а) следует определять по формуле

где К1 — коэффициент, учитывающий сцепление грунта по плоскости скольжения призмы обрушения, наклоненной под углом ?0 к вертикали; K2 — то же по плоскости, наклоненной под углом в к вертикали.

где ? — угол наклона расчетной плоскости к вертикали; ? — то же поверхности засыпки к горизонту; ?0 — то же плоскости скольжения к вертикали; ? — коэффициент горизонтального давления грунта. При отсутствии сцепления грунта по стене К2 = 0.

Коэффициент горизонтального давления грунта определяется по формуле

где ? — угол трения грунта на контакте с расчетной плоскостью (для гладкой стены ? = 0, шероховатой ? = 0,5?, ступенчатой ? = ?).
Угол наклона плоскости скольжения к вертикали ?0 определяется по формуле

При горизонтальной поверхности засыпки ? = 0, вертикальной стене ? = 0 и отсутствии трения и сцепления со стеной ? = 0, K2 = 0 коэффициент бокового давления грунта ?, коэффициент интенсивности сил сцепления K1 и угол наклона плоскости скольжения ?0 определяются по формулам:

При ? = 0, ? ? 0, ? ? 0 значение угла наклона плоскости скольжения к вертикали ?0 определяется из условия:

Сравнительно обычный минерал россыпей, встречающийся преимущественно в районах распространения гранитов, кислых эффузивных пород и сопровождающих их грейзенов, жильных и контактовометаморфических образований.
Кристаллизуется в ромбической сингонии, в ромбодипирамидальном виде симметрии. Кристаллы имеют призматический, иногда дипирамидально-призматический облик и обычно образованы комбинацией преобладающе развитых граней {120} и {021} и подчиненных им граней {110}, {223}, иногда {001}, {011} и {010}. Грани призматической зоны часто несут тонкую и резкую штриховку параллельно.
В известной мере условно, могут быть выделены два морфогенетические типа кристаллов топаза.
1. Длиннопризматические, с преобладанием {120}, {110} и исключительным развитием граней {021}. Характерны для топаза из грейзенов и жильных пневматолито-гипотермальных месторождений.
2. Короткостолбчатые кристаллы, с заметно развитыми гранями пинакоида {001} и дипирамиды {223}; в зоне призм {120} и {110} пользуются приблизительно одинаковым развитием. Этот тип кристаллов топаза наиболее распространен в гранитных пегматитах.
Чаще всего топаз в россыпях встречается в виде неправильных угловатых частиц, обломков кристаллов, остроугольных или слабоокатанных зерен и очень редко — в виде правильных кристаллов или в форме хорошо окатанных зерен. Такие зерна, иногда имеющие эллипсоидальную или совершенно округлую форму, как правило, происходят из древних обломочных пород и переотложены в современных россыпях.
В мелких зернах и кристаллах топаз обычно бесцветен, реже окрашен в желтоватый, голубоватый, зеленоватый и бледно-розовый цвет. В порошке белый. Прозрачен, в окатанных зернах полупрозрачен или просвечивает. Блеск стеклянный, на поверхностях окатанных зерен часто матовый.
Спайность совершенная по (001). Излом ступенчатый, или ступенчато-раковинчатый. Tв. 8. Хрупок, раздавливается средне или с трудом. Уд. вес 3,5—3,6.
Под микроскопом в иммерсионном препарате вполне прозрачен и бесцветен. Двуосный положительный. 2V=(+)50—70°. Дисперсия угла оптических осей r>v заметная. Плоскость оптических осей (010), Ng||[001]. Зерна, лежащие на плоскостях спайности, дают разрез перпендикулярно острой биссектрисе.
Показатели преломления варьируют в зависимости от соотношения F:(OH), возрастая с увеличением содержания последнего. Ng=1,618—1,638; Nm=1,610—1,631; Np=1,607—1,629; Ng—Np = 0,008—0,011.
Люминесценция непостоянная, в ульрафиолетовом свете слабо люминесцирует зеленым, голубым, желтым и красноватым, в катодных лучах — рябиново-красным или оранжевым. В кислотах нерастворим. Зерна, смоченные Co(NO3)2 после прокаливания приобретают голубовато-синюю окраску.
В осколках и окатанных зернах сходен с кварцем, баритом, апатитом, бериллом, иногда с цирконом и шпинелью. От всех названных минералов легко отличается по оптическим свойствам. От сходного с ним целестина топаз отличается в иммерсионном препарате неправильной формой спайных обломков, отрицательным удлинением (при наличии огранки) и преобладанием разрезов с выходом острой биссектрисы.
Коренные месторождения топаза весьма разнообразны. Он широко распространен в грейзенизированных лейкократовых гранитах и в грейзенах, образующихся за счет кислых эффузивных пород и глинистых сланцев. Встречается в роговиках на контактах с массивами гранитов. Наблюдается в некоторых гранитных пегматитах, обычен в высокотемпературных кварцево-вольфрамитовых, кварцево-касситеритовых и других жилах. Изредка присутствует во вторичных кварцитах, возникающих в процессе пневмато-гидротермального изменения эффузивных пород. В большинстве названных типов месторождений топаз сопровождается флюоритом, бериллом, турмалином, часто вольфрамитом, касситеритом и шеелитом, реже молибденитом, арсенопиритом, пиритом, гематитом, андалузитом. Эти же минералы часто сопутствуют топазу и в россыпях.
В процессах выветривания и переноса обломочного материала весьма устойчив и концентрируется в россыпях, характеризующихся наиболее простым вещественным составом и преобладанием абразивно и химически стойких минеральных компонентов.

Такая конструкция станций (рис. 55) с одной островной платформой состоит из трех самостоятельных тоннелей, имеющих объединенные общие опоры в виде пилонов.
В рассматриваемом примере расположенный в среднем тоннеле распределительный зал имеет ширину в свету 8,15 м и соединяется проходами с боковыми пассажирскими платформами, рассчитанными на прием восьмивагонных составов.
Водонепроницаемость станционных тоннелей обеспечивается наклейкой на их внутреннюю поверхность четырех слоев пергамина и рубероида, поддерживаемых железобетонной оболочкой.

