Виды обоев

В настоящее время пленка для пруда, сделанная из поливинилхлорида, пользуется популярностью у собственников загородных участков.

Она позволяет создать водоем на приусадебной территории и имеет множество положительных характеристик. В настоящее время купить пленку для пруда pondliner.ru из ПВХ можно практически в каждом крупном населенном пункте.

Преимущества применения

Первым делом необходимо отметить, что данное изделие — это хорошее решение при организации гидроизоляции при создании искусственного водоема. Материал предотвращает протекание жидкости в грунт.

Приобретается пленка с учетом глубины пруда, а также целей, ради которых она будет использована. К примеру, при организации водоема на приусадебном участке подойдет материал, имеющий оттенок почвы.

Стоит рассмотреть основные достоинства материала:

• Грунт надежно защищен от размытия.
• Материал способен придать определенную форму пруду, а также удерживает ее на протяжении длительного промежутка времени.
• На дне водоема не образуется ил, а пленка не даст возникнуть утечке.
• Существенно упрощается чистка пруда.
• Материал отличается высокими экологическими показателями. Изделия не способны негативно повлиять на обитателей искусственного водохранилища.
• Доступная стоимость. Покупку может себе позволить человек, имеющий средний достаток.
• Отличные внешние данные. На рынке предлагаются варианты с разнообразными расцветками.

Следует отметить, что ПВХ-пленка для пруда может быть как элитной, так и базовой. Первый вариант представляет собой имитацию натуральных материалов и стоит от 700 рублей за квадратный метр.

В Евразии все бассейны могут быть объединены в 32 группы, включающие различное количество бассейнов. Некоторые крупные бассейны или бассейны, не имеющие аналогов по строению, являются самостоятельными элементами группирования.

В Европе выделяется 12 групп бассейнов; некоторые из них частично заходят и в Азию. Северо-Европейский бассейн располагается в пределах Англии, Голландии, Дании, ФРГ, ГДР, Польши и России; он рассматривается в качестве самостоятельного элемента группирования. Этот бассейн занимает юго-западную часть платформенного обрамления Балтийского щита.

Северо-Европейский бассейн является главным бассейном но добыче и запасам нефти и газа в западной и центральной Европе. На его долю приходится около 10 млн. т нефти, добытой в 1963 г. В его пределах сконцентрированы все основные месторождения Англии, Голландии и ФРГ. В 1960—1961 гг. нефть и газ в промышленных количествах получены в ГДР, у г. Щтальзунд, на месторождении Райнкенхаген и под Берлином, на месторождении Штааков. В польской части того же бассейна в 1961 г. нефть получена на месторождении Рыбаки, на границе с ГДР.

Подавляющая часть нефти, добываемой в бассейне, поступает из мезозойских отложений. Добыча газа ведется как из палеозойских пород (верхняя пермь), так и из мезозоя. Добыча нефти из палеозоя осуществляется в английской части бассейна и не превышает 200 тыс. т.

В пределах послепалеозойской платформы Западной Европы, где располагается большая часть территории Франции и Англии, южная часть Западной Германии и юго-западная часть ГДР, выделяется шесть небольших нефтегазоносных бассейнов с весьма ограниченной добычей нефти и газа и незначительными запасами. Бассейны связаны с грабенами или грабен-синклинориями, образовавшимися в теле молодой послепалеозойской платформы.

В пределах Великобритании выделяются два бассейна — Шотландский и Западно-Английский — с добычей из пород карбона и триаса, не превышающей несколько тысяч тонн в год. Наиболее крупным является Англо-Парижский бассейн, в котором добыча осуществляется из юрских отложений. Все наиболее крупные месторождения группируются около Парижа. Добыча бассейна в 1960 г. составила около 470 тыс. т. В Рейнском бассейне, расположенном как во Франции, так и ФРГ, нефтегазоносны отложения мезозоя, палеогена и неогена. Добыча бассейна в 1960 г. составила около 280 тыс. т, из них 213 тыс. т приходится на долю ФРГ, а остальное — на долго Франции.

В Тюрингском бассейне, расположенном в пределах ГДР, в основном нефтегазоносны пермские отложения, добыча из которых очень незначительна.

В самостоятельную группу объединены бассейны, образованные на базе предгорных прогибов Пиренеев, Альп и Карпат. В их строении имеется много общего. Они выполнены мезозойскими и более молодыми осадками, которые заключают нефть и газ. Наиболее перспективными из них являются бассейны, имеющие широкий платформенный борт, к которому приурочены основные месторождения. Аквитанский бассейн, целиком находящийся во Франции, имеет годовую добычу порядка 2 млн. т. Нефтеносны мезозойские отложения. В Ронском бассейне Франции, где платформенный борт почти целиком выведен на поверхность, крупных месторождений не известно. Нефтеносны мезозойские отложения с ничтожной годовой добычей.

Среднеевропейский (или Молассовый) бассейн располагается в пределах Франции, Швейцарии, ФРГ и Австрии. Однако месторождения известны только в ФРГ и Австрии. В основном нефтеносны отложения палеогена и неогена. В 1960 г. установлена нефтеносность юрских отложений в ФРГ. Добыча бассейна в 1962 г. главным образом за счет месторождений ФРГ составила около 200 тыс. т.

Предкарпатско-Балканский бассейн располагается на территории Румынии, Польши, Болгарии и России. Он является наиболее крупным бассейном данной группы. Годовая добыча бассейна в 1962 г. составила 12 млн. т. Из них на долю румынской части бассейна приходится около 11,5 млн. т. Нефтеносны отложения неогена, палеогена и мезозойские слои.

Бассейны Пиренейского полуострова, за исключением Португальского, находятся на территории Испании. Несмотря на более чем 100-летние поиски, наличие благоприятных геологических предпосылок и обилие нефтепроявлений, промышленных месторождений не обнаружено.

Самостоятельную группу образуют Адриатический и Сицилийский бассейны. Оба бассейна связаны с развитием средиземноморской геосинклинальной области. Большие центральные части бассейнов опущены под воды моря. На поверхность выходят только самые краевые, примыкающие к обрамлению, части бассейнов. Адриатический бассейн, центральная часть которого занята водами Адриатического моря, заходит в пределы Италии, Югославии и Албании. Нефтеносны мезозойские и более молодые слои. Газоносны плиоценовые отложения в долине р. По. Добыча нефти в 1962 г, достигала 0,8 млн. т главным образом за счет месторождений Албании. Добыча газа почти полностью за счет месторождений долины р. По превысила 6 млрд. м3,

В Сицилийском бассейне нефтеносны отложения триаса. Можно предположить, что Сицилийский бассейн образует вместе с Тунисским единый крупный бассейн, центральная, наиболее прогнутая часть которого занята в настоящее время водами Средиземного моря.

В связи с альпийской складчатой системой центральной и южной Европы выделяются несколько групп бассейнов, связанных с межгорными впадинами. Группа бассейнов, связанная с прогибами Балканского полуострова, изучена слабо. В них известны пока только нефтепроявления.

Два небольших бассейна — Венский, или Венско-Моравский и Центрально-Карпатский — объединены в группу внутренних бассейнов Альп и Карпат. Нефтеносны главным образом отложения неогена и палеогена, в меньшей степени мезозоя. Особенно интересен Венско-Моравский бассейн, в котором, несмотря на ограниченные его размеры, в 1963 г. добыто было около 2,5 млн. т, а за все время эксплуатации свыше 40 млн. т.

Паннонский и Трансильванский бассейны объединены в группу центральных внутриальпийских бассейнов. Бассейны образованы на базе срединных массивов. Нефтегазоносны отложения неогена, палеогена и мезозоя. Добыча нефти Паннонского бассейна, расположенного преимущественно в пределах Венгрии и Югославии, в 1962 г. достигла 3,2 млн. т. В Трансильванском бассейне, целиком попадающем в пределы Румынии, осуществляется добыча газа.

В пределах европейской части России и советского Закавказья выделяются 11 нефтегазоносных бассейнов, на долю которых приходится значительная часть добычи нефти и газа России.

Часть бассейнов, объединенных в две группы, располагаются в центральной и восточной частях Русской платформы. В группу внутренних бассейнов Русской платформы включены Средне-Русский, Мезенско-Камский бассейны, в группу южных окраинных бассейнов Русской платформы — бассейны Северо-Каспийский и Белорусско-Украинский. Два последних бассейна имеют наибольшее значение. Северо-Каспийский является крупнейшим по добыче бассейном России. Бассейн объединяет нефтегазоносные районы Татарстана, Башкирии, Куйбышевской, Оренбургской, Саратовской, Волгоградской областей России и западного Казахстана. Нефтегазоносны главным образом палеозойские и в значительно меньшей степени мезозойские отложения.

В Средне-Русском бассейне промышленные скопления нефти и газа пока неизвестны. Перспективны отложения палеозоя. В Мезенско-Камском бассейне добыча за 1959 г. равнялась 1,7 млн. т.

На стыке Русской платформы и Урала расположены два предгорных бассейна: Тимано-Печорский и Сылвинский, объединяемых в самостоятельную группу предуральских бассейнов. Нефтяные месторождения известны только в первом бассейне. Нефтеносны и газоносны палеозойские отложения на платформенном борту бассейна.

Большее значение в добыче нефти и газа имеют предгорные бассейны Кавказа и Копет-Дага. Это Азово-Кубанский, Среднекаспийский и Каракумский бассейны. Каракумский бассейн, целиком расположенный в азиатской части России, по основным характерным чертам очень близок к предкавказским бассейнам и поэтому рассматривается с ними совместно. Перечисленные три бассейна приурочены к предгорным прогибам и обширным платформенным склонам. Наиболее прогнутые части Азово-Кубанского и Среднекаспийского бассейнов заняты водами Азовского и Каспийского морей. Бассейны обладают протяженным платформенным бортом. Нефтегазоносны отложения мезозоя, палеогена и неогена. Наиболее богатым нефтью является Среднекаспийский бассейн. На территории бассейна базируется нефтяная промышленность Чечено-Ингушской, Дагестанской, Калмыкии и Ставропольского края.

