Проект геолого-розвідувальних робіт в межах поля шахти ім. Калініна ДП "Артемвугілля"

Точну границю зміни марочного складу встановити не надається можливим як по значенням товщини пластометричного шару, так і по виходу летючих речовин через широкий діапазон значень вищевказаних показників, тобто проходить плавна зміна марочного складу в межах відміток підошви пласту -1000 - -1150 м.

3. Методична частина

3.1 Вибір ділянки робіт, визначення першочергових горизонтів і глибини розвідки

В теперішній час гірничі роботи по пласту mі знаходяться на горизонті 960 м., в точці -673.2.

Нижче цієї ділянки запаси оцінені за категорією С₁ (що відповідає запасам на стадії попередньої розвідки). За даними останніх п'яти років шахта за рік із цього пласта добувала в середньому 150 тис. тон вугілля. В розрахунку на 10 років необхідно 1,5 млн. тон вугілля високих категорій. Тобто планується перевести запаси категорії С₁ до категорії В.

Першочерговим горизонтом для відробки вугілля будуть гор. 1080 м і 1200 м [3], [2].

3.2 Обґрунтування системи розвідки

Тіло вугільного пласта mі за ступенем витриманості є витриманим. Як відомо, витриманість усіх пластових родовищ по простяганню більша ніж по падінню, тому варто застосовувати прямокутну розвідувальну сітку.

Для дорозвідки будь-якого пласта використовується система вертикальних розрізів з проходженням бурових свердловин [3], [2].

3.3 Бурові роботи

До глибини 1000 м пласт відроблений гірничими виробками. За гірничо-геологічною складністю шахтне поле та, що найбільш важливо, вугільний пласт mі відносяться до другої групи. Вважаючи основні нормативи щодо застосування під час минулої дорозвідки (1988 р.) щільності розвідувальної мережі 1-1,5 км в лініях та свердловинами на лініях - 800-1000 м, треба сказати, що вона не відповідає ступеню підготовки шахтного поля по цьому пласту до промислової експлуатації. Необхідно зробити мережу більш щільною. Для того, щоб розвідувальна мережа відповідала запасам категорії В, розвідувальні лінії треба проходити через 400-600 м, а відстані між свердловинами в лініях повинні забезпечити перетинання пласта через 300-400 м [1]. Тому виходячи з обраної в даному проекті щільності розвідувальної мережі, треба пробурити ще 6 свердловин (табл. 2.1).

Таблиця 3.1 - Обсяги буріння

Номери свердловин, що проектуються	Обсяги буріння, м
1	1150
2	1500
3	1500
4	1200
5	1100
6	1150
Всього, 6 свердловин	7600 м

Свердловини, що проектуються, будуть розташовані на лініях розрізів: свердл. 1 - на лінії 2-2', свердл. 3 - на лінії 3-3', свердл. 6 - на лінії 5-5', свердл. 4 - на лінії 4-4'.

Для буріння свердловин (вважаючи глибини буріння, коефіцієнти міцності та абразивності порід, а також спираючись на досвід попередніх робіт на цій ділянці) варто застосовувати бурові станки ЗИФ-1200МР, ЗИФ-1200МРК, для промивання свердловин в процесі буріння - насоси НБ-5 і НБ-32, металеві вишки ВРМ-24/30 і В-26/50.

3.4 Випробування корисної копалини і порід, лабораторні дослідження

Вивчення якості корисної копалини

Первісна обробка кернових проб

Керн вугілля, вилучений з колонкової труби, треба виміряти, і в випадках складної будови пласта, розділити на пачки, потім обробити кожну пачку окремо. Якщо керн роздрібнений (як показує досвід, в основному по шахті ім. Калініна так і є), треба відокремити вручну видимі шматочки породи, але при цьому треба, за даними каротажу і положенню шматочків породи в трубі, з'ясувати, звідки ці домішки - з породних прошарків чи бокових порід.

Пробу вугілля треба вимити від глинистого розчину. Промиті проби вугілля і породні прошарки потрібно висушити при кімнатній температурі до повітряносухого стану. В крихкому вугілля вибрати окремі шматочки вагою не менше 25-50 г., їх запакувати в тверду тару, щоб зберегти для визначення об'ємної ваги.

Визначення деяких параметрів (W^р, механічної стійкості) проводиться при природничій вологості вугілля. Тому проби, в яких намічається проведення таких досліджень, повинні відбиратися відразу ж після переборювання пласта і поміщатися в герметичну тару чи парафінуватися.

На всі кернові проби вугілля та породних прошарків треба скласти відомість з вказуванням повної програми досліджень, і проби відсилаються в лабораторію не пізніше 7 днів після перебурювання пласту.

При низькому виході керну або повній його відсутності для характеристики пласта застосовуються дані випробування боковими стріляючими ґрунтоносами (БСГ). При відборі проб БГС відстань між бойками повинна бути не більше 10 см для простого пласта і не більше 5 см для складного. Зборка ґрунтоносів обов'язково прив'язується до графіків каротажу при кожному спуску.

Після підйому на поверхню проби відразу ж треба відчистити від глинистого розчину шляхом промивки водою прямо в бойку і ще раз після вилучення з бойка [1].

Особливості випробування пласта в місцях складної будови, групування (об'єднання) проб по пачках

При колонковому бурінні кількість кернового матеріалу, отриманого по пласту, звичайно недостатньо для паралельного проведення пластово-промислового і пластово-диференційного випробування. Для того, щоб дати характеристику якості вугілля, що буде добуватися і якщо недостатньо кернового матеріалу, проводиться пластово-промислове випробування.

Вугільний керн з порушеною структурою, в якому неможливо виділити вугільні пачки і породні прошарки, досліджується як пластово-промислова проба. Попластове дослідження дозволяє краще розкрити морфологічні особливості пластів і правильно підійти до оцінки якості.

По кожній вугільній пачці проводиться комплекс досліджень згідно програми, прийнятій для даної марки. В випадку малопотужних вугільних пачок технічний аналіз виконується по кожній пачці, а барометричні показники визначаються по об'єднаній пробі з декількох пачок.

Відбір кернових проб для технологічних цілей

Для спеціальних напівпромислових технологічних досліджень збагачуваності вугілля, його коксоватості в різноманітних варіантах шихт необхідні проби великої ваги (до 100 кг). Для лабораторних досліджень збагачуваності та коксоватості проби вагою 2-15 кг можуть бути отримані шляхом раціонального групування проб з декількох розвідувальних свердловин (тобто без буріння спеціальних випробувальних свердловин).