Такая конструкция станций применялась на первой очереди строительства Московского метрополитена и сооружалась горным способом с применением деревянного крепления. Последовательность работ предусматривала вначале проходку штолен под фундаменты промежуточных стен и пилонов с последующим их заполнением бетоном, а затем таким же штольневым методом возведение над ними промежуточных стен и пилонов станции. В следующий этап работ осуществлялась проходка верхних штолен боковых тоннелей, разработка калотт и бетонирование сводов. После подводки крайних стен станции, разработки ядра и бетонирования обратных сводов в боковых тоннелях производили работы по сооружению среднего свода станции небольшими кольцами, разработке опорного ядра и бетонирования лотка.
Большой объем бетонных работ по сооружению станций из монолитного бетона в относительно слабых породах, требующих увеличенных размеров горных выработок, трудности устройства гидроизоляции и, кроме того, сложности в организации и механизации весьма трудоемких и тяжелых работ, в значительной мере способствовали удорожанию строительства таких станций.
Более рациональным решением явилось применение трехсводчатых станций с монолитной бетонной обделкой в скальных породах, представленных чередующимися слоями трещиноватых аргиллитов и песчаников на строительстве первого участка Тбилисского метрополитена. Примененная в этих условиях конструкция, состоящая из трех параллельных тоннелей, имела значительно меньшие размеры сечений и возводилась методом опертого свода (рис. 56). Бетонирование производилось с применением металлической инвентарной опалубки бетононасосами. Длина пассажирских платформ составляла 100 м.

На обводненных участках было применено в качестве гидроизоляции двухстадийное нагнетание цементного раствора в породу и за обделку тоннелей, а также нанесение на внутреннюю их поверхность слоя торкрета толщиной 3—5 см. В пределах сводов торкрет наносился по металлической сетке.
Чтобы совершенно исключить попадание просачивающейся через бетонную обделку незначительной части воды во внутренние помещения станционных залов, в сводовой части тоннелей были подвешены водозащитные асбестоцементные зонты.
Применение современных методов работ по осуществлению такого типа конструкции станции в условиях строительства Тбилисского метрополитена подтверждает возможность и рациональность сооружения станций из монолитного бетона в подобных случаях.

Расчет нижнего бьефа дорожных водопропускных труб, обычно работающих с неподтопленным выходом, проводится по средней скорости в выходном сечении трубы, которая в свою очередь определяется глубиной потока. Глубина в выходном отверстии (hвых) зависит от пропускаемого расхода, уклона трубы, режима движения, а при коротких трубах и от входных условий.

При уклоне трубы, меньшем, чем критический уклон (iT ? iк), глубину на выходе определяют в долях от критической глубины (hвых/hк = K3). Для различных типов входного оголовка в работе рекомендуется принимать K3 = 0,75…0,85, а в работе — 0,72. Если уклон трубы превышает критический (iT ? iк), то глубина на выходе принимается в долях от нормальной глубины (hвых/h0 = K4). В работе предлагается принимать K4 = K3, а в работе — K4 = 0,8.

Экспериментальные исследования прямоугольных и квадратных гладкостенных труб показали, что коэффициент K4 зависит от расхода (уменьшаясь с его увеличением) и уклона трубы. В проведенных исследованиях величина коэффициента K4 для большинства исследованных моделей оказалась больше единицы и достигала значения 1,6 при iT = 0,15. Эти данные противоречат существующим представлениям и могут быть объяснены неточным определением нормальной глубины бурного потока, поскольку с увеличением iT гидравлические сопротивления по длине увеличиваются. Авторы представили результаты своих исследований также через коэффициент K3, который оказался меньше единицы, а для безнапорного режима и не зависящим от расхода. Поэтому они предлагают устанавливать глубину на выходе с помощью коэффициента K3 при любых уклонах трубы. Такой же подход используется в работе для круглых труб.
Исследования Ч. Нейла металлических гофрированных труб (МГТ) при уклонах, близких к критическому уклону (0 ? iT ? 0,03), показали, что K3 = 1. Следует отметить, что в этих экспериментах глубина измерялась с помощью пьезометра на некотором удалении от выходного отверстия, поэтому в выходном отверстии глубина должна быть меньше (K3 ? 1).

Как для гладкостенных труб, так и для МГТ в США рекомендуется глубину на выходе при iT ? iк принимать равной нормальной глубине, т.е. K4 = 1, а при iT ? iк значение — K3 = 1.

Экспериментальные исследования МГТ с гладким лотком по дну, выполненные в МАДИ, показали, что относительная глубина на выходе из трубы hвых/hк увеличивается с увеличением параметра расхода ?. Изменение относительной длины трубы в исследованном диапазоне iT/dp = 22…28 при iT = 0,01 и 0,031 не оказывает заметного влияния на величину hвых/hк. Без большой погрешности можно считать, что при каждом из исследованных уклонов трубы iT зависимость hвых/hк от ? линейная:

Исследования модели МГТ без гладкого лотка по дну при iT = 0,096 позволили установить, что относительная глубина на выходе hвых/hк в диапазоне изменения параметра 0 = 0,3…0,93 может быть определена по зависимости

Сопоставление значений относительных глубин на выходе hвых/hк из МГТ с iT = 0,096, имеющей гладкий лоток по дну, и без лотка показывает, что на выходе из последней трубы значение глубины больше. Это объясняется большими сопротивлениями в МГТ без гладкого лотка по дну. Поэтому существующий в настоящее время подход, согласно которому значения глубин на выходе из МГТ с гладким лотком по дну и без него принимаются одинаковыми, некорректен.

Выполненные в МАДИ модельные исследования свидетельствуют о неточности зарубежных рекомендаций, которые советуют принимать K3 = K4 = 1. Результаты исследований показывают, что у моделей с iT = 0,01 при полунапорном режиме работы при ? ? 0,46 уклон трубы меньше критического уклона iT ? iк. Поэтому глубина на выходе должна быть близка к критической глубине. Однако, согласно зависимости (3.30), в диапазоне ? = 0,46…0,85 относительная глубина на выходе изменяется в пределах hвых/hк = 0,71…0,75, т.е. её значение заметно меньше единицы. Уклоны моделей МГТ с гладким лотком по дну, исследованных в МАДИ, iT = 0,031; 0,05 и 0,096 при безнапорном и полунапорном режимах превышали величину критического уклона. Однако глубина на выходе у всех моделей была меньше нормальной глубины. Экспериментальные данные одной из исследованных моделей приведены на рис. 3.26.