В Азово-Кубанском бассейне сосредоточена нефтегазодобывающая промышленность Краснодарского края. Для бассейна характерны газоконденсатные месторождения, расположенные на платформенном борту.

Каракумский бассейн, расположенный в Туркменистана и Узбекистана, известен своими богатейшими запасами газа. Основным месторождением является Газли в Узбекистане. Месторождения расположены на платформенном борту бассейна. Газоносны отложения мезозоя.

В Закавказье имеются два межгорных бассейна — Восточно-Черноморский и Южно-Каспийский. В Восточно-Черноморском, попадающем в пределы Грузии, Краснодарского края и Турции, промышленная добыча ничтожна и осуществляется из неогена. Основные перспективы связываются с мезозойскими слоями.

Южно-Каспийский бассейн находится в пределах Азербайджана, Туркменистана и Грузии. Нефтеносны неогеновые отложения и в значительно меньшей степени палеогеновые. Общая добыча бассейна в 1958 г. составляла 21 млн. т., из которых 4,5 приходилось на Туркмению.

В азиатской части России, к востоку от Уральского хребта, в границах Западносибирской платформы располагается грандиозный одноименный бассейн, рассматриваемый в качестве самостоятельного элемента группирования. В этом бассейне открыт ряд высокодебитных нефтяных месторождений, например Шаимское, Мегионское, Усть-Валыкское и др. Вблизи Мегиона и в Березовском районе разведан ряд газоносных площадей. Продуктивны отложения мезозоя. Перспективы Западно-Сибирского бассейна оцениваются очень высоко.

Ряд бассейнов, различных по размерам, строению и перспективам, в азиатской части России связан с Восточносибирской платформой. Во-первых, это обширный Тунгусский бассейн, расположенный на месте одноименной синеклизы, на западной окраине которого известны многочисленные нефтепроявления. Промышленная нефтеносность установлена в Иркутском бассейне, расположенном на юге платформы.

К склонам Восточносибирской платформы приурочены Анабаро-Ленский и Приверхояно-Вилюйский бассейны. Последний бассейн является предгорным и обрамлен с северо-востока Верхоянским мезозойским складчатым сооружением. В Приверхояно-Вилюйском бассейне разведаны крупные газовые месторождения в Усть-Вилюе и на Собо-Хаинской площади. На Бергеинской площади получены также небольшие притоки нефти. Продуктивны юрские и меловые породы. Анабаро-Ленский бассейн является возможно нефтегазоносным.

В области палеозойской складчатости, обрамляющей Восточносибирскую платформу с юга, расположены два межгорных бассейна — Минусинский и Кузнецкий, объединяемые в западную группу южносибирских бассейнов.

Минусинский бассейн является нефтегазоносным. Кузнецкий бассейн является возможно нефтегазоносным. Перспективы связывают с отложениями палеозоя.

Восточная группа южносибирских возможно нефтегазоносных бассейнов объединяет прибайкальские и забайкальские межгорные бассейны, приуроченные к небольшим впадинам в области протерозойской складчатости. Эти впадины выполнены отложениями мезозоя. Перспективы их весьма незначительны.

Группа бассейнов Колымы включает два возможных нефтегазоносных бассейна — Колымский и Индигиро-Хромский. Оба они являются меж-горными и располагаются в области мезозойской складчатости. Изучены эти бассейны очень слабо.

В группу бассейнов крайнего северо-востока Азии входят четыре возможных нефтегазоносных бассейна межгорных впадин области послепалеозойской складчатости — Анадырский, Пенжинский, Хатырский и Олюторский. Эти бассейны мало исследованы.

Группа бассейнов тихоокеанских островных дуг располагается в области кайнозойской складчатости и современной геосинклинали. Она включает межгорные бассейны Камчатки, Охотский и другие, к которым относятся нефтегазоносные области Тайваня и Японских островов. Все они связаны с межгорными впадинами, за исключением Тайваньского, который приурочен к предгорному прогибу кайнозойского складчатого сооружения.

Камчатские бассейны являются возможно нефтегазоносными. В Сахалинской, Тайваньской и Японских нефтегазоносных областях ведется промышленная добыча нефти и газа из кайнозойских осадков. Наиболее крупные месторождения разведаны в северо-восточной части Сахалина. В нефтегазоносных областях японских островов эксплуатируются многочисленные, но небольшие месторождения нефти и газа. В Японии добыча в 1963 г. составила 0,8 млн. т.

На территории Советского Дальнего Востока и сопредельных территорий КНР и МНР располагается группа монгольских и приамурских бассейнов. Это Сун-Ляо, Фусинь, Зея-Буреинский, Ушумунский, Верхнезейский, Верхнебуреинский, Дзунбаинский, Среднеамурский, Восточно-Гобийский и другие бассейны, связанные с межгорными впадинами области палеозойской складчатости, активизированной мезозойским тектогенезом. Среднеамурский бассейн в своей восточной части имеет мезозойский фундамент. Во всех этих впадинах добыча и перспективы связаны с отложениями мезозоя.

Наибольшее значение из всех указанных бассейнов имеет Сун-Ляо, в котором ведется промышленная добыча нефти в значительных количествах из пород мелового возраста. Промышленно нефтеносным является один из монгольских бассейнов — Восточно-Гобийский, в котором имеются два небольших месторождения. Доказана нефтеносность незначительного по размерам бассейна Фусинь в КНР. Притоки нефти здесь были получены из пород юры. Остальные бассейны этой группы являются возможно нефтегазоносными. За исключением Зея-Буреинского и Среднеамурского бассейнов, глубинное строение Приамурских бассейнов почти не изучено.

В Китайской Народной Республике, помимо Сун-Ляо, выделяются две крупные группы бассейнов востока и юго-востока страны и западно-китайские бассейны.

Первая группа объединяет десять бассейнов межгорных впадин в докембрийской Китайской платформе, активизированной мезозойской складчатостью. Сюда относятся крупные по площади бассейны Ордос, Северо-Китайский, Сычуань, Гуанси-Гуйчжоу и Восточно-Китайский, а также несколько небольших бассейнов.

В Западном Китае расположены бассейны межгорных впадин в области палеозойской складчатости — Таримский, Цайдамский, Джунгарский и значительно меньшие по размерам Турфанский и Миньхэ.

Наибольшее экономическое значение в настоящее время имеют Джунгарский и Цайдамский бассейны, заключающие ряд месторождений, на которых добыча нефти ведется из кайнозойских пород. В Джунгарском бассейне нефтеносны также отложения триаса. В Таримском и Турфанском бассейнах открыто несколько месторождений, заключающих залежи в породах юры. В Миньхэ промышленная нефть получена из юрских и кайнозойских пород.

Среди бассейнов востока и юго-востока КНР Ордос и Сычуань являются промышленно-нефтегазоносными. Продуктивны породы мезозоя. В Сычуани промышленно газоносны слои пермо-триаса. В бассейнах Гуанси-Гуйчжоу и Чжаошуй получены промышленные притоки нефти из палеозойских, юрских и неогеновых отложений. Остальные бассейны являются возможно нефтегазоносными. В Восточно-Китайском и Северо-Китайском бассейнах наиболее перспективны породы палеозоя-мезозоя. В бассейнах Дун-тинху, Сяньфань, Юаныпуй и Алашань наиболее вероятно обнаружение нефти и газа в отложениях мезозоя, а в некоторых из них также и кайнозоя.

В виде самостоятельного элемента группирования выделяется Преднаньшаньский бассейн, который связан с предгорным прогибом послепалеозойского складчатого сооружения. Бассейн является одним из крупнейших в стране. Уже в 1958 г. добыча нефти превысила здесь 1 млн. т. Нефтеносны отложения миоцена.

К области, заключающей западно-китайские бассейны с запада и северо-запада, примыкает территория, в которой находятся среднеазиатские бассейны, разделяющиеся на три группы.

Восточно-среднеазиатская группа включает Восточно-Чуйский, Балхашский, Илийский, Иссык-Кульский и Нарымский бассейны, связанные с межгорными впадинами палеозойских складчатых сооружений.

К западно-среднеазиатским относятся Устюртский, Кызылкумский и Чу-Сарысуйский бассейны, приуроченные к эпигерцинской платформе.

В особую группу южно-среднеазиатских межгорных бассейнов в пределах послепалеозойских складчатых сооружений входят сложно построенные Ферганский и Афгано-Таджикский.

Западно-среднеазиатские и восточно-среднеазиатские бассейны являются возможно нефтегазоносными.

Отложения палеозоя наиболее перспективны в Кызылкумском, Чу-Сарысуйском и Балхашском бассейнах, мезозоя — во всех них и кайнозоя — в Восточно-Чуйском и Илийском бассейнах.

В Афгано-Таджикском бассейне ведется добыча нефти из меловых и палеогеновых пород.

В Ферганском бассейне в 1960 г. было добыто 1,8 млн. т из пород мелового, палеогенового и неогенового возраста.

На юге Евразии почти все выделенные бассейны связаны с Альпийско-Гималайской кайнозойской складчатостью.

