Способ определения зон нарушения целостности железобетонных плотин

 

Изобретение относится к способам определения местоположения и параметров зон нарушения (ЗН) целостности железобетонных плотин, а также приконтактных зон плотин с породами оснований и береговых примыканий. Способ включает наблюдение за положением уровня воды в наблюдательных скважинах С в теле плотины, первоначально заполненных до их устья, определение момента понижения уровня в С или группе С, определение местоположения пересечения ЗН с выделенными С. Через С в пересечениях их с ЗН поочередно с постоянным расходом нагнетают воздух до установившегося давления, которое определяют. После этого нагнетание воздуха прекращают, а давление уменьшают до нуля, измеряют установившийся уровень в С и оценивают характер простирания ЗН в теле плотины, вид и параметры заполняемой ее среды, в интервале пересечения со сквозной проточной ЗН. Затем определяют скорость потока по плоскости ЗН, через С в интервалы пересечений с ЗН нагнетают индикаторную среду и по ее истечению из тела плотины визуально определяют положение границ ЗН на поверхности плотины. В качестве индикаторной среды при определении непроточной напорной и проточной сквозной ЗН используют подкрашенную жидкость и дополнительно пену для определения их границ на безнапорной поверхности плотины, если это имеет место. При определении непроточной безнапорной ЗН также используют пену. Пространственное положение ЗН определяют положением поверхности, которой принадлежат интервалы пересечений ЗН со С и соответствующие им границы на поверхности плотины. Изобретение позволяет за счет получения и измерения характеристик плотины выбрать наиболее рациональную технологию устранения ЗН. 8 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к способам определения местоположения и параметров зон нарушения целостности железобетонных плотин, а также приконтактных зон плотин с породами оснований и береговых примыканий. Способ может быть использован для исследования железобетонных плотин гидроэлектростанций и других гидротехнических сооружений искусственных, например дамб или горных выработок, заполненных жидкими продуктами или естественных, например стенок резервуаров, образовавшихся в условиях естественного залегания горных пород.

Известен способ исследования зон нарушений целостности железобетонных плотин, основанный на анализе процессов трещинообразования в массивном бетоне на основании контроля за напряжениями в бетоне (B.C.Серков и др. Типовая инструкция по эксплуатации гидротехнических сооружений русловых "приплотинных" гидроэлектростанций. СПО, Союзтехэнерго, М., 1979 г., стр. 32, п.3.8). Способ предусматривает использование первичной информации о деформациях, получаемой с использованием закладных тензодатчиков, датчиков температуры, динамометров. Способ используется и для оценки процессов трещинообразования в зонах контактов бетона (тела) плотины с породами основания и береговых примыканий.

Недостатком указанного способа является то, что он мало информативен и не позволяет оценить размеры сквозных (сообщающихся между собой) трещин и пространственное их простирание в теле плотины, вид заполняемой их среды (воздух, вода), состояние этой среды (статическое или динамическое), давление заполняемой среды. Отмеченная информация важна для оценки степени опасности нарушения прочности и устойчивости плотины, характеристики осложнения, представленного зоной трещиноватости, прогнозирования ее развития и для разработки технологии ее устранения.

Кроме того, метод не позволяет оценить наличие и объем нерациональных утечек воды из водохранилища в нижний бьеф по проточным зонам сквозной трещиноватости.

Другим недостатком метода является то, что поскольку срок службы закладной аппаратуры гидротехнических сооружений существенно меньше срока службы самих сооружений (там же, стр. 33, п.3.41), реализовать метод можно только в начальный период эксплуатации плотины, определяемый ресурсом аппаратуры.

Известен способ исследования железобетонных плотин (там же, стр. 34, п. 3.44; 3.45; 3.46; стр. 35, п.3.51), предусматривающий периодический осмотр состояния поверхностей плотин, фиксацию момента возникновения видимого нарушения - трещины и отслеживание динамики ее размеров.

Недостатком метода является его малая информативность. Он не позволяет определить другие параметры, такие как пространственное положение, границы простирания трещины в теле плотины, размеры ее раскрытия, заполненность ее средой (вода, воздух), параметры среды - давление и скорость.

Другим недостатком метода является то, что он не позволяет своевременно определить возникновение нарушения, а только спустя его развитие до визуально различаемых размеров. Кроме того, применение метода затруднено при обследовании скрытых водой поверхностей плотин, а объективность результатов наблюдений зависит от индивидуальных качеств наблюдающего - его опыта, физиологических возможностей, например усталости, внимательности, состояния зрения, а также от других факторов, например погодных, при наблюдении ненапорных поверхностей и прозрачности воды при подводных наблюдениях.

Малая информативность и несвоевременность метода не позволяют своевременно выявить степень опасности нарушения прочности и устойчивости сооружения и не позволяет устранить нарушение по рациональной технологии с наименьшими затратами, но и сделать это своевременно на начальной стадии нарушения, а не на развившейся стадии, часто более осложненной или аварийной. Ликвидация осложненных нарушений связана с большими затратами.

Известно исследование состояния материала тела плотины изучением свойств образцов материала, полученных путем их отбора в процессе бурения шпуров или скважин в теле плотины (там же, стр. 34, п.3.44).

Способ позволяет определить факт "пересечения" скважиной зоны нарушения по состоянию образцов разбуриваемых пород (состоянию керна) и его местоположение. Однако метод также мало информативен - не позволяет определить характер простирания "пересеченной" зоны нарушения, ее границ, заполненность средой (вода, воздух), давление и скорость движения среды в нарушенной зоне. Это не позволяет характеризовать изменение прочностных параметров плотины, а также обосновать наиболее рациональную технологию ее устранения.

Другой недостаток заключается в его неоперативности, т.к. бурение шпура или скважины осуществляют, как правило, при возникновении признаков существования осложнения. Следствием неоперативности определения нарушения является неоперативность реализации мер по его ликвидации, с которой часто связано развитие осложнений и возникновение аварийных и чрезвычайных ситуаций.

Наиболее близким к предлагаемому способу исследования зон нарушения целостности железобетонных плотин гидроэлектростанций является применяемый при бурении геологоразведочных скважин способ исследования зон поглощения (нарушения целостности) горных пород (Л.М.Ивачев. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин. - М.: Недра, 1982 г. , стр. 54-64). Способ предусматривает наблюдение за положением статического уровня воды в скважине первоначально заполненной до ее устья, определение момента понижения уровня в скважине, которому соответствует возникновение зоны нарушения целостности, характеризующейся проницаемостью и которая пересечена скважиной, определение местоположения пересечения зоны нарушения со скважиной, например методом скважинной расходометрии, определение статического уровня в скважине.