В диапазоне изменения ? = 0,1…0,8 относительную глубину на выходе hвых/h0 можно считать постоянной и одинаковой для рассматриваемых уклонов трубы и равной hвых/h0 = 0,85.

Устанавливать глубину на выходе из гофрированной трубы с гладким лотком по дну при iT > iк по h0 удобнее, чем по hк, поскольку отношение hвых/h0 не меняется с изменением ?, в отличие от hвых/hк. Однако точно определить h0 сложнее, чем hк, поскольку при расчете h0 следует учитывать зависимость коэффициента шероховатости n при безнапорном движении водного потока от наполнения трубы и её уклона.

Эксперименты на модели спиральновитой металлической гофрированной трубы с исследованными входами (без оголовка, портальным и раструбным) показали, что относительные глубины на выходе из неё можно устанавливать по коэффициенту K3, величина которого меняется с изменением параметра расхода ?. Структурно характер зависимости hвых/hк от параметра ? такой же, как и у МГТ с гладким лотком по дну: см. зависимости (3.30) — (3.34). В исследованном диапазоне изменения уклонов iT = 0,03…0,05 на величину коэффициента K3 = hвых/hк оказывает небольшое влияние величина уклона и типа входного оголовка.

При уклоне СМГТ iT = 0,03 относительную глубину на выходе hвых/hк для исследованных типов входных оголовков можно установить по следующим зависимостям:

При уклоне СМГТ iT = 0,05 относительную глубину на выходе hвых/hк для тех же типов входных оголовков можно устанавливать по зависимостям:

Приведенные зависимости справедливы при ? ? 0,1 для всего диапазона существования безнапорного и полунапорного режимов.
Для всех исследованных типов входных оголовков увеличение уклона с iT = 0,03 до iT = 0,05 приводит к незначительному уменьшению отношения hвых/hк. Расчеты показывают, что при iT = 0,03 значения hвых/hк, соответствующие ? = 0,29, для исследованных типов входных оголовков (без оголовка со срезом, перпендикулярным оси трубы, портальном и раструбном) соответственно равны: 0,656; 0,656 и 0,649, т.е. практически одинаковые. Если же iT = 0,05, то величины hвых/hк, соответствующие ? = 0,29, для тех же конструктивных схем входа соответственно равны: 0,643; 0,626 и 0,628. Значения тоже достаточно близки между собой, но величины их меньше, чем при iT = 0,03 (на 2,0, 4,6 и 3,2%). Влияние типа входного оголовка можно считать незначительным и определять hвых/hк при iT = 0,03 по зависимости (3.37), а при iT = 0,05 по зависимости (3.39), при которых значения глубины на выходе минимальные.

Выполняемые в МАДИ исследования свидетельствуют о том, что при iT ? iк глубина на выходе из СМГТ может быть установлена по коэффициенту K4 = hвых/h0. На рис. 3.27 показан график зависимости hвых/h0 = f(?) для одной из исследованных моделей с iT = 0,05.

Как можно видеть, при ? ? 0,15 во всем диапазоне существования безнапорного и полунапорного режимов (? = 0,15…0,84), при которых в трубе наблюдается безнапорное движение водного потока, величину коэффициента K4 = hвых/h0 можно считать практически постоянной и равной K4 = 0,82. Исследования также показали, что тип входного оголовка не оказывает заметного влияния на величину коэффициента K4, т.е. для безоголовочного входа и портального оголовка K4 = 0,82 при iT = 0,05, как и для раструбного входного оголовка.

На рис. 3.28 показан график зависимости hвых/h0 = f(?) для исследованной модели СМГТ с раструбным входным оголовком при iT = 0,03. При безнапорном движении водного потока в трубе и ? ? 0,15 коэффициент K2 можно считать постоянным и равным K2 = 0,78.

У моделей СМГТ с портальным и безоголовочным входами при iT = 0,03 величину коэффициента K4 при ? ? 0,15 можно принимать такой же, как и у модели СМГТ с раструбным оголовком (K4 = 0,78). Отметим, что у всех исследованных моделей СМГТ уклон трубы (iT = 0,03 и iT = 0,05) превышал критический уклон iT ? iк во всем диапазоне существования безнапорного движения в трубе (см. рис. 3.15 и 3.16).

Таким образом, при безнапорном движении водного потока в СМГТ при параметрах расхода ? >0,15 величина коэффициента K4 = hвых/h0 ? 0,78 при iT = 0,03 и K4 = hвых/h0 ? 0,82 при iT = 0,05. Как видим, с уменьшением уклона СМГТ относительная глубина на выходе (hвых/h0) тоже уменьшается, а сама глубина увеличивается (см. рассмотренное выше сопоставление глубин на выходе при установлении их по коэффициенту K3). Для точного установления глубины на выходе из СМГТ по коэффициенту K4 следует учитывать зависимость коэффициента шероховатости от уклона трубы и её наполнения, что усложняет выполнение расчетов. Поэтому и для МГТ с гладким лотком по дну и для СМГТ расчет hвых по коэффициенту K4 более трудоемок и менее точен, чем по коэффициенту K3.

Определение удельного веса. Удельный вес промывочной жидкости принято обозначать символом у. В бурении для измерения удельного веса применяют следующие приборы: рычажные весы ГрозНИИ, ареометры АГ-1 или АГ-2. Кроме того, разработаны и внедряются в производство автоматические приборы для непрерывного определения удельного веса и содержания газа в промывочной жидкости.

Определение удельного веса с помощью рычажных весов. В комплект рычажных весов ГрозНИИ (рис. 3) входит три предмета: рычаг с ведерком, движком и контргрузом; плита со стойкой для установки рычага и сетка с отверстиями размером 1,5—2 мм в свету. Для измерения удельного веса глинистый раствор, отделенный с помощью сетки от крупных частиц выбуренной породы, заливают в ведерко до краев и закрывают крышкой, при этом избыток глинистого раствора выдавливают наружу. Ведерко обмывают водой, вытирают и устанавливают на стойку. С помощью уравнительных винтов плиту устанавливают горизонтально. При помощи движка уравновешивают рычаг и определяют значение удельного веса по шкале, нанесенной на рычаге против риски движка. Для проверки правильности показаний рычажных весов производят взвешивание воды (у=1 гс/см3) и глинистого раствора с у = 2 гс/см3. Исправный прибор должен показывать точно у = 1 гс/см3 и у = 2 гс/см3.