На крайнем юго-западе Евразии располагаются группы бассейнов Ближнего Востока: Восточно-Средиземноморский и Персидского залива. Оба они являются предгорными, приурочены к склонам Африкано-Аравийской платформы и обрамлены горными складчатыми сооружениями Тетиса. Бассейн Персидского залива заключает богатейшие месторождения нефти Кувейта, Ирана, Ирака и Саудовской Аравии. Он занимает также территорию нейтральной зоны, п-ова Катар, о-вов Бахрейн, часть Турции и Сирийской Арабской Республики. Добыча в бассейне в 1962 г. достигла 305 млн. т. На платформенном борту основные продуктивные горизонты заключены в разрезе юры и мела. На складчатом борту в Иране и Ираке нефть добывается из отложений кайнозоя и в гораздо меньшей степени из меловых пород.

В Восточно-Средиземноморском бассейне добыча еще очень невелика. Эксплуатируются нефтеносные горизонты мезозоя.

Группа бассейнов Иранского нагорья располагается на территории Ирана, Афганистана и Западного Пакистана. Она включает ряд бассейнов, связанных с межгорными прогибами в области альпийской складчатости. Все они, за исключением Деште-Кевир, являются возможно нефтегазоносными. Перспективны в первую очередь отложения палеогена и неогена, а также мезозойские породы. В бассейне Деште-Кевир открыты одно высокодебитное нефтяное месторождение и одно газоконденсатное. Продуктивны породы олигоцена-миоцена.

В Пакистане и Индии располагается группа предгималайских бассейнов. Для всех них горным обрамляющим бортом служат Гималаи или ветви этого альпийского складчатого сооружения. Индский, Бенгальский и Гангский бассейны, входящие в эту группу, являются типичными предгорными, приуроченными к передовым прогибам кайнозойского складчатого сооружения.

Голь платформенных бортов играют склоны Индостанской платформы. В данную группу включен также Ассамский бассейн. Это объединение несколько условно, так как он обладает всесторонним горным обрамлением и является межгорным.

Бассейн р. Ганг — возможно нефтегазоносный. Перспективны в первую очередь отложения кайнозоя. В Бенгальском бассейне нефть некоторое время добывалась из кайнозойских пород в очень ограниченном объеме. Индский и Ассамский бассейны являются промышленно-нефтегазоносными. В первом из них на территории Пакистана нефть и газ получали из пород палеогена и неогена. За 1962 г. в бассейне было добыто около 470 тыс. т нефти. В Ассамском бассейне добыча за тот же год равнялась примерно 800 тыс. т. Нефтеносны отложения неогена.

В Индии располагается группа платформенных бассейнов Индостапского полуострова, приуроченных к краевым, погруженным участкам Индостанской платформы. Здесь известны Камбейский, Коромандельский и Малабарский бассейны. Первый из них промышленно-нефтеносен, остальные — возможно нефтеносные. Перспективны отложения мезозоя и кайнозоя.

На крайнем юго-востоке Азиатского континента выделяется группа бассейнов Индо-Китайского полуострова. Она включает Ирравадийско-Андаманский и Индо-Синийский бассейны межгорных прогибов послепалеозойских складчатых сооружений. Первый из них расположен в Бирме и на Северной Суматре и эксплуатируется с очень давних пор.

Группа бассейнов Зондского архипелага и Западной Новой Гвинеи включает ряд бассейнов межгорных впадин в области интенсивного современного тектогенеза. Во всех них добыча ведется из отложений кайнозоя. На территории Индонезии наибольшее количество нефти добывается в бассейне Суматры. Значительно меньше добыча в бассейнах Явы и Восточно-Калимантанском. В 1960 г. в бассейне Суматры добыча составила более 12 млн. то, в Восточно-Калимантанском — 0,9 млн. то и в бассейне Явы — 0,2 млн. то. На территории Северо-Западного Борнео располагается Северо-Калимантанский бассейн, в котором за 1962 г. было получено около 4 млн. то нефти.

Удельный вес перечисленных бассейнов в мировой и евразиатской добыче весьма различен.

Добыча нефти в странах Европы и Азии в 1962 г. составила около 500 млн. то. Из этого количества около 80% было получено всего в двух бассейнах — Северо-Каспийском и Персидского залива. Кроме них, еще в трех бассейнах — Южно-Каспийском, Предкарпатско-Балканском и Средней Суматры — добыча за 1962 г. превысила 10 млн. то. Добыча перечисленных пяти крупнейших бассейнов составила за 1962 г. также около 500 млн. то.

В Северо-Каспийском бассейне почти вся нефть добывается из отложений палеозоя. В Южно-Каспийском, Предкарпатско-Балканском бассейнах и бассейне Средней Суматры нефтеносны преимущественно породы кайнозоя. В бассейне Персидского залива из 305 млн. то примерно 200 млн. то получены из мезозойских отложений, а остальные из кайнозойских.

За пятью главными бассейнами Евразии следуют Азово-Кубанский, Среднекаспийский, Северо-Европейский и Северо-Калимантанский, в которых добыча за 1962 г. равнялась примерно 5 млн. то в каждом или несколько превышала эту цифру.

На долю пяти крупнейших и указанных второстепенных бассейнов приходится примерно 95% добычи нефти Евразии.

Остальные 5% добычи распределяются между значительным количеством бассейнов. Среди них добыча на уровне 1—3 млн. то в 1962 г. производилась в Аквитанском, Сицилийском, Венско-Моравском, Ирравадийско-Андаманском, Сахалинском, Ферганском и других бассейнах.

Трем видам воздействия воды — под давлением, без давления и капиллярному — соответствуют три типа гидроизоляции: противонапорная, для защиты от поверхностных и фильтрационных вод, для защиты от капиллярной влаги. Если на разных участках подземного сооружения имеются различные условия обводнения, то на них должны предусматриваться соответственно и различные типы гидроизоляции.
При выборе типа и состава гидроизоляции необходимо учитывать назначение данного подземного сооружения, установить вначале степень допустимого увлажнения и трещиностойкости ограждающих конструкций, затем пригодность данного типа гидроизоляции по всем требуемым свойствам и после этого определить состав принятой гидроизоляции (количество слоев, толщину).
По степени допустимого увлажнения ограждающие конструкции делятся на три категории:
I — конструкции с сухой поверхностью, на которой допускаются лишь отдельные сырые пятна общей площадью не более 1 % поверхности;
II — конструкции с поверхностью, на которой допускаются отдельные влажные участки (без выделения капельной влаги) общей площадью не более 20 % поверхности;
III — конструкции с поверхностью, на которой допускаются отдельные влажные участки с выделением капельной влаги (кроме поверхности потолков) с общей площадью увлажненных участков не более 20 % поверхности. Для отвода просачивающейся вода в полу таких помещений необходимо предусматривать водосборные лотки и приямки со сбросом воды в канализацию или с откачкой.
К категории I относят ограждающие конструкции помещений станций метрополитена, пешеходных тоннелей, убежищ ГО, других помещений, требующих поддержания определенного влажностного режима или эстетического состояния внутренней отделки.
К категории II относят коммуникационные, автомобильные тоннели, производственные помещения без постоянного присутствия людей.
К III категории относят помещения технического назначения, в которых не содержится электрическое или иное оборудование, не допускающееся к эксплуатации в условиях повышенной влажности.
В убежищах во всех случаях предусматриваются водоприемники с насосом.
Выделяют следующие (рис. 5.2) типы гидроизоляции: наружная противонапорная, внутренняя противонапорная, гидроизоляция водосборников, гидроизоляция от безнапорных поверхностных или фильтрационных вод, гидроизоляция для защиты от капиллярной влаги.
Наружная противонапорная изоляция (см. рис. 5.2, а) является более экономичным видом защиты от грунтовых вод, чем внутренняя, и обычно устраивается при строительстве новых зданий.
Внутренняя напорная гидроизоляция (см. рис. 5.2, б) должна противостоять напору вод, который полностью передается на нее, иметь упоры против всплытия. Внутреннюю противонапорную гидроизоляцию, как правило, устраивают в существующих помещениях при их реконструкции или повышении уровня грунтовых вод.
Гидроизоляция водосборников (см. рис. 5.2, в) отличается от внутренней напорной направлением силового воздействия воды, поэтому внутреннее ограждение слоя гидроизоляции водосборника может быть более легким.

Гидроизоляция от безнапорных поверхностных вод (см. рис. 5.2, г, д) не несет силовых нагрузок, однако должна быть водонепроницаемой.
Противокапиллярная гидроизоляция (см. рис. 5.2, е) не обязательно должна быть водонепроницаемой. Прерывание капиллярного потока обеспечивается слоем гидрофобного или крупнопористого материала, не содержащего капиллярных каналов. Этого можно достичь, инъецируя в стены или пристенный грунт вещества, придающие им гидрофобные свойства, или укладывая слой макропористого материала без капиллярных пор (например, минеральной ваты).
Так, в простейшем случае, когда необходимо защитить от капиллярной влаги надземные помещения, достаточно ограничиться устройством по выровненной поверхности всех стен на высоте 15-20 см от верха отмостки или тротуара непрерывной водонепроницаемой прослойки из жирного цементного раствора толщиной 2-3 см или 1-2 слоев рулонного материала на битумной мастике (рис. 5.3, а).

Гидроизоляция от сырости и грунтовых вод подвальных и заглубленных помещений является значительно более сложной, выбор типа такой гидроизоляции зависит от гидрогеологических условий строительной площадки, уровня подземных вод, их агрессивности, особенностей конструкций и назначения помещений. Если уровень подземных вод находится ниже пола подвала (рис. 5.3, б), то изоляция от сырости подвальных и заглубленных помещений осуществляется обмазкой за 1-2 раза наружной поверхности заглубленных стен горячим битумом и прокладкой рулонной изоляции в стене на уровне пола подвала. С внутренней стороны пол и штукатурку вьполняют из плитки или в виде цементного слоя с железнением. Если уровень подземных вод находится выше отметки пола подвала, то гидроизоляцию устраивают в виде сплошной оболочки, защищающей заглубленное помещение снизу и по бокам.
Гидроизоляцию фундаментов, находящихся в неагрессивных средах, как правило, предусматривать не следует, а для защиты стен и других стоящих на фундаменте конструкций от капиллярной влаги устраивается сплошная гидроизоляционная прокладка, пересекающая стену и внутреннюю штукатурку.
Горизонтальная гидроизоляция для защиты заглубленных помещений снизу наклеивается на гладко выровненную цементной стяжкой поверхность подготовки и предохраняется сверху цементным или асфальтовым слоем толщиной 3-5 см. Гидростатическое давление воды при уровне подземных вод до 0,5 м выше пола подвала компенсируется весом конструкции пола над изоляцией или пригрузочным слоем бетона, вес которого на единицу площади должен быть не менее гидростатического давления (рис. 5.4, а).