Для дослідного коксування необхідно підібрати проби з розташованих близько свердловин, з близькими значеннями товщини пластичного шару і зольності.

Розділення проб

При геологорозвідувальних роботах у зв'язку з невеликою вагою кернових проб особливо важливо дотримання всіх правил розділення, скорочення та зберігання проб.

Мінімальні навіски вугілля марки ОС, необхідні для виконання основних аналізів, наведені в таблиці 2.2

Таблиця 3.2 - Необхідна вага проб вугілля для визначення показників якості

Показники	Вага навіски, г	Кількість навісок	Мінімальна вага проби, кг	Примітки
			При Ас>10%	При Ас<10%
Wa, Aс, Scоб, Vг, елементарний аналіз, індекс Рогу, Qгб.	20	2	50	Після збагачення 50
Wmax	25	3	75	75 (не збагачується)	Крупність часток вугілля повинна бути не менше 3 мм
Пластометричні показники: x, y	100	1	105	Після збагачення не менше 105	Крупність часток не більше 1,5 мм. При контролі необхідно дві навіски і вага проби подвоюється
Хімічний склад золи	10	1		В залежності від Aс, так щоб після озолення залишилось 10-15 г. води	Щоб повести 35% контроль необхідно 15 г. золи
Питома вага органічної маси	10	2	25	Після збагачення 25
Об'ємна вага	50	1-2	50	50	Зразок повинен бути в вигляді 1 шматка вагою біля 50 г
Механічна стійкість по Дон УГИ	25	2		Крупність 3-4 мм (при будь якій Aс) 50	Після визначення механічної стійкості вугілля може бути використане для всіх інших визначень
Механічна стійкість по Протод'яконову	40	5		При крупності 10-15 мм (при будь якій Aс) 200	Те саме
Сірка по видах і фосфор	5	2	10-15	(при будь якій Aс)	Фосфор варто визначати і після збагачення проби. Сірку по видах визначають тільки в незбагаченій пробі
Продукти напівкоксування: - повільний метод - прискорений метод	50 4-5	2	150	(при будь якій зольності) (при будь якій зольності)	Крупність часток: 90% повинно пройти крізь сито з отворами 1 мм Крупність часток 0,2 мм

В лабораторіях геологорозвідувальних організацій використовуються конусні і щекові дробілки для дроблення вугілля до розміру часток мінус 13,6 і 3 мм, валкові - для дроблення до мінус 1,6 мм і кульковими млинами для дроблення до мінус 0,2 мм. Для змельчення малих навісок вугілля (менше 20-30 г.) застосовують зтирачі.

Оброблені проби скорочуються до необхідної ваги вручну квартуванням чи вичерпуванням, останній метод дає найбільш представницькі результати. Механізоване скорочення проб проводиться на порціонерах і дільниках різноманітних конструкцій.

Крупність дроблення при розділці проби і вихідна вага проби, з якої береться порція вугілля для визначення того чи іншого показника якості, вказані в відповідних ДСТУ. Майже всі ГОСТ виходять з наявності лабораторної проби вагою в 500 г. з крупністю часток 0-3 мм, з якої готується аналітична проба крупністю 0,2 мм, вагою 125 г.

В практиці кернові проби вугілля часто мають меншу вагу. В цих випадках в відповідності до ДСТУ квартування проби потрібно би проводити тільки після дроблення її до 0,2 мм. При настільки тонкому дробленні можуть бути отримані навіски, що задовольняють вимогам технічного і елементарного аналізів, але не погодні (через надмірне змельчення) для вивчення пластометрічних показників і максимальної вологоємкості. Так як для цих визначень верхня границя дроблення складає відповідно 1,5 і 3 мм, часто приходиться змінювати схему розділення проб малої ваги і квартувати проби при крупності 0-1,5 мм чи відповідно 0-3 мм. Цим відхиленням від схеми обробки проб вводиться додаткова помилка в визначенні всіх параметрів, зумовлена факторами ваги вихідної проби, її розділки і квартування.

Так як вугілля при зберіганні окислюється, розрив між відбором проби вугілля і аналізом повинен бути найбільш меншим. Для вугілля марки ОС він не повинен перевищувати 2 місяців.

Дублікати проб повинні зберігатися в поліетиленових мішечках в іншій герметичній тарі протягом двох років на випадок необхідності контрольних визначень. Більш тривале зберігання не доцільне, так як неминуче проходить суттєва зміна багатьох важливих параметрів.

Лабораторний і геологічний контроль

Внутрішній лабораторний контроль має за мету виявлення і визначення величини раптових помилок в аналізах. Зовнішній контроль напрямлений на викриття та запобігання причин можливих систематичних помилок, що допускаються лабораторією внаслідок мілких відступлень від ДСТУ.

Лабораторний контроль (внутрішній і зовнішній) виконується постійно кожною лабораторією і складає важливу і невідокремлену частину аналітичних досліджень.

Внутрішній лабораторний контроль по параметрах технічного аналізу (W^a, A^c, S^c_об, V^г, Q^г_б) і елементарного аналізу згідно з ДСТУ виконується по всіх досліджуваних пробах, тобто по кожній пробі визначення ведеться паралельно в двох навісках - основній та шифрованій. По барометричним дослідженням внутрішньому контролю підлягає 50% проб, а за хімічним складом золи - 35%. Можливість проведення контрольних аналізів по деяким параметрам (при аналізі кернових проб), що потребують визначену кількість вугілля, обмежується вагою вихідної проби.

В практиці вуглерозвідувальних лабораторій прийнято на зовнішній лабораторний контроль відправляти 5% від загальної кількості проб, що аналізуються. Аналізи по зовнішньому контролю виконуються з великою старанністю та точністю, як правило, з двох паралельних навісок найбільш кваліфікованими лабораторіями.

Лабораторний контроль як внутрішній, так і зовнішній, проводиться по одній і тій же пробі, тому він не може розкрити похибки, що виникають через недосконалість методів відбору кернових проб, халатності чи порушення правил при первісній обробці і транспортуванні. Для виявлення і оцінки величини цих помилок необхідне всебічне зіставлення вихідних аналізів і продуманий геологічний контроль якості аналізів. Так як дублікати кернових проб вугілля при тривалому зберіганні окислюються, геологічний контроль можливий тільки при оперативному виконанні аналізів і постійної систематизації даних в ході геологорозвідувальних робіт.

В ході робіт необхідно виявити причини відхилень значень показників від загальних закономірностей (прослідити хід змін парагенетичних зв'язків показників, о характеризують послідовне збільшення метаморфізму від верхніх горизонтів до нижніх). Окрім перевірки проб, що відхиляються, в порядку геологічного контролю повинні перевірятися проби вугілля пласта (приблизно 5% від всіх проб).