Определение удельного веса с помощью ареометров АГ-1 и АГ-2. Ареометр АГ-2 (рис. 4) состоит из стакана и поплавка, на цилиндрической части которого нанесена шкала. Для измерения удельного веса глинистый раствор наливают в стакан так, чтобы уровень достигал сливных отверстий, после чего соединяют стакан с поплавком. Собранный ареометр обмывают водой и опускают в удлиненный сосуд с чистой пресной водой. Удельный вес отсчитывают по шкале. Следует отметить, что из-за конструктивных особенностей ареометров АГ-1 и АГ-2 ошибка при измерении удельного веса может достигать 0,2 гс/см3.

Определение водоотдачи (фильтрации). Водоотдачей (статической) называют количество жидкой фазы, отфильтровавшейся из промывочной жидкости через бумажный фильтр под действием избыточного давления в фильтрационной камере при отсутствии движения жидкости вдоль поверхности фильтра.

В России принято измерять статическую водоотдачу при перепаде давления 1 кгс/см2 в течение 30 мин. За показатель водоотдачи принимают количество жидкости, отфильтровавшейся через круглый бумажный фильтр диаметром 7,5 см за 30 мин при перепаде давления 1 кгс/см2 и комнатной температуре. Водоотдача обозначается символом В. В тех случаях, когда водоотдачу измеряют при иных условиях, например, при повышенной температуре и более высоком перепаде давления в специально сконструированных приборах, к обозначению водоотдачи добавляют индексы, показывающие, при каких температуре и давлении производилось измерение. Например, если водоотдача измерялась при перепаде давления 20 кгс/см2 и температуре 80° С, ее следует обозначить B20.

В настоящее время в России измеряют водоотдачу с помощью приборов, отличающихся по конструкции и способам создания избыточного давления в фильтрационной камере: прибор ГрозНИИ, прибор ВМ-6, вакуумный, установка УИВ-1 для определения водоотдачи при температуре до 200° С и перепаде давления до 100 кгс/см2.

Измерение водоотдачи прибором ВМ-6. В приборе ВМ-6 избыточное давление в фильтрационной камере, равное 1 кгс/см2, создается весом плунжера. Прибор ВМ-6 (рис. 5) состоит из фильтрационного стакана 5, цилиндра 3 с чашечкой, плунжера 1 и спускной иглы 4, Фильтрационный стакан состоит из собственно стакана 5 с горловиной, имеющей резьбу для соединения с напорным цилиндром, и поддона 7. В нижней части фильтрационного стакана устанавливается решетка 6, на которую укладывается фильтровальная бумага. В нижней части поддона имеется винт 9, с помощью которого можно прижимать обрезиненный клапан 8 к фильтрационным отверстиям 6, перекрывая их перед началом опыта.

Измерение водоотдачи с помощью прибора ВМ-6 производят следующим образом.

1. Вырезают точно по размеру металлического фильтра два листа фильтровальной бумаги, смачивают их водой и слегка отжимают сухой фильтровальной бумагой, накладывают на металлический фильтр и вставляют вместе с ним в нижнюю часть фильтрационного стакана.

2. Открывают винт, закрывающий клапан, переворачивают фильтрационный стакан, накладывают на металлический фильтр обрезиненный клапан и, не переворачивая фильтрационного стакана, навинчивают поддон.

3. Поворотом винта плотно закрывают клапан, переворачивают собранный фильтрационный стакан и устанавливают его в кронштейн.

4. Наливают в фильтрационный стакан через горловину доверху испытуемый глинистый раствор, навинчивают напорный цилиндр на фильтрационный стакан и наливают в напорный цилиндр машинное масло, чтобы уровень его был ниже верхнего края примерно на 1 см.

5. Вставляют плунжер в цилиндр и проверяют герметичность собранного цилиндра, слегка нажимая на плунжер и наблюдая за его положением (в герметическом приборе при закрытом клапане плунжер не должен опускаться).

6. Выпуская избыток масла с помощью игольчатого клапана на напорном цилиндре, опускают немного плунжер так, чтобы нулевое деление шкалы, нанесенное на плунжере, совпало с отсчетной риской на верхнем крае цилиндра.

7. Поворотом на один-два оборота винта па поддоне открывают клапан фильтра и одновременно включают секундомер или записывают время начала опыта по часам.

8. Отмечают скачок с плунжера в момент открытия клапана (число делений, на которое резко опустится плунжер в момент открытия клапана) и в дальнейшем вычитают этот скачок из окончательного результата замера водоотдачи.

9. Через 30 мин после открытия клапана делают отсчет числа делений n, на которое опустился плунжер за это время.

10. Определяют водоотдачу как разность между числом делений n и скачком с по формуле

11. Открывают игольчатый клапан, чтобы выпустить масло из напорного цилиндра, вынимают плунжер из цилиндра, отвинчивают напорный цилиндр и сливают остаток масла в сосуд, где хранится масло.

12. Промывают фильтрационный стакан слабой струей воды (не разбирая его), выливают воду и остаток глинистого раствора и отвинчивают фильтрационный стакан от поддона.

13. Слегка постукивая по горловине фильтрационного стакана ладонью, выбивают фильтр вместе с глинистой коркой на мягкую подкладку (ладонь или тряпочку).

14. Промывают корку слабой струей воды и определяют ее толщину (К, мм).

15. Моют и вытирают досуха все детали прибора.

Вакуумный способ измерения водоотдачи обычно применяется в лабораториях научно-исследовательских институтов или стационарных лабораториях, имеющих вакуумный насос. Преимуществом вакуумного способа является облегчение сборки прибора, возможность проведения нескольких замеров одним лаборантом и чистота. Схема вакуумной установки для определения водоотдачи показана на рис. 6. Установка состоит из вакуумного насоса 1, помещаемого обычно под лабораторным столом, металлической трубки-гребенки 3, соединенной с вакуумным насосом резиновым шлангом 2, вакуумного манометра 4 и некоторого количества колб Бунзена 5, соединенных с гребенкой резиновыми шлангами. Каждая колба может быть отсоединена от системы с помощью стеклянного крана. Внутрь колбы помещается градуированная пробирка 7 для сбора фильтрата. В отверстие колбы с помощью резиновой пробки вставляется воронка Бюхнера 6.