Если уровень подземных вод поднимается выше отметки пола подвала более чем на 0,5 м, то давление воды воспринимается специальной конструкцией. Это могут быть заделанные в стены или в опоры здания железобетонные плиты, обратноребристые и безбалочные перекрытия, коробчатые конструкции и т.д. (рис. 5.4, б, в). При использовании коробчатых конструкций (кессонов) гидроизоляция наклеивается на внутреннюю поверхность стен заглубленных помещений (внутренняя гидроизоляция). Указанные железобетонные конструкции могут использоваться и как сплошные фундаментные плиты для передачи части давления от сооружения на грунт.
При любом виде гидроизоляции водонепроницаемый ковер ниже расчетного уровня подземных вод должен быть непрерывен по всей заглубленной поверхности и устраиваться на высоту, превышающую на 0,5 м максимальную отметку уровня подземных вод.
Способ защиты подземных конструкций от коррозии выбирается в основном в зависимости от степени агрессивности подземных вод.
В слабоагрессивных водах защитой может служить глиняный замок из хорошо перемятой и плотно утрамбованной глины, который устраивают по всей высоте защитной стенки и с боков фундаментов (рис. 5.5).

В более агрессивных водах до устройства глиняного замка поверхность защитной стенки и фундаментов покрывают за два раза битумной или полимерной мастикой. Снизу фундамента, где арматура защищена лишь небольшим слоем бетона, изоляция должна быть более сложной. Для этого подготовку под фундамент выполняют из втрамбованного в грунт и пропитанного битумом слоя щебня, который сверху за 2-3 раза покрывают битумной мастикой или мастикой из полимерных смол.
В процессе строительства и эксплуатации в конструкциях могут появляться трещины: в монолитном бетоне — усадочные, в сборных конструкциях — раскрытие стыков вследствие осадок грунта, температурных деформаций и т.д.
По ожидаемой величине раскрытия трещин изолируемые конструкции делятся на три группы:
1 — трещиностойкие (без раскрытия трещин по данным расчета);
2 — ограниченные по расчету раскрытием трещин (до 0,1 мм);
3 — рассматриваемые только на прочность с возможным образованием трещин более 0,1 мм.
При необходимости электроизоляции подземного сооружения от окружающего грунта с целью исключения проникновения в сооружение или из него блуждающих токов гидроизоляция должна удовлетворять требованию неэлектропроводности.
По способам технологии устройства выделяют следующие виды гидроизоляции: пропиточную, окрасочную, штукатурную, оклеечную и монтируемую.

Белорусско-Украинский (Днепровско-Донецкий) нефтегазоносный бассейн занимает обширную впадину, расположенную между Украинским и Воронежским кристаллическими массивами, вытянутую в северо-западном направлении. Бассейн охватывает Припятский и Днепровско-Донецкий прогибы. Одновременно эта впадина является крупным артезианским бассейном. На северо-востоке и юго-западе граница бассейна проведена по склонам Украинского и Воронежского массивов и Донецкого складчатого сооружения с учетом распространения на территории впадины известных и возможных нефтегазоносных комплексов. Юго-восточная граница проведена условно вдоль склона меридионального поднятия палеозоя, получившего название Деркульской седловины; на северо-западе граница бассейна проходит по склону Микашевичского выступа и Белорусского кристаллического массива (рис. 46).

В основании осадочной толщи залегает терригенный комплекс отложений докембрийского и кембрийского возраста. Он представлен песчано-глинистыми и алевритовыми породами, изучен по данным опорных скважин, пробуренных в белорусской части бассейна. Мощность его до 500 м.

Вышележащий глинисто-карбонатный комплекс пород ордовикского и силурийского возраста известен в белорусской части Днепровско-Припятского бассейна, где он представлен известняками, доломитами, мергелями и глинами. Мощность комплекса превышает 90 м.

Терригенно-карбонатный комплекс среднедевонского и нижне- и среднефранского возраста известен также главным образом в белорусской части бассейна. Он сложен песчаниками, алевролитами и известняками, а также доломитами, ангидритами и глинами. Мощность его в скв. 6 Петрикова составляет 442 м.

Выше залегает комплекс соленосных отложений верхнефранского и фаменского возраста. В разрезе этого комплекса имеются терригенно-карбонатные осадки, представленные аргиллитами, мергелями и глинистыми доломитизированными известняками. Мощность их в районе Петрикова максимально 576 м. В украинской части бассейна соленосная толща девона не пройдена скважинами и мощность всего комплекса здесь оценивается в 1000—2000 м.

Комплекс отложений верхнефаменского подъяруса мощностью около 1500 м представлен глинами, алевролитами, песчаниками (как морскими, так и континентальными).

В комплексах девонского возраста в ряде районов украинской части бассейна известны нефтепроявления, в том числе на Марьевской, Дмитриевской, Петровской площадях.

Терригенно-карбонатный комплекс турнейского и нижневизейского возраста имеет ограниченное распространение. Он представлен песчаниками, алевролитами, глинистыми сланцами и известняками с преобладанием терригенных пород у бортов бассейна. Описываемый комплекс промышленно продуктивен на Зачепиловском месторождении. Мощность его несколько превышает 900 м.

Верхневизейский терригенный комплекс мощностью 100—620 м залегает трансгрессивно и очень широко распространен. Он представлен чередованием мелко- и тонкозернистых песчаников, темно-серых и серых алевролитов и темно-серых глинистых сланцев. На ряде площадей он промышленно нефтеносен.

На терригенном комплексе визе трансгрессивно и несогласно лежит терригенно-карбонатный комплекс пород среднекаменноугольного возраста, мощность которого вместе с отложениями намюра превышает 1000 м. Он представлен глинистыми сланцами, алевролитами с маломощными прослоями песчаников, а также глинистыми известняками; местами имеются пропластки бурых углей. Этот комплекс также промышленно нефтеносен па ряде площадей.

Вышележащий терригенный комплекс мощностью 500—1000 м, по возрасту включающий верхний отдел каменноугольной системы и терригенную часть нижнепермского отдела, широко распространен как в центральной, так и в прибортовых частях бассейна. Он представлен песчаниками, алевролитами, глинами с редкими прослоями известняков. В верхней части породы имеют преимущественно красноцветную, а в нижней серую и зеленовато-серую окраску. Описанный комплекс является основным продуктивным горизонтом на Шебелинском месторождении.

Соленосный комплекс нижнепермского возраста мощностью 300—350 м и более представлен толщами чередования известняков, доломитов, ангидритов с прослоями алевролитов, разделенными друг от друга мощными пластами соли, достигающими местами 100 м. На Шебелинской и Спиваковской площадях они промышленно продуктивны.

Терригенный и терригенно-карбонатный комплекс верхнепермского и триасового возраста мощпостью 800 м, залегающий с резким угловым несогласием, представлен пестроокрашенными песчаниками, иногда конгломератами и глинами с включениями конкреционных известняков и является промышленно продуктивным на ряде площадей.

Терригенный комплекс нижнеюрского и нижнебайосского возраста сложен сероцветными песчаниками и глинами с прослоями углистых глин. Мощность его достигает 150 м. С этим комплексом связана промышленная залежь газа на Салаховском месторождении.

Терригенно-карбонатный комплекс верхнеюрского и нижнемелового возраста представлен серыми, иногда пестрыми песчаниками, алевролитами и глинами, местами с прослоями известняков, мощностью, достигающей в центральной части бассейна 700—750 м.

Песчано-глинистый комплекс пород каневского и бучакского ярусов мощностью 65—70 м представлен песками и песчаниками с прослоями глин.

В тектоническом отношении территория бассейна делится на две области, различные по характеру структурных форм; платформенную и переходную. Северо-западная часть бассейна представляет собой элемент Русской платформы, а юго-восточная часть включает структурные элементы, несущие черты, переходные к Донецкому складчатому сооружению (рис. 47).

Для платформенной области характерны типичная прерывистая складчатость различного простирания (от широтного до субмеридионального), преобладающее развитие структурных форм, связанных с соляной тектоникой, и наличие горстовых поднятий и грабенообразных погружений. Переходная область отличается развитием брахиантиклинальных складок, сохраняющих линейность простирания складчатости Донбасса, но с неравномерным развитием антиклинальных и синклинальных форм. Соляная тектоника имеет здесь подчиненное значение; горсто-грабеновые структурные формы в переходной области отсутствуют.

Южный склон Воронежского массива осложнен рядом флексур и сбросов небольшой амплитуды. В различные геологические периоды здесь располагалась береговая линия. В связи с этим описываемая часть бассейна характеризуется сокращением мощностей, выпадением из разреза отдельных горизонтов и развитием поверхностей несогласия. Поэтому здесь располагается ряд стратиграфических зон нефтегазонакопления.

На южном борту Воронежского массива имеется ряд поднятий, которые пока не могут быть объединены в зоны: Бахмачский, Берестовский, Лебединский, Богодуховский, Купянский, Старобельский выступы, а также Poгoзинское, Чепелинское, Комедовское, Городищенское, Краснодеркульское поднятия.