Технологічні дослідження (збагачуваності, коксоватості та ін.) вугілля пласта доцільно в порядку контролю проводити паралельно по одно типовим пробам в двох лабораторіях, так як для цих досліджень немає строгих методик і отримані висновки в деякій мірі залежать від досліджувача.

Програма дослідження вугілля

Справжнім проектом передбачається основну увагу приділити вивченню пласта mі.

Попутно по розвідувальних пластах m₅, m₅¹, m₆², m₇ проектуються тільки найнеобхідніші показники: теханаліз, пластометрія, удавана щільність, максимальна вологоємкість, відбивна здатність і сума ОК.

Відбори проб проводитимуться по керну свердловин. Перебурки пластів вугілля здійснюватиметься газокернонаборниками - КА - 61.

У разі дефектних перебурок або повного пропуску вугільних пластів, пласти випробуватимуться стріляючими грунтоносами, а у ряді випадків проводитимуться повторні перебурки пластів. З метою якісної зустрічі і перебурки пластів передбачається перед кожним пластом переходити на буріння укороченими рейсами за 5 м до нього.

З належних випробуванню пластів пласти m₅, m₅¹, m₆², m₇ на площі розвідки мають складну будову, а пласт mі - просту.

Кількість вугільних пачок і порідних прошарків, що підлягають випробуванню приведено в таблиці 3.3.

Таблиця 3.3. - Таблиця розрахунків кількості вугільних пачок і порідних прошарків, що підлягають випробуванню

Синоніміка	Будова пласта	Всього
	Проста	2 - пачкова	кількість вугільн. пачок	кількість породних прошарків
	кількість підсічок	кількість вугільн. пачок	кількість підсічок.	кількість вугільн. пачок	кількість породних прошарків
m7			6	12	6	12	6
m62			6	12	6	12	6
m51			6	12	6	12	6
m5			6	12	6	12	6
mі	6	6				6	-
Всього	6	6	24	48	24	54	24

Виходячи з приведених даних, загальна кількість вугільних пачок складе 54, а кількість порідних прошаків - 24.

Згідно з «Методикою розвідки вугільних родовищ Донецького басейну» - 1972 р. програма досліджень і кількість визначень показників вугілля, як правило, залежить від можливих напрямів використання вугілля, тобто на сам перед, від його марки, і від природної мінливості показника.

Обов'язковим видом досліджень є технічний аналіз. Згідно з програмою досліджень вугілля марки ОС на стадії дорозвідки показники W^a, A^c, S^c_об та V^г, об'ємна вага з'ясовуються по всіх пробах вугілля. В вуглисто-глинистих породах, що складають прошарки і безпосередню крівлю та підошву, обмежуються визначенням W^a, A^c, S^c_об.

За зольністю пласт mі є середньо зольним, тому необхідно врахувати, що по пробах с зольністю більше 10% W^a, A^c, S^c_об визначаються двічі: в вихідній пробі та після збагачення. Згідно значень A^c та S^c_об вугілля пласта mі в наміченій ділянці буде класифікуватися по групах зольності і вмісту сірки. По збагаченій пробі знову поводиться повний технічний аналіз, так як без величин W^a, A^c, S^c_об неможливо розрахувати і оцінити V^г, зпікуваність, С^о та інші показники. Програма подальших досліджень кожної проби уточнюється по результатах технічного аналізу з урахуванням ваги збагачених проб.

Теханаліз і пластометричні показники:

· по кожній вугільній пачці буде відібрана проба на теханаліз, що складе 54 проб. Для виконання зовнішнього і внутрішнього контролю теханалізу буде відібрано додатково по 5% проб від загальної кількості вугільних пачок, що складе 3 проби. З урахуванням зовнішнього і внутрішнього контролю загальна кількість визначень на теханаліз складе 60 проб.

Пластометричні показники визначатимуться за всіма пластоперетиннями розвіданих пластів по об'єднаній пробі з декількох пачок. Всього передбачається провести 30 визначень шарометричних показників вугілля.

· удавана щільність вугілля і породних прошарків.

Удавана щільність вугілля передбачається для контролю раніше проведених досліджень в об'ємі 30% вугільних проб, що складає 17 визначень.

Удавана щільність порідних прошарків визначатиметься по 80% пластоперетинах порідних прошарків - це складе 44 проби.

Волога робочого палива може бути визначена тільки за пробами з гірничих виробок. Максимальну вологоємкість Wmax, що замінює цей показник, в коксівному вугіллі достатньо з'ясувати по одиноких пробах - 6 на шахтопласт (стосовно кількості проектованих свердловин). Також при дослідженні вугілля марки ОС можна обмежитися визначенням теплоти згоряння по одиноких пробах - в нашому випадку 6 на вугільний пласт mі в межах досліджуваної частини поля шахти. Така ж кількість проб характерна для визначення сірки (роздільно по видах), фосфору, елементарного аналізу (C, H, N, O), питомої ваги органічної маси, механічної стійкості, відбивної здатності вітриніту та хімічного складу золи:

· для визначення максимальної вологоємкості (Wmax) потрібно одинокі проби, в кількості не менше 5 на пласт. Загальна кількість складе 30 визначень.

· хімічний аналіз вугілля, елементний аналіз, хімічний склад золи вугілля, петрографічні дослідження і дослідження збагачуваності по керну свердловин передбачається визначати в кількості не менше 5 проб на пласт, що складе 30 визначень по кожному параметру.

· теплота згорання (Qdaf) передбачається в кількості не менше 5 проб на пластоперетину, що складе 30 проб.

· показник віддзеркалення вітриніту (Rо) і зміст фюзенізованих компонентів (УПК) передбачається провести в кількості не менше 5 проб на пласт, що складе по 30 визначень для кожного параметру.

· токсичні елементи 60 визначень.

Вивчення шкідливих компонентів у вугіллі передбачається в розрахунку 1 пробу на кмІ. З цього розрахунку передбачається 18 визначень.

По всіх пробах вугілля марки ОС вагою не менше 100 г. малозольного чи (збагаченого вугілля) в першу чергу визначають барометричні показники. Для відокремлення вугілля, що слабо спікається (ОС-Т) з y=0 у зв'язку з низькою чуттєвістю пластометричного методу, додатково вивчається спічуваність за методом Рогу за всіма пробами.

· індекс Рогу при у=0 по всіх пробах. Всього 54 проб.

Вивчення порід

Важливим елементом є вивчення фізико-механічних властивостей і мінералогічних особливостей порід по пробах, що відбираються з розвідувальних свердловин.