Для замера водоотдачи берут фарфоровую воронку Бюхнера, помещают на ее перфорированную часть два смоченных водой кружочка фильтровальной бумаги, диаметр которых равен внутреннему диаметру цилиндрической части воронки, соединяют ее с помощью резиновой пробки с горловиной колбы и, включив па короткое время вакуумный насос, присасывают фильтровальную бумагу.

Затем закрывают крап той колбы, где производится определение (все остальные краны закрыты), и включают вакуумный насос. После создания максимального разрежения открывают кран и одновременно включают секундомер или замечают время по часам. Через 30 мин снимают вакуум с данной колбы, снимают воронку, достают пробирку и измеряют объем фильтрата B1. Для каждой воронки вычисляют коэффициент пересчета kn по формуле

где D — диаметр фильтра в см.

Водоотдачу определяют по формуле

Измерение водоотдачи прибором УДН-2. При небольшом количестве промывочной жидкости статическую водоотдачу удобно измерять прибором УДН-2 (рис. 7). Основными частями прибора УДН-2 являются стеклянная трубка с внутренним диаметром 5 мм и фильтрационная камера, предназначенная для удерживания трубки в вертикальном положении и защиты индикаторной бумаги от влияния атмосферы. Стеклянная трубка заполняется глинистым раствором и устанавливается торцом на индикаторную бумагу. Под действием капиллярных сил происходит извлечение фильтрата из глинистого раствора, в результате чего на индикаторной бумаге появляется круглое пятно, которое постепенно увеличивается в диаметре. Цвет пятна соответствует pH испытуемого глинистого раствора.

Исследования, проведенные нами, показали, что между диаметром пятна D и статической водоотдачей В глинистых растворов существует зависимость

где k и n — коэффициенты, зависящие от диаметра стеклянной трубки и вида индикаторной (фильтровальной) бумаги.

При отсутствии индикаторной бумаги можно пользоваться и обычной фильтровальной бумагой, определив для данного типа бумаги коэффициенты k и n. В частности, для фильтровальной бумаги с синей лентой (зольность при диаметре фильтра 90 мм — 0,00009 г) k = 0,0341 и n = 1,795. Для данного типа фильтровальной бумаги построена графическая зависимость между водоотдачей и диаметром пятна (рис. 8). Использование подобного графика значительно облегчает определение водоотдачи.

Измерение водоотдачи с помощью прибора УДН-2 осуществляют в следующем порядке.

1. Проверяют отсутствие влаги в фильтрационной камере и вкладывают в нее индикаторную бумагу.

2. Опускают сухую трубку в глинистый раствор и набирают в нее не менее 3 см глинистого раствора.

3. Закрывают пальцем верхний конец трубки, извлекают ее из глинистого раствора и тщательно вытирают поверхность трубки и торец.

4. Устанавливают трубку на 30 мин в отверстие фильтрационной камеры. Если при установке трубки из нее просочится глинистый раствор, то операцию следует повторить.

5. Через 30 мин закрывают пальцем верхний торец трубки и извлекают ее из прибора. Вынимают индикаторную бумагу и отмечают на ней карандашом границы распространения пятна (в мм) по большой и малой осям эллипса и находят средний диаметр пятна.

6. Зная средний диаметр пятна, по графику определяют величину водоотдачи глинистого раствора. В случае отсутствия графика водоотдачу можно определить по формуле (10).

7. Смывают с поверхности корки оставшийся на фильтре глинистый раствор и замеряют толщину корки.

8. По цвету пятна определяют pH глинистого раствора.

Прибор УДН-2 прошел широкие испытания в лабораторных и промышленных условиях и в настоящее время применяется в трестах Ставропольнефтегазразведка, Крымнефтегазразведка и др.

Определение условной вязкости. Условная вязкость измеряется с помощью полевого стандартного вискозиметра СПВ-5 (рис. 9). Основной частью прибора является измерительная воронка. Кроме воронки в комплект прибора входит двухсторонняя кружка и сетка с отверстиями 1,5—2,0 мм в свету, закрывающая верхнюю часть воронки, и секундомер. Предполагается в дальнейшем включить в комплект СПВ-5 кожух для обогрева воронки, имеющий электрообогревательную обмотку на 100 вт, электромешалку с кружкой емкостью 1 л, снабженную регулируемым электро-подогревом до 100°С, и термометр.

Для измерения вязкости промывочную жидкость, очищенную от песка и шлама, нагревают в электромешалке до необходимой температуры, перемешивают ее мешалкой в течение 5 мин и заливают в предварительно подогретую до той же температуры воронку вискозиметра. Воронка предварительно должна быть смочена пресной водой. Промывочную жидкость в воронку наливают с помощью двухсторонней кружки, причем сначала наливают 200 см3, а затем 500 см3 жидкости. Трубка вискозиметра при этом должна быть закрыта пальцем или пружинной заслонкой. Пустую чистую кружку помещают под трубкой вискозиметра так, чтобы верхняя сторона ее имела объем 500 см3.

Вязкость замеряют сразу после залива промывочной жидкости в воронку. Для этого берут в свободную руку секундомер и включают его в тот момент, когда открывают отверстие трубки вискозиметра (когда убирают палец или снимают заслонку). Как только жидкость заполнит кружку объемом 500 см3 (в момент, когда уровень жидкости достигнет верхнего края кружки), секундомер останавливают и одновременно закрывают трубку вискозиметра.

Практически из-за отсутствия приборов для подогрева и перемешивания замер вязкости обычно начинают после встряхивания промывочной жидкости в закрытом сосуде при комнатной температуре или естественной температуре на буровой.

Условной вязкостью принято считать время (в секундах) истечения 500 см3 глинистого раствора из воронки, заполненной на 700 см3.

Проверка правильности замеров вязкости прибором СПВ-5 осуществляется путем измерения этим прибором вязкости воды. Время истечения 500 см3 воды из вискозиметра СПВ-5 равно 15 с. Эта величина получила название водного числа вискозиметра СПВ-5. Если время истечения 500 см3 воды меньше или больше 15 с, то либо засорена 5-мм трубка, либо вискозиметр деформирован и не может быть использован для измерений.