Способ может быть использован и при исследовании железобетонных плотин и позволяет установить факт пересечения скважиной зоны нарушения целостности плотины, определить глубину положения и мощность зоны нарушения в интервале пересечения. Однако, как и вышеотмеченные, способ не позволяет определить пространственное положение и границы простирания зоны нарушения целостности в теле плотины; ее объем и линейные размеры; сообщение зоны с напорной или безнапорной поверхностями; вид заполняемой ее среды (вода, воздух); состояние этой среды (статическое, динамическое) и скорость среды; давление заполняемой среды. В случае сквозных проточных зон способ не позволяет оценить наличие и объем нерациональных утечек воды через них из водохранилища.

Малая информативность метода не позволяет своевременно оценить степень опасности нарушения прочности и устойчивости плотины, прогнозировать развитие зоны нарушения, разработать наиболее рациональную технологию устранения зоны нарушения целостности плотины.

Задачей предлагаемого изобретения является создание способа исследования зон нарушения целостности железобетонных плотин гидроэлектростанций, позволяющего оценить степень опасности нарушения прочности и устойчивости плотины, прогнозировать развитие зоны нарушения за счет повышения информативности исследования.

Поставленная задача достигается тем, что в известном способе определения зон нарушения целостности железобетонных плотин, предусматривающем наблюдение за положением уровня воды в наблюдательных скважинах в теле плотины, первоначально заполненных до их устья, определение момента понижения уровня в скважине или группе скважин и которому соответствует возникновение зоны нарушения целостности, характеризующейся проницаемостью и которая пересечена наблюдательной скважиной или группой скважин и простирается до поверхности плотины, определение местоположения пересечений зоны нарушения с выделенными скважинами, например методом скважинной расходометрии, определение уровня воды в скважинах с пониженным уровнем, через скважины в пересечения их с зонами нарушения поочередно с постоянным расходом нагнетают воздух до установившегося давления, которое определяют, после чего нагнетание воздуха прекращают, а давление уменьшают до нуля, измеряют установившейся уровень в скважинах и оценивают характер простирания зон нарушений в теле плотины, вид и параметры заполняющей их среды, при этом принадлежность интервала пересечения с непроточной напорной зоной нарушения определяют, если установившийся уровень в скважине совпадает с уровнем в водохранилище, а установившееся давление нагнетания воздуха в эту зону было больше нуля, принадлежность интервала пересечения с непроточной безнапорной зоной нарушения определяют, если установившийся уровень в скважине совпадает с подошвой интервала пересечения зоны нарушения со скважиной, а установившееся давление нагнетания воздуха в эту зону было равным нулю, принадлежность интервала пересечения со сквозной, проточной зоной нарушения определяют, если установившийся уровень в скважине расположен между уровнем в водохранилище и интервалом пересечения с зоной нарушения, а установившееся давление нагнетания воздуха было больше нуля, в интервале пересечения со сквозной проточной зоной нарушения определяют скорость потока по плоскости зоны нарушения, через скважины в интервалы пересечений с зонами нарушений нагнетают индикаторную среду и по ее истечению из тела плотины визуально определяют положение границ зон нарушения на поверхности плотины, при этом в качестве индикаторной среды при определении непроточной напорной и проточной сквозной зон нарушения используют подкрашенную жидкость и дополнительно пену для определения их границ на безнапорной поверхности плотины, если это имеет место, а при определении непроточной безнапорной зоны нарушения используют пену, пространственное положение зон нарушения определяют положением поверхности, которой принадлежат интервалы пересечений зон нарушений со скважинами и соответствующие им границы на поверхности плотины.

Наблюдательные скважины могут быть предусмотрены проектом и выполнены при сооружении плотины, например, с использованием скользящей опалубки.

Через наблюдательную скважину в восстающую или ниспадающую непроточную напорную зону нарушения с горизонтальным положением границы ее пересечения с напорной поверхностью плотины нагнетают индикаторную среду, причем в случае восстающей зоны в качестве индикаторной среды используют подкрашенную жидкость с плотностью меньшей, чем плотность воды, например облегченный глинистый раствор, а в случае ниспадающей зоны - подкрашенную жидкость с плотностью большей чем плотность воды, например утяжеленный глинистый раствор, фиксируют время от начала нагнетания индикаторной среды до начала ее визуально наблюдаемого истечения из границы зоны нарушения на напорной поверхности плотины, а объем пустот зоны нарушения определяют из следующего выражения: V = Q•Δt, где V - объем пустот в восстающей или ниспадающей зоне нарушения, м³; Q - производительность насоса, с которой закачивают индикаторную среду в зону нарушения через скважину, м³/мин; Δt - промежуток времени от момента начала нагнетания индикаторной среды в зону нарушения через скважину до момента начала ее истечения из границы зоны на напорной поверхности плотины, мин.

В случае пересечения скважиной двух зон нарушения, перед его осуществлением, зоны разобщают пакером с колонной труб до устья скважины.

Для определения крутопадающих поперечных зон нарушения, например совпадающих с зонами контакта плотины с береговыми примыканиями, наблюдательные скважины бурят наклонными или вертикально направленными.

Устья наблюдательных скважин располагают на поверхности береговых примыканий.

Для детализации границ зон нарушения сеть наблюдательных скважин сгущают путем бурения дополнительных скважин, а положение границы в теле плотины определяют по факту пересечения или непересечения ими зоны нарушения.

Для сокращения объемов исследований бурение дополнительных наблюдательных скважин осуществляют с отбором и документированием керна, а также организацией наблюдения за процессом промывки, при этом границы последовательно перебуриваемых интервалов пересечения с зонами нарушения предварительно определяют по возникновению небаланса нагнетаемой в скважину жидкости и выходящей из нее, величине и стабилизации небаланса, а характер нарушений - по состоянию трещиноватости и выходу керна, соответствующего интервалам пересечений с зонами нарушений.

В качестве подкрашенной жидкости используют, например, глинистый раствор или известковую воду для определения границ зон нарушения на подводной поверхности плотины.

Наблюдательные скважины после выполнения исследований используют в качестве каналов для нагнетания тампонажных материалов в интервалы зон нарушений с целью их устранения. Затампонированный интервал перебуривают, а для обеспечения готовности наблюдательной скважины для установления возникновения следующего нарушения целостности ее заполняют водой до устья.

Для снижения эрозионного разрушения стенок наблюдательных скважин в заполняемую их воду добавляют ингибирующую добавку, например полиакриламид.

Оценка характера зон нарушения железобетонных плотин (напорная непроточная, проточная, безнапорная непроточная) по значениям уровней в наблюдательных скважинах, определяемых до и после продувки скважин сжатым воздухом и с учетом положения зон пересечений скважиной зон нарушений, а также последующие целенаправленные операции с использованием индикаторных сред, позволяющие оценить положения зон нарушения, их геометрические размеры, объемы пустот, не является очевидной и определяет, по нашему мнению, изобретательский уровень предлагаемого технического решения.