Вивчення фізико-механічних властивостей порід з метою прогнозу гірничо-геологічних умов експлуатації справжнім проектом намічається провести безпосереднім відборам проб порід крівлі і підошви вугільних пластів з геологорозвідувальних свердловин і гірських вироблень, а також за допомогою акустичного каротажу.

Для випробувань проб за скороченим комплексом (80%) повинні визначатися тимчасовий опір стисненню перпендикулярно нашаруванню; тимчасовий опір розтягненню, вологість; об'ємна вага. Для випробувань проб по розширеному комплексу (20%): тимчасовий опір стисненню перпендикулярно нашаруванню; те ж саме, тільки в водонасиченому стані; тимчасовий опір стисненню паралельно нашаруванню; тимчасовий опір розтягненню, те ж, паралельно нашаруванню; модуль упругості в напрямі, перпендикулярно до нашаруванню; те ж саме, в напрямі, паралельному нашаруванню; коефіцієнт Пуассона; набухання для глинистих різновидів порід; вологість; вологість при повному водо насичені; питома вага; об ємна вага; загальна пористість; мікроскопічний опис шліфів.

Фізико-механічні властивості порід суттєво залежать від їх літологічних особливостей (літологічного складу, структури, текстури).

Для фізико-механічної характеристики порід при детальній розвідці вивчаються не тільки породи підошви та крівлі вугільного пласта, але також і товща пісковиків і алевролітів, що можуть бути рекомендовані для проходження польових штреків.

Вивченню підлягають породи, що вміщують вугілля (аргіліти, алевроліти, пісковики) і порідні прошарки пластів, що розробляються.

На лабораторні дослідження прямує частина проб порід, відібраних для фізико-механічних досліджень в крівлі і підошві пластів на відстань до 3 м від пласта з літологічних різниць потужністю більше 0,3 м, а також з порідних прошарки вугільного пласта. Кількість проб визначається з розрахунку дві свердловини на шахтопласт.

Всього на пласт mі (п.т. №6 та №3) складе 6 проб.

При вивченні порід необхідно визначити їх літологічний склад, потужність, характер поверхні відшарування, форму і розміри уламків, характер тріщинуватості [1].

Вивчення керна геологорозвідувальних свердловин

Вивчення фізико-механічних властивостей по керну геологорозвідувальних свердловин намічається провести по пластах з балансовими запасами, що знаходяться на балансі шахти ім. Калініна.

У зв'язку з тим, що на попередніх етапах розвідки для оцінки порід, що вміщують вугілля, були використані дані фізико-механічних досліджень по 984 пробах, справжнім проектом передбачається відбір проб з урахуванням вже проведених робіт. Повний комплекс досліджень передбачається в основному по пласта mі.

Проби відбиратимуться зі всіх пластів порід в межах 10-метрової товщі в крівлі і 8-метрової - в підошві пласта. Найбільш детальному вивченню підлягають безпосередні крівля і підошва пласта, складові відповідно 2,5-3 м і 1,5-2,0 м.

При особливо детальному вивченні безпосередніх крівлі і підошви: вивчається кожен літологічно відособлений пласт потужністю більше 0,3 м.

Таблиця 3.4 - Точки випробування і кількість проб по пластах

Синоніміка	Проектні крапки	Кількість проб
	Дослідж. по повній програмі	Дослідження за скороченою. програмою	Дослідж. за повною програмою	Дослідження за скороченою. програмою	Всього
m7	-	1,2,3,4,5,6	-	36	36
m62	-	1,2,3,4,5,6	-	36	36
m51	-	1,2,3,4,5,6	-	36	36
m5	-	1,2,3,4,5,6	-	36	36
mі	2,4	1,3,4,6	12	24	36
Всього			12	168	180

Як видно з приведеної таблиці, всього намічається відібрати 180 проб, зокрема 12 проб для дослідження за повною програмою і 168 проби для дослідження за скороченою програмою.

Відповідно до ГОСТ 21153-1-75 і 21153-7-75 для досліджень за повною програмою необхідно до 3 м кернового матеріалу, а для дослідження за скороченою програмою - до 1 м кернового матеріалу.

Загальна кількість відібраного кернового матеріалу складає:

(12 х 3) + (168 х 1) = 204 п.м.

Проби на фізико-механічні дослідження відбиратимуться в основному з аргіліту, алевроліту і пісковику, які відносяться до V-VII категорії відповідно до ЗУКН-В-VI «Випробування твердих корисних копалини».

Вивчення по шахтних пробах.

З пласта mі що розроблювався і буде розроблюватися шахтою ім. Калініна, передбачається відбір проб з існуючих стінок вироблень з метою повнішого вивчення фізико-механічних властивостей порід, що вміщують вугілля, представлених аргілітом, алевролітом і пісковиком. Намічається відібрати по 6 проб з пласта (з крівлі і підошви (окремо)), при цьому необхідно охопити випробуванням 3 літологічних різниці - аргіліт, алевроліт і пісковик, всього буде відібрано 12 проб, розміри монолітів 20 см х 20 см х 15 см.

Вивчення факторів, що ускладнюють відпрацьовування корисної копалини

Дослідження теплофізичних властивостей

Згідно «Методологічним вказівкам по проведенню геотермічних і теплофізичних досліджень при геологорозвідувальних роботах в Донбасі», Київ, 1988 г., дослідження теплофізичних властивостей (теплопровідність, температуропровідність і теплоємність) проводитимуться шляхом відбору проб з свердловин з глибини понад 500 м.

Кількість необхідних зразків по кожному літологічному різновиду порід визначається по формулі:

n= (V/Д)², де:

n - кількість проб

V - коефіцієнт варіації теплофізичного параметра на ділянці.

Д - задана відносна погрішність визначення середнього значення теплофізичного параметра

Так дані про коефіцієнт варіації теплофізичних властивостей на полі шахти ім. Калініна відсутні, то приймаємо його рівним 30%, а похибку - 7%.

При цьому кількість проб по одній літологічній різниці складає:

n = (30 / 7)² = (4,3)² = 18

Відбір проб здійснюватиметься по 4 літологічних різницях (вугілля, аргіліт, алевроліт, пісковик) і загальна кількість проб при цьому складає: 18 х 4 = 72 проби

Прийнявши середню кількість зразків, що відбираються з однієї свердловини, рівним 12, кількість свердловин, що підлягають випробуванню, складає: 72: 12 = 6

При цьому загальна кількість проб складе 72. Відбір проб здійснюватиметься в проектних точках 1,2,3,4,5,6. У цих проектних точках необхідно провести термометрію.