С теоретической стороны условная вязкость не имеет строгого обоснования. Условную вязкость не может характеризовать ни пластическая вязкость, ни динамическое напряжение сдвига, так как величины n и т0 измеряются при структурном режиме течения, а определение T идет большей частью при турбулентном течении. Истечение из воронки СПВ-5 происходит при переменном давлении столба жидкости, высота которого уменьшается в процессе опыта. Кроме того, скорость истечения зависит от удельного веса жидкости. Все эти факторы влияют на результаты измерения.

Однако огромный опыт использования СПВ-5 и простота конструкции этого прибора обеспечивают в настоящее время его широкое распространение. Накопленный опыт позволяет оценивать по данным замеров условной вязкости прибором СПВ-5 технологические свойства промывочных жидкостей. Так, опытами установлено, что если вязкость глинистых растворов находится в пределах 16—19 с, то это свидетельствует, как правило, о недостаточной концентрации глины в растворе. Вязкость неутяжеленных растворов для нормальных условий должна быть 25±5 с. При наличии зон поглощений вязкость повышают до 60—80 с.

Концентрация твердой фазы в утяжеленных глинистых растворах значительно выше, чем в неутяжеленных. Поэтому и вязкость утяжеленных глинистых растворов значительно выше. Минимальное значение вязкости утяжеленных глинистых растворов составляет 28—30 с. Нормальные утяжеленные растворы должны иметь вязкость 30—50 с. В некоторых районах применяют и более вязкие утяжеленные глинистые растворы, но это, как правило, связано с отсутствием хороших понизителей вязкости.

Определение предельного статического напряжения сдвига. В промысловой практике предельное статическое напряжение сдвига для краткости принято называть статическим напряжением сдвига, поэтому мы будем придерживаться этого термина, сохранив ставшие привычными обозначения (СНС, 01 и 010).

Для определения предельного статического напряжения сдвига используют прибор СНС-2 (рис. 10). Измерительная часть прибора СНС-2 состоит из двух цилиндров, из которых один полый. Измеряемая промывочная жидкость наливается в полый цилиндр. В него же соосно погружается второй цилиндр так, чтобы уровень промывочной жидкости совпадал с верхним обрезом внутреннего цилиндра. После некоторой выдержки (1 или 10 мин), необходимой для упрочнения структуры, внешнему цилиндру сообщается вращательное движение со скоростью 0,2 об/мин.

Вместе с внешним цилиндром приходит во вращение и промывочная жидкость. Благодаря силам сцепления между промывочной жидкостью и стенками внешнего цилиндра вращательное движение передается и внутреннему цилиндру. Вследствие того что внутренний цилиндр подвешен на упругой проволоке, закрепленной в кронштейне прибора, возникает усилие, препятствующее вращению внутреннего цилиндра. Это усилие пропорционально углу поворота внутреннего цилиндра по отношению к начальному ненапряженному положению Аф, длине проволоки l и жесткости проволоки k

В начальном положении Аф равно нулю и F1=0.

Усилие F2, увлекающее внутренний цилиндр, пропорционально предельному статическому напряжению сдвига 0 промывочной жидкости и площади контакта боковой поверхности внутреннего цилиндра с промывочной жидкостью S. Принято измерять 0 после выдержки в 1 и 10 мин. Эти величины соответственно обозначают 01 и 010.

Таким образом,

В начале опыта, когда Aф мало, F2>Fi, но с увеличением Аф величина F1 растет, и после достижения некоторого значения Аф обе силы становятся равными. В этот момент внутренний цилиндр перестает вращаться, так как происходит разрушение связей между стенками внутреннего цилиндра и промывочной жидкостью. Задача исследователя состоит в том, чтобы отметить тот предельный угол, на который повернулся внутренний цилиндр до разрушения структуры промывочной жидкости. Для вычисления СПС приравняем правые части формул (11) и (12)

Величина nн называется постоянной данной проволоки и указывается в паспорте прибора. Если она не указана, то производят калибровку по инструкции, приведенной в паспорте прибора.

Перед началом измерений приводят шкалу в нулевое положение. Для этого подвешивают внутренний цилиндр в пустом внешнем цилиндре и устанавливают шкалу так, чтобы в свободном состоянии нулевое деление шкалы совпало с указателем. Для измерений 01 и 010 пробу глинистого раствора, очищенную от шлама и мелких частиц путем пропускания через сетку, помещают в кружку электромешалки, где подогревают и перемешивают так же, как и при определении условной вязкости. После перемешивания порцию промывочной жидкости около 150 см3 наливают во внешний полый цилиндр. Затем погружают в промывочную жидкость подвесной цилиндр так, чтобы уровень совпал с верхним краем цилиндра, по не покрывал его. Подвесной цилиндр закрепляют в кронштейне и, взяв двумя пальцами за трубку, вращают подвесной цилиндр влево и вправо по 3 раза на угол 40—50° для разрушения структуры. Затем устанавливают нулевое деление шкалы против указателя так, чтобы подвесной цилиндр при этом находился в центре наружного цилиндра. В момент установки шкалы на нулевое деление включают секундомер. Через 60 сек включают электромотор прибора, который приводит внешний цилиндр во вращательное движение со скоростью 0,2 об/мин. Под воздействием сил сцепления между глинистым раствором и подвесным цилиндром последний также начинает медленно вращаться, закручивая упругую проволоку. Этот процесс хорошо прослеживается по смещению шкалы, соединенной с подвесным цилиндром, по отношению к указателю, неподвижно закрепленному на кронштейне. Предельный угол поворота Aф шкалы фиксируется в момент, когда движение шкалы относительно указателя прекращается и даже начинается обратный поворот шкалы. После этого электромотор выключают и снова размешивают промывочную жидкость вращением от руки подвесного цилиндра влево и вправо по 3 раза на угол 40—50°. Стрелки секундомера к этому моменту должны быть возвращены в исходное положение. После установки шкалы на нулевое деление вновь включают секундомер уже на 10 мин и производят измерение 010 так, как и при измерении 01.

Величины 01 и 010 вычисляют по формулам

Крупные учения по пожаротушения и взаимодействию в аварийных ситуациях прошли возле торгово-пешеходного моста «Багратион» у столичного делового центра «Москва-Сити», спасатели показали свои действия и на высоте, и под водой, сообщил корреспондент российского информационного агентства Новости с места событий.

Согласно первому сценарию, пешеходы и посетители «Багратиона» оказались в ловушке на мосту из-за пожара, вызванного коротким замыканием. Для тушения привлекались вертолеты, катера, пожарные со специальным альпинистским снаряжением.