Северный склон Украинского щита также представляет собой относительно спокойное погружение пород фундамента и осадочного чехла в северо-восточном направлении с образованием ступеней, которые местами нарушены сбросами. Здесь располагались в различные геологические периоды береговые и прибрежные зоны, с чем связано сокращение мощности осадочной толщи пород, из-за выпадения отдельных частей разреза и из-за частичного размыва, обусловливающего наличие поверхностей несогласия. С зонами регионального выклинивания могут быть связаны крупные зоны нефтогазонакопления.

Бортовая моноклиналь северного склона Украинского щита осложнена рядом поперечных выступов (Бобровицкий, Ябдуновский, Голтвинский, Магдалиновский, Юрьевский, Самарский) и локальных поднятий (Сивковское, Моровское, Гнединское, Сергеевское, Грабаровское, Крячковское). Они окаймляют наиболее погруженные части грабена (осевой рифт) и отделяют ее от бортовой моноклинали южного склона Воронежского массива. С пограпичными разломами и флексурами, имеющимися здесь, связано выпадение из разреза значительной толщи пород верхнего палеозоя, развитой в грабене. Кроме того, здесь установлены крупные флексуры, прослеженные во всех литостратиграфических комплексах. В соответствии с этим здесь имеются условия для образования крупных зон нефтегазонакопления стратиграфического и тектонического характера.

Южные пограничные разломы отделяют погруженную часть грабена от Украинского массива. С этими разломами, так же как и с северным погруженным разломом, могут быть связаны зоны нефтегазонакопления.

Область Припятского грабена является северо-западной частью Белорусско-Украинского бассейна. Прогиб выполнен мощной толщей осадочных пород девонского, каменноугольного, пермского и мезозойского возраста. Общая мощность осадочных образований в наиболее погруженных частях превышает 5000 л. В отличие от Украинской части бассейна разрез Припятского грабена характеризуется отсутствием соленосных отложений нижней перми. Вдоль северного и южного бортов грабена геофизическими методами установлено наличие разломов амплитудой около 2000 м. В пределах наиболее опущенной части грабена имеется ряд выступов, глубина залегания фундамента здесь менее 3000 м.

С выступами фундамента — Микашевичским (Центральным), Червоно-Слободским, Злодинским, Наровлянским, Петриковским и Черниговским мостом — связаны группы локальных поднятий, имеющих либо З-СЗ, либо широтное простирание.

К Червоно-Слободскому выступу приурочено Кореневское поднятие, к Злодинскому выступу — Буйновичское, Буда-Софиевское и Анисимовское, к Черниговскому — Лоевское, Сенское и Яновско-Любечское поднятия; к Петриковскому — Петриковское; к Наровлянскому — Кустовницкое, Moзырское и Обуховское.

Многие локальные поднятия, группы поднятий и структурные зоны нефтегазонакопления связаны с депрессиями, расположенными между перечисленными выступами. Основные перспективы Припятского прогиба связываются с девонскими и каменноугольными комплексами; перспективна также межсолевая часть солевого комплекса девона, из которой получен устойчивый приток нефти в одной из скважин (17 т/сутки).

Черниговский мост представляет собой горстообразное поднятие кристаллического фундамента. В его пределах значительно сокращаются мощности девона и нижнего карбона. Этот выступ фундамента разделяет платформенную область на Припятский и Приднепровский грабены. В пределах Черниговского моста установлен ряд локальных поднятий: Лоевское, Сенское, Яновско-Любечское, Грабовское, Видельцевское, Германовское.

Любечское, Довжикское и Анисовское поднятия можно объединить в единую антиклинальную зону нефтегазонакопления.

В Приднепровском грабене выделяются Диканькско-Лохвицкий выступ фундамента и ряд окружающих его прогибов и впадин. Между этим выступом и Черниговским мостом располагается Нежинская впадина. От южного склона Воронежского массива этот выступ отделяется Талалаевским прогибом, а от Украинского массива — Решетиловским прогибом.

В пределах Диканькеко-Лохвицкого выступа отложения верхнего карбона и нижней перми размыты. С этим выступом связаны Радченковская антиклинальная зона, в которую входят Радченковское и Малосороченское поднятия, Гасеновский и Лейковский штоки. С Радченковским поднятием связано месторождение нефти и газа. Промышленно нефтеносными являются отложения нижнего карбона и низов среднего карбона. Кроме того, промышленные залежи газа связаны с песчано-карбонатным комплексом триаса.

Сагайдакско-Кибинцевская антиклинальная зона включает поднятия: Исачковское, Ромодановское, Кибинцевское, Воликобогачанское, Сагайдакское, причем с Сагайдакским и Кибинцевским поднятиями связаны нефтяные и газовые месторождения. Залежи нефти связаны здесь с верхневизейскими и среднекаменноугольными отложениями, а залежь газа приурочена в Сагайдаке к песчано-карбонатной толще триаса. Кроме того, в пределах Диканькско-Лохвицкого выступа имеются Самаринский и Жоржевский соляные поднятия.

В отличие от Диканькского выступа Нежинская депрессия характеризуется присутствием в разрезе отложений верхнего карбона и нижней перми, представленных двумя литологически различивши толщами пород: эти отложения являются аналогами свиты медистых песчаников и ангидритово-соленосной свиты нижней перми, с которыми в Шебелинке связаны основные запасы газа.

В Нежинской депрессии можно выделить Холмскую, Чернухинскую, Олишевскую и Прилукскую антиклинальные зоны нефтегазонакопления и ряд отдельных поднятий.

С Холмской антиклинальной зоной связаны Холмское, Борознянское, Великозаготовское и Дмитриевское поднятия; с Чернухинской — Гмырянское, Иваницкое, Леляковское, Гнединцевское, Чернухинское, Поздняковский солевой шток. На Гнединцевском поднятии из отложений карбона получен фонтан легкой нефти, а на Чернухинском подпитии (на периферии Поздняковского штока) из визея получен мощный фонтан газа с конденсатом.

В Олишевскую антиклинальную зону входят поднятия Логовиковское, Жеведьское, Олишевское, Хотинское, Краснопартизанское; в Прилукскую — Малодевицкое, Прилукскоо, Журавковское, Антоновское, Канлинцевское. Кроме того, установлен ряд локальных поднятий, которые объединить в зоны пока не представляется возможпым.

Талалеевский прогиб, как и Нежинская депрессия, отличается наличием в разрезе соленосных отложений нижней перми и терригенных отложений нижнего карбона, отсутствующих на Диканькско-Лохвицком выступе.

В прогибе выделяются две крупные антиклинальные зоны нефтегазонакопления: Качановская и Глинско-Талалаевская. В Качановскую зону входят поднятия Великобубновское, Роменское, Берестовская терраса, Синевское, Новотроицкое, Качановское. С Качановским поднятием связано довольно крупное месторождение с залежами в верхнем карбоне, свите медистых песчаников нижней перми и песчано-карбонатной толще триаса.

Глинско-Разбышевская зона нефтегазонакопления объединяет поднятия Талалаевское, Краснознаменский шток, Петровско-Роменский шток, Глинско-Pозбышевское поднятие.

В Решетиловском прогибе нет отложений соленосной перми, породы верхнего карбона затронуты размывом, хотя и в меньшей степени, чем на Диканькско-Лохвицком выступе.

В Решетиловском прогибе выделяются поднятия Солоницкое, Прохоровщинское, которые пока невозможно объединить в зоны нефтегазонакопления.

На Северо-западном погружении Донбасса выделяется шесть антиклинальных зон нефтегазонакопления. Четыре из них составляют Петровско-Чутовский вал: Солоховская, Чутовская, Алексеевско-Мироновская, Петровская. Остальные две зоны — Шебелинская и Коллонтаевская — составляют Шебелинско-Коллонтаевский вал.

В этой области располагаются наиболее крупные локальные поднятия бассейна как осложненные солью, так и бессолевые.

В Коллонтаевскую зону входят: Вельское, Коллонтаевское, Карайкозовское и Коломакское поднятия, а также Котелевский и Валковский штоки.

С Вельским поднятием связано сравнительно крупное месторождение газа с залежами в песчано-карбонатных отложениях триаса и комплексе нижней юры и байоса.

Шебелипская зона объединяет Нововодолажское, Рябухинское, Шебелипское, Червонодопецкое, Протопоповское, Спиваковское, Сухокаменское, Красиооскольское, Святогорское, Торскошаидриголовекое и Терновское поднятия.

Эта зона отличается наибольшим развитием соленосной толщи нижней перми, достигающей здесь мощности почти 1000 м. С этой толщей и подстилающим ее терригенным комплексом свиты медистых песчаников и в карбоне на Шебелинском месторождении связаны огромные запасы газа. С этими же комплексами связаны залежи газа и на Спиваковском месторождении.

Солоховская антиклипальная зона нефтегазонакопления включает Coлоховское, Большебудищанское, Руновщинское поднятия. С Солоховским поднятием в отложениях нижнего байоса связаны промышленные залежи газа.

Чутовская зона нефтегазонакопления объединяет Чутовское, Pacпaновское, Крестищенское, Староверовское, Медведовское и Прасковеевское поднятия.

С Алексеевско-Мироновской антиклинальной зоной связаны поднятия Сосновское, Павловское, Мироновское, Беляевское, Западно-Ефремовское, Ефремовское и Алексеевское. Эта зона отличается довольно резким погружением палеозойских складок под осадки мезозоя, достигающего здесь мощности 900 м.

Петровская зона нефтегазонакопления характеризуется значительной приподнятостью относительно всех остальных поднятий переходной области, в связи с чем здесь на сводах поднятий полностью размыты отложения соленосной свиты, а местами также и свиты медистых песчаников и араукаритовой свиты верхнего карбона. В описанную зону входят Волвенковское, Петровское, Новомечебиловское, Камышевахское, Корульское поднятия и Лозовеньковский и Берекский штоки.

Харьковская депрессия имеет весьма пологое приплатформенное и крутое внутреннее крыло (склоны Шебелинско-Коллонтаевского вала). Соленосные отложения нижней перми выклиниваются здесь в северном направлении. Депрессия характеризуется развитием поднятий тина структурных террас, носов и прислоненных складок в зоне краевых нарушений грабена. В Харьковской депрессии известен ряд поднятии: Печенежское, Шевченковское, Старопокровское, Великовишневское, Североголубовское, Koробковское, Балаклейское. На ряде поднятий получены нефтепроявления и промышленные притоки нефти.

Полтавско-Лозовская депрессия по геологическому строению сходна с Харьковской. В ее пределах известен целый ряд поднятий: Новосенжарское, Старосенжарское, Малоперещепинское, Новогригорьевское, Орчикское, Перещепинское, Южноперещепинское, Дубовоградинское, Рудаевское, Андреевское, Октябрьское, Полтавское, Машевское, Елизаветинское, Федоровское, Тарасовское, Верхнелановское, Кобзевское, Сахновское.

В настоящее время можно выделить Михайловско-Зачепиловскую зону нефтегазонакопления, в которую входят расположенные в прибортовой части депрессии Леманское, Зачепиловское, Боярское, Западномихайловское, Михайловское, Кременовское, Голубовское, Ильичевское и Самойловское поднятия.

На Зачепиловском месторождении промышленно газоносны пласты, связанные с отложениями визейского, турнейского и башкирского яруса и нефтеносны пласты в намюрском ярусе.

На Михайловском месторождении в отложениях визейского яруса установлено несколько промышленно газоносных горизонтов. Сватовская котловина является юго-восточным окончанием Харьковской депрессии и сходна по геологическому строению. Здесь выделяются локальные поднятия Сватовское, Чернедкое и Карповское.

Бахмутская котловина расположена между северными краевыми надвигами Донбасса и продолжением главного антиклинала Донбасса — Дружковско-Константиновской брахиантиклиналью, характеризуются мощным развитием нижнепермских отложений, соленосного и терригенного комплексов. По котловине установлены Дроновское, Артемовское и Славянское поднятия; Кальмиус-Торецкая котловина по характеру разреза напоминает Бахмутскую котловину. Здесь известны Софиевское, Гавриловское поднятия.

Преддонецкий прогиб четко разделяется на две части: внешнюю (приплатформенную) и внутреннюю (краевые надвиги Донбасса), являющиеся тектоническими зонами нефтегазонакопления, с которыми связаны Кременское, Томашевское, Волчеярское поднятия. К системе региональных надвигов, протягивающихся параллельно складчатости Донбасса, приурочены поднятия Краснопоповское, Епифановское, Новоайдарское и Гречишкинское.

Наличие ряда промышленных месторождений нефти и газа в центральной части Днепровско-Припятского бассейна, открытие Шебелинского месторождения в его восточной части, многочисленные нефтегазопроявления, распространенные на окраинах Донецкого кряжа, и, наконец, история геологического развития этих геоструктурных элементов, бесспорно, свидетельствуют о том, что процессы образования, миграции и накопления углеводородов имеют здесь региональный характер и повсеместно распространены на огромной территории между Воронежским кристаллическим массивом, Украинским щитом и Донецким складчатым сооружением.

Широкое развитие на этой территории структурных элементов, благоприятных для образования залежей нефти и газа, большой стратиграфический диапазон распространения продуктивных отложений и наличие мощных коллекторских пластов и пачек, могущих служить природными резервуарами для нефти и газа, дают возможность ожидать открытия новых крупных месторождений этих полезных ископаемых.

Ступени из бетона на крыльце требуют красивой и износостойкой отделки: она обеспечит эстетичный внешний облик крыльца, сделает его более надёжным и долговечным. Ни для кого не секрет, что бетон нужно защищать от влаги и резких изменений температурного режима, вот почему без отделки ступеней никак не обойтись, если вы хотите, чтобы они прослужили вам как можно дольше. Существует несколько наиболее популярных материалов, благодаря которым можно добиться превосходных результатов.

Среди основных вариантов можно назвать:

• Керамогранит. Его чаще всего применяют для офисных помещений и торговых площадок, а не для жилых зданий. Это плитка с абсолютно ровной поверхностью, представленная в весьма обширной цветовой гамме. Такой материал успешно справляется даже со значительными нагрузками благодаря уникальному строению.
• Натуральный камень. Это наиболее эстетичное решение, которое также может похвастаться многообразием. Можно купить плитку, пиленый камень, полоски и иные виды материалов интересных цветов. Наиболее дорогостоящим является камень гранит, но он отличается и максимальной долговечностью. Иной раз можно встретить крыльцо, отделанное мрамором, песчаником и разными недорогими породами.
• Клинкер. Это плитка, которая отличается от стандартной керамики методикой обжига глиняного сырья. Красную глину обжигают при температурном режиме тысячу четыреста градусов по Цельсию.
• Тротуарная плитка. Её производят из смеси цемента и песка, в которую добавляют пластификаторы. Плитка может различаться по своей форме.

Сплавы на основе магния и алюминия, так называемые легкие сплавы, являются весьма ценным конструкционным материалом. Что касается собственно магниевых сплавов, то это в некоторой степени перспективный конструкционный материал. Низкая плотность, хорошая обрабатываемость резанием, достаточно высокие механические свойства способствуют использованию магниевых сплавов в различных отраслях народного хозяйства и особенно там, где значительную роль играют вопросы снижения веса сварных конструкций. Надо полагать, что применение в последнее время для легирования магниевых сплавов редкоземельных металлов и других элементов расширит еще более область их рационального использования. С расширением области практического применения магниевых сплавов неизбежными будут вопросы, связанные со сваркой конструкций из металла большой толщины. Необходимо отметить, что как в отечественной, так и в зарубежной технической литературе еще недостаточно данных о сварке сплавов магния большой толщины, в связи с чем становятся актуальными вопросы изучения их свариваемости.

В настоящее время наибольшее применение находят сплавы магния системы Mg—Al—Zn, имеющие плотность в пределах 1,7—1,8 г/см3. Однако в последнее время наблюдается тенденция к созданию сплавов магния, легированных литием. Наиболее перспективные из них по показателям механических свойств находятся на уровне приведенных выше сплавов, но обладают меньшей плотностью (1,4—1,65 г/см3).

Ниже приведены некоторые сведения о сварке сплавов магния в защитных газах. Свариваемость магниевых сплавов изучена при использовании металла небольшой толщины; при этом в основном исследована аргонодуговая сварка плавящимся и неплавящимся электродами с применением присадочных материалов, легированных различными элементами. Установлено, что под действием термического цикла сварки в околошовной зоне независимо от состава присадочной проволоки наблюдается диффузионное обогащение оплавленных границ зерен легирующими элементами, а также распад твердого раствора в объеме зерна, сопровождающийся выделением фаз, богатых цинком. Наиболее склонными к трещинообразованию оказались сплавы системы Mg—Al—Zn.

Показано также, что последующая термическая обработка сварных соединений сплава МА2-1 и других не оказывает существенного влияния на показатели механических свойств, коэффициент прочности которых составляет 0,8—0,9 [6, 7, 8, 93, Наиболее универсальным, с хорошими экономическими показателями может быть назван способ импульсно-дуговой сварки сплавов магния.

Однако с увеличением толщины свариваемого металла перечисленные выше способы сварки становятся малопроизводительными и не гарантирующими высокое качество сварных соединений. Так, ручная дуговая сварка не может рекомендоваться ввиду большой трудоемкости сварочных работ. He может быть рекомендована и многопроходная сварка в среде защитных газов либо под флюсом ввиду необходимости специальной подготовки кромок и периодической кантовки изделия во избежание значительных деформаций. Кроме того, при многопроходной сварке появляется опасность краевых несплавлений из-за неточного направления дуги вдоль шва, а также возможность появления кристаллизационных трещин, обусловленных большой жесткостью сварного стыка.

Поэтому для сварки сплавов магния большой толщины Институтом электросварки им. Е.О. Патона AН Украины рекомендуется способ электрошлаковой сварки. Возможны несколько вариантов электрошлаковой сварки сплавов магния большой толщины: электродными проволоками — для швов большой протяженности; плавящимся мундштуком — для швов большой протяженности и в местах резко ограниченного пространства; пластинчатым электродом — для швов малой протяженности. В качестве иссдедуемого металла при отработке технологии электрошлаковой сварки был использован сплав магния марки МА2-1 сечением 57х110 мм; электродным металлом служили пластины сечением 20х90 мм, вырезанные из листового материала. Для формирования шва были использованы раздвижные приспособления с карманом для наведения шлаковой ванны и двумя боковыми подкладками из меди. Электрошлаковая сварка осуществлялась на аппарате А550. Источником питания служил сварочный трансформатор с жесткой характеристикой, допускающей сварку на токах до 10 000 А. Величина тока устанавливалась автоматически в зависимости от скорости подачи электрода в шлаковую ванну. Что касается применения флюсов для электрошлаковой сварки сплавов магния, то к ним, помимо общих, предъявляются специфические требования, обусловленные физико-химическими свойствами свариваемых материалов. Например, необходимо определенное соотношение плотности металла и флюсов в жидком состоянии. Для электрошлаковой сварки сплавов магния были исследованы флюсы на основе систем, приведенных в табл. 1.

Данные о механических свойствах сварных соединений сплава магния МА2-1, выполненных электрошлаковой сваркой, приведены в табл. 2. Сварные швы испытывались непосредственно после сварки. В табл. 2 приведен также химический состав исходных материалов и металла шва.

Как видно из табл. 2, основной металл обладает различными показателями механических свойств в зависимости от места отбора образца. Низкие механические свойства наблюдаются при испытании образцов, отобранных из металла поперек его проката. Однако, несмотря на разницу механических характеристик свариваемого металла, сварные соединения имеют практически одинаковые свойства по всем направлениям вырезки. Химический состав металла шва мало отличается от химического состава сварного металла и определяется составом свариваемого металла, пластинчатого электрода и долями участия этих двух металлов в образовании шва. В случае сварки сплава МА2-1 сечением 57х110 мм доля участия основного металла в металле шва не превышает 30—40%. При электрошлаковой сварке пластинчатым электродом можно в широких пределах регулировать долю основного металла в металле шва.

На рис. 1 приведены макро- и микроструктуры металла шва сплава МА2-1, выполненного электрошлаковой сваркой. Как видно из рис. 2, металл шва представляет собой однородную столбчатую макроструктуру, характерную для электрошлаковой сварки.

Микроструктура металла шва представляет собой твердый раствор с выделением избыточной фазы по границам зерен. В металле шва наблюдаются шлаковые включения, что можно объяснить незначительной разницей между плотностью свариваемого металла и плотностью флюса в жидком состоянии. Чтобы исключить возможность появления шлаковых включений в металле шва, необходимы дальнейшие исследования по созданию более технологичных систем флюса. Внешний вид сварного соединения сплава МА2-1, выполненного электрошлаковой сваркой, показан на рис. 2.

Как известно, в настоящее время в промышленности находят широкое применение узлы цилиндрической формы. Неизбежным в этом случае является изготовление различных соединительных кольцевых изделий. Габаритные размеры их весьма разнообразны. Получать такие изделия цельнокатаными весьма трудоемко. Кроме того, из некоторых сплавов магния это сделать совершенно невозможно ввиду большого брака по поверхностным трещинам. Учитывая потребности промышленности в таких изделиях, особенно из магниевых сплавов, в Институте электросварки им. Е.О. Патона АН Украины осуществлена сварка электрошлаковым способом магниевого сплава МА2-1 применительно к изготовлению кольцевых изделий из отдельных частей. Этот способ прошел широкое опробование в промышленности.

Технологический процесс изготовления кольцевых изделий с помощью электрошлаковой сварки пластинчатым электродом осуществляется в следующей последовательности: 1) получение гибкой, ковкой либо другим способом отдельного сектора кольца; 2) сборка кольцевой заготовки из нескольких секторов; 3) сварка; 4) механическая обработка. Технико-экономические показатели электрошлаковой сварки сплавов магния резко возрастают с увеличением толщины металла.

Однако, несмотря на возросшее использование магниевых сплавов в различных конструкциях, электрошлаковая сварка их остается пока малоизученной и не находит широкого применения. Между тем этот вид сварки, как известно, наиболее производителен и лишен тех недостатков, которые присущи ручной, а в некоторой степени и автоматической сварке, особенно многопроходной.

Преднаньшаньский нефтегазоносный бассейн приурочен к узкой впадине (длиной 700 км при ширине всего 20—60 км), расположенной в так называемом Ганьсуйском коридоре (см. рис. 93). Общая площадь бассейна составляет 20 000 км2.

Бассейн отличается четко выраженным асимметричным поперечным профилем с более крутым южным бортом. Асимметричное строение бассейна связано с различием в характере его обрамлений. С юга бассейн ограничен крупнейшим высокогорным складчатым сооружением Нань-Шаня (Циляньшаня), сложенным мощным нижнепалеозойским метаморфическим комплексом сложноскладчатого строения, надвинутым в северном направлении по крупному разлому. С севера Преднаньшаньский бассейн отделен от докембрийского Алашаньского массива прерывистой цепью узких низкогорных и холмистых гряд Куантайшань, Хэйшань, Луншоушань и Хэйлишань, представляющих блоковые поднятия, сложенные умеренно дислоцированным нижнепалеозойским метаморфическим комплексом и докембрием. Поверхность бассейна имеет общий уклон с юга на север.

Двумя поперечными выступами бассейн подразделяется на три впадины: Западно- и Восточно-Цзюцюаньскую и Минло. В целом Преднаныпаньский бассейн можно отнести к бассейнам межгорных впадин с четко выраженной односторонней асимметрией внутреннего строения и обрамлений. Впадина Минло, имеющая достаточно ярко выраженное северное горное обрамление, приобретает черты обычной межгорной впадины.

Фундаментом бассейна служат метаморфические породы Наньшаньского комплекса, относящегося к нижнему палеозою и силуру. Вышележащие верхнепалеозойские отложения, представленные чередованием темно-серых песчано-глинистых, местами угленосных толщ и серых известняков общей мощностью 1—3 км, обычно слабо метаморфизованы и входят в состав осадочного покрова. Выше залегают фиолетово-красные, зеленовато-серые песчано-глинистые отложения верхней перми и триаса (1000 м), сероцветная угленосная серия нижней — средней юры (1500 м), красноцветные глины и известняки верхней юры (400 м), зеленовато-серые и красные глины, песчаники и конгломераты мела (1000 м), песчано-глинистая серия третичных отложений, внизу красноцветной, выше желтовато-серой окраски, завершающаяся серыми конгломератами плиоцена — плейстоцена (2500 м) (см. табл. 33). Наибольшее распространение имеют третичные и меловые отложения, тогда как палеозой и нижний мезозой на поверхности имеют неширокое пятнообразное распространение. Наиболее сокращенный разрез характерен для впадины Минло.

В Преднаньшаньском бассейне отчетливо выделяются три структурные зоны, вытянутые в северо-западном направлении, параллельно Нань-Шаню; южная — предгорная, осложненная одной прерывистой цепью антиклинальных складок, сложенных третичными и мезозойскими, изредка палеозойскими отложениями, центральная — синклинальная зона, соответствующая осевой части прогиба, и северная моноклинальная зона, вдоль южного края которой прослеживается цепь флексур, структурных носов и асимметричных антиклинальных складок, сложенных на поверхности третичными и четвертичными отложениями.

Складки южной и северной цепей наклонены и надвинуты по разрывам в сторону центральной синклинальной зоны. Характерной чертой складок является резко выраженная асимметрия. Пологие крылья складок с углами наклона слоев от нескольких до 10—20° обращены к внешним краям бассейна. Крутые крылья, колена флексур, обращенные к синклинальной зоне, наклонены под углами от нескольких десятков до 70—90°, осложнены надвигами и взбросами. Широко развиты также поперечные и косые разрывные нарушения, рассекающие поднятия на блоки.

Поднятия обычно куполовидные, реже брахиантиклинальные, с широкими сводами; изредка встречаются линейные формы. Складки северной цепи обычно имеют более пологое и спокойное строение.

В западной части Цзюцюаньской впадины в южной антиклинальной цепи выделяются поднятия Циньцаовань, Лаоцзюньмяо, Шиюгоу и Дахуанчуань, в северной — флексуры Байянхэ, поднятия Хэйхейну, Наньшань и Вэншушань, относящиеся уже к Восточно-Цзюцюаньской впадине.

На юге в этой впадине выделяются антиклинали Фодунмяо, Шияньчэнь, Цюнцзямяо, Лоцзянцзы.

Во впадине Минло к северу от центральной антиклинальной зоны выделяется сложно построенная антиклинальная зона Юнгу, в пределах которой на небольшой глубине (800—1000 м) вскрыт фундамент.

Наибольшее количество естественных нефтепроявлений и основные промышленно-нефтеносные горизонты Преднаньшаньского бассейна приурочены к свите байянхэ миоценового возраста, в которой выделяются три горизонта песчаников: К, L и т. Каждый из горизонтов распадается на несколько пачек, состоящих в свою очередь из ряда песчаных пластов мощностью от нескольких до 10—15 м. Общая мощность каждого из трех горизонтов достигает 50 м и более. Наиболее важным продуктивным горизонтом является горизопт L. Песчаники обладают сравнительно хорошими коллекторскими свойствами. В Восточно-Цзюцюаньской впадине мощность песчаников свиты байянхэ падает, качество коллекторов ухудшается. Признаки нефтегазоносности здесь, а также во впадине Минло но отмечались.

Единичные признаки нефти наблюдались и в свите сулэхэ третичного возраста, а также в четвертичных галечниках. Естественные нефтепроявления в виде жидкой нефти, твердых битумов и лакированных пород и признаки нефтеносности в скважинах отмечались также в мелу, триасе, перми и карбоне.

Нa площади Шиюгоу из пермских отложений получен приток нефти с кратковременным первоначальным дебитом 10 т/сутки, из каменноугольных отложений — приток нефти 0,3 т/сутки.

Зонами нефтегазонакопления Преднаньшаньского бассейна являются цепи антиклинальных складок на его обоих бортах. Все известные месторождения сосредоточены в Западно-Цзюцюаньской впадине. Наиболее крупное из них — месторождение Лаоцзюньмяо — расположено в южной антиклинальной цепи. Оно приурочено к куполовидному поднятию размером 5х8 км с пологим южным (угол 20°) и крутым нарушенным продольным взбросом северным крылом (угол 70—90°). Отмечаются также поперечные нарушения. Основные залежи пластового сводового типа приурочены к горизонту L свиты байянхэ. Малодебитные залежи связаны с горизонтами К и М.

На западном периклинальном погружении складки Лаоцзюньмяо расположено крупное нефтяное месторождение Яэрся. Залежи нефти на месторождении Шиюгоу, расположенном к востоку от месторождения Лаоцзюаньмяо, связаны со свитой байянхэ, расположенной в тектонических блоках, отсекающих западную периклиналь крупного поднятия с выходами палеозоя и триаса в ядре.