Згідно ГОСТ 25499 - 82 і 25498 - 82 розмір відібраних зразків керна повинні бути 10 см або 2 шматки по 5 - 7 см. діаметр керна не менше 60 мм. Відібрані зразки порід парафінуються і відправляються до лабораторії ВО «Укрувуглегеологія». Відбір і парафінування зразків проводиться відразу ж після підйому керна.

Геотермічні умови

Згідно «Методологічним вказівкам по проведенню геотермічних і теплофізичних досліджень при геологорозвідувальних роботах в Донбасі в процесі геологорозвідувальних робіт», Київ 1988 г., дослідження геотермічних властивостей буде проведено в 6 п.к. (1,2,3,4,5,6).

Дослідження вибухових властивостей вугільного пилу

Виходячи з досвіду геологорозвідувальних робіт і враховуючи дані попередніх етапів розвідки, а також по аналогії з сусідніми шахтами, справжнім проектом дослідження на вибуховість вугільного пилу не передбачається.

Дослідження вугільних пластів на самозаймання

Вивчення самозаймистості вугільних пластів проводилася на попередніх етапах розвідки. Самозаймання вугілля пластів шахти ім. Калініна вивчалась по кернових пробах у відповідності з «Методикою визначення схильності пластів вугілля до самозаймистості по даним геологічної розвідки родовищ Донецького басейну». Згідно цьому звіту вугільні пласти m₇, m₆^2, m₅¹, m₅, mі не схильні до самозаймання. Тому, враховуючи дані висновки справжнім проектом, додаткові дослідження не передбачаються.

Вивчення природної газоносності

У зв'язку з тим, що газоносність розвідувальних пластів висока, а в східній частині поля, де проектуються розвідувальні роботи, в основному, на глибинах 500-1000 м складає 12,5-20,0 мі/т.с.б.м і вугленосні відкладення дегазовані до глибини 960 -1000 м, перебурювання пластів керногазонаборниками буде проведена по пластоперетинам, що знаходяться нижче 960-1000 м, для отримання додаткових даних про газоносність вугільних пластів.

По вугільних пластах mі, m₅, m₆² потужність яких більше одного метра, перебурка здійснюватиметься двома рейсами (по 0,5 м по вугіллю кожен). Додатково буде відібрано 18 проб.

Всього буде здійснене 48 перебурювань ГКН, дані про випробування вугільних пластів керногазонаборниками приведені в таблиці 2.5.

Для правильного розрахунку природної газоносності з підошви вугільних пластів намічається відібрати 48 проби для визначення золи і вологи.

Для уникнення спотворень при розрахунках величини газоносності пласта по пробі, відібраній керногазонаборниками, повинен бути виконаний окремий теханаліз (волога, зола), без змішування з рештою частини пласта, тобто при перебурці двома рейсами - роздільно за кожним рейсом.

Сорбційна метаноємність вугілля буде вивчена хроматографічним методом. Хроматографічний метод передбачає повний теханаліз вугілля. Всього хроматографічним методом буде проведено 5 визначень сорбційної метаноемности і 2 - об'ємним методом.

Дослідження колекторних властивостей, що включають визначення загальної, відкритої і ефективної пористості, залишкової води, щільності удаваної і дійсної, газопроникності, визначатимуться з глибини 600 м з пісковиків потужністю не менше 5 м з розрахунку 1 проба на 5 м потужності досліджуваного пісковику, всього 90 проб. Нижче приводиться розшифровка вказаного об'єму.

Таблиця 3.5. - Розрахунок проб

Досліджувані горизонти	Кількість проб на 1 свердловину	Кількість свердловин	Кількість проб
m62Sm63	5	6	30
m52Sm62	4	6	24
m42Sm44	6	6	36
Всього			90

Таблиця 3.6. - Проектовані методи газового випробування

Синоніміка	Осьова потужність, середня, м	Загальна кількість пластопере- тин	Кількість пластоперетин в метановій зоні	Намічувані об'єми газового випробування	Всього
				кількість проб ГКН на 1 пластоперетину	кількість пластопере- тин
m7	0,54	6	6	1	6	6
m62	1,05	6	6	2	6	12
m51	0,48	6	6	1	6	6
m5	1,01	6	6	2	6	12
mі	1,06	6	6	2	6	12
Всього:		30	30		36	48

Таблиця 3.7. - Таблиця відбору проб керногазонаборниками

№№ проект крапок	Синоніміка пласта	Взагалі
	m7	m62	m51	m5	mі
1	1	2	1	2	2	8
2	1	2	1	2	2	8
3	1	2	1	2	2	8
4	1	2	1	2	2	8
5	1	2	1	2	2	8
6	1	2	1	2	2	8
	6	12	6	12	12	48

3.5 Гідрогеологічні роботи

В ході гідрогеологічних робіт буде проводитися наступне:

1. Гідрогеологічне довивчення площі шахтного поля і вивчення водопунктів.

2. Вивчення водоносних горизонтів в свердловинах випробувачем типу КІІ-65.

3. Гідрогеологічне спостереження в процесі буріння свердловин.

4. Вивчення гідрогеологічних умов шахт - аналогів.

5. Вивчення хімічного складу поверхневих, підземних і шахтних вод.

7. Камеральні роботи.

Гідрогеологічне довивчення площі шахтного поля проводитиметься з метою виявлення наявних водопунктів і водотоків для уточнення шляхів скидання шахтних вод, з'ясування взаємозв'язку поверхневих і підземних вод.

На шахтні водоприпливи впливають сезонні зміни і поверхневі води.

За складністю гідрогеологічних умов ділянка робіт відноситься до простої категорії. Гідрогеологічне випробування проводитиметься шляхом відбору проб з водопунктів і водотоків. В процесі проведення маршрутних гідрогеологічних досліджень, що проводяться по долинах балок, на схилах і вододілах необхідно провести опис морфології рельєфу, виміри витрат поверхневих водотоків і відзначити всі фізико-геологічні явища, пов'язані з діяльністю підземних вод.

При описі природних водопроявів і штучних водопунктів (колодязів, свердловин) буде встановлене їх місцеположення щодо основних елементів рельєфу, характер виходу підземних вод, продуктивність описуваного водопункту. Будуть відібрані проби води на хімічний аналіз.

При гідрогеологічному обстеженні шахтного поля загальний кілометраж складе 15 пог. км. Об'єм робіт з гідрогеологічного обстеження поля шахти ім. Калініна приведений в таблиці 3.8.

Таблиця 3.8 - Об'єм робіт по проведенню гідрогеологічного обстеження поля шахти ім. Калініна

№№ п/п	Найменування об'єктів	Довжина, км Кількість, шт.	Кількість замірів розходу води	Кількість проб води на хім. аналіз
1.	Колодязі	12	3	9
2.	Водотоки	3	3	9
	Всього:	15	6	18

Гідрогеологічні параметри водоносних горизонтів, які будуть приймати участь в обводненні пластів, будуть визначені по даних КІІ-65 і даних про водоприпливи в гірничі виробки шахти ім. Калініна.

Вивчення фільтраційних властивостей випробувачем пластів КІІ - 65

Випробування намічені в трьох свердловинах (з економічних міркувань).

Всього намічене проведення 27 пластовипробувань, з яких буде відібрано 27 проб на хіманалізи. Випробування водоносних горизонтів буде здійснено по існуючій методиці.

Намічені до випробування горизонти з вказівкою проектних точок свердловин, по яких вони будуть випробувані, а також розподіл загального об'єму випробувань за інтервалами глибин приведені в таблиці 3.9.

Таблиця 3.9. - Водоносні горизонти, що підлягають пластовипробуванням

Водоносні горизонти	Інтервал буріння	№ проектних точок	Кількість постановок
m62Sm63	500-600 950-1000 550-600	1 3 5	1 1 1
m40 Sm44	900-950 1250-1300 850-900	1 3 5	1 1 1
M41	950-1000 1300-1350 900-950	1 3 5	1 1 1
Mі	1000-1050 1350-1400 950-1000	1 3 5	1 1 1
Разом			12

Наступною таблицею представлено розподіл водоносних горизонтів за глибинами, намічених до випробування.

Таблиця 3.10. - Розподіл водоносних горизонтів, що підлягають випробуванню по глибинах

Інтервал глибини, м	Проектні точки	Індекс водоносного горизонту	Кількість постановок
0-800	1,5	m62Sm63	2
0-1200	1,3,5	m62Sm63, m40 Sm44, M41, Mі	10
Всього			12

Гідрогеологічні спостереження в процесі буріння свердловин

Спостереження проводяться для отримання загальних відомостей про водонасиченість порід, їх фільтраційних властивостях.

В процесі буріння розвідувальних свердловин передбачається спостереження за рівнем промивальної рідини і її поглинанням при розкритті водоносних горизонтів або тріщинуватих зон. У разі наявності поглинання в буровому журналі необхідно фіксувати інтервал поглинання, величину рівня промивальної рідини і кількість рідини, що поглинається, в об'ємному виразі.

У разі самовиливу води з свердловин необхідно провести вимір п'єзометричного рівня і витрати свердловини.

Вивчення гідрогеологічних умов шахт - аналогів

Для прогнозування гідрогеологічних умов відпрацювання оцінюваних пластів проектом намічається обстеження найближчих шахт районів з метою вибору шахт - аналога, по якій вивчається обводнення по пластах - аналогам, експлуатаційним водоносним горизонтам, зміна величини притоки із зростанням фронту і глибини гірських робіт, причина і частота виникнення проривів підземних вод в гірські виробки, їх дебіт.

Повинно прослідкувати зміну хімічного складу підземних вод в часі і з глибиною по раніше відібраних пробах і по пробах води, які будуть відібрані відповідно до даного проекту.

По кожному пласту - аналогу необхідно відібрати з гірських виробок пробу на типовий хімічний аналіз. Справжнім проектом передбачається обстеження гірських виробок сусідніх шахт: ім. Румянцева, «Кондат'євка» та «Олександр-Захід» і виробок самої шахти ім. Калініна. На обстеження однієї шахти передбачається витратити 2 люд./дн. При обстеженні шахт буде відібрано 36 проб води.

Вивчення хімічного складу підземних вод

Вивчення хімічного складу підземних вод необхідне для з'ясування особливостей живлення, взаємозв'язку водоносних горизонтів, для оцінки впливу вод на бетонні і металеві конструкції.

Для вивчення хімічного складу вод у відкладеннях кам'яновугільної системи проектом передбачається відбір проб на повний хімічний аналіз, зміст нафтопродуктів, шкідливих і токсичних компонентів в процесі вищенаведених робіт в наступних кількостях, приведених в таблиці:

Таблиця 3.11. - Обсяг робіт по гідрохімічному випробуванню

Види робіт	Місце відбору проб	Кількість проб	Разом
		скорочений аналіз	Шкідливі і токсичні компоненти	нафто продук ти
Гідрогеологічне довивчення шахтного поля	Колодці Водотоки	3 3	3 3	3 3	9 9
Обстеження шахт - аналогів	Відстійник ш/в підземні виробки	3 3	3 3	3 3	9 9
Випробування горизонтів випробувачем пластів	свердловини	12	12	12	36
Всього		24	24	24	72

3.6 Еколого-геологічні роботи

Можуть негативно впливати на довколишнє середовище наступні фактори:

- опріснення водоносних горизонтів;

- забруднення довколишнього середовища шкідливими і токсичними елементами, що містяться в вугіллі і породах, а також у шахтних водах.

Раніш проведеними дослідженнями було встановлено, пісковиково-глинисті породи карбонових відкладів мають низьку проникливість. Враховуючи цей фактор і великі глибини залягання і відпрацювання вугільних пластів, подальша розвідка і вже експлуатація шахти ім. Калініна не буде негативно впливати на існуючі в верхів'ях балок колодці. Окрім того, низька проникливість порід запобігає впливу атмосферних осадів і поверхневих вод на припливи води на нижніх горизонтах (850 и 960 м) шахти, тому на запроектовані 1080 м і 1200 м також не буде впливати.

Забруднення навколишнього середовища можливе за рахунок сірки, яка міститься в вугіллі, породах крівлі і підошви і шахтних водах.

Масова частка загальної сірки (за даними до розвідки в 1988 р.) в вугіллі доволі висока і складала від 1,4 до 4,8%. Вміст сірки в концентраті вугілля, що коксується, коливався від 1,7 до 1,9%, в продукті від 3,3 до 3,6%. Вміст сірки в товарному вугіллі, що потрапляло на збагачувальну фабрику, складав2,8-3,1%.

Технологія переробки вугілля (якщо не зміняться будь-які параметри) не складає загрози забруднення атмосфери (в процесі коксування сірка частково чи повністю переходить в H₂S і вилучається при очищенні коксового газу).

Установлені після проведення передбачених даним проектом робіт концентрації токсичних елементів як в вугілля, так и в товарній продукції шахти не повинні перевищувати меж, при яких можливе утворення токсичних сполук, що перевищують гранично допустимі концентрації.

Необхідно визначити рівень вмісту потенційно токсичних елементів (ртуті).

Враховуючи можливу підвищену мінералізацію шахтних вод, а також вміст в них важких речовин, перед скидом в гідрографічну мережу води повинні очищуватись від механічних взвесей в прудах-відстійниках.

3.7 Геофізичні роботи

Геофізичні дослідження свердловин, що проектуються, треба робити з метою:

- літологічного розчленування розрізів свердловин і виділення вугільних пластів, з'ясування глибини його залягання, синоніміки, потужності, будови, зольності;

- визначення діаметра й викрівлення стволів свердловин, температури гірських порід на глибоких горизонтах;

- з'ясування фізико-механічних властивостей порід, що вміщують вугільний пласт;

- можливого виділення розривних порушень, водоносних горизонтів, інтервалів підвищеної тріщинуватості гірських порід;

- вивчення газоносності гірських порід.

Комплекс основних та додаткових методів ГДС у свердловинах відповідає затвердженому 12.08.1978 г. Міністерством Геології колишньої УРСР раціональному комплексу методів геофізичних досліджень свердловин при пошуках та розвідці вугільних родовищ в Донецькому басейні (марки вугілля Ж, К, ОС, Т), розробленому с урахуванням «Типових комплексів геофізичних досліджень вугільних свердловин».

Для реалізації комплексу варто використовувати найбільш досконалі технічні засоби: комплексну апаратуру бокового та радіоактивного каротажу БКР-3, що забезпечує одночасну регістрацію трьох параметрів (ск, ГК, ГГК) в масштабі глибин 1:200 і чотирьох параметрів (ск, дк, ГК, ГГК) в масштабі глибин 1:20; апаратура акустичного каротажу ПАРУС-4; каротажні станції типу АКС.

Каротажем повинні бути досліджені усі запроектовані свердловини по всій довжині. Неповний каротаж може бути викликаний природничими втратами на забої та початку свердловини, а також через ускладнення їх геолого-технічного стану.

Комплексною апаратурою БКР-3 повинно бути досліджено свердловин, 30 пластоперетин.

Для уточнення потужності і будови пластів при їх неоднозначній інтерпретації, а також для визначення зольності дефектно перебурених пластів треба застосовувати відбір проб грунтоносами (ОПГ). Використовувати грунтоноси ГМК-50 і ГМС-40-1 з кроком відбору проб 0,05-0,1 м.

Методика досліджень свердловин загальноприйнята и в процесі попередніх розвідок суттєво не змінювалась. Технічні умови регістрації методів, порядок, періодичність перевірки и градуювання апаратури, що буде використовуватись, повинна відповідати вимогам відповідних інструкцій.

Систематичний контроль якості методів КС, Рк, АК, інклінометрії та ін. має бути здійснений по повторним вимірюванням, перекриттях при поінтервальних вимірюваннях, що складають не менше 10% об'єму попередніх замірів, зіставленню даних по масштабам запису1:200 і 1:50 (1:20).

Помилки вимірювань величин не повинна перевищувати інструктивних вимог для відповідних методів ГДС.

Методика інтерпретації матеріалів геофізичних досліджень

Виділення вугілля в розрізах свердловин повинно здійснюватись за даними методів ГК, ГГК і КС (ГЗ, БК), маючи на увазі відмінні значення вугілля по гамма-активності (3-17 мкр/год), густині (1,35-1,9 г/смі) і електричному опору (20-700 омм).

При літологічному розчленуванні і кореляції розрізів свердловин використовуватимуться опірні геолого-геофізичні розрізи свити C₂⁷ ділянки.

Синоніміка вугільних пластів і розривні порушення, що підсічені свердловинами, з'ясовуватимуться при кореляції геолого-геофізичних розрізів свердловин по сполученню маркіруючих горизонтів, якими є вугільні пласти, вапняки і окремі товщі пісковиків та аргілітів. Повторення маркіруючих горизонтів, а також незакономірна зміна потужності окремих пластів може вказувати на тектонічне порушення. Непрямими ознаками останнього можуть бути, виходячи з результатів раніше проведених робіт, прояви інтенсивної кавернозності і тріщинуватості, що встановлюються по кавернометрії, ГГК і АК.

Літологію та потужності пластів крівлі та підошви вугільних пластів буде уточнюватися з використанням вище наданих принципів за даними деталізаційного комплексу геофізичних методів в масштабах 1:50 і 1:20. В якості основних методів, як показують дослідження, що були проведені раніше, при визначенні потужності пластів можуть бути ГК, ГГК, ГГКС, КС (БК, БТК). При з'ясуванні будови пластів можна використовувати методи КС (БК, БТК), ГГКС і ОПГ.

Інтерпретація буде проводитися по загальноприйнятій методиці в Донбасі.

На ефективність геофізичних методів великий негативний вплив оказують кавернозність, великі кути падіння порід (50-60°).

Зольність вугілля визначатиметься методами ГК, ГГКС і по грунтоносних пробах.

Для отримання кореляційних залежностей та рівнянь зв'язку А_гк.^d= ѓ(I^?) і А_гккс.^d= ѓ (Iвідн.) використовуватимуться дані зольності по керну і грунтоносних пробах.

Аналіз грунтоносних проб на зольність виповнити по кожній бойковій пробі.

Інтерпретація матеріалів акустичного каротажу проводитиметься з метою з'ясування физико-механічних властивостей гірських порід: межі стійкості на стиснення (дст.), межі стійкості на розтягування (др), загальної пористості (Кп), статистичного модуля Юнга (Е ст.), динамічного модуля Юнга (Е д), коефіцієнта Пуассона (м), модуля векторного стиснення (К), модуля здвигу (G), а також виділення зон інтенсивної тріщинуватості. Використовувати фазо-кореляційні діаграми АК і значення швидкостей поширення повздовжніх і поперечних хвиль. Розрахунки поводитимуться з допомогою емпіричних рівнянь для дсж, др, Кп, Ест і відомих теоретичних для Еф, м, К, G по кожному пласта, виділеному стандартним каротажем.

Інтервали підвищеної тріщинуватості потрібно буде виділяти по значній (до втрати кореляції) шматкуватості фазових ліній, ослабленню їх до повного зникнення, високому рівню стрибків швидкостей відбитих і заломлених хвиль.

Інтерпретація матеріалів гідрокаротажу основується на виділенні по резистивіметровим хвилястим водоносних горизонтів.

По матеріалам газового каротажу виділятимуться в розрізі свердловин інтервали, що виділяють газ, визначатимуться природну газоносність вугільних пластів і порід, що вміщують вугілля, густину і абсолютну пористість.

Інклінометія, виходячи з прийнятих умов, проходитиметься через кожні 20 м з глибини 300 м.

З'ясування природної і виявленої підвищеної радіоактивності порід в межах заданої ділянки шахтного поля проводити, в основному, шляхом гамма-каротажу. Гамма-каротаж повинен бути виповнений по 6 свердловинах (7600 м). Втрати метражу можливі в призабійних (3-5 м), початку і аварійних інтервалах свердловин. Дослідження провести в пошуковому масштабі 1:200 (масштаб запасу 4 мкр/год/см). За виявленими аномаліями проводитиметься деталізацію в масштабі 1:50.

Радіометричному вивченню мають підлягати породи свит C₂⁷, С₃¹. Ефективність постановки геофізичних методів зумовлена диференціацією порід та вугілля по фізичним властивостям: питомому електричному опору, густини, природничої радіоактивності. На діаграмах природного гамма-випромінення (ГК) вугіллю, вапнякам, пісковикам повинні відповідати мінімальні значення; аргіліти і алевроліти мають підвищені значення.

Виходячи з досвіду робіт по масовим пошукам в Донбасі, де середній нормальний фон порід 10-25 мкр/год, підвищення радіоактивності вище 50 мкр/год має бути прийняте за аномалію [4], [1].

3.8 Топографо-геодезичні роботи

Площа шахти ім. Калініна розташована на листі топографічної карти масштабу 1:200000 номенклатури М-37-XXXIII і масштабу 1:50000 номенклатури М-37-125-В, М-37-137-А.

Площа шахтного поля вкрита стереотопографічною зйомкою масштабу 1:5000, виконаною інститутом УкрГИИГИС Головного управління геодезії і картографії в 1978 році в Балтійській системі висот і системі координат 1942 року. Все маркшейдерські роботи на шахті виконані в системі1942 року в трьохградусній зоні.

Основою для виконання зйомок є сітка тріангуляції I-IV класів Донбасу, виконана Українським аэрогеодезичним підприємством ГУГК в 1947 році.

Пункти тріангуляції і полігонометрії повинні бути використані при виконанні геодезичних робіт з виносу і зйомці усть шести запроектованих в наданому проекті геологорозвідувальних свердловин. Прив'язка свердловин виконуватиметься прямими, зворотними засічками і проложенням теодолітних ходів в відповідності з вимогами «Основних положень по топографо-геодезичному забезпеченню геологорозвідувальних робіт», Москва, 1984 г. і «Правилами узгодження і буріння свердловин на полях вугільних підприємств».

Абсолютні відмітки усть свердловин з'ясовуватимуться методом тригонометричного нівелювання з контролем за рельєфом топопланів масштабу 1:5000. Розрахунок координат усть свердловин провести в системі координат 1942 року в трьохградусній і шестиградусній зонах.

Відмітки перетину свердловинами вугільних пластів виконуватимуться на ЕВМ. З допомогою спеціальних пакетів графічних програм виконати креслення горизонтальної проекції свердловин в масштабі 1:5000. Наноситимуться нові свердловини на плани підрахунків запасів, маркшейдерські плани гірничих робіт. Доповнені плани зводитимуться з планами гірничих робіт маркшейдерського відділу державного підприємства «Артемвугілля» [4], [1].

3.9 Ліквідація розвідницьких виробок

Як показує досвід попередніх робіт, в усіх шести запроектованих свердловинах після закінчення їх буріння, випробування і геофізичних досліджень треба проводити ліквідаційне тампонування з метою виключення перетоків підземних вод між різноманітними водоносними горизонтами по свердловині і припливу підземних вод в експлуатаційні гірничі виробки. Тампонування свердловин провести в відповідності до діючих інструкцій.

По свердловинам, пробуреним до 1977 року, тампонування проводилось шляхом заливки ствола тяжким глинистим розчином, цементно-суглинистим, цементно-піщаним чи цементно-зольним розчинами з установкою дерев'яних корків.

По свердловинам, пробуреним Горлівською експедицією з 1968 по 1979 рр., тампонування свердловин проводилось шляхом заливки ствола суглинисто-цементним розчином з установкою дерев'яних роз'єднувальних корок.

Перевірка якості тампонування проводилась вибірково в одиничних свердловинах шляхом відбору тампонажної суміші після 24-годинної витримки.

По свердловинам дорозвідки (1986-1988 рр.) тампонування проводилось шляхом заливки ствола глиноцементною сумішшю з рідким склом. Контроль якості ліквідаційного тампонування здійснювався шляхом відбору проб тампонажного розчину, що нагнітався в свердловину, і визначення їх стійкості через визначені проміжки часу.

В ході намічених робіт тампонування свердловин варто проводити, як і під час попередньої до розвідки, шляхом заливки ствола глиноцементною сумішшю з рідким склом. Перевірку якості проводити шляхом відбору проб тампонажного розчину, що буде нагнітатися в свердловину, і визначати їх стійкість через проміжки часу.

Свердловини можуть залишатися незатампонованими у зв'язку з можливими аварійними ситуаціями Найчастіше такі аварії спричиняють бурильні труби, які потім залишають в свердловина[1], [5], [6].

3.10 Ліквідація чи скорочення кернового матеріалу

Керновий матеріал після робіт можна ліквідувати, залишивши тільки матеріали, відібрані до проб.

Так як вугілля при зберіганні окислюється, розрив між відбором проби вугілля і аналізом повинен бути найменшим. Для вугілля марки ОС він не повинен перевищувати 2 місяців.

Дублікати проб повинні зберігатися в поліетиленових мішечках в іншій герметичній тарі протягом двох років на випадок необхідності контрольних визначень. Більш тривале зберігання не доцільне, так як неминуче проходить суттєва зміна багатьох важливих параметрів [1].

3.11 Метрологічне забезпечення геологічних робіт

При визначення потужності вугільних пластів, глибини їх залягання похибки визначення по даним розвідки не повинні перевищувати ± 10% для пластів простої будови і ± 15% для пластів складної будови. Визначення ваги проб визначається з точністю до 0, 1 г. Визначення параметрів якості здійснюється з похибками ±15%. Точність маркшейдерських і геодезичних робіт ±0,5%

Засоби виміру, що застосовуються при проектованих роботах:

1. МКН-2 є єдиним прибором, який вимірює навантаження на крюку і масу бурового снаряду.

2. ОМ-40 призначений для вимірю обертаючого моменту на шпінделі бурового станка і сигналізації при аварійному збільшенні обертаючого моменту.