Способ осуществляется следующим образом.

На фиг.1-10 приведены схемы осуществления предлагаемого способа. На фиг. 1 схематично изображена железобетонная плотина русловой гидроэлектростанции с продольно расположенными зонами нарушений и наблюдательными скважинами (условно гидротурбины с генераторами не показаны). На фиг.2 (а-е) схематично показана последовательность определения проточной, сквозной зоны нарушения: а - схема осуществления метода скважинной расходометрии (слева) и расходограмма (справа); б - схема осуществления "продувки" скважины сжатым воздухом; в - схема нагнетания в наблюдательную скважину индикаторной жидкости; г - положение статического уровня в наблюдательной скважине, расположенной ближе к безнапорной поверхности плотины; д - схема положения границы сквозной, проточной зоны нарушения на безнапорной поверхности плотины; е - схема положения границы сквозной, проточной зоны нарушения на напорной поверхности плотины. На фиг. 3(а-г) схематично показана последовательность определения непроточной напорной зоны нарушения, имеющей сообщение с водохранилищем и расположенной ниже уровня водохранилища: а - схема осуществления скважинной расходометрии (слева) и расходограмма (справа); б - схема "продувки" скважины и положение статического уровня в ней после "продувки"; в - схема нагнетания в наблюдательную скважину индикаторной жидкости; г - схема положения границы непроточной зоны нарушения на напорной поверхности плотины. На фиг.4 (а-г) схематично показана последовательность определения безнапорной зоны нарушения, имеющей сообщение с атмосферой, простирающейся до безнапорной поверхности плотины: а - схема осуществления скважинной расходометрии (слева) и расходограмма (справа): б - схема "продувки" скважины и положение статического уровня в ней после "продувки"; в - схема нагнетания в наблюдательную скважину пены; г - схема положения границы зоны нарушения на ненапорной поверхности плотины. На фиг.5 схематично показаны часть плотины с наклонной напорной зоной нарушения, одна часть которой расположена ниже уровня водохранилища, а другая часть - выше уровня водохранилища, и наблюдательная скважина, а на фиг.6 (а-д) схематично приведена последовательность определения такой зоны нарушения: а - схема осуществления скважинной расходометрии (слева) и расходограмма (справа); б - схема "продувки" скважины и положение статического уровня в ней после продувки; в - схема нагнетания в наблюдательную скважину индикаторной среды (подкрашенной жидкости или пены); г - схема положения границы зоны нарушения на напорной поверхности плотины; д - схема положения зоны нарушения на гребне плотины (вид на плотину сверху). На фиг.7 схематично изображена часть плотины с двумя зонами нарушений "пересеченных" одной наблюдательной скважиной, а на фиг.8 (а-в) схематично показана последовательность определения зон нарушения для такого случая: а - схема осуществления скважинной расходометрии (слева); б - расходограмма; в - схема разобщения двух зон нарушения "пересеченных" скважиной, их "продувки" и положений статических уровней разобщенных объемов скважины. На фиг.9 схематично изображена часть плотины и берегового примыкания с поперечно расположенными зонами нарушений (вертикальными) и наблюдательными скважинами, а на фиг.10 (а-в) схематично показана последовательность определения таких зон нарушения: а - схема положения наблюдательной скважины, "пересекающей" проточную, сквозную зону нарушения в контакте плотины с береговым примыканием и положение статического уровня в ней после "продувки" (слева), расходограмма (справа); б - схема положения наблюдательной скважины, "пересекающей" напорную, непроточную зону нарушения в контакте плотины с береговым примыканием и положение статического уровня в ней после "продувки" (слева), расходограмма (справа); в - схема положения скважины, "пересекающей" непроточную, безнапорную зону нарушения в контакте плотины с береговым примыканием и положенние статического уровня в ней после "продувки" (слева), расходограмма (справа).

На фиг.1-10 введены следующие обозначения: 1 - правое береговое примыкание плотины; 2 - левое береговое примыкание плотины; 3 - тело железобетонной плотины русловой гидроэлектростанции (водоводы гидротурбоагрегатов условно не показаны); 4 - водохранилище; 5 - поток воды в нижнем бьефе; 6,6' - наблюдательные скважины в теле плотины, "пересекающие" проточную, сквозную зону нарушения 7; 8 - наблюдательная скважина в теле плотины, пересекающая несквозную напорную зону нарушения 9; 10 - наблюдательная скважина в теле плотины, пересекающая несквозную безнапорную зону нарушения 11; 7, 9, 11 - продольные зоны нарушения в теле плотины, соответственно, сквозная (проточная), несквозная напорная и несквозная безнапорная; 8' - вариант положения несквозной, напорной зоны нарушения, при котором одна ее часть расположена ниже уровня водохранилища (заполненная водой), а другая часть - выше уровня водохранилища (заполненная воздухом); 7', 9", 11" - поперечные (вертикальные) зоны нарушения, соответственно сквозная, несквозная напорная и несквозная безнапорная; 12 - наблюдательная скважина, пересекающая две зоны нарушения; 13 - датчик скважинного расходомера; 14 - устьевая герметизирующая головка для проведения скважинной расходометрии, обеспечивающая при этом нагнетание среды в скважину; 14' - устьевая головка для нагнетания в скважину среды; 15 - блок - баланс для спуска скважинного датчика в скважину; 16 - кабель геофизический (контрольно-грузонесущий): 17 - пакер, устанавливаемый в скважине и разобщающий ее; 18 - дополнительная колонна труб, на которой пакер опускается в скважину; 19 - устьевая головка для нагнетания в скважину среды через дополнительную колонну; Δ - пересечения скважин, в т.ч. дополнительных, с непроточной безнапорной зоной нарушения; - пересечения скважин, в т.ч. дополнительных, со сквозной проточной зоной нарушения; □ - пересечения скважин, в т.ч. дополнительных, с непроточной напорной зоной нарушения; ° - пересечения скважин, в т.ч. дополнительных, с мысленно расширенной за границы поверхностей зон нарушений (не подтвердившееся пересечение).

Осуществление способа рассматривается на примере русловой плотины гидроэлектростанции с береговыми примыканиями 1 и водохранилищем 3. В теле плотины выполнены наблюдательные скважины 6, 6', 9, 10 и др. диаметром 59 мм, забои которых расположены ниже подошвы плотины на 1,5-2,0 м. Высота плотины составляет 45 м, глубина водохранилища у плотины - 39 м. Положение статического уровня воды в водохранилище - расстояние от верхней горизонтальной поверхности плотины до уровня в водохранилище составляет H_в=6 м.

При осуществлении способа наблюдательные скважины заполняются до их устья Организуют регулярный контроль за положением уровня в наблюдательных скважинах. В результате длительных наблюдений уровень находился у устья наблюдательных скважин В результате землетрясения уровень в наблюдательных скважинах 6, 6', 8, 10 понизился. С использованием уровнемера определены статические уровни Ни в этих скважинах (от поверхности плотины). Статические уровни составили соответственно для скважины 6 - Н_и= 12 м, для скважины 6' - Н_и= 32 м, для скважины 8 - Н_и= 6 м и для скважины 10 - Н_и= 28 м.

Понижения уровней в выделенных скважинах подтверждают факт возникновения новых сообщений скважин через нарушения целостности плотины и соответствующих им новых гидростатических состояний.

В выделенных скважинах определены местоположения интервалов их пересечений с зонами нарушений. Для этого использован метод скважинной расходометрии. Порядок осуществления метода и расходограммы для скважин 6, 8, 10 приведен соответственно на фиг.2а; 3а; 4а. При осуществлении метода скважинной расходометрии (на примере фиг. 2а) в скважину опускают на кабеле датчик скважинного расходомера 13, например типа TCP с диаметром 50 мм. Через устьевую головку 14 закачивают в скважину с постоянным расходом воду, при этом уровень в скважине повышается, в связи с чем нарушается гидростатическое равновесие, и вода начинает движение к зоне нарушения. Перемещая на кабеле с помощью блок-баланса 15 датчик скважинного расходомера и останавливая их в различных по глубине точках скважины, определяют расход потока Q. Расход потока воды по глубине скважины Q сохраняет значение до зоны нарушения, равное 80 л/мин (точки измерения В интервале зоны нарушения расход уменьшается и ниже подошвы зоны нарушения он равен нулю (точка ). На основании измерений расходов вычерчена расходограмма (фиг.2а, справа). На ней интервалу глубин L₁-L₂, на которой наблюдается уменьшение расхода от 80 л/мин до 0, соответствует положение места ее "ухода". Это и есть интервал пересечения скважины с зоной нарушения (L₁= 45 м, L₂= 44,8 м). Таким образом, зоной нарушения является приконтактная зона плотины с породами, слагающими основание плотины.

Методом скважинной расходометрии по аналогии определяют местоположение интервалов пересечений скважин последовательно 6', 8 и 10 с зонами нарушений. Установлено следующее положение (фиг. 3а, 4а - по скважинам 8 и 10) границ интервалов пересечений
в скважине 6' - L₁=45 м, L₂=44,8 м;
в скважине 8 - L₁=45 м, L₂=44,82 м;
в скважине 10 - L₁=32 м, L₂=31,83 м.

Датчик скважинного расходомера поднимают из скважины.

В выделенные скважины последовательно нагнетают сжатый воздух - осуществляют продувку.

Следующей операцией - продувкой наблюдательных скважин сжатым воздухом и последующими измерениями значений, установившихся после этого уровней в скважинах - устанавливается факт сообщения скважины через зону нарушения, простирающуюся до поверхности плотины, с контактирующей с ее поверхностью средой (вода, воздух) и значение давления этой среды.

Заполнение скважины водой после ее продувки воздухом до уровня, совпадающего с уровнем в водохранилище, позволяет сделать вывод о том, что наблюдательная скважина имеет пересечение с непроточной зоной нарушения, граница которой расположена на поверхности подводной части плотины, т.е. скважина посредством зоны нарушения сообщается с водохранилищем.

Скважина и водохранилище представляют собой сообщающиеся сосуды. Процесс продувки при этом (фиг.3,б) заключается в нагнетании в скважину 8 сжатого воздуха. Для осуществления продувки на устье скважины установлена устьевая головка 14'. Нагнетание воздуха осуществляют с постоянным расходом. По мере нагнетания наблюдают за постепенным повышением давления нагнетания. При этом за счет повышения давления в объеме над уровнем воды в скважине, жидкость начинает вытесняться в зону нарушения, а из нее в водохранилище, а ее уровень в скважине - понижаться. По достижении границы раздела воздух - жидкость кровли зоны нарушения 10 воздух начинает поступать в зону нарушения и далее в водохранилище и поднимается на его поверхность. Рост давления воздуха прекращается, установившееся значение его, равное 0,39 МПа, регистрируют. После этого подачу воздуха в скважину прекращают, давление в скважине снижают до нуля, устьевую головку 14' снимают с устья скважины.

По истечении 15-20 мин измерен статический (восстановившийся) уровень воды в скважине. При измерении статический уровень в скважине составил 6 м, аналогичное значение, что и до продувки скважины. Равенство статического уровня в скважине статическому уровню в водохранилище позволяет сделать вывод о том, что пересеченная скважиной зона нарушения является непроточной и напорной (сообщается с водохранилищем). Скважина и водохранилище представляют собой сообщающиеся через зону нарушения сосуды.

Заполнение скважины водой после ее продувки воздухом до уровня, расположенного между уровнем в водохранилище и интервалом пересечения с зоной нарушения, позволяет сделать вывод о том, что наблюдательная скважина имеет пересечение с проточной зоной нарушения, одна граница которой расположена на поверхности подводной напорной поверхности плотины (верхнего бьефа), а другая граница - на безнапорной поверхности нижнего бьефа плотины. При этом по плоскости зоны нарушения устанавливается поток воды из водохранилища в нижний бьеф.

Процесс продувки при этом (фиг.2,б) заключается в нагнетании в скважину 6 с постоянным расходом сжатого воздуха с использованием устьевой головки 14'. При нагнетании воздуха давление постепенно повышается, вода из скважины 6 вытесняется в зону нарушения. уровень ее в скважине понижается. По достижении уровня зоны нарушения 7 воздух поступает в нее и по зоне нарушения 7 - к поверхности плотины и далее - в контактирующую с плотиной среду. Рост давления воздуха прекращается, установившееся давление составило 0,026 МПа. По истечении времени 15-20 мин измерен уровень воды в скважине (восстановившийся), который составил 12 м (значение, аналогичное состоянию до продувки скважины). Значение статического уровня меньше, чем уровень в водохранилище. Разница уровней в водохранилище (6 м) и в скважине (12 м), равная 12 м-6 м=6 м, определяет уровень потерь напора при движении потока по плоскости проточной зоны нарушения при движении его от водохранилища до скважины 6. При этом гидростатическое давление в водохранилище уравновешивается гидростатическим давлением в скважине и гидродинамической составляющей потерь давления потока при его движении по зоне нарушения на интервале от водохранилища до скважины. Статический уровень в скважине расположен выше интервала пересечения с зоной нарушения.

Наличие двух признаков - значение статического уровня в скважине ниже, чем в водохранилище, и расположение его выше интервала пересечения скважины с зоной нарушения - позволяет сделать вывод о том, что пересеченная скважиной зона нарушения является проточной.

По аналогии после продувки определено положение уровня в наблюдательной скважине 6' (фиг.1). При этом установившийся статический уровень составил 32 м (значение, аналогичное состоянию до продувки скважины). Наличие аналогичных предыдущему случаю признаков - статический уровень в скважине ниже, чем в водохранилище, и расположение его выше интервала пересечения скважины с зоной нарушения - позволяет сделать вывод о том, что пересеченная скважиной зона нарушения является проточной. Учитывая аналогию, последовательность определения зоны нарушения не приведена.

Положение уровня воды в скважине после ее продувки, совпадающего с положением подошвы интервала пересечения скважины с зоной нарушения при установившемся давлении нагнетания воздуха при продувке, равном нулю, позволяет сделать вывод о том, что наблюдательная скважина имеет пересечение с непроточной, безнапорной зоной нарушения, граница которой расположена на ненапорной, контактирующей с окружающим воздухом поверхности плотины. То есть скважина посредством пересекаемой зоны нарушения сообщается с атмосферой.

В процессе продувки при этом (фиг.4,б) в скважину 8 нагнетают сжатый воздух с постоянным расходом. Давление воздуха в объеме скважины над уровнем повышается, уровень воды перемещается вниз. При положении уровня в интервале пересечения с зоной нарушения воздух начинает двигаться по зоне нарушения 11 к дневной поверхности. Устанавливается поток по зоне нарушения, который представляет собой смесь воздуха с водой, к поверхности плотины. При этом вода из зоны нарушения удаляется (транспортируется) "механизмом эрлифта" (Багдасаров В.Г. Теория, расчет и практика эргазлифта. - М-Л., 1947).

Вода в такой зоне нарушения не имеет сообщения с источником ее пополнения и при продувке удаляется из зоны нарушения. По мере продувки объем воды в зоне нарушения уменьшается, уменьшается и уравновешивающее ее гидростатический напор давление воздуха. При продувке вода из зоны нарушения удаляется до уровня, соответствующего положению подошвы Н_и1= 32 м интервала (31,83-32 м) пересечения скважины с зоной нарушения. После достижения этого уровня удаление воды прекратилось, а давление нагнетаемого воздуха снизилось до нуля. Таким образом, из непроточной, безнапорной зоны нарушения при продувке удаляется вода. При этом уровень ее в скважине и зоне нарушения устанавливается на глубине подошвы интервала пересечения скважины с зоной нарушения.

Установившийся уровень воды в нагнетательной скважине, соответствующий положению подошвы интервала пересечения наблюдательной скважины с зоной нарушения и нулевое значение установившегося давления воздуха при продувке скважины, являются признаками того, что пересекаемая зона нарушения является непроточной, безнапорной.

В выявленных проточных зонах нарушения 6 и 6' определяют скорости потока воды в них. Для этого в интервалы пересечений скважин 6 и 6' с зонами нарушений спускают на кабеле датчик скважинного расходомера ДАУ-6, предназначенного для определения скорости потоков по зонам поглощений, пересекающих скважину, и определяют скорости потоков. Измеренные скорости потоков составили: в интервале пересечения скважины 6 с зоной нарушения - 0,9 м/с, а в интервале пересечения скважины 6' с зоной нарушения - 0,85 м/с.

Следующей операцией определяют положение границ выявленных зон нарушений на поверхности плотины. Для этого в зоны нарушений скважин последовательно нагнетают индикаторную среду.

В проточную зону 7 (фиг.2,в), пересекающую скважину 6, нагнетают подкрашенную жидкость, например глинистый раствор (с малым содержанием глины). Подкрашенная жидкость, закачиваемая в скважину, далее поступает в зону нарушения 7, затем в водохранилище и далее - нижний бьеф 5. Границу сквозной проточной зоны нарушения 7 бьефа (Л-М, фиг.2,д) определяют визуально по истечению глинистого раствора из плотины и выполняют схему ее положения. Аналогично определяют положение границы сквозной, проточной зоны нарушения 7 на напорной поверхности плотины (К-И, фиг 2,е).

В скважину 6' нагнетают глинистый раствор, который поступает в зону нарушения и далее в водохранилище и нижний бьеф. Границы зоны на напорной поверхности плотины (К-М, фиг.2,е) и безнапорной поверхности в нижнем бьефе (Л-М, фиг. 2, д) определяют визуально по истечению из плотины глинистого раствора. Составляют схему положения границ зоны нарушения на поверхностях плотины, оценивают ее размеры.

В качестве индикаторной среды при обследовании проточных зон нарушения может быть использована пена.

Для определения границы непроточной, напорной зоны нарушения 9 (фиг.1, фиг. 3, в) в скважину 8 нагнетают подкрашенную жидкость, например глинистый раствор, который поступает в зону нарушения 9 и далее истекает из тела плотины. Границы зоны нарушения на напорной поверхности плотины определяют визуально, в том числе с использованием дистанционных, подводных телевизионных средств наблюдения.

Выполняют схему положения зоны нарушения на напорной поверхности плотины (Р-С, фиг. 3,г), оценивают ее размеры. На фиг.3 приведена схема определения непроточной, напорной зоны нарушения продольного простирания.

Для случая наклонной, напорной, непроточной зоны нарушения, одна часть которой расположена ниже уровня в водохранилище, а другая часть - выше уровня в водохранилище, схема определения зоны нарушения приведена на фиг.5 и фиг.6. При возникновении такой зоны уровень в скважине понизился и установился на глубине Н_и= 6 м (уровень в скважине совпадает с уровнем в водохранилище). На фиг.6,а справа приведена расходограмма скважины 8'. По результатам скважинной расходометрии установлено, что скважина пересекает зону нарушения в интервале (16-16,2 м). Продувкой (фиг.6,б) установлено, что после ее осуществления уровень в скважине установился на прежней отметке Н_и= 6 м, а установившееся давление при осуществлении продувки - 1,6 МПа. С учетом вышеизложенного установленные признаки - установившийся после продувки статический уровень в скважине равен уровню в водохранилище, а установившееся давление нагнетания при продувке больше нуля - позволят сделать вывод о том, что пересеченная скважиной зона нарушения является непроточной, напорной.

Для определения подводной части границы зоны нарушения на поверхности плотины в скважину нагнетали подкрашенную жидкость, например глинистый раствор (основу которого представляет вода, а красящей добавкой - небольшое количество глины) (фиг.6,в), который из скважины поступает в зону нарушения 9', а из нее - в водохранилище. Граница зоны нарушения (Т'-Ф') на напорной поверхности определена визуально и выполнена схема ее расположения (фиг.6, г).

Для определения положения границы зоны нарушения на поверхности плотины выше уровня в водохранилище в скважину нагнетают пену (фиг.6,в). Пена из скважины поступает в зону нарушения и, обладая меньшей плотностью, чем вода в зоне нарушения, поднимается вверх по зоне нарушения и истекает из нее на поверхности плотины выше уровня в водохранилище.

Граница зоны нарушения (Ф'-Р') на фиг.6,г и (С'-Р') на фиг.6,д (вид сверху) определена визуально, и выполнена схема ее расположения. Оценены размеры зон нарушения на поверхности плотины. Таким образом, для напорных, наклонных зон нарушения при определении границы их положения на подводной части поверхности плотины в пересекающую ее наблюдательную скважину нагнетают подкрашенную жидкость, а при определении границы их положения на надводной части поверхности плотины - пену.

Для определения границы непроточной безнапорной зоны нарушения 11 (фиг. 1, фиг. 4,в) на поверхности плотины в скважину 10 нагнетают пену (или подкрашенный воздух), которая из скважины поступает в зону нарушения и далее истекает из тела плотины. Положение границы зоны нарушения на безнапорной поверхности плотины определяют визуально. Выполняют схему положения зоны нарушения на безнапорной поверхности плотины (Н-О, фиг.4,г).

Следующий этап выполняют с целью определения положения зон нарушения в теле плотины. Для этого выявленные крайние точки границ их на поверхности плотины и принадлежащие им интервалы пересечения с наблюдательными скважинами мысленно соединяют. Полученный контур (контуры) образует поверхность, с которой совпадает положение определяемой зоны нарушения.

Так положение сквозной, проточной зоны нарушения 7 совпадает с поверхностью, ограниченной контуром И-К-Л-М (фиг. 1), образованным выявленной границей И-К зоны на напорной поверхности, границей Л-М зоны на безнапорной поверхности плотины и границами И-Л и К-М, образованными линиями, мысленно соединяющими крайние точки границ И-К и Л-М. Зоне принадлежат и интервалы пересечения наблюдательных скважин 6 и 6' с зоной и расположенные на указанной поверхности. Мощность (расстояние между поверхностями, образующими зону) зоны нарушения принимается равной среднему арифметическому мощности ее границ на поверхности плотины и мощности в интервалах пересечения со скважинами.

Положение непроточной, напорной зоны нарушения 9 совпадает с поверхностью, ограниченной контуром Р-□8-С (фиг.1), образованным выявленной границей Р-С зоны на напорной поверхности и точкой □8, совпадающей с интервалом пересечения наблюдательной скважины 8 с этой зоной нарушения.

Положение непроточной безнапорной зоны нарушения 11 совпадает с поверхностью, ограниченной контуром Н-Δ10-О (фиг. 1), образованным выявленной границей Н-O зоны на безнапорной поверхности и точкой Δ8, совпадающей с интервалом пересечения наблюдательной скважины 8 с этой зоной нарушения.

В случае, если наблюдательная скважина имеет пересечения с двумя зонами нарушения (фиг. 7 и фиг.8), при осуществлении предлагаемого способа их вначале разобщают. При понижении уровня воды в скважине фиг.8,а (уровень Н_и в скважине установился на глубине 8 м). Выполнена скважинная расходометрия скважины, расходограмма которой приведена на фиг.8,б. Из расходограммы можно видеть, что наблюдательная скважина имеет пересечения с двумя зонами нарушения, а интервалы пересечений расположены L₁-L₂ на глубине (12-12,1) м, и L₃-L₄ на глубине (44,8-45) м.

В скважину на колонне труб 18 опущен пакер, герметизирующий элемент которого 17 установлен между зонами нарушений 7 и 9'. После распакеровки элемента 17 зоны нарушения 7 и 9' разобщены, при этом установились гидростатические равновесия, определяемые характером зон нарушений. Статический уровень в кольцевом канале между стенками скважины и колонной труб, имеющим сообщение с зоной 9', установился на отметке Н_и2=Н_в=6 м и совпадает с уровнем водохранилища. Статический уровень в колонне труб, имеющей сообщение с зоной 7, установился на отметке 12 м.

В результате последующей операции продувки зон нарушения 8 и 9' соответственно через устьевые головки 19 и 14 определено, что установившиеся уровни Н_и1 и Н_и2 приняли положение, что и до промывки 6 и 12 м соответственно. При этом установившееся давление нагнетания воздуха в процессе продувки превышало нулевое значение.

Для зоны нарушения 9' наличие указанных признаков позволяет сделать вывод, что она является напорной, непроточной. Для зоны нарушения 7 наличие указанных признаков позволяет сделать вывод о том, что она является проточной, сквозной.

В последующем определение местоположения границ зон нарушения на поверхности плотины (фиг.7. И-К и Л-М - зоны 7 и Р-С - зоны 9') осуществляют при их разобщении по аналогии, соответственно для зоны 10', как для напорной зоны по схеме согласно фиг.3 и для зоны 7, как для сквозной проточной зоны по схеме согласно фиг.2.

Далее определяют положение зон нарушения в теле плотины по положению поверхности, ограниченной контурами И-К-Л-М (зоны 7) и Р -□-С (зоны 9').

Установлено, что граница Р-С (фиг.7) напорной непроточной зоны 9' на напорной поверхности плотины имеет горизонтальное расположение, а глубина положения границы составляет 8 м, протяженность трещины 7 м, а ее раскрытие 0,1 м. Поскольку глубина положения пересечения наблюдательной скважины с зоной нарушения 9' составляет 12-12,1 м, то она является ниспадающей относительно пересечения с напорной поверхностью плотины. Для определения объема пустот зоны 9' в нее через наблюдательную скважину закачивали индикаторную среду. Для ниспадающей зоны в качестве нее выбран глинистый раствор с содержанием твердой фазы, обеспечивающим плотность, равную 1,2 г/см³. В процессе нагнетания утяжеленной жидкости через скважину, обладая большей плотностью, он движется в нижнюю часть зоны 9', вытесняя из нее воду в водохранилище. По мере заполнения зоны уровень нагнетаемого в нее глинистого раствора повышается, перемещаясь к границе зоны на напорной поверхности плотины. Глинистый раствор закачивали в зону 9' через наблюдательную скважину насосом с производительностью Q= 0,12 м³/мин. Момент полного заполнения объема пустот зоны нарушения глинистым раствором определяли по началу истечения его из границы пересечения с напорной поверхностью плотины. Промежуток времени Δt от начала нагнетания глинистого раствора до момента начала истечения его из границы зоны на напорной поверхности плотины составил 34 мин. Объем пустот зоны нарушения 9' определен согласно выражению
V=Q•Δt;
V=0,12 м³/мин•34 мин=4,08 м³.

Знание объема пустот зоны нарушения (трещины) необходимо для решения технологических задач, например для определения объема тампонажного материала, необходимого для последующего тампонирования зоны нарушения.

Кроме того, знание объема пустот позволяет оценить площадь зоны нарушения и ее влияние на устойчивость и прочностные характеристики плотины.

Для зоны 9' установлено, что среднее раскрытие ее представленной трещиной составляет 0,1 м (по визуальному наблюдению на напорной поверхности плотины и по результатам скважинной расходометрии). Распространяя, предположительно, значение раскрытия, равное 0,1 м, на всю зону нарушения может быть определена площадь простирания зоны нарушения в теле плотины по известному выражению
S=V/d,
где S - площадь простирания зоны нарушения в теле плотины, ²;
V - объем пустот в зоне нарушения, м³;
d - раскрытие зоны нарушения, м.

S=4,08м³/0,1 м=40,8 м².

В случае исследования крутопадающих зон нарушений, например приуроченных к контактам плотины с береговыми примыканиями, наблюдательные скважины бурят наклонными или направленными. Целесообразно устья таких скважин располагать на поверхности береговых примыканий, ввиду того, что часто в теле плотины установлено оборудование или инженерные коммуникации. Пример поясняется фиг. 9 и 10.

Наблюдательные скважины (фиг.9) 6, 8, 10 диаметром 59 мм, устья которых расположены на поверхности бокового примыкания 1, пробурены наклонными, глубины скважин такие, что ими перебурена (пересечена) зона контакта плотины 3 с береговым примыканием 1. Эта зона совпадает с плоскостью, обозначенной а-б-д-е. В рассматриваемом примере вертикальные плоскости, с которыми совпадают траектории скважин, перпендикулярны плоскости контакта плотины 3 с береговым примыканием 1. На фиг.10а, б, в приведены разрезы окрестностей контактов с наблюдательными скважинами соответственно 6, 8, 10 по указанным плоскостям и соответствующие им расходограммы. Скважины 6, 8, 10 имеют углы наклона α₁ = 50°, α₂ = 34°, α₃ = 38° соответственно. Ось OL на расходограммах совпадает с линей пересечения соответствующей вертикальной плоскости с плоскостью контакта плотины с береговым примыканием. В рассматриваемом примере азимуты наблюдательных скважин условные, при этом за начальные направления принято направление, совпадающее с вертикальными плоскостями (в общих случаях азимуты могут быть истинными или магнитными), а азимутальные углы равны нулю.

Первоначально наблюдательные скважины 6, 8, 10 (фиг.9, 10) заполнены водой, статический уровень в них находится у устья. При очередном осмотре обнаружено, что уровни в скважинах понизились, их измерениями установлено, что уровни в скважинах расположены на глубинах l₁=15,7 м; l₂=10,7 м; l₃= 16,24 м, соответствующие им рассчитанные с учетом углов наклонов скважин (Н_и= l•cosα) расстояния по вертикали Н_и1=12 м; Н_и2=6 м; Н_и3=10 м.

Выполнена скважинная расходометрия в скважинах 6, 8, 10, по результатам которой установлено положение границ зон нарушений соответственно (56,1) м, (16,1) м, (16,25) м. По вертикали, с учетом углов наклона скважин, эти расстояния составили исходя из соотношения OZ = γZsinα; OZ₁=43 м; OZ₂=9 м; OZ₃= 10 м.

Равенство расстояний от устьев скважин 6, 8, 10 до контакта плотины с береговым примыканием γ₁o=36 м; γ₂o=13,35 м; γ₃o=12,8 м, измеренных на поверхности рассчитанным исходя из очевидного соотношения γo = γcosα, позволяет утверждать, что выявленные зоны нарушения расположены в окрестности контакта плотины с береговым примыканием.

Выполнена продувка скважины, после которой определено положение уровня в скважинах, которые составили для скважин 6, 8, 10 соответственно 15,7 м; 10,7 м; 16,24 м. Установившееся давление нагнетания воздуха при продувке скважин 6 и 8 было больше нулевого значения, а скважины 10 - равное нулю. С учетом вышеизложенного при рассмотрении примеров с продольным простиранием зон нарушения, выявленные по скважинам 6, 8, 10 признаки позволяют сделать вывод, что интервалы, имеющие пересечения со скважиной 6 принадлежит сквозной проточной зоне, со скважиной 8 принадлежит непроточной напорной зоне, со скважиной 10 - непроточной безнапорной зоне.

В интервале пересечения скважины 6 с зоной нарушения 7' с использованием скважинного расходомера ДАУ-6 определена скорость потока по плоскости зоны нарушения, которая составила 0,9 м/с.

Определены границы зон нарушения на поверхности плотины, для этого в скважины 6, а также 8 нагнетали глинистый раствор, а в скважину 10 - пену и по истечению нагнетаемых сред определены размеры и положение границ соответствующих зон нарушения на поверхности. Границы (фиг.9) И-К и Л-М принадлежат сквозной проточной зоне 7', граница Р-С - непроточной напорной зоне 9 и граница O-С=H - непроточной безнапорной зоне 11'.

По положению границ зон нарушения на поверхности плотины и принадлежащих им пересечений с соответствующими скважинами определяют положение поверхностей и их границ и с которыми совпадает положение зон нарушения.

По аналогии с рассмотренной схемой определения зон нарушения с продольным простиранием для определения пустот в восстающей или ниспадающей непроточной напорной зоны нарушения с горизонтальным положением границы ее пересечения с напорной поверхностью плотины через наблюдательную скважину в эту зону нарушения нагнетают индикаторную среду, причем в восстающую скважину нагнетают подкрашенную среду с плотностью меньшей, чем плотность воды, например облегченный глинистый раствор, а в ниспадающую зону - подкрашенную среду с плотностью большей, чем плотность воды, например утяжеленный глинистый раствор. Фиксируют время от начала нагнетания индикаторной среды до начала ее визуально наблюдаемого истечения из границы зоны нарушения на напорной поверхности плотины, а объем пустот зоны нарушения определяют из следующего выражения:
V = Q•Δt,
где V - объем пустот в восстающей или ниспадающей зоне нарушения, м³;
Q - производительность насоса, с которой закачивают индикаторную среду в зону нарушения через скважину, м³/мин;
Δt - промежуток времени от момента начала нагнетания индикаторной среды в зону нарушения через скважину до момента начала ее истечения из границы зоны на напорной поверхности плотины, мин.

Для уточнения положения границ зон нарушения в теле плотины могут быть пробурены дополнительные наблюдательные скважины. При этом положение контура границы зоны нарушения определяют положением крайних скважин, имеющих пересечение с зоной нарушения.

На фиг. 1 и 9 интервалы пересечений дополнительных наблюдательных скважин, определяющих контуры зон нарушения, обозначены следующими символами:
□ - непроточных, напорных зон нарушения;
- сквозных, проточных зон нарушения;
Δ - непроточных, безнапорных зон нарушения.

Символом о на фиг.1 и 9 обозначены не совершившиеся предполагаемые пересечения зон нарушения дополнительными наблюдательными скважинами.

При бурении дополнительных скважин выполняют наблюдение за промывкой (количество закачиваемой и выходящей из нее воды) и состоянием керна. При этом границы последовательно перебуриваемых интервалов пересечений с зонами нарушения, предварительно определяют по возникновению небаланса нагнетаемой в скважину жидкости и выходящей из нее, величине и стабилизации небаланса. Характер зоны нарушения дополнительно подтверждается состоянием трещиноватости керна, соответствующего интервалам пересечений с зонами нарушений.

Наблюдательные скважины после выполнения исследований используют в качестве каналов для нагнетания тампонажных составов в интервалы зон нарушения для их устранения. После выполнения тампонирования затампонированные интервалы перебуривают и скважины заполняют водой до их устья.

По предлагаемому способу выявленные в процессе определения зон нарушения сведения - местоположение, границы, площадь и характер простирания; объем пустот; раскрытие трещин; заполняемая среда и ее давление - составляют более полную информацию для оценки изменения прочностных характеристик плотины, связанных с наличием своевременно выявленных зон нарушения, а также позволяют выбрать наиболее рациональную технологию устранения зон нарушений.

Формула изобретения

1. Способ определения зон нарушения целостности железобетонных плотин, включающий наблюдение за положением уровня воды в наблюдательных скважинах в теле плотины, первоначально заполненных до их устья, определение момента понижения уровня в скважине или группе скважин, которому соответствует возникновение зоны нарушения целостности, характеризующейся проницаемостью и которая пересечена наблюдательной скважиной или группой скважин и простирается до поверхности плотины, определение местоположения пересечений зоны нарушения с выделенными скважинами, например, методом скважинной расходометрии, определение уровня воды в скважинах с пониженным уровнем, отличающийся тем, что через скважины в пересечения их с зонами нарушения поочередно с постоянным расходом нагнетают воздух до установившегося давления, которое определяют, после чего нагнетание воздуха прекращают, а давление уменьшают до нуля, измеряют установившийся уровень в скважинах и оценивают характер простирания зон нарушений в теле плотины, вид и параметры заполняющей их среды, при этом принадлежность интервала пересечения с непроточной напорной зоной нарушения определяют, если установившийся уровень в скважине совпадает с уровнем в водохранилище, а установившееся давление нагнетания воздуха в эту зону больше нуля, принадлежность интервала пересечения с непроточной безнапорной зоной нарушения определяют, если установившийся уровень в скважине совпадает с подошвой интервала пересечения зоны нарушения со скважиной, а установившееся давление нагнетания воздуха в эту зону равно нулю, принадлежность интервала пересечения со сквозной проточной зоной нарушения определяют, если установившийся уровень в скважине расположен между уровнем в водохранилище и интервалом пересечения с зоной нарушения, а установившееся давление нагнетания воздуха больше нуля, в интервале пересечения со сквозной проточной зоной нарушения определяют скорость потока по плоскости зоны нарушения, через скважины в интервалы пересечений с зонами нарушений нагнетают индикаторную среду и по ее истечению из тела плотины визуально определяют положение границ зон нарушения на поверхности плотины, при этом в качестве индикаторной среды при определении непроточной напорной и проточной сквозной зон нарушения используют подкрашенную жидкость и дополнительно пену для определения их границ на безнапорной поверхности плотины, если это имеет место, а при определении непроточной безнапорной зоны нарушения используют пену, пространственное положение зон нарушения определяют положением поверхности, которой принадлежат интервалы пересечений зон нарушений со скважинами и соответствующие им границы на поверхности плотины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что через наблюдательную скважину в восстающую или ниспадающую непроточную напорную зону нарушения с горизонтальным положением границы ее пересечения с напорной поверхностью плотины нагнетают индикаторную среду, причем в случае восстающей зоны в качестве индикаторной среды используют подкрашенную жидкость с плотностью, меньшей, чем плотность воды, например облегченный глинистый раствор, а в случае ниспадающей зоны - подкрашенную жидкость с плотностью, большей, чем плотность воды, например утяжеленный глинистый раствор, фиксируют время от начала нагнетания индикаторной среды до начала ее визуально наблюдаемого истечения из границы зоны нарушения на напорной поверхности плотины, а объем пустот зоны нарушения определяют из следующего выражения:

V=Q•Δt,

где V - объем пустот в восстающей или ниспадающей зоне нарушения, м³;

Q - производительность насоса, с которой закачивают индикаторную среду в зону нарушения через скважину, м³/мин;

Δt - промежуток времени от момента начала нагнетания индикаторной среды через скважину в зону нарушения до момента начала ее истечения из границы зоны на напорной поверхности плотины, мин.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае пересечения скважиной двух зон нарушения перед его осуществлением зоны разобщают пакером с колонной труб до устья скважины.

4. Способ по любому из пп.1 и 3, отличающийся тем, что наблюдательные скважины бурят наклонными или вертикально направленными.

5. Способ по любому из пп.1, 3 и 4, отличающийся тем, что устья наблюдательных скважин располагают на поверхности береговых примыканий.

6. Способ по любому из пп.1, 3-5, отличающийся тем, что сеть наблюдательных скважин сгущают путем бурения дополнительных скважин, а положение границы в теле плотины определяют по факту пересечения или непересечения ими зоны нарушения.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что бурение дополнительных наблюдательных скважин осуществляют с отбором и документированием керна, а также организацией наблюдения за процессом промывки, при этом границы последовательно перебуриваемых интервалов пересечений с зонами нарушения предварительно определяют по возникновению небаланса нагнетаемой в скважину жидкости и выходящей из нее, величине и стабилизации небаланса, а характер нарушений - по состоянию трещиноватости и выходу керна, соответствующего интервалам пересечений с зонами нарушений.

8. Способ по любому из пп.1, 3-7, отличающийся тем, что наблюдательные скважины после выполнения исследований используются в качестве каналов для нагнетания тампонажных материалов в интервалы зон нарушения для их устранения.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве подкрашенной жидкости используют, например, глинистый раствор или известковую воду для определения границ зон нарушения на подводной поверхности плотины.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8, Рисунок 9, Рисунок 10

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины заподдержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 29.09.2009

Дата публикации: 10.12.2011

---