На месторождении Байянхэ, находящемся в северной зоне, нефтеносными также являются песчаники свиты байянхэ, приуроченные к флексуре с крутым южным коленом.

Наиболее перспективной частью Преднаьшаньского бассейна является Западно-Цзюаньская впадина с максимальной мощностью осадочного покрова и благоприятным составом отложений.

Создать новое промышленное предприятие, возвести склады, ввести в строй торговые точки можно в быстровозводимых зданиях каркасного типа, в их основе используют специальный профиль.

Модульные здания и особенности их возведения

Проектировщики давно убедили строителей и архитекторов, что проще всего вести застройку отдельными модулями. Их можно в последующем соединять между собой, организуя довольно обширное внутреннее пространство. В дальнейшем оно в зависимости от назначения разделяется прозрачными или сплошными перегородками, а затем комплектуется предметами интерьера.

Доказано, что унификация возводимых блоков способствует снижению себестоимости зданий и сокращению сроков строительства. В чем же основной выигрыш строительства модульных зданий?

Основные силовые элементы представляют собой стальной металлопрокат. Он защищен от коррозии, поэтому здания, в основе которых его использовали, имеют неограниченный срок эксплуатации. На первом этапе создается каркас будущего здания, после его возведения выполняется обязательная жесткая проверка на прочность.

Модульные здания на следующих этапах строительства покрываются теплоизоляционными плитами, защищенными от атмосферного воздействия с обеих сторон. Брендовые цвета помещений задаются на стадии подготовки комплектующих. Это, в свою очередь, снижает затраты у тех, для кого возводятся эти модульные конструкции.

Строительство ангаров для промышленных предприятий

Если намечается использование здания для создания промышленного цеха, то возможны разные варианты. Высота помещения позволит любому технологическому оборудованию свободно разместиться внутри. Обязательно рассматриваются вопросы организации ворот и технологических проемов, чтобы обеспечить транспортировку габаритных грузов извне и внутри. Строительство ангаров производственного назначения начинается с проекта, в котором обязательно участвуют технологи. Они и определяют комплектацию технологического оборудования для выпуска определенного вида продукции. В дальнейшем энергетики рассчитывают прокладку силовых линий, прокладку трубопроводов высокого давления, подачи воды и канализационных стоков.

Реализуя проект, строители на стадии возведения фундамента формируют проходы и каналы, где в дальнейшем будут проложены коммуникации. Только такой подход при строительстве ангаров с привлечением проектировщиков-специалистов позволяет комплексно находить оптимальные решения.

Известняковая платформа — это большая территория, по крытая мелкими тропическими морями, в которых происходит отложение известняка. Багамская банка, современный пример известняковой платформы, расположена к юго-востоку от Флориды. В настоящее время происходит отложение песчаных, алевритовых и нелитовых частиц, перерабатываемых волнами и течениями.

На некоторых известнякотих платформах действуют мощные приливные течения то в одном, то в другом направлении. Тропическая вода насыщена карбонатом кальция. По мере перетекания через известняковую платформу карбонат кальция осаждается из воды и образует сферы песчаного и алевритового размеров — оолиты. Известняки, состоящие из оолитов, называются оолитовыми. Они характеризуются отличной первоначальной пористостью и могут образовывать хорошие коллекторы.

Нефтяное месторождение Магнолия в штате Арканзас (см. рис. 7.11) было обнаружено в 1938 г. с помощью приземного картирования и сейсморазведки. Ловушка представляет собой антиклиналь длиной около 6 миль (10 км) и шириной 1,5 мили (2,5 км) в оолитовом известняке Рейнолдса юрского возраста Смэковерской формации, мощность которой 300 фут. (91 м). Суммарная добыча нефти здесь составила 140 млн бар. (22 млн куб. м).

Краевые поднятия образуются на побережье из обломков морских раковин и/или оолитов, отложенных вдоль границ платформы. Они также могут служить хорошими коллекторами. В пермский период Мидлендский, Марфинский и Делавэрский бассейны на западе Техаса и в Нью-Мексико были разделены платформами Дьябло и Центральный бассейн (см. рис. 7.12). Такие коллекторы характерны для многих основных месторождений Западного Техаса, например Йетс, Макэлрой и Минс (см. рис. 7.13). Ожидаемая суммарная добыча нефти с месторождения Макэлрой составит 601 млн бар. (96 млн куб. м).

Аварии, вызнанные разрушением тоннелей, представляют собой неконтролируемые ситуации, связанные с экономическими убытками, возможными материальными, временными и трудовыми затратами. В некоторых случаях они сопровождаются травмами и даже гибелью людей. Аварии в эксплуатируемых тоннелях во многом аналогичны тем, которые случаются в процессе строительства. Однако при строительстве транспортных тоннелей аварийные ситуации происходят в основном в призабойной зоне и лишь затрагивают участок готового тоннеля, В эксплуатируемых тоннелях авария может случиться в любом месте от въездного до выездного портала. При этом аварии в строящихся тоннелях происходят внезапно и неожиданно, а в эксплуатируемых в большинстве случаях (исключая землетрясения и террористические акты) являются следствием длительных процессов разрушения и деформирования элементов конструкций.

Транспортные тоннели — сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации (более 100—150 лет). В течение этого срока они должны отвечать требованиям эксплуатационной надежности, обеспечивая безотказность, долговечность, сохраняемость и ремонтопригодность. Однако в процессе длительной эксплуатации появляются повреждения, которые, как правило, являются следствием неудачного проектирования или некачественного строительства. Конструктивные ошибки, допущенные на ранних стадиях создания проекта, низкое качество работ приводят к возникновению цепочки последующих отказов технической системы. Так, после переустройства Лагар-Аульского тоннеля протяженностью 1278 м на Транссибирской магистрали с расширением профиля под двухпутное движение, заменой старой обделки на сборную железобетонную произошли смешения замковых блоков, сдвижка стеновых блоков в сторону фунтового массива и раскрытие стыков. Эти смешения были обусловлены рядом причин: сложными инженерно-геологическими и гидрогеологическими условиями, малой устойчивостью сборной обделки из мелких блоков, некачественным выполнением работ но нагнетанию раствора за обделку тоннели, а также отсутствием опыта работы по реконструкции тоннелей щитовым способом без остановки движения поездов.

После десяти лет эксплуатации пятая часть протяженности этого тоннеля не соответствовала габариту С и этот участок создавал реальную угрозу безопасности движения поездов. Поэтому на участке деформированной обделки в междупутье были установлены металлические конструкции для усиления свода обделки. Принятые меры дали возможность эксплуатировать тоннель в течение 6—7 лет, пропуская поезда с ограничением скорости по «льготному» габариту Т. После того как был сооружен параллельно новый однопутный тоннель, двухпутный тоннель был переустроен под однопутное движение.

Аварийная ситуация на участке «размыв» перегонных тоннелей метрополитена в Санкт-Петербурге привела к вынужденному затоплению тоннелей на длине около 400 м после 25 лет их эксплуатации. Потребовались значительные материальные и трудовые затраты, чтобы через несколько лет восстановить движение на линии по обходной трассе. К основной причине этой аварии можно отнести значительные деформации тоннеля при размораживании плывунного фунтового массива. Это привело к возникновению значительных продольных усилий и, как следствие, разуплотнению кольцевых швов в наружных кольцах многослойной обделки и к нарушению ее герметичности. Кроме того, обделка, состав/генная из наружных тюбинговых колеи, железобетонной обоймы и внутренней металлической мембраны, закрепленной анкерами в бетон обоймы, не в полной мере отвечала требованиям эксплуатационной надежности из-за очевидной неремонтопригодности этой многослойной сборно-монолитной конструкции. Был затруднен и контроль качества работ в процессе ее возведения.

Ранее отмечалось, что даже при эффективном проектном решении и хорошем качестве строительства тоннеля со временем возникают дефекты, вызванные резкими колебаниями температуры воздуха, агрессивными водами, обледенением, осадками основания. При этом возможны опасные ситуации, связанные с явлениями старения материалов конструкций и изменением свойств окружающего тоннель грунтового массива, вызванным различного рода геотехническими процессами. Поэтому столь важны регулярный надзор за техническим состоянием тоннельных конструкций и обустройств, а также специальные обследования тоннельных сооружений, профессиональный анализ результатов обследовании и адекватные мероприятия по предупреждению аварийной ситуации.

Таким образом, основными причинами разрушения тоннелей являются:

• неправильная оценка и недостаточный учет при проектировании и строительстве инженерно-геологических, гидрогеологических и других природных факторов или их негативного влияния в период эксплуатации;
• ошибки при выборе типов конструкций и определении их несущей способности;
• неправильный выбор способов, несоблюдение технологий и регламентов при строительстве или реконструкции тоннелей, низкое качество работ;
• нарушение режимов, норм и параметров, установленных технологическими правилами и регламентами;
• разрушающее агрессивное действие подземных вод, вызывающее изменение физико-механических характеристик фунтов;
• внезапное увеличение горного давления или изменение характера его проявления вследствие расположения тоннеля в зонах сбросов, сдвигов, оползней, карстовых образованиях, наличие в наклонных напластованиях грунтов плоскостей скольжения в виде прослоек или линз слабых водонасыщенных грунтов;
• воздействие сейсмических и друг их особых нагрузок;
• неудовлетворительное содержание и несвоевременное проведение специальных обследований.

Таким образом, аварии в тоннелях обусловлены комплексом причин, совокупность которых определяет характер и степень опасности аварийной ситуации. И все же еще раз отметим первостепенную роль в предотвращении аварийной ситуации профессионального уровня подготовки и согласованных действий всех тех, кто причастен к созданию, строительству и эксплуатации тоннельного пересечения.