Вторая ситуация симулировала дорожно-транспортное происшествие, случившиеся одновременно на одном из берегов Москва-реки. Тут в действие вступили еще и водолазы, которые оперативно вытаскивали из-под воды пассажиров машин. В третьем сценарии пожар возник в моторном отсеке прогулочного теплохода, что привело к эвакуации отдыхающих и экипажа. Огонь тушили со специальных катеров и судов. Внутрь команда пробиралась в теплоотражающих костюмах.

Также спасатели показали новые виды пожарно-технического вооружения и оборудования, а команда «МЧС Аквабайк-Спас» провела целое шоу на Москва-реке.

«По нашей оценке, все специалисты выполнили свои задачи на отлично. И еще раз доказали, что московские спасатели могут работать и на земле, и в воздухе, и на воде. Подобные учения доказывают, что мы готовы реагировать на любое происшествие «, — подвел итог руководитель столичного главка Министерства чрезвычайных ситуаций России Илья Денисов.

Теперь перейдем к апатитам. Формула апатита такая: Ca4Ca(F, С1)(РО4)3, причем на место фтора и хлора могут стать гидроксил, CO2, SO3, О; вместо CaO могут частично стать редкие земли (0,1—1,3%). В фторапатитах 2,5—4,0% F, в хлорапатитах — 3,0— 6,0% Cl.
Апатит дает тонкие призмочки, с обеих сторон заканчивающиеся пирамидками, так что в разрезах (шлифах) получаются соответствующие прямоугольнички или, в поперечном сечении, гексагончики. Высокотемпературный апатит, с которым имеем дело в изверженных породах, как раз имеет удлиненную форму. Низкотемпературный апатит — таблитчатый; и в фосфоритовых жилках по длине располагается ось Np и изредка Nm. В основных породах апатит часто бывает без хороших ограничений точно так же как и в некоторых контактных роговиках, в то время, как в кислых и промежуточных породах нередко он обнаруживает прекрасные ограничения в виде призмочек и бывает здесь в виде мелких кристалликов. Он одноосный, отрицательный. Спайности не обнаруживает. Это для него характерно. Иногда обнаруживает отдельность по третьему пинакоиду. [В исключительно редких случаях эта отдельность очень напоминает спайность. Встречается также спайность по призме.] Эти трещины видны в более крупных зернах. Двойников в шлифах не наблюдается. Преломление по Nm = 1.633—1,655, Np = 1,630—1,651. Двупреломление от 0,002 до 0,005 и не выше этой цифры, так что в шлифах нормальной толщины — это очень характерно и важно — апатит не может дать цветов интерференции выше серых. Иногда наблюдаются оптические аномалии, минерал перестает быть одноосным, и угол оптических осей временами доходит до 20°. Недавно указывался угол больших размеров. Это, я думаю, зависит от свойства микроскопа того лица, которое производило эти измерения (коноскопическое определение в шлифе обычной толщины). Едва ли можно допустить, чтобы в апатитах угол оптических осей повышался больше 20°; не забывайте, что в коноскопе угол 2V апатита можно измерять только в толстых шлифах.
Апатит — типичный магматический минерал в кислых, промежуточных и основных изверженных породах. В основных породах нередко он эпимагматический, пневматолитический. Апатит может быть контактовым минералом, и следует обратить внимание на то, что около посторонних включений в изверженных породах часто сосредоточивается заметное количество апатита в неправильных зернах (более крупных иногда, чем обычно). Это — вероятнее всего пневматолитический апатит, осевший из магмы на более холодном постороннем включении. Часто это можно доказать с несомненностью, когда такие небольшие скопления апатита наблюдаются как раз только около несомненно посторонних включений в породу. Это минерал очень стойкий, и никаких продуктов разрушения его мы не знаем. В этом отношении, как я говорил, его нельзя предполагать в тех случаях, когда вы имеете некоторое разрушение минерала, что встречается в андалузитах и топазах. Апатит никогда не бывает разрушенным. Нередко апатиты, в особенности в эффузивных породах, бывают мутными и окрашенными и плеохроируют, причем схема абсорбции будет такая же, как у биотита. Есть указания па то, что апатит иногда дает турмалиновую схему абсорбции в шлифах; насколько это верно, поручиться не могу. Мутные апатиты бывают в шлифах розоватыми и розовыми, буроватыми и бурыми, синеватыми и фиолетоватыми, а также серыми.
В произведенных в России опытах нагревания апатита (А.И. Цветков и А.С. Гинзберг), полученного при высокой температуре, применявшийся апатит мутнел. Этот очень интересный факт можно сопоставить с тем обстоятельством, что в эффузивных горных породах при излиянии лавы на земную поверхность происходит процесс окисления, сильно повышающий температуру лавы. В этих эффузивных породах апатит бывает мутным (ср. опацитизация) и очень резко для такого минерала плеохроирует. Апатит здесь имеет цвет буровато-розоватый и изменяет этот цвет иногда на синеватый и фиолетоватый. Апатит часто встречается в кристаллических сланцах; как осадочное образование он в виде фосфоритов образует промышленные месторождения. Богатые залежи апатита в щелочных породах открыты недавно в Хибинах; однако на возможность промышленного значения северных апатитов указывал еще Е.С. Федоров.
Спутать апатит можно с нефелином, с топазом. Отличается от последнего по формам и двупреломлению; топаз положительный и двуосный, при разложении иногда дает каолин и серицит; затем, по наличию спайности в топазе.
Апатит можно спутать с андалузитом, так как нередко и андалузит встречается в хорошо ограниченных кристаллах, так что в разрезе видны удлиненные прямоугольнички. Отличие: 1) по отсутствию пирамидальных конечных граней у андалузита — у апатита они очень часто наблюдаются и 2) по наличию в поперечных разрезах апатита шестиугольников, в то время как андалузит в таких сечениях (поперечных) дает ромбы и прямоугольники, а если иногда и может дать неправильные шестиугольники, то они будут заметно поляризовать в серых и светло-серых цветах (у апатита шестиугольнички разрезов в скрещенных николях черные или серо-черные, или черносерые). В породах, где нет сланцеватости, вы различите эти минералы по интерференционной окраске; у андалузита наблюдается белый или желтовато-белый интерференционный цвет, совершенно недопустимый для апатита в шлифах нормальной толщины. Наконец, апатит точным методом вы очень легко отличите от андалузита. Андалузит двуосный, отрицательный, с большим углом оптических осей (около 80°).
Можно спутать апатит с мелилитом. У мелилита удлинение бывает положительное, а у апатита последнее очень редко (в фосфоритах). У мелилита есть спайность и характерная для него аномальная интерференционная окраска, совершенно отсутствующие у апатита. Апатит можно смешать также с цоизитом. Здесь отличие по аномальной интерференционной окраске последнего. У цоизита, кроме того, удлинение может быть одинаково часто и положительным и отрицательным. Затем по наличию в цоизите спайности. Очень редко наблюдается цоизит, у которого аномальная окраска выражена очень слабо или совершенно отсутствует в некоторых сечениях. Цоизит иногда бывает одноосным, но он всегда положительный.
Можно еще спутать апатит с везувианом. Ho у везувиана очень высокое преломление, а также большею частью резкая аномальная интерференционная окраска. Едва ли можно спутать апатит с тремолитом, разве в том случае, когда вы имеете с пяток разрезов последнего с низкой интерференционной окраской. В таких сечениях у тремолита есть спайность, и удлинение у него всегда положительное. Также нельзя смешать эти минералы при коноскопическом исследовании. Тремолит вам даст в сечении ясную интерференционную фигуру. Апатит очень трудно дает интерференционную фигуру, в которой даже белых цветов вы в шлифах нормальной толщины не увидите.
С апатитом надо быть очень осторожным потому, что вследствие указанных в основах кристаллооптики обстоятельств, влекущих за собой появление интерференционной фигуры в том случае, когда у вас на столике микроскопа никаких веществ нет (эта фигура дает видимость одноосного положительного кристалла), вы можете наблюдать у апатита двуосность или положительный знак. Только проверка на толстых шлифах или на федоровском столике предохранит вас от ошибок.

Очень редко встречающиеся в россыпях минералы группы эшинита по химическому составу в основном представляют собой сложные тантало-ниобо-титанаты редких земель, тория, кальция и железа и между собой различаются преобладанием цериевых редких земель и тория в эшините и иттриевых редких земель в приорите. Кроме указанных в формулах элементов, в состав этих минералов в переменных количествах входят Mn, Pb, Zr, Al, U, La и другие редкоземельные элементы цериевой и иттриевой групп. Разновидность приорита, содержащая повышенное количество U, Th и Ti, выделена под названием бломстрандина.
В подавляющем большинстве случаев минералы группы эшинита претерпевают метамиктный распад, и агрегатное их состояние отвечает стеклоподобному твердому раствору составляющих окислов, в котором иногда сохраняются фрагменты первоначальной кристаллической структуры минералов.
В россыпях минералы группы эшинита встречаются обычно в виде неправильных зерен и реже в виде кристаллов и их обломков.
Кристаллизуются в ромбической сингонии. Кристаллы обычно плохо образованы. Облик кристаллов эшинита столбчатый до длиннопризматического по [001]; в поперечном сечении они имеют форму ромбов с углами 52 и 128°. Главными поверхностями ограничения являются сильно развитые грани {110}, обычно несущие вертикальную штриховку, а также подчиненные им грани {021}. В качестве притуплений часто присутствуют грани {111}, {010}, {120} и других форм. Для приорита характерны кристаллы короткостолбчатые по [001] или толстотаблитчатые, уплощенные по (010).
Обычно встречаются в виде удлиненных зерен с неровной ямчатой или грубошероховатой поверхностью, часто покрытой корочками и примазками бурых землистых продуктов изменения.
Цвет эшинита железо-черный (в кристаллах), смоляно-черный и буровато-черный (в изломе), иногда с поверхности зерен охристо-желтый или коричневато-бурый (в измененных разновидностях). Окраска приорита и бломстрандина буро-черная до темно-бурой.
В порошке светлые буроватые. Непрозрачны. Блеск от полуметаллического на гранях кристаллов до смолистого и жирного в изломе. Спайность отсутствует; излом неровный до мелкораковинчатого Tв. 5.5 Хрупки, раздавливаются с трудом. Уд. вес 5,0—5,2.
Под микроскопом в иммерсионном препарате (в порошке) прозрачны и окрашены в светло-бурый или коричневый цвет. Изотропны. Показатель преломления колеблется в зависимости от степени аморфизации структуры минералов в пределах 2.14—2,28; после прокаливания N = 2,32—2,35.
Сильно радиоактивны. П. п. тр. не плавятся. Зерна эшинита при прокаливании вспучиваются и приобретают буровато-желтую или белесовато-желтую окраску. В HCl и HNO3 не разлагаются; тонкий порошок минерала частично разлагается при кипячении в концентрированной HaSO4 и полностью при сплавлении с KHSO4. Сернокислый раствор сплава дает реакцию с H2O2 на Ti (желтое и оранжево-желтое окрашивание), с тороном на Th (малиново-красное окрашивание) и с таннином на Nb (красно-бурый осадок). Перл буры в ультрафиолетовом свете обычно не люминесцирует, реже обнаруживают слабую желтовато-зеленую люминесценцию (для приорита и бломстрандина).
Из совместно встречающихся в россыпях минералов эшинит и приорит могут быть опутаны с самарскитом, ортитом, колумбитом и фергусонитом. От самарскита отличаются светлой окраской порошка, отчетливой реакцией на Ti, малым содержанием U (слабая люминесценция перла буры) и поведением перед паяльной трубкой. От ортита и колумбита отличаются оптическими свойствами, от фергусонита — окраской и реакцией на Ti, отрицательной для большинства фергусонитов.
Месторождения эшинита приурочены к пегматитам миаскитов и сиенитов, где этот минерал встречается вместе с ильменитом, магнетитом, цирконом, лепидомеланом, изредка монацитом, самарскитом и пирохлором. Приорит и его разновидность — бломстрандин встречаются в пегматитах этого же типа, но главным образом в редкоземельных гранитных пегматитах, где тесно ассоциируют с цирконом, монацитом, ксенотимом, ортитом, уранинитом, эвксенитом и некоторыми другими тантало-ниобатами редких земель.
В условиях выветривания и переноса нестойки, сравнительно быстро разрушаются и в связи с этим встречаются лишь в современных россыпях, формирующихся поблизости от коренных месторождений минералов этой группы.