КЛАПАН, *клапан, **valve, ***Ventil, Klappe – деталь, заслінка або пристрій для управління витратами газу, пари або рідини в машинах і трубопроводах шляхом зміни площі прохідного перерізу. Застосовують К. для створення перепаду тиску (дросельні К.), для запобігання зворотного потоку рідини (зворотні К.), часткового випускання газу, пари або рідини при надмірному підвищенні тиску (запобіжні К.), регулювання тиску або витрат (регулюючі К.), зниження тиску і його стабілізації (редукційні К.). Крім того, К. застосовують як запірну арматуру для герметичного відключення трубопроводів, технологічних апаратів, теплоенергетичних установок тощо. Див. вентиль.

КЛАПАН-ВІДСІКАЧ СВЕРДЛОВИННИЙ, *скважинный клапан-отсекатель; **well cutoff valve; ***Bohrlochschnellschluβventil, Bohrlochschnellschlussventil – клапан, який встановлюється в колоні насосно-компресорних труб і перекриває свердловину під час розгерметизації гирла або за сигналом із станції управління.

КЛАПАН ГАЗЛІФТНИЙ, *газлифтный клапан; **gaslift valve; ***Gasliftventil – клапан, призначений для пуску в роботу газліфтних і освоєння фонтанних свердловин, а також для подавання газу в підіймальні труби при нормальній роботі газліфтних свердловин. К.г. класифікують: а) за призначенням – пускові і робочі; б) за способом кріплення до насосно-компресорних труб – стаціонарні (зовнішні; кріпляться на колоні труб зовні); знімні (внутрішні; кріпляться всередині газліфтних свердловинних камер; в) за принципом дії - керовані тиском або газу, або рідини; диференціальні (керовані перепадом тиску); г) за конструктивним виконанням - сильфонні; пружинні; комбіновані.

КЛАПАНУ ГАЗЛІФТНОГО ТАРУВАННЯ, *тарирование газлифтного клапана; **calibration of gas lift valve; gauging of gas lift valve; ***Eichung des Gasliftventils – перевірка в лабораторних умовах на стенді можливості спрацювання клапана газліфтного за термодинамічних умов на глибині його розміщення в газліфтній (чи фонтанній) свердловині в ході подавання стиснутого газу. К.г.т. здійснюють за величинами відповідно номінального тиску тарування і тиску азоту в сильфоні за лабораторних умов тарування:

,

де р_{к.відкр} - тиск відкривання клапана газліфтного, що створюється стиснутим газом у затрубному просторі свердловини; р_тр - тиск газорідинної суміші в підіймальних трубах; k _к, k _с - конструктивний коефіцієнт відповідно клапана і сильфона; k_t - температурний коефіцієнт як відношення температур в точці розміщення клапана у свердловині і в лабораторії під час тарування клапана.

КЛАПАНУ ГАЗЛІФТНОГО ТРУБНИЙ ЕФЕКТ, *клапана газлифтного трубный эффект; **pipe effect of gas lift valve; ***Rohreffekt des Gasliftventils – наслідок підвищення тиску в підіймальних трубах навпроти закритого клапана газліфтного під час надходження газу в наступний клапан газліфтний в ході пуску подаванням стиснутого газу газліфтної (чи фонтанної) свердловини в експлуатацію, який може призвести до відкриття цього клапана. Щоб цей клапан був закритий під час подавання газу через наступний клапан, тиск газу, який закачують, знижують на величину трубного ефекту. К.г.т.е. визначають за формулою:

,

де - найменший тиск газорідинної суміші у підіймальних трубах на глибині L_i розміщення і-го газліфтного клапана під час надходження газу в ці труби через цей клапан; - відповідно найбільший тиск, але під час надходження газу через (і+1)-й клапан при закритому і-тому клапані; k_кі - коефіцієнт і-го клапана.

КЛАРЕН, *кларен, **clarain, ***Halbglanzkohle, Clarit - літогенетичний тип (літотип) викопного вугілля, блискучий інгредієнт, що макроскопічно розрізнюється. У неоднорідному вугіллі утворює смуги різної товщини, іноді складає суцільні пласти вугілля. Тріщинуватий, крихкий. Колір К. чорний, злам нерівний, текстура смугаста. За фіз. і хім. властивостями при однаковому ступені вуглефікації наближається до вітрену. У складі К. переважають (понад 75%) геліфіковані мікрокомпоненти групи вітриніту при зниженому вмісті ліпоїдних (групи лейптиніту) і фюзенізованих (групи інтертиніту) мікрокомпонентів.

КЛАРКЕЇТ, КЛАРКІТ, *кларкит, кларкит; **clarkeite, ***Clarkeit – мінерал, оксигідрооксид урану групи кюриту. Склад: (Na₂,Ca,Pb)U₂(O,OH)₇. Домішки – калій. Утворює суцільні маси, Тв.4-4,5. Густина 6,39. Блиск восковий. Колір темний, червонувато-коричневий. Риска жовтувато-коричнева. Прозорий. Рідкісний. Зустрічається як продукт гідротермальних змін уранініту у Північній Кароліні (США), де асоціює з беккерелітом, гумітом, іантинітом і уранофаном.

КЛАРКИ ЕЛЕМЕНТІВ, *кларки элементов, **percent abundance of elements; ***Clarke-Zahl von Elementen - система усереднених вмістів, що характеризують поширеність хімічних елементів у великій геохім. системі (в земній корі, літосфері, атмосфері, гідросфері, біосфері, на Землі загалом або в космосі). У більш вузькому розумінні - числа, які вказують середній вміст хімічних елементів у даному космічному тілі. Виражається в масових, об'ємних, атомних відсотках (%), промілле (^о/_оо), мільйонних частках (г/т) або по відношенню до вмісту одного з елементів, найбільш поширеного, напр., кремнію. Узагальнення даних за хім. складом г.п., що складають земну кору, з урахуванням їх поширення до глиб. 16 км, уперше було зроблено амер. вченим Ф.У.Кларком (1889). Термін (на честь Ф.У.Кларка) і сучасна концепція кларків запропоновані О.Є.Ферсманом у 1923 р. Найбільш повне зведення кларків і оригінальні оцінки сер. вмістів елементів у різних типах г.п. і земній корі належать О.ЄФерсману (1933), О.П.Виноградову (1949, 1956, 1962), амер. вченому З.Р.Тейлору (1964) та ін. У космосі різко переважають найпростіші елементи Н і Не (99,99%), в земній корі (99%) - О, Al, Fe, Ca, Mg, Na, К, Ti, Mn, Н, в гідросфері О і Н. У певній залежності від кларків знаходиться загальний вміст елементів в геохім. системах, загальні запаси тих або інших металів і руд в земній корі, масштаби родовищ, к-ть мінералів кожного елемента, поведінка елементів у геохім. процесах. Від прізвища амер. вченого Ф.У.Кларка. Див. також ноокларк, елементи хімічні, Земля, кларк концентрації.

Кларк концентрації (згідно з В.І.Вернадським) - відношення сер. вмісту хім. елемента в родовищі або будь-якому об'єкті природи (мінералі, породі, руді, організмі) до кларку цього елемента в земній корі, що характеризує міру його концентрації або розсіяння в даному об'єкті або природному процесі. Кларки концентрації кожного елемента варіюють в тисячі разів, а при формуванні руд і рудних мінералів іноді в мільйон разів.

КЛАС КРУПНОСТІ, *класс крупности, **size grade, ***Kornklasse, Größenklasse - сукупність частинок мінералу, обмежених верхнім та нижнім граничними розмірами. Розділення на К.к. провадиться для роздільного збагачення (підготовча класифікація) або використання кожного К.к. окремо (розсортування). Визначається двома лінійними величинами, що означають розмір отвору сита: менший - через який не проходить жодна частинка даного матеріалу, більший - через який проходять найкрупніші частинки (шматки, грудки, зерна) матеріалу.

КЛАС МІНЕРАЛІВ, *класс минералов, **class of minerals, ***Klasse von Mineralien – систематична одиниця в мінералогії, яка виділяється в межах типів за провідним електронегативним елементом або радикалом у складі мінералів, а в окремих випадках – за типом сполук. Весь мінеральний світ поділяється на 20 класів: 1) прості речовини; 2) карбіди, силіциди, нітриди і фосфіди; 3) арсеніди, антимоніди і вісмутиди; 4) телуриди; 5) сульфіди і селеніди; 6) оксиди; 7) гідроокиси і гідрати; 8) силікати; 9) борати; 10) фосфати, берилофосфати і арсенати; 11) ванадати; 12) вольфрамати і молібдати; 13) телурати і хромати; 14) карбонати; 15) сульфати; 16) йодати; 17) нітрати; 18) хлориди, броміди і йодиди; 19) флуориди; 20) органічні сполуки.

КЛАС ТОЧНОСТІ, *класс точности, **accuracy rating, accuracy class; ***Genauigkeitsklasse, Meβgenauigkeitsklasse, Toleranzgruppe, Präzisionsklasse, Genauigkeitsklasse - узагальнена характеристика засобу вимірювальної техніки, що визначається границями його допустимих основної і додаткових похибок, а також іншими характеристиками, що впливають на його точність, значення яких регламентуються.

КЛАСИФІКАТОР, *классификатор, **classifier, ***Klassierer, Sichter, Klassifikator - безситовий апарат, яким мінеральні суміші поділяють на класи крупності (під впливом сили ваги, відцентрових сил) залежно від розміру, форми або густини частинок. У залежності від діючих сил розрізняють К.: гравітаційні, пневматичні, електричні та відцентрові; в залежності від комбінації діючих сил і способу розвантаження: з механічним розвантаженням пісків - гравітаційні механічні (рейкові, спіральні, чашкові, дражні, гідроосцилятори), відцентрові (шнекові відсаджувальні центрифуги); з самотічним розвантаженням пісків - гравітаційні (гідравлічний класифікатор), відцентрові (гідроциклон, центрифуга). До гравітаційних К. відносять також багер-зумпфи, радіально та циліндро-конічні згущувачі, пірамідальні відстійники. Найбільше розповсюдження на рудних і вуглезбагач. ф-ках отримали мокрі механічні спіральні К. для класифікації в циклах подрібнення і підготовки вихідного матеріалу до флотації. Спіральний К. являє собою похиле корито, в якому вміщені один або два обертові вали з насадженими на них стрічковими спіралями, виконаними по ґвинтовій лінії (зануреними або незануреними в пульпу). Пульпа подається в ниж. третину корита К., піски, що осіли за допомогою спіралей, видаляються і частково збезводнюються. Тонкі частинки, що не встигли осісти, переходять у злив. Тонина зливу залежить від наявності глинистих шламів, що збільшують в'язкість, густину і ступінь розрідження пульпи, а також швидкість обертання спіралей і нахил корита. Продуктивність К. залежить г.ч. від площі дзеркала пульпи, тобто визначається шириною, висотою лобової стінки і нахилом корита, і від необхідної крупності твердої фази у зливі, густини і в'язкості пульпи. Спіральні К. відрізняються простою і надійною конструкцією, їх важлива перевага - підйом пісків вище точки надходження живлення, що дозволяє компонувати замкнений цикл подрібнення без додаткових транспортуючих пристроїв.

КЛАСИФІКАТОР ГІДРАВЛІЧНИЙ - Див. гідравлічні класифікатори.

КЛАСИФІКАТОР ЕЛЕВАТОРНИЙ, *классификатор элеваторный, **elevator classifier, ***Elevatorklassierer – класифікатор для попереднього зневоднення дрібного вугільного концентрату і класифікації його за гідравлічною крупністю, яка приблизно дорівнює 0,5 мм. Застосування К.е. спрощує схему зневоднення дрібного вугільного концентрату і класифікації шламів. Інша назва – багер-зумпф.

КЛАСИФІКАТОР ЕЛЕКТРИЧНИЙ, *классификатор электрический, **electric classifier, ***elektrischer Klassierer – класифікатор, в якому вихідний матеріал розподіляється за крупністю в електростатичному полі або полі коронного розряду.

КЛАСИФІКАТОР МАГНІТНИЙ, *классификатор магнитный, **magnetic classifier, ***Magnetklassierer - класифікатор для мокрої класифікації і згущення, в якому вихідний матеріал підлягає намагнічуванню і флокуляції, а потім розподіленню на немагнітний злив і магнітний осад методом устоювання.

КЛАСИФІКАТОР МЕХАНІЧНИЙ, *классификатор механический, **mechanical classifier, ***mechanischer Klassierer - класифікатор для мокрої класифікації, в якому робочим органом є похиле корито з механічним розвантажним пристроєм.

КЛАСИФІКАТОР ПОВІТРЯНИЙ, *классификатор воздушный, **air classifier, ***Windklassierer - класифікатор, в якому вихідний матеріал розподіляється за крупністю в потоках газу.

КЛАСИФІКАТОР СКРЕБКОВИЙ, *классификатор скребковый, **drag classifier, ***Kratzerklassierer, Kratzklassierer, Schaberklassierer – гідравлічний класифікатор для розділення за крупністю дрібних та тонких класів мінералів, в якому осілий у кориті грубий продукт транспортується конвеєром скребковим по похилій площині до розвантажувального пристрою, з одночасним його зневодненням. Відоме застосування К.с. для знешламлення вугільної пульпи перед збагаченням.

КЛАСИФІКАТОР СПІРАЛЬНИЙ, *классификатор спиральный, **spiral classifier, ***Spiralklassierer - гідравлічний класифікатор для розділення за крупністю дрібних та тонких класів мінералів, в якому осілий у кориті грубий продукт вивантажується примусовим переміщенням його по похилому жолобу конвеєром шнековим (ґвинтом). К.с. здебільшого застосовують у замкнутому циклі з кульовими або стержневими млинами у схемах мокрого подрібнення руд.

КЛАСИФІКАТОР ЧАШКОВИЙ, *классификатор чашечный, **bowl classifier, ***Schüsselklassierer – апарат з циліндро-конічною чашею для гідравлічної класифікації полідисперсної суспензії в гравітаційному полі. За будовою подібний до радіального згущувача з центральним приводом граблин, що переміщують до центрального вивантажувального отвору осілий грубозернистий матеріал.

КЛАСИФІКАЦІЯ, *классификация, **classifying, sizing, ***Sortieren, Sichten, Klassieren, Klassierung - процес розділення (сепарації) подрібнених матеріалів у рідинному або повітряному середовищі на основі відмінності в швидкостях падіння (осідання) частинок різного розміру, форми і густини. Мета - отримання продуктів різного ґранулометричного складу і густини. К. застосовують у гірничій промисловості, переважно при збагаченні руд чорних і кольорових металів, вугілля і т.п. для забезпечення оптим. крупності продуктів при подальшій обробці, в т.ч. перед гравітац. збагаченням і флотацією. Крупність частинок, що розділяються, як правило, становить 1 мм - 40 мкм. Матеріал крупніший 3 мм (при збагаченні вугілля крупністю до 13 мм) класифікується рідко. За технол. призначенням К. розділяють на: с а м о с т і й н у (остаточну) для відділення грубозернистого матеріалу від мулистих і глинистих частинок, отримання готових продуктів, сортність яких визначається крупністю; п і д г о т о в ч у - для розділення тонкозернистих матеріалів на окр. класи крупності перед їх збагаченням гравітац. або флотац. процесами. При подрібненні виділяють К.: п о п е р е д н ю - відділення великих частинок для подальшого їх подрібнення; к о н т р о л ь н у, або п е р е в і р о ч н у - виділення великих частинок (пісків) з подрібненого матеріалу для подальшого їх доподрібнення в замкненому циклі; с у м і щ е н у - попередню і контрольну (перевірочну), коли обидві операції об'єднані в одну при подрібненні в замкненому циклі. У залежності від середовища, в якому відбувається розділення частинок, розрізняють м о к р у (гідравлічну) і с у х у (пневматичну) К. За принципом розділення виділяють К. г р а в і т а ц і й н у (з розділенням частинок у полі сили тяжіння) і в і д ц е н т р о в у (з розділенням в полі відцентрової сили). Розрізняють також К. с и т о в у (грохочення) та б е з с и т о в у. Теорія К. базується на вивченні і кількісному описі переміщення частинок в рідкому або повітряному середовищі, зокрема для дрібних частинок на основі закону Стокса. Ефективність К. залежить від розподілу рідкої фази по продуктах К., нерівномірності швидкостей потоку і його турбулентності по перетину класифікатора, форми і густини частинок, а також конструктивних параметрів класифікаторів. Утруднення К. виникають зі зменшенням розміру частинок. Дуже тонкі (менше 10 мкм) частинки сильніше злипаються одна з одною - коагулюють або флокулюють. Для чіткого розділення тонких частинок необхідно їх роз'єднати, пептизувати додаванням реаґентів, що запобігають злипанню тонких частинок.

КЛАСИФІКАЦІЯ ВОД ЗА О.А.АЛЕКІНИМ, *классификация вод по О.А.Алекину; **O.A.Alekin’s classification; ***O.A.Alekin–Klassifikation – розподіл природних вод на основі принципу поділу хімічного складу води за переважаючими йонами з поділом за кількісним співвідношенням між ними. Переважаючими вважаються йони з невеликим відносним вмістом у відсотках в перерахунку на кількість речовини еквівалента. За переважаючим аніоном природні води поділяють на 3 класи: 1) гідрокарбонатних та карбонатних вод (більша частина маломінералізованих вод річок, озер, водосховищ та деякі підземні води); 2) сульфатних вод (проміжні між гідрокарбонатними та хлоридними водами, що генетично пов’язані з різними осадовими породами); 3) хлоридних вод (високомінералізовані води океану, морів, солоних озер, підземні води закритих структур тощо). Кожен клас за переважаючим катіоном підрозділяється на три групи: кальцієву, магнієву та натрієву. Кожна група в свою чергу підрозділяється на чотири типи вод, що визначаються співвідношенням між вмістом йонів у відсотках в перерахунку на кількість речовини еквівалента:

І. НСО₃^->Ca²⁺+Mg²⁺;

ІІ. HCO₃^-<Ca²⁺+Mg²⁺<HCO₃^-+SO₄^2-;

ІІІ. HCO₃^-+SO₄^2-<Ca²⁺+Mg²⁺ або Cl^->Na⁺;

IV. HCO₃^- = 0.

Води типу І утворюються в процесі хімічного вилуговування вивержених порід або при обмінних процесах йонів кальцію та магнію на йон натрію. Найчастіше вони маломінералізовані, виняток складають води безстічних озер. Води типу ІІ змішані. Їх склад може бути пов’язаний генетично як з осадовими гірськими породами, так і з продуктами вивітрювання вивержених порід. До цього типу належить вода більшості рік, озер та підземні води з малою та помірною мінералізацією. Води типу ІІІ метаморфізовані. Вони включають будь-яку частину сильно мінералізованих природних вод або вод, що піддаються катіонному обміну йонів натрію на йони кальцію та магнію. До цього типу належить вода океанів, морів, лиманів (морських), реліктових водоймищ тощо. До ІV типу вод, що характеризується відсутністю , належать кислі води - болотні, шахтні, вулканічні або води, що дуже забруднені промисловими стічними водами. Води типу ІV належать тільки до сульфатного та хлоридного класів, де не може бути вод типу І. Можливість існування природних вод інших класів (нітратний, боратний) не виключена, але надто малоймовірна. Більш реально переважання в деяких водах кремнієвої кислоти, але вона майже цілком недисоційована і не врівноважує катіонів. Виділення в окремий клас природних вод з переважанням органічної речовини неможливе, оскільки органічна речовина природних вод характеризується дуже складною сумішшю. Для короткого позначення 27 видів природних вод застосовуються символи. Клас позначається символом, що виведений із назви відповідного аніона (С, S, Cl), а група - своїм хімічним символом, який проставляється у вигляді степені до символу класу. Належність до типу означає римська цифра в індексі до символу класу. Отже, символи пишуться таким чином: С_ІІ^Са (гідрокарбонатний клас, група кальцію, тип ІІ). Крім того, для кількісної характеристики додається мінералізація води (внизу з точністю до 0,1‰) та загальної жорсткості в перерахунку на молярну концентрацію речовини еквівалентів (зверху з точністю до цілих мілімолей в 1дм³); напр., С_ІІ0,4^Са5 означає, що вода гідрокарбонатного класу, групи кальцію, типу ІІ з мінералізацією 0,4 г/дм³ та жорсткістю 5 ммоль/дм³.

КЛАСИФІКАЦІЯ ВОД ЗА В.А.АЛЕКСАНДРОВИМ, *классификация вод по В.А.Александрову; **V.A.Alexandrov’s classification; ***V.A.Alexandrow-Wasserklassifikation – розподіл природних вод на п’ять класів у перерахунку на кількість речовини еквівалента аніону, вміст якого перевищує 12,5% (якщо вважати суму кількості речовини еквівалентів аніонів за 50%), кожен із яких поділяється за переважаючими катіонами. Першими чотирма класами є гідрокарбонатний, сульфатний, хлоридний та нітратний. П’ятий клас змішаний і включає природні води, що містять одночасно різні аніони в концентраціях більше 12,5%. Крім цих класів, що поділяються за йонним складом, передбачається одночасний поділ природних вод за їх особливими властивостями: А – води з активними йонами: а) залізисті (Fe>10 мг/дм³); б) арсенисті (Аs>1 мг/дм³); в) йодо-бромисті (Вr>25 мг/дм³, J>10 мг/дм³); г) кременисті (Н₂SiO₃>50 мг/дм³); д) з іншими активними йонами (F, B, Li, Co та інші); Б - газові води: а) вуглекислі (СО₂>0,75 г/дм³); б) сірководневі (Н₂S>10 мг/дм³); в) радонові (Rn>13,4*10³Бк/м³); г) інші газові води (азотні, метанові та інші); В - термальні води: а) теплі (температура 20-37 ⁰С); б) гарячі (температура більше 37 ⁰С). Служить для характеристики лікувальних мінеральних вод.

КЛАСИФІКАЦІЯ ВОД ЗА В.В.ІВАНОВИМ ТА Г.А.НЕВРАЄВИМ, *классификация вод по В.В.Иванову и Г.А.Невраеву; **V.V.Ivanov's and G.A.Nyevzayev’s classification; ***Wasserklassifikation nach V.V.Iwanow und G.A.Newrajew – розподіл мінеральних вод на 97 типів підземних вод, які розрізняються за сольовим та газовим складом, мінералізацією, фізичними властивостями, наявністю специфічних компонентів. Автори класифікації пропонують виділити 8 основних бальнеологічних груп мінеральних вод: 1) без специфічних компонентів і властивостей – переважно хлоридні та сульфатні мінеральні води з мінералізацією від 2 до 150 г/дм³ та газовим складом, що охоплює азот та метан. Характерні типи: московський (Останкіно), іжевський, баталінський, староруський, ташкентський тощо; 2) вуглекислі мінеральні води, що містять високі концентрації діоксиду вуглецю (більш 500-1400 мг/дм³) і належать до гідрокарбонатного класу (за класифікацією О.А.Алекіна) з мінералізацією від часток грама до 90 г і більше в 1 дм³. Характерні типи: боржомі, нарзан; 3) сульфатні сірководневі, що містять сірководню не менше 10-11 г/дм³. Є велика різноманітність хімічного складу, мінералізації та концентрації сірководню – серед них зустрічаються гідрокарбонатні, сульфідні, хлоридні води. Мінералізація сульфідних вод може сягати гранично високих значень (до 535 г/дм³). Характерні типи: мацестинський, іркутський тощо; 4) залізисті, арсенисті мінеральні води та води з великим вмістом марганцю, алюмінію, міді, цинку та інших металів. Для віднесення мінеральних вод до залізистих концентрація заліза повинна бути 20 мг/дм³ і більше, до арсенистих - концентрація арсену 0,7 мг/дм³ та більше. Рудні та шахтові води часто належать до кислих залізистих сульфатних вод, які містять декілька грамів заліза в 1 дм³ і мають високу мінералізацію води - до 80 г/дм³. Одним з представників арсенистих вод є вода "полюстрово" (Санкт-Петербург); 5) бромисті та йодисті мінеральні води з високим вмістом брому (не нижче 25 мг/дм³) і йоду (не нижче 5 мг/дм³). Йодо-бромисті води зустрічаються в Україні, на Північному Кавказі, в Сибіру та Середній Азії; 6) мінералізовані води з високим вмістом органічних речовин. Типовим представником цієї групи мінеральних вод є вода "нафтуся" (Карпати); 7) радонові мінеральні води, що містять більше 185 Бк/дм³ радону. До них належать мінеральні води Цхалтубо та П’ятигорська; 8) кременисті терми - гарячі води з температурою вище 35 ⁰С, що містять не менше 50 мг/дм³ кремнієвої кислоти. Мінералізація таких вод помірно висока (до 10-15 г/дм³). Ці води поширені на Північному Кавказі, Тянь-Шані, Камчатці.

КЛАСИФІКАЦІЯ ВОД ЗА В.Т.МАЛИШЕКОМ, *классификация вод по В.Т.Малышеку; **V.T.Malyshek’s classification of natural waters; ***V.T.Malyschek–Naturgewässerklassifikation – розподіл природних вод за їх поверхневою активністю на групи вод: а) н е а к т и в н и х - всі жорсткі води (річкові, підруслові, жорсткі пластові, морські), які не здатні при контакті з нафтами нейтралізувати їх поверхневу активність; б) м а л о а к т и в н и х - пластові води нафтових родовищ та інші поверхневі води перехідного типу від жорстких до лужних, які характеризуються незначним вмістом солей кальцію і магнію, здатних обмилювати частину органічних кислот; в) а к т и в н и х - лужні пластові води, в т.ч. води нафтових родовищ, що містять поряд з лужними солями натрію і калію, також натрієві солі органічних кислот; активність лужних вод залежить як від концентрації лужних солей і кількості мил органічних кислот, так і від характеристики йонів, які зумовлюють лужність води (кількості йонів , , та інш.); г) в и с о к о а к т и в н и х - концентровані лужні розсоли, які отримані в результаті випаровування лужних пластових вод у спеціальних басейнах або природних озерах; в результаті випаровування має місце перехід йонів в йони , що зумовлює швидше омилювання органічних кислот нафти, та збільшення концентрації солей органічних кислот.

КЛАСИФІКАЦІЯ ВОД ЗА МІНЕРАЛІЗАЦІЄЮ (ЗА СУМОЮ ЙОНІВ, ЩО ВСТАНОВЛЕНІ У ВОДІ ХІМІЧНИМ АНАЛІЗОМ), *классификация природных вод по минерализации (по сумме ионов, установленных в воде химическим анализом); **classification of natural waters according to mineralization (quantity of ions, determined in water by chemical analysis); ***Naturgewässerklassifikation nach der Mineralisation (Ionengehalt, bestimmt im Wasser mittels chemischer Analyse) – розподіл природних вод за мінералізацією. О.А.Алекін запропонував такий поділ природних вод за мінералізацією: 1) п р і с н і - до 1%о; 2) с о л о н у в а т і - 1-25%о; 3) з м о р с ь к о ю солоністю - 25-50%о; та р о з с о л и - вище 50%о. Існують градації мінералізації води й у вужчих межах, стосовно до певних водних об’єктів або районів. Така класифікація дає змогу провести розподіл природних вод в загальних рисах, не враховуючи особливостей відносного йонного складу. Однак урахування мінералізації води необхідне, тому ця класифікація повинна доповнювати класифікації, що основані на інших принципах.

КЛАСИФІКАЦІЯ ВОД ЗА ХІМІЧНИМ СКЛАДОМ, *классификация вод по химическому составу; **classification of natural waters according to chemical composition; ***Nfturgewässerklassifikation nach der chemischen Zusammensetzung – розподіл природних вод за хімічним складом на класи за певною загальною ознакою, що складає систему. Основою для систематизації в існуючих класифікаціях є різні ознаки: мінералізація, концентрація переважаючого компонента або груп їх, співвідношення між концентраціями різних йонів, наявність підвищених концентрацій будь-яких специфічних компонентів - газового (СО₂, Н₂S, СН₄ тощо) або мінерального (F, Ra та інші) складу. Відомі спроби класифікувати природні води у відповідності із загальними умовами, в яких формується їх хімічний склад, а також за гідрохімічним режимом водних об’єктів. Іноді застосовують і класифікації, що основані на утворенні гіпотетичних солей. До найвідоміших належать класифікації Пальмера, С.А.Шукарєва, І.Толстихіна, В.А.Суліна, О.А.Алекіна. Для мінеральних вод раніше застосовували класифікацію за В.А.Александровим, сьогодні - за В.В.Івановим та І.А.Невраєвим; для розсолів використовується класифікація за М.Г.Валяшком. Для поверхневих вод найчастіше застосовується класифікація за О.А. Алекіним.

КЛАСИФІКАЦІЯ ВУГІЛЛЯ *классификация углей, **coals classification, ***Kohlenklassifikation – здійснюється за генетичними і технологічними параметрами, крупністю, збагачуваністю, петрографічним складом тощо. Розрізняють генетичні, хіміко-технологічні, промислові та змішані К.в.

ПРОМИСЛОВА К.В. передбачає розподіл вугілля на різні марки та групи в залежності від їх фізико-хімічних властивостей і можливості використання для технологічної або енергетичної мети. Основними класифікаційними параметрами прийнято: вихід летких речовин на беззольну масу V^daf, %; товщину пластичного шару Y (мм); загальну вологість W^r_t, %. Крім того, до класифікаційних параметрів відносять об’ємний вихід летких речовин на беззольну масу V^r_об (м³/кг); питому теплоту згорання Q_s^daf (кДж/кг); індекс Рога (RI), вихід первинної смоли Т_sk^daf. Промислова К.в. України регламентується державним стандартом ДСТУ 3472-96 (Див. вугілля кам’яне).

К.В. ЗА КРУПНІСТЮ передбачає розділення вугілля на класи крупності: плитний (антрацит) П — 100…300 мм; крупний К — 50…100 мм; горіх О — 25…50 мм; дрібний М — 13…25 мм; насіння С — 6…13 мм; штиб Ш — менше 6 мм; рядове вугілля — 0…200 мм для підземних та 0…300 мм. для відкритих робіт.

К.В. ЗА ЇХ ЗБАГАЧУВАНІСТЮ регламентується ГОСТ 10100-84. Показник збагачуваності Т являє собою відношення сумарного виходу проміжних фракцій (1400-1800 кг/м³ для вугілля кам’яного і 1800-2000 кг/м³ для антрацитів) до виходу безпородної маси:

Т = 100 γ_пр / (100 - γ_п),

де γ_пр – вміст проміжних фракцій у %; γ_п – вміст породних фракцій (густиною понад 1800 кг/м³ для вугілля кам’яного і понад 2000 кг/м³ - для антрацитів).

В залежності від значення Т вугілля кам’яне та антрацити відносять до наступних категорій збагачення:

Запропонована велика кількість графічних та аналітичних методів оцінки збагачуваності вугілля. Всі графічні методи оцінки збагачуваності базуються на використанні збагачуваності кривих, які будуються за результатами фракційного аналізу. Існує ряд способів оцінки збагачуваності вугілля за кривими збагачуваності.

Берд запропонував характеризувати збагачуваність вугілля вмістом матеріалу в певних границях вище і нижче заданої густини розділення. Границі відхилення від густини розділення прийняті рівними ±100 кг/м³, при цьому (без вільної породи). Крива Берда будується графічним або аналітичним шляхом за результатами фракційного аналізу.

Французькі дослідники запропонували використовувати як показник збагачуваності тангенс кута нахилу α кривої густин при відповідному вмісті суміжних фракцій (густиною ±100 кг/м³ від густини розділення). Напр., при вмісті суміжних фракцій 3 % tg α = 0,25, що відповідає хорошій збагачуваності, а при вмісті цих фракцій 6 % tg α = 0,5 – збагачуваність важка.

Г.І.Прейгерзон запропонував показник, аналогічний показнику Берда. Характеристика збагачуваності залежить від виходу матеріалу зольністю в межах ± 5 % від зольності шару на демаркаційній лінії. Вихід матеріалу визначається за кривою λ(γ).

За Т.Г.Фоменко збагачуваність визначається коефіцієнтом збагачуваності К, який дорівнює відношенню величини прогину f кривої λ(γ) до максимально можливого її значення F: К = f / F (див. рис.). За С.І.Панченко категорія збагачуваності вугілля визначається відношенням теоретичного виходу концентрату густиною менше 1400 кг/м³ до його зольності. Існують і інші методи оцінки збагачуваності вугілля: за Маєром, В.Топорковим, Л.Улицьким та ін.

Інститут УкрНДІвуглезбагачення запропонував формулу для визначення індексу збагачуваності Т_з:

,

або

де i - відповідно зольність та вихід легких фракцій, %; - параметр, що залежить від мети використання вугілля, %; - параметр, що характеризує ступінь вкрапленості та дисперсності мінеральних домішок у вугіллі.

Значення параметрів a i b для вугілля різних басейнів наступні:

В залежності від значення показника збагачуваності Т_о приведена класифікація донецького вугілля, яка пов’язана з технологічним напрямком використання збагаченого вугілля:

МІЖНАРОДНА К.В. була прийнята у 1954 р. Комітетом по вугіллю Європейської економічної комісії ООН. Згідно цієї класифікації вугілля з вищою теплотою згоряння вологої беззольної маси до 23826 кДж/кг належать до бурих, а вугілля з більшою теплотою згоряння – до кам’яного і антрацитів. К.в. охоплювала вугілля кам’яне та антрацити і виконувалася по: виходу летких речовин на суху беззольну масу V^daf, теплоті згоряння Q_s^daf, спікливості та коксівності вугілля. У 1988 р. ця класифікація була відмінена. Європейська економічна комісія ООН затвердила нову систему міжнародної кодифікації вугілля середнього та високого рангів, тобто кам’яного вугілля та антрацитів. За цією класифікацією до бурого відносять вугілля з вищою теплотою згоряння вологої беззольної маси до 24000 кДж/кг. Набір основних ознак, якими повинно характеризуватися вугілля, наведені в таблиці:

Система кодування значень показників, що характеризують вугілля, наведена у додатку. Крім зазначених показників система кодифікації передбачає можливість використання для характеристики вугілля і додаткових показників у відповідності з домовленістю постачальника і покупця. В результаті вивчення вугілля складається сертифікат, який характеризує його метаморфізм, мацеральний склад та технологічні властивості.

Приклад сертифікату одного австралійського вугілля:

Код вугілля: 12151624050435. Якщо для характеристики вугілля використовуються додаткові показники, то вони також включаються у сертифікат, але не кодуються. Якщо дані за яким-небудь параметром не визначаються, або відсутні, то в коді ставиться знак "х", в тому випадку, коли код мав складатися з однієї цифри, або "хх", якщо з двох цифр.

У додатку подається кодифікаційна таблиця та сертифікати вугілля різних марок з шахт Львівсько-Волинського та Донецького басейнів (за С.Д.Пожидаєвим).

К.В. ЗА ГЕНЕТИЧНИМИ І ТЕХНОЛОГІЧНИМИ ПАРАМЕТРАМИ – єдина система кодування бурого, кам’яного вугілля і антрацитів, що дає комплексну оцінку їх генетичних та технологічних характеристик. Була створена рядом НДІ України і Росії у 90-х роках ХХ ст. Параметри класифікації: г е н е т и ч н і - середній показник відбивної здатності вітриніту і сума фюзенізованих компонентів, які відображають молекулярну структуру, склад і природні особливості вугілля; т е х н о л о г і ч н і - а) для бурого вугілля: максимальна вологоємність на беззольне паливо і вихід смоли напівкоксування на сухе беззольне паливо; б) для кам’яного вугілля: вихід летких речовин на беззольну масу, товщина пластичного шару і показник Рога; в) для антрацитів: об’ємний вихід летких речовин на беззольну масу і анізотропія відбивної здатності вітриніту. Ця класифікація не набула широкого використання в Україні.

Крім описаних існує петрогенетична класифікація вугілля викопного, хіміко-технологічні х-ки, змішані класифікації тощо.

КЛАСИФІКАЦІЯ ВУГІЛЛЯ ПЕТРОГЕНЕТИЧНА, Див. петрогенетична класифікація вугілля.

КЛАСИФІКАЦІЯ ГІРСЬКИХ ПОРІД, *классификация горных пород, **classification of rock, ***Gesteinsklassifikation – здійснюється за генезисом, складом, будовою та властивостями г.п. В генетичній класифікації породи поділяють за походженням, в інженерно-геологічних і петрографічних класифікаціях - за мінеральним складом і структурно-текстурним особливостями.

У гірничій практиці використовують окремі К., які побудовані на розділенні порід за яким-небудь одним фізичним параметром. Напр., К.г.п. за пористістю, густиною, модулем пружності, міцністю, тривкістю, буримістю, вибуховістю та ін. К.г.п. за базовими фізичними властивостями дає можливість систематизованого їх вивчення і сприяє прогнозуванню властивостей.

Основними ознаками, які визначають властивості г.п. є їх мінер. склад і будова. За ступенем зв’язку мінер. зерен і частинок усі породи поділяють на тверді, зв’язні і роздільно-зернисті (пухкі). Скельні породи (тверді) поділяють на пористі і практично непористі, зв’язні і роздільно-зернисті – на пористі.

Гірські породи як механічне поєднання мінералів класифікують на статистичні та матричні системи. Для перших характерний однорідний розподіл мінералів, основний каркас других складають вкраплені мінеральні включення. Статистичні системи оцінюють за розмірами і неоднорідностями в розмірах зерен і пор. В матричних виділяють ізотропні і анізотропні породи. В ізотропних породах включення і порожнини мають кулясту форму, в анізотропних – витягнуту лінійну, або площинну. Відповідно анізотропні породи поділяють на шаруваті та прожилкові.

Таблиця 1. Коди класифікації порід за ознаками будови.

На властивість окремої породи найбільш суттєво впливає один провідний мінерал, який переважає кількісно, або складає матрицю породи, і мінерал, який має різко відмінні властивості. Провідні мінерали, які частіше за все визначають властивості порід наведені у таблиці 2.

Таблиця 2. Коди класифікації порід за провідними мінералами.

Розподіл порід за основними ознаками будови (табл. 1) і провідними мінералами (табл. 2) складають основну схему К.г.п., за якою загальний код породи складається з коду провідного (основного) мінералу, кодів одного або двох додаткових мінералів і в кінці – код будови породи. За цією схемою код ґраніту: 02-01-1.1; аркозового піску: 02-01-3.1; кам’яного вугілля: 17-13-2.2; вуглистого сланцю: 13-17-2.2; піроксеніту: 04-03-1.1; габро: 02-04-2.1; ґнейсу: 02-01-14-1.2; мармуру: 09-2.1; антрациту: 17-2.1.

КЛАСИФІКАЦІЯ МІНЕРАЛІВ, *классификация минералов, **classification of minerals, ***Klassifikation der Minerale – розподіл мінералів на систематичні одиниці на основі їх спільних ознак (зовнішніх, геологічних, хімічних, кристалографічних, геохімічних і кристалохімічних). В залежності від того, яким ознакам надається перевага, класифікації мінералів поділяються на хімічні, геохімічні, геологічні, кристалографічні, кристалохімічні і за зовнішніми ознаками. Найбільш сучасною є класифікація кристалохімічна, в основу якої покладено взаємозв’язок між хімічним складом і будовою мінералів, а також їх властивостями і морфологічними особливостями. За цими ознаками всі мінерали поділяють на типи, класи, підкласи, відділи і групи.

КЛАСИФІКАЦІЯ НАФТ, *классификация нефтей; **petroleum (oil) classification; ***Erdölklassifikation - у світі існують різні хімічні, генетичні, промислові та товарні класифікації нафт, які знайшли своє відображення у відповідних нормативних документах. В основу технологічної класифікації нафт покладено вміст сірки в нафтах і світлих нафтопродуктах, вихід фракцій, що википають при температурах до 350 ^оС, потенційний вміст та індекс в΄язкості базових масел і вміст парафіну. За вмістом загальної сірки нафти поділяють на три класи: І – малосірчисті (до 0,5%); ІІ – сірчисті (0,51- 2,0 %); 3 – високосірчисті (понад 2,0 %). В залежності від виходу фракцій, що википають при температурах до 350 ^оС нафти поділяються на три типи: Т₁ – не менше 45%; Т₂ – (30-44,9%); Т₃ – менше 30%. За сумарним вмістом дистилятних і залишкових масел – на чотири групи: М₁ – не менше 25% в перерахунку на нафту; М₂ – (15-25%) в перерахунку на нафту і не менше 45 % в перерахунку на мазут; М₃ – відповідно 15-25% і 30-45%; М₄ – менше 15% в перерахунку на нафту. За величиною індексу в΄язкості масел є 2 підгрупи нафт: И₁ (>85) та И₂ (40-85), а за вмістом парафіну – три види: П₁ – не більше 1,5%; П₂ – (1,51-6,0%); П₃ – понад 6%. За вмістом смол і асфальтенів нафту поділяють на малосмолисту (до 10%), смолисту (10-20%) і високосмолисту (понад 20%). Залежно від густини при 20 ^оС нафти поділяють на три групи: 1 – легкі (до 850 кг/м³); 2 - середні (850-890 кг/м³); 3 – важкі (понад 890 кг/м³).

КЛАСИФІКАЦІЯ НАФТ ЗА В.Т.МАЛИШЕКОМ, *классификация нефтей по В.Т.Малышеку; **V.T.Malyshek’s petroleum (oil) classification; ***V.T.Malyschek–Erdölklassifikation – розподіл нафт за поверхнево-активними властивостями, точніше за вмістом органічних кислот, на групи нафт: а) н е а к т и в н и х - вміст органічних кислот від 0,01 до 0,06%; поверхневий натяг для цих нафт на границі з синтетичною лужною, пластовою лужною водою та з морською водою становить 25-35 дн/см; б) м а л о а к т и в н и х - вміст 0,1-0,25% органічних кислот та інших сполук, які здатні обмилюватися лугом, але мають малу поверхневу активність; їх поверхневий натяг на межі з лужною синтетичною і жорсткою морською водою становить 14-25 дин/см і тільки на межі з лужними пластовими водами, збагаченими солями органічних кислот, може знижуватися до 7-8 дин/см; в) а к т и в н и х - вміст від 0,3 до 1,0%; поверхневий натяг на границі з синтетичною лужною водою становить 4-12 дин/см, на границі з лужними пластовими водами, що містять мила органічних кислот, знижується до 1-7 дин/см, а при наявності в лужних водах йонів або СО знижується до 1 дин/см; г) в и с о к о а к т и в н и х – вміст 1-2,5%; поверхневий натяг на границі з синтетичною лужною водою становить 3-6 дин/см, на межі з лужними пластовими водами, які збагачені солями органічних кислот, знижується до величин менше 0,1 дин/см, але на границі з жорсткою морською водою підвищується до 12-25 дин/см.

КЛАСИФІКАЦІЯ РОДОВИЩ ПРИРОДНИХ ВУГЛЕВОДНІВ, *классификация месторождений природных углеводородов; **classification of natural hydrocarbon fielas, ***Klassifikation der Lagerstätten von Naturkohlenwasserstoffen – розподіл родовищ природних вуглеводнів у залежності від характеру флюїдів, які знаходяться в продуктивному пласті, і рVT-стану цих флюїдів на нафтові, нафтогазоконденсатні, газоконденсатні, газові і газогідратні. Нафтові родовища можуть існувати при температурах нижче критичної. Розрізняють нафтові родовища з тиском вище тиску насичення (вище точок кипіння), нафтові родовища з тиском, що дорівнює тиску насичення (крива точок кипіння), і нафтові родовища з тиском нижче тиску насичення (нижче точок кипіння) чи так звані двофазні нафтові родовища (нафта і газова шапка). Для усіх нафтових родовищ є характерним процес виділення газу при зниженні тиску і постійній температурі.

У ретроградній області має місце оборотне явище. При зниженні тиску і при постійній температурі в ретроградній області спостерігається виділення рідини (конденсація) вуглеводнів. У цій області між критичною точкою і криконденбаром лежить зона існування нафтогазоконденсатних родовищ. У цій же ретроградній області між криконденбаром і крикондентермом лежить зона існування газоконденсатних родовищ.

Нафтогазоконденсатні і газоконденсатні родовища можуть бути як недонасиченими (пластовий тиск вище тиску точок кипіння), насиченими (пластовий тиск дорівнює тиску точок кипіння), так і двофазними (пластовий тиск нижче тиску точок кипіння).

Зона праворуч крикондентерм і нижче лінії точок роси є зоною існування газових родовищ. У цій зоні зниження тиску при постійній температурі не призводить до появи вуглеводневої рідкої фази. Ліворуч точки гідратоутворення знаходиться зона існування газогідратних покладів.

КЛАСИФІКАЦІЯ СИСТЕМ РОЗРОБКИ, *классификация систем разработки, **classification of mining systems, ***Klassifikation der Abbauverfahren - розподіл систем розробки по групах на основі однієї або декількох вибраних ознак (спосіб управління гірським тиском; стан виробленого простору у період ведення очисного виймання; стан виробленого простору після закінчення видобутку корисної копалини з даного виїмкового поля; послідовність та напрям проведеннянапрям очисної виїмки; форма очисного вибою; обсяг та порядок проведення підготовчих і нарізних робіт; порядок розробки родовища та ін.). Як правило, для класифікації одна з ознак приймається за основну, а для подальшого ділення на більш дрібні підрозділи беруть ще 2–3 ознаки (дуже рідко – більше).

КЛАСИФІКАЦІЯ ТОРФІВ, *классификация торфов, **peats classification, ***Torfklassifikation – торфи класифікують на типи, підтипи, групи і види торфу. Основні типи торфу – низинний, перехідний і верховий. Поділ на підгрупи, групи і види подано на рисунку.

КЛАСИЧНИЙ МЕТОД ГІПОТЕЗ, *классический метод гипотез, **classic hypotheses method, ***klassische Hypothesenmethode - у широкому розумінні К.м.г. – один із загальних підходів до розкриття внутрішніх законів спостережуваних явищ, побудови їхньої теорії. При користуванні цим методом наукове розуміння досліджуваного об’єкта досягається побудовою відповідної йому моделі на основі припущень про внутрішню структуру об’єкта і форми зв’язків між його елементами. Таким чином, спостережувані явища розглядаються як результат дії цілком визначеного механізму причинно-наслідкових зв’язків. Емпіричною базою методу гіпотез є результати відомих спеціальних та технологічних досліджень розглядуваного процесу. Цей метод передбачає розгляд фізичних процесів (субпроцесів) за схемою: вихідна експериментальна основа - формування наукового припущення (гіпотези) - виведення наслідків з цього припущення – перевірка наслідків (висновків) дослідами або шляхом порівняння їх з існуючими даними, доведеними положеннями. Підтверджені припущення складають наукові положення розглядуваного процесу. Відоме успішне застосування методу гіпотез в галузі збагачення корисних копалин (дослідження процесу масляної аґломерації).

КЛАСТЕР, *кластер, **cluster, ***Cluster, Klaster – 1) Багатоядерні комплексні сполуки, в основі яких лежить об’ємний скелет (чарунка, комірка) з атомів металів, зв’язаних між собою. Найчастіше чарунка має форму правильного поліедра й оточена лігандами, якими можуть бути молекули органічних і металорганічних сполук. К. іноді можуть виникати в міжфазній зоні "субстрат-адгезив" при переробці корисних копалин, зокрема при брикетуванні вугілля з органічним зв’язуючим, масляній агломерації вугілля тощо. 2) Структуровані об’єкти води, в яких молекули води зв’язані різними Н-зв’язками, напр., структури типу (Н₃О₂⁺). Ізольовані К. (можуть зустрічатися, напр., у мікропорах розміром порядку нм) мають обмежену поступальну і більш високу обертальну рухливість. У повністю кластеризованій об’ємній воді К. мають меншу рухливість, ніж ізольовані К.

КЛАСТИЧНА ДАЙКА, *кластическая дайка, **clastic dike; ***Brekziengang – тріщина в земній корі (від метра до декількох км), заповнена зверху або знизу уламковим матеріалом (пісковиками, конґломератами, брекчіями, мілонітами, туфами). Син. – кластична жила.

КЛАСТИЧНА СТРУКТУРА, *кластическая структура, **clastic texture, fragmental texture; ***klastische Struktur – загальна назва структур осадових г.п., які складаються з гострокутних та округлих уламків, несортованих за розмірами. Син. – уламкова структура.

КЛАСТИЧНІ ВІДКЛАДИ, *кластические отложения, **clastic deposits, ***klastische Ablagerungen - уламкові відклади, які складаються з уламкового матеріалу, що утворилися при руйнуванні суші, розмиві дна водойм, карстових процесах (карстові брекчії) та ін. Суміш брил і уламків лавового і шлакового матеріалу, іноді з домішкою осадових порід, називаються вулканокластами.

КЛАСТИЧНІ ГІРСЬКІ ПОРОДИ - Див. уламкові гірські породи.

КЛАСТОГЕННИЙ, *кластогенный, **clastic, ***klastogen - утворений з уламків гірських порід.

КЛАУДЕТИТ &NDASH; мінерал, те ж саме, що й клодетит.

КЛЕВЕЇТ, *клевеит, **cleveite, ***Cleveit - мінерал класу оксидів і гідрооксидів, різновид уранініту, багатий на рідкісноземельні елементи (до 6%) та ітрій (до 10%). Руда урану й радію. Від прізвища шведського хіміка. П. Клеве.

КЛЕЙМУВАННЯ, *клеймение, клеймление, **marking, ***Signierung, Stempelung, Markierung — пробірно-технологічна операція нанесення відбитку державного пробірного клейма на ювелірні та побутові вироби з дорогоцінних металів. Не підлягають обов'язковому клеймуванню в органах державного пробірного контролю напівфабрикати і зливки з дорогоцінних металів; вироби з дорогоцінних металів, які мають історичну або археологічну цінність, а також ордени, медалі і монети; дрібна насічка (інкрустація) золотом і сріблом на зброї, предметах побуту, релігійного культу тощо; сухозлітка жовта і сухозлітка срібна; прилади, лабораторний посуд та інші вироби, що виготовляються з дорогоцінних металів і призначені для наукових, виробничих, медичних та інших цілей;

КЛЕЙОФАН, *клейофан, **cleiophane, ***Кleiophan - мінерал класу сульфідів, світлозабарвлена, звичайно жовта або безбарвна, беззалізиста відміна сфалериту. Руда цинку.

КЛІВАЖ, *кливаж, **cleavage, ***Clivage, Transversalschieferung, Querschieferung, Schieferung, Schlechten - процес розщеплення гірських порід на тонкі пластини і призми по густій мережі відносно паралельних поверхонь. При К. напрям тріщин, по яких проходить розщеплення, не збігається з первинною текстурою чи верствуватістю порід. Розрізняють ендокліваж - під впливом внутрішніх дій та екзокліваж - під впливом зовнішніх, переважно тектонічних процесів. Екзокліваж протікає під різними, частіше гострими кутами до площини напластування. Виділяють прирозломний К. і К., пов'язаний зі складчастістю. Виділяють також К. головний, лінійний, осьової поверхні, переривчастий, повторний, К. течії. К. - результат одного з видів механіч. руйнування порід, розвивається в умовах стиснення, пошарової течії речовини, являючи собою перехідну форму між складками і розривами. Паралельний К. використовується при геол. картуванні.

КЛІНОГУМІТ, *клиногумит, **clinohumite, ***Klinohumit – мінерал, силікат-гідроксилфлуорид магнію. Склад: 4Mg₂ SiO₄*Mg(OH,F)₂. Домішки – Ti, Fe, які заміщають магній. Сингонія моноклінна. Кристали ізометричні, часто з великою кількістю граней (число форм бл. 40), зернисті аґреґати. Густина 3,17-3,19. Тв. 6,5-6,75. Колір білий, жовтий, бурий. Зустрічається у карбонатних породах, метаморфізованих, а також таких, які зазнали метасоматозу, часто разом з воластонітом, ґросуляром, монтичелітом, форстеритом і діопсидом. Рідкісний.

КЛІНОКЛАЗ, *клиноклаз, **clinoclase, ***Abichit, Strahlerz, Klinoklas – мінерал, гідроксиларсенат міді. Склад: 4[Cu₃(AsO₄)(OH)₃]. Сингонія моноклінна. Таблитчасті або видовжені кристали. Спайність довершена. Густина 4,4. Тв. 2,5-3. Колір зелений. Блиск скляний. Риска блакитно-зелена. Зустрічається з іншими вторинними мінералами міді. Рідкісний.

КЛІНОПТИЛОЛІТ, *клиноптилолит, **clinoptiolite, ***Klinoptiolith – мінерал, водний алюмосилікат лужних металів з групи цеолітів. За структурою дуже близький до гейландиту, але відрізняється більш високим вмістом лужних металів і кремнезему. Продукт зміни вулканічних порід.

КЛІНОХЛОР, *клинохлор, **clinochlore, ***Klinochlor – магніїсто-алюмініїстий cилікат шаруватої будови. Хім. формула Мg₄(Mg, Al)₂·OH₈[(Si, Al)₂ Si₂O₁₀]. Сингонія моноклінна. Густина 2,61-2,78. Тв. 2-3. Колір зелений, жовтий. Блиск перламутровий. Важливий мінерал метаморфічних комплексів. Породотвірний мінерал сланців.

КЛІНОЦОЇЗИТ, *клиноцоизит, **clinozoisite, ***Klinozoisit – мінерал, гідроксилсилікат кальцію і алюмінію з групи епідоту. Склад: 2[Ca₂Al₃O(SiO₄)(Si₂O₇)OH]. Існує неперервний ряд твердих розчинів від К. через епідот до п’ємонтиту. Сингонія моноклінна. Кристали стовпчасті зі штрихуванням. Іноді – зернисті аґреґати. Тв. 6-6,5. Густина 3,25-3,37. Блиск скляний. Прозорий до напівпрозорого. Колір зелений, рожевий або сірий. Зустрічається у метаморфічних породах, утворених по основних магматичних породах, які містять кальцієвий плагіоклаз. Асоціює з амфіболом. Знайдений у ряді місцевостей Швейцарії, у П’ємонті (Італія) і Теплих горах (Урал).

КЛІТЬ¹ – кріплення, те ж саме, що й костер.

КЛІТЬ² ШАХТНА, *клеть шахтная, **cage, ***Förderkorb, Gestell, Fördergestell, Кorb - трансп. посудина, пристрій, яким по шахтному стовбуру піднімають на поверхню вагонетки з корисною копалиною або пустою породою, іншими вантажами, спускають і піднімають людей. Початок застосування - XVIII ст. За призначенням К.ш. розділяють на вантажні, вантажолюдські і людські. Як основні підіймальні посудини вони, як правило, застосовуються на неглибоких, обмеженої потужності і старих шахтах. Розрізняють також перекидні і неперекидні К.ш. За кордоном широко застосовують К.ш. з числом поверхів до чотирьох (та більше). На кожному ярусі перевозиться по дек. вагонеток, що розташовуються послідовно або паралельно. У таких К.ш. може розміщуватися 200-250 чол.

КЛІТЬОВИЙ ПІДЙОМ, *клетьевой подъем, **cage winding, ***Gestellförderung, Gestellförderanlage, Korbförderung - шахтна підіймальна установка, призначена для переміщення в клітях к.к., породи, людей, матеріалів і обладнання. З допомогою К.п. виконується огляд і ремонт, армування та кріплення стовбура. Перші К.п. з’явилися на поч. ХІХ ст. К.п. застосовують практично на всіх стволах шахт. К.п. бувають: одноканатні, багатоканатні, з підіймальними машинами постійного радіуса навивки (циліндричними барабанами, шківами тертя) і зі змінним радіусом (конічні, біциліндро-конічні барабани, з бобінами), з двигуном асинхронним або постійного струму. У залежності від числа посудин розрізняють двоклітьові або одноклітьові К.п. К.п. включають гірничотехнічні споруди і підйомне обладнання, зокрема ствол, копер, підіймальну машину, кліті шахтні, канати та ін. За кордоном К.п. набули найбільшого розповсюдження (бл. 70% всіх підіймальних установок) як гол. і допоміжні підйоми. При глибині стовбура до 2000 м застосовують одноступінчасті К.п., при великих глибинах - двоступінчасті. Найбільш широко використовуються барабанні підіймальні машини з багатошаровою навивкою каната на барабан (до 12 шарів) і швидкістю руху каната до 18 м/с. На глибоких шахтах застосовують багатоканатні підіймальні машини (напр., шахта ім. Бажанова ВО "Макіїввугілля").

КЛОДЕТИТ, *клодетит, **claudetite, ***Claudetit – мінерал, триоксид арсену. Склад: As₂O₃. Сингонія моноклінна. Поліморфний з арсенолітом. Тв.2,5. Густина 4,2. Безбарвний або білий. Блиск скляний до перламутрового. Продукт окиснення руд арсену. Знайдений в Угорщині, Португалії, США (шт. Арізона). Часто зустрічається разом з арсенолітом, реальгаром, аурипігментом і самородною сіркою. Неправильна назва – клаудетит.

КЛЮЧ, *ключ; **wrench, switch, key; ***Schlüssel, Zange – знаряддя для заґвинчування або відґвинчування гайок, болтів, труб, штанг.

КНОПІТ, *кнопит, **knopite, ***Knopit – 1) Мінерал, різновид перовськіту, що містить до 10% рідкісноземельних елементів. Характерні октаедричні і кубоктаедричні кристали чорного і свинцево-сірого кольору. Зустрічається в масивах лужних основних порід і в карбонатитах. 2) Відміна перовськіту, яка містить до 5%Ce₂U₃. Названий на честь нім. мінералога А. Кнопа.

КОАГЕЛЬ, *коагель; **сoagel; ***Koagel – гель, що виникає в процесі неповної коагуляції золю, коли осад утворює наповнену розчинником пористу структуру.

КОАГУЛЮВАННЯ, *коагулирование; **coagulation; ***Koagulation, Koagulieren – процес зсідання й випадання в осад частинок речовини з колоїдного розчину.

КОАГУЛЯНТИ, *коагулянты, **coagulants, coagulating agents, coagulators; ***Koagulant - речовини, що спричинюють коагуляцію. Застосовують для очищення води, виділення цінних промислових продуктів з відходів виробництва тощо.

КОАГУЛЯТ, *коагулят,**coagulum, ***Koagulat - осад, що утворюється внаслідок коагуляції колоїдного розчину.

КОАГУЛЯЦІЯ, *коагуляция, **coagulation (flocculation); ***Koagulation, Flockung, Ausflocken, Flocken, Gerinnen - злипання частинок колоїдів при їхньому зіткненні в процесі теплового (броунівського) руху, перемішування або напрямленого переміщення в зовнішньому силовому полі. У аґреґатах (флокулах) первинні частинки пов'язані молекулярними силами безпосередньо або через прошарок навколишнього (дисперсійного) середовища. К. зумовлена аґреґативною нестійкістю системи і її тенденцією до зменшення вільної енергії. Процес, зворотний К., - розпад аґреґатів на первинні частинки, або перехід гелю в золь, наз. пептизацією. К. використовують, напр., при флотац. збагаченні руд, очищенні води від природних і побутових забруднень, виділенні цінних пром. продуктів з відходів виробництва, зміцненні водонасичених ґрунтів. К. відіграє важливу роль при кольматації проникних порід під час буріння нафт. і газових свердловин з використанням бурових розчинів. Процеси К. і гелеутворення, а також повторні фіз. і хім. перетворення в коагелях (конденсація, рекристалізація, йонний обмін і інш.) мають вирішальне значення у формуванні різноманітних осадових гірських порід (глинистих, карбонатних, крем'янистих і інш.). К. супроводжується випаданням осаду, гелевипаданням чи гелеутворенням по всьому об’єму системи. К. може відбуватися як без зовнішнього впливу на систему, так і при зовнішній дії (підвищенні температури, механічних та ін. впливах, при введенні коагулянтів). Застосовують для очищення води, повітря, прискорення осадження колоїдних частинок тощо.

КОАЛЕСЦЕНЦІЯ, *коалесценция, **coalescence, ***Koaleszenz - злиття крапель рідини або газових (повітряних) бульбашок при їх зіткненні всередині середовища, яке рухається (рідина, газ), або на поверхні будь-якого тіла, за якими йде зміна фазових границь, що призводить до зменшення загальної поверхні. К. повітряних бульбашок та крапель реаґентів має суттєве значення для процесу флотації.

КОБАЛЬТ, *кобальт, **cobalt, ***Kobalt - хімічний елемент, символ Со, ат. н 27; ат. м. 58,9332. Отриманий в 1735 р швед. хіміком Г. Брандтом. Важкий метал сріблястого кольору з рожевим відтінком. Хімічно стійкий. Густина 8,900. t_пл =1494 ^оС; t_кип = 2960 ^оС. Компактний К. стійкий на повітрі, при т-рі вище за 300 ^оС покривається плівкою СоО; тонкодисперсний К. пірофорний; феромагнітний; реаґує з разбавл. к-тами (крім HF); при кімнатній т-рі взаємодіє з галогенами (крім F₂). Утворює безперервні ряди твердих розчинів з Fe, Ir, Mn, Ni, Pd, Pt, Rh, обмежені тверді р-ни з Au, Cr, Os, Re, інтерметалічні сполуки з багатьма металами. Пил К. токсичний. ГДК 0,5 мг/м³. Вміст К. в земній корі 0,0018%. Відомо бл. 50 мінералів К., з них половина - сірчисті, арсенові і т.п. подібні сполуки (кароліт CuCo₂S₄, лінеїт Co₃S₄, кобальтит CoAsS, сафлорит (Со, Fe)As₂;, скуттерудит CoAs₃, шмальтин (Со, Ni) As₃ і інш.); рудні мінерали-носії - пірит, піротин, пентландит, халькопірит, арсенопірит. Геохімічно найбільш схожий з Fe і Ni, типовий елемент ультраосновних, частково основних і халькогенних рудних асоціацій, пов'язаних з глибинними джерелами, в яких асоціюються Fe, Ni, Cu, Ag, U, а також деяких осадово-метаморфіч. утворень (Fe, Mn, Ni і інш.). Со в мікрокількостях виявлено в мор. воді, мінеральних джерелах, ґрунті, живих організмах. Застосовують при виробництві спеціальних сталей та сплавів. Радіоактивний ізотоп ⁶⁰Со - як джерело гамма-випромінювання у техніці.

КОБАЛЬТИТ, *кобальти, **cobaltite, cobalt glance, bright white cobalt; ***Kobaltit, Kobaltglanz - мінерал класу персульфідів, білого, сталево-сірого кольору. Формула: CoAsS. Руда кобальту. Сингонія кубічна. Густина 6,1…6,4; твердість 6. Вміст Со 26-34%. При високих т-рах утворює безперервний ізоморфний ряд з герсдорфітом NiAsS із вмістом Fe до 40 атомних % і зональним розподілом багатих Со і Ni компонентів. Кристалічна структура типу піриту. Утворює октаедричні і кубічні кристали, зернисті аґреґати, вкрапленики, прожилки. Блиск металічний. Крихкий. Відомий у контактово-метасоматичних і гідротермальних золоторудних родовищах. Найбільші скупчення К. - у високотемпературних контактово-метасоматичних родов. - залізорудних скарнах; в гідротермальних золото-кварцових і срібло-арсенідних карбонатних жилах (родов. Кобальт, пров. Онтаріо, Канада), в родов. Ni-Co-Ag-Bi-U-формації (Рудні гори, Чехія, Німеччина ). Осн. метод збагачення - флотація з подальшою селекцією. З мідно-кобальтово-піритних руд К. вилучається в колективний концентрат.

КОБАЛЬТОВІ КВІТИ – мінерал, те ж саме, що й еритрин.

КОБАЛЬТОВІ РУДИ, *кобальтовые руды, **cobalt ores, ***Kobalterze - природні мінеральні утворення, що містять кобальт у кількостях, при яких доцільне його пром. вилучення. Відомо понад 130 кобальтвмісних мінералів, і більше 40 власне кобальтових. За мінеральним і хім. складом виділяють К.р.: арсенові, сірчисті і окиснені. Мідно-нікелеві К.р. є в Канаді, Австралії, Росії, мідно-колчеданні в Фінляндії, сірчано-колчеданні в Норвегії, на Кіпрі. Силікатно-оксидні руди відомі на Уралі (РФ), в Казахстані, в Україні, на Кубі, в Новій Каледонії, Індонезії, Австралії, Філіппінах, окиснені кобальто-мідні руди - в Африці (Конго, Замбія, Зімбабве, Ботсвана, Уганда). Гол. пром. родов. руд кобальту - сірчисті мідно-нікелеві, окиснені кобальто-мідні і силікатно-оксидні нікелеві руди. Світові запаси бл. 10 млн.т. (2000). Гол. продуценти кобальту в світі - Конго, Замбія, Австралія, Канада, Філіпіни.

КОВАЛЕНТНИЙ ЗВ'ЯЗОК, *ковалентная связь, **covalence, ***Atombindung, Elektronenpaarbindung, homöopolare (kovalente, unpolare, unitarische) Bindung, Kovalenz - те саме, що й гомеополярний зв'язок.

КОВЕЛІН, *ковелин, **covellite, covelline, covellinite, indigo copper; ***Covellin, Kupferindigo - мінерал класу сульфідів, синього кольору. Формула CuS або Cu₂CuS₃ (Cu₂SCuS₂). Кристалізується в гексагональної сингонії. Блиск матовий. Крихкий. Тв. 2-2,5. Густина 4,6-4,7. Мідна руда. Ізоморфні домішки Fe. Зустрічається в зоні вторинного сульфідного збагачення. Відомий у гідротермальних родовищах як первинний мінерал. Знайдений в лавах Везувію. Осн. метод збагачення - флотація. Від прізвища італійського мінералога Н.Ковеллі (N.Covelli, 1790-1829).

КОВЗАННЯ ПОВЕРХНЯ, *скольжения поверхность, **glide surface, sliding surface, slicken-side; ***Gleitebene, Gleitfläche - поверхня, що розділяє дисгармонійно зім'яті (зім'яті з різною інтенсивністю) товщі гірських порід або алохтонні утворення від автохтонних, а також одні алохтонні пластини від інших в р-нах покривної (шар’яжної) будови. К.п., як правило, приурочена до межі товщ з різко контрастними реологіч. властивостями, або до пачок шарів з різко зниженою в порівнянні з суміжними товщами в'язкістю - до глин, ґіпсу, мергелів, серпентинів, або до шарів з аномально високим тиском порової води. Ці явища поширені в складчастих спорудах різного віку.

КОВЗАННЯ ФАКТОР (КОЕФІЦІЄНТ), *коэффициент скольжения; **coefficient of sliding (kinetic) friction; ***Glei-tungskoeffizient, Gleitzahl – відношення дійсних швидкостей фаз газорідинного потоку:

,

де w_г, w_p - дійсні швидкості руху газу і рідини; β , φ - відповідно об'ємний витратний і об'ємний дійсний газовміст потоку.

КОВПАК, *колокол; **drill-pipe bell socket; ***Schutzkappe, Kappe – ловильний інструмент у вигляді накриття конусоподібної (дзвоноподібної) форми, який призначений для уловлювання труб, що впали у свердловину, шляхом нарізування ловильної різі на їх зовнішню поверхню під час буріння й капітального ремонту свердловини.

КОГЕЗІЯ, *когезия, **cohesion, ***Коhäsion - прилипання одна до одної частин того самого твердого тіла або рідини при їхньому контакті (однієї і тієї ж речовини - молекул, йонів, атомів - що становлять одну фазу). К. зумовлена силами міжмолекулярного (міжатомарного) притягання різної природи, кількісною характеристикою чого є енергія когезії, яка еквівалентна роботі віддалення на безкінечну відстань когезійно зв’язаних частинок. Подолання сил притягання при роз’єднанні гомогенного тіла на частини вимагає здійснення роботи, яка називається роботою К. У випадку легкорухомих рідин зворотня робота К. дорівнює подвоєній значині питомої вільної поверхневої енергії, або поверхневого натягу. Для твердих тіл часто використовують поняття когезійної міцності - гранично високої міцності, яку б мало дане тіло при ідеальній (бездефектній) структурі. Міцність реальних тіл через дефекти структури може бути в сотні і тисячі разів нижчою за когезійну. К. визначає найважливіші фіз. і фіз.-хім. властивості мінералів: твердість, плавкість, розчинність і інш. К. має допоміжне значення для протікання процесів осадження пилу (пиловловлювання), флотації, брикетування, масляної аґломерації та ін.

КОГЕРЕНТНИЙ, *когерентный, **coherent, ***kohärent - взаємозв'язаний; к - і п р о м е н і   пучки світла, що надходять до місця їх інтерференції від одного джерела різними шляхами, коли не змінюється у часі різниця між їхніми оптичними шляхами (різниця ходу променів); к - і х в и л і   хвилі, здатні до інтерференції, тобто такі, що в них не змінюється в часі різниця фаз.

КОГЕРЕНТНІСТЬ, *когерентность, **coherence, ***Kohärenz - здатність до інтерференції, яку виявляють за певних умов хвилі, зокрема світлові. Умовою К. хвиль є незмінюваність у часі різниці між фазами коливань у них, що можливо лише тоді, коли хвилі мають однакову довжину (частоту).

КОД, *код, **code, ***Schlüssel, Kennzahl, Kode - система символів для передавання, обробки й зберігання (запам'ятовування) різної інформації.

КОДЕКС УКРАЇНИ ПРО НАДРА, *Кодекс Украины о недрах, ***Gesetzbuch der Ukraine über das Innere - Закон України про надра, що регулює гірничі відносини з метою забезпечення раціонального, комплексного використання надр для задоволення потреб у мінеральній сировині та інших потреб суспільного виробництва, охорони надр, гарантування при користуванні надрами безпеки людей, майна та навколишнього середовища, а також охорону прав і законних інтересів підприємств, установ, організацій та громадян. Містить дев’ять розділів: І. Загальні положення. ІІ. Геологічне вивчення надр. ІІІ. Державний облік родовищ, запасів і проявів к.к., а також ділянок надр, наданих у користування, не пов’язане з видобуванням к.к. IV. Проектування, будівництво і введення в експлуатацію гірничодобувних об’єктів, а також підземних споруд, не пов’язаних з видобуванням к.к. V. Користування надрами для розробки род. к.к. і для цілей, не пов’язаних з видобуванням к.к. VІ. Охорона надр. VІІ. Державний контроль і нагляд за веденням робіт по геологічному вивченню надр, їх використанням та охороною. VІІІ. Спори з питань користування надрами. Відповідальність за порушення законодавства про надра. ІХ. Міжнародні відносини. Кодекс прийнято 17 липня 1994 року.

КОДУВАННЯ, *кодирование, **encoding, ***kodieren – ототожнювання символів чи груп символів одного коду з символами чи групами символів іншого коду або обробка певної інформації через знакову систему певного коду.

КОЕСИТ, КОУСИТ, *коэсит, **coesite, ***Coesit - щільна фаза кремнезему. Склад: SiO₂. Густина 3,01. Структура близька до структури польових шпатів. Знайдений у пісковику метеоритного кратера Каньйон Диявола в США (шт. Арізона). Одержана штучно при тиску 3 ГПа і температурі 500-800^оС американським вченим Коесом у 1953 р.

КОЕФІЦІЄНТ АВАРІЙНОСТІ, *коэффициент аварийности, **accident rate coefficient, ***Stör(ungs)anfälligkeitsfaktor – показник, який характеризує кількість допущених аварій на одиницю обсягу робіт і визначається за формулою: k_а = N / H, де k_а – коефіцієнт частоти аварій; N – кількість аварій, допущених протягом певного періоду; H – обсяг виконаної роботи за цей період (напр., довжина пробуреного стовбура свердловини). А.к. може також визначатися в розрахунку на кількість свердловин, які знаходяться в бурінні протягом року, за формулою:

,

де n – кількість свердловин, що знаходяться в бурінні протягом року; n_з – кількість свердловин, закінчених бурінням протягом року; n_к – кількість свердловин у бурінні на кінець року. А.к. може визначатися не тільки в середньому по підприємству, але і за окремими видами аварій (злaм бурильних труб і доліт, прихоплення інструмента, невдале цементування тощо).

КОЕФІЦІЄНТ АВТОМАТИЗАЦІЇ, *коэффициент автоматизации, **automatization coefficient, ***Koeffizient der Automatisierung, Automatisierungsfaktor – показник, що характеризує рівень автоматизації процесу, а також рівень автоматизації виробництва. Визначають як відношення кількості (або потужності) автоматизованого устаткування до загальної кількості (загальної потужності) всіх машин даного виду. К.а. обчислюють також за відношенням вартості автоматизованого устаткування до загальної вартості всього устаткування. Якщо є дані про обсяг продукції, одержаної на автоматизованих аґреґатах, то визначають коефіцієнт автоматизації виробництва як відношення обсягу продукції на автоматизованому устаткуванні до загального обсягу даного виду продукції. Цей показник повніше характеризує рівень автоматизації, бо він враховує продуктивність праці і ступінь використання автоматизованого устаткування. Інколи для характеристики рівня автоматизації виробничих процесів застосовують коефіцієнт автоматизації праці – відношення кількості робітників (або відпрацьованого часу), які працюють на автоматичному устаткуванні, до загальної кількості робітників (або відпрацьованого часу). Але цей показник не достатньо точно характеризує рівень автоматизації.

КОЕФІЦІЄНТ АЕРОДИНАМІЧНОГО ОПОРУ ВИРОБКИ (КОЕФІЦІЄНТ "альфа"), *коэффициент аэродинамического сопротивления выработки (коэффициент "альфа"), **coefficient of friction, ***aerodynamischer Widerstandsfaktor des Grubenbaus (Alpha-Faktor), Koeffizient "α" - величина, що залежить від ступеня і типу шорсткості поверхні виробки та конфігурації її перетину. Визначається розрахунковим шляхом, а також за допомогою довідкових таблиць в залежності від типу виробки, виду кріплення, його характеристики та від наявності у виробці конвеєрних поставів.

КОЕФІЦІЄНТ БАГАТОВОДНОСТІ ШАХТ (рудників, кар'єрів), *коэффициент водообильности шахт (рудников, карьеров), **volume of water coefficient of mines, ***Wasserbelastung(szahl) der Gruben - відношення кількості відкачаної води до кількості видобутої за той же термін корисної копалини. К.б.ш. вимірюється у м³/т.

КОЕФІЦІЄНТ БЕЗПЕКИ, *коэффициент безопасности, **safety factor (coefficient), ***Sicherheitkoeffizient, Sicher-heitsfaktor, Sicherheitsgrad - відношення мінімальної глибини гірничих робіт до вийманої потужності пласта, при якому створюються допустимі умови підробки.

КОЕФІЦІЄНТ БІЧНОГО РОЗПОРУ, *коэффициент бокового распора, **lateral thrust coefficient, ***Stossschubgrad, Seitenwandschubgrad - коефіцієнт, що оцінює діюдію зовнішнього навантаження на бокові стінки, яке стискає закладний масив i ґрунт.

КОЕФІЦІЄНТ БУССІНЕСКА, *коэффициент Буссинеска; **Bussinesk’s factor, ***Bussinesk-Koeffizient - Див. коректив кількості руху

КОЕФІЦІЄНТ ВИЛУЧЕННЯ (ДОБУВАННЯ) КОРИСНОЇ КОПАЛИНИ З НАДР, *коэффициент извлечения полезного ископаемого из недр, **coefficient of recovery, ***Ausbringenfaktor - 1) При розробці рудних родовищ і родовищ гірничо-хімічної сировини — відношення кількості корисного компонента у видобутій корисній копалині до кількості корисного компонента в погашених балансових запасах. Коефіцієнт, що визначається таким чином, називають ще коефіцієнтом видимого видаленнявидалення; він враховує кількість корисної копалини, принесену з домішаною породою. 2) При розробці вугільних родовищ К.в.к.к.видалення з надр визначається відношенням обсягу запасів, що видалені (добуті) з надр, до обсягу балансових.

КОЕФІЦІЄНТ ВИКОРИСТАННЯ ФОНДУ СВЕРДЛОВИН, *коэффициент использования фонда скважин; **utilization factor of well stock; ***Ausnutzungsfaktor des Bohrlochfonds – показник, що характеризує рівень виробничого використання всього експлуатаційного фонду свердловин:

К_в.ф.=t_p / t_k.e або

де t_с.м.р – кількість свердловино-місяців, відпрацьованих (експлуатація) діючим фондом свердловин; t_с.м.е – кількість свердловино-місяців, що числились в усьому експлуатаційному фонді; t_р – кількість годин роботи (експлуатація та накопичення рідини) свердловин у процесі експлуатації; t_к.е – календарний час всього експлуатаційного фонду свердловин.

КОЕФІЦІЄНТ ВИКОРИСТАННЯ ФОНДУ СВЕРДЛОВИН ІНТЕГРАЛЬНИЙ, *коэффициент использования фонда скважин интегральный; **integral factor of well stock utilization rate; ***integraler Ausnutzungsfaktor des Bohrlochfonds – узагальнений показник використання фонду свердловин у часі і за дебітністю, який визначається як добуток коефіцієнта експлуатації свердловин k_e й коефіцієнта інтенсивного використання свердловин k_i: k_інтегр = k_e k_i .

КОЕФІЦІЄНТ ВИКОРИСТАННЯ ШПУРІВ, *коэффициент использования шпуров. **utilization factor of hole (blasthole), ***Bohrlochwirkungsgrad, Abschlagwirkungsgrad, Nutzfaktor der Bohrlocher - безрозмірна величина, що характеризує ефективність дії вибуху шпурових зарядів при проведенні виробок і на очисних роботах. Визначається відношенням величини посування вибою за один вибух до глибини закладення шпурів. Правильно вибране розташування шпурів, величина зарядів і послідовність їх висадження, а також ретельність заряджання і забивки шпурів забезпечують К.в.ш. рівний або близький до 1. Зменшення значення К.в.ш. призводить до зниження швидкості посування виробок і до збільшення обсягу буріння та витрат ВР, а також до підвищення вартості проходки.

КОЕФІЦІЄНТ ВИМУШЕНОГО ПРОСТОЮ, *коэффициент вынужденного простоя; **idle time factor; downtime ratio; ***Notausfallfaktor – параметр надійності виробу, який визначається відношенням тривалості відновлення виробу до суми тривалості відновлення та тривалості безвідмовної його роботи.

Коефіцієнт витрати отвору або насадки μ₀ або μ_н, *коэффициент расхода отверстия или насадки, μ₀ или μ_н; **discharge coefficient of hole and flow nozzle, M_h or M_n; ***Durchfluβfaktor der Öffnung oder des Aufsatzes μ₀ oder μ_н – безрозмірний коефіцієнт, який входить у формулу для витрати Q₀ у випадку витікання рідини з отвору в тонкій стінці або із насадки. Для отвору ; для насадки , де S₀, S_н - площа прохідного перерізу отвору і насадки; g - прискорення вільного падіння; ; p₀ - надлишковий тиск над вільною поверхнею рідини; Н - напір над центром ваги отвору або насадки (геометричний напір); ρ - густина рідини. При витіканні під рівень із отвору , де ΔH - різниця напорів у верхньому (Н_в) й нижньому (Н_н) б’єфах; ΔH = Н_в - Н_н . Коефіцієнт μ₀ враховує стиск струменя й втрати напору; коефіцієнт μ_н - тільки втрати напору. Для квадратичної ділянки опору (при достатньо великих числах Рейнольдса) μ₀ і μ_н залежать тільки від геометричної форми потоку.

КОЕФІЦІЄНТ ВНУТРІШНЬОГО ТЕРТЯ СИПКОЇ ПОРОДИ, *коэффициент внутреннего трения сыпучей породы, **coefficient of inlying friction, ***Koeffizient der inneren Reibung des Lockergesteines - величина що статистично характеризує тертя між контактуючими частинками всередині маси сипкої породи.

КОЕФІЦІЄНТ ВТРАТИ НАПОРУ ПРОСТОГО КОРОТКОГО ТРУБОПРОВОДУ μ_т. *коэффициент потери напора простого короткого трубопровода; **head loss coefficient of an ordinary short pipeline; ***Druckverlustfaktor der einfachen kurzen Rohrleitung – безрозмірний коефіцієнт, який входить у формулу для витрати Q_т у випадку простого короткого (довжиною l) трубопроводу постійного діаметра d, тобто , де S_т - площа поперечного перерізу трубопроводу; g - прискорення вільного падіння; Н – напір на трубопроводі (при витіканні в атмосферу): ; μ_т враховує втрати напору по довжині трубопроводу (λ*l/d), а також у місцевих опорах ; λ - коефіцієнт гідравлічного тертя; ξ – коефіцієнт опору або втрат напору.

КОЕФІЦІЄНТ ГІДРАВЛІЧНОГО ТЕРТЯ (КОЕФІЦІЄНТ ДАРСІ) &LAMBDA;., *коэффициент гидравлического трения (коэффициент Дарси) λ; **coefficient of hydraulic friction (Darcy’s factor); ***hydraulischer Reibungsbeiwert (Darcy-Beiwert) – безрозмірний коефіцієнт пропорційності в формулі Дарсі-Вейсбаха, який залежить у загальному випадку тільки від відносної шорсткості стінок русла Δε і від числа Рейнольдса Re. Для круглих (з діаметром d) і деяких прямокутних напірних труб λ визначається за спеціальним графіком Кольбрука-Уайта або за формулами (емпіричними для турбулентного руху):

.

КОЕФІЦІЄНТ ДАРСІ, *коэффициент Дарси; **Darcy’s coefficient (factor), **Darcy-Faktor, ***Darcy-Beiwert – Див. коефіцієнт гідравлічного тертя .

КОЕФІЦІЄНТ ДИФУЗІЇ, *коэффициент диффузии; **diffusion coefficient; ***Diffusionskoeffizient – величина D, визначена першим законом Фіка, чисельно дорівнює кількості дифундованої речовини через одиницю площі за одиницю часу, коли на одиницю довжини припадає однакова зміна концентрацій.

КОЕФІЦІЄНТ ДОДАТКОВОГО ФІЛЬТРАЦІЙНОГО ОПОРУ, *коэффициент дополнительного фильтрационного сопротивления; **factor of additional filtration resistance; ***Zusatzfiltrationswiderstandsindex – параметр, який враховує збiльшення фiльтрацiйного опору внаслідок порушення плоскорадiальностi потоку у привибiйнiй зонi при припливi флюїду до свердловини гiдродинамiчно недосконалої.

КОЕФIЦIЄНТ ДОСКОНАЛОСТI СВЕРДЛОВИНИ, *коэффициент совершенства скважины; **factor of well perfection; ***Vollkommenheitsfaktor des Bohrlochs – вiдношення дебiту свердловини гiдродинамiчно недосконалої до дебiту свердловини гiдродинамiчно досконалої.

КОЕФІЦІЄНТ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ДІЮЧОГО ФОНДУ СВЕРДЛОВИН, *коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин; **exploitation coefficient of producing well stock; ***Ausbeutungsfaktor für die Förderung genutzten Sondenfonds – показник, що характеризує рівень використання діючого фонду свердловин у часі:

або ,

де Т_р - кількість годин роботи (чиста експлуатація та накопичення рідини) свердловин у процесі експлуатації; Т_к.д - календарний час перебування свердловин діючого фонду в експлуатації; Т_с.м.р , Т_с.м.д - відповідно кількість свердловино-місяців, відроблених та перебування в експлуатації, діючого фонду.

КОЕФІЦІЄНТ ЕКСПЛУАТАЦІЇ СВЕРДЛОВИН, *коэффициент эксплуатации скважин; **well exploitation coefficient; ***Ausbeutungsfaktor der Bohrlöcher – показник, що характеризує рівень використання діючих свердловин у часі:

або ,

де Т_с.м.р - кількість свердловино-місяців, відпрацьованих (експлуатація) діючим фондом свердловин; Т_с.м.д - кількість свердловино-місяців, що числились в діючому фонді; Т_р - кількість годин роботи (експлуатація та накопичення) свердловин у процесі експлуатації; Т_к.д - кількість годин перебування свердловин діючого фонду в експлуатації.

КОЕФІЦІЄНТ ЕКСТЕНСИВНОГО ВИКОРИСТАННЯ ПАРКУ БУРОВИХ УСТАНОВОК, *коэффициент экстенсивного использования парка буровых установок; **coefficient of extensive usage of drilling rigs; ***Koeffizient der extensiven Ausnutzung des Bohranlagenparks – показник, що характеризує ступінь виробничого використання бурових установок (БУ) на основних роботах

,

де Т_б , Т_кр , Т_в - календарний час перебування БУ відповідно в процесі буріння, кріплення, випробування; Т - календарний час БУ в господарстві, тобто в бурінні, кріпленні, випробуванні, монтажі, демонтажі, пересуванні, ремонті, резерві.

КОЕФІЦІЄНТ ЕФЕКТИВНОСТІ ДЕГАЗАЦІЇ, *коэффициент эффективности дегазации, **degassing efficiency factor, ***Koeffizient der Gasabsaugungseffektivität – відношення зниження багатометановості (метановості) виробок при здійсненні дегазації до їхньої багатометановості (метановості) без дегазації. Розрізняють К.е.д.: окремого джерела газу, виробленого простору, у межах виїмкової дільниці і шахти (крила, блоку, виїмкової дільниці, окремої виробки).

КОЕФІЦІЄНТ ЗАТЯЖКИ ПОКРІВЛІ, *коэффициент затяжки кровли, **roof lagging factor, ***Ausbaukoeffizient - відношення площі перекриття кріплення (площі верхняків, затяжки) у виробці до загальної площі покрівлі, що підтримується кріпленням.

КОЕФІЦІЄНТ ЗМІНИ ДЕБІТУ СВЕРДЛОВИНИ, *коэффициент изменения дебита скважины; **coefficient of well production rate change; ***Koeffizient der änderung der Bohrlochförderrate – показник, який характеризує відносну зміну середньодобового дебіту свердловини за місяць і визначається за формулою: k_зд = q₁ / q_о; де q₁, q_о - середньодобовий дебіт відповідно за попередній і наступний місяці. К.з.д.с. розраховується по перехідному фонду свердловин для родовищ, що працюють при режимі розчиненого газу. На основі К.з.д.с. розраховується коефіцієнт кратності видобутку нафти.

КОЕФІЦІЄНТ ЗМІННОСТІ РОБОТИ БРИГАД З РЕМОНТУ СВЕРДЛОВИН, *коэффициент сменности работы бригад по ремонту скважин; **coefficient of workover crew shifting; ***Koeffizient der Arbeit in Schichten der Bohrlochreparaturbrigaden – коефіцієнт, що визначається за формулою:

де N_i – кількість бригад, якi працюють в одну, двi i три змiни; c_i - кількість змiн (одна, двi i три змiни); i =1;2;3. Цілодобова робота дає змогу зменшити витрати на обладнання, скоротити тривалiсть ремонту, виключити необхiднiсть пiдняття iнструменту i перекриття свердловини пiсля закiнчення денної роботи. Разом з тим відомо, що ефективнiсть нiчних робiт є дещо нижчою від денних (приблизно на 10%), а окремi роботи (напр., очiкування затвердiння цементного розчину) можна приурочити до нiчного часу.

КОЕФІЦІЄНТ ІНТЕНСИВНОГО ВИКОРИСТАННЯ ПАРКУ БУРОВИХ УСТАНОВОК (УСТАТКУВАНЬ), *коэффициент интенсивного использования парка буровых установок; **intensive utilization rate of active drilling rigs; ***Koeffiziеnt der intensiven Ausnutzung des Bohranlagenparks – показник, що характеризує рівень використання потенційної потужності бурових установок (БУ):

= ,

де Q_б – плановий (фактичний) обсяг буріння; Q_{б макс} – максимальний обсяг буріння при даних умовах; V_к – планова (фактична) комерційна швидкість буріння; V_т – технічна (нормативна) швидкість буріння.

КОЕФІЦІЄНТ ІНТЕНСИВНОГО ВИКОРИСТАННЯ СВЕРДЛОВИН, *коэффициент интенсивного использования скважин; **intensive utilization rate of wells; ***Koeffizient der intensiven Sondenausnutzung – показник, що характеризує напруженість використання нафтопромислового обладнання як відношення фактичного видобутку нафти (газу) за певний період часу Q_ф до розрахункового (режимного, планового) Q_р: .

КОЕФІЦІЄНТ КІНЦ&EACUTE;ВОГО Н&AGRAVE;ФТОВИЛУЧЕННЯ (Н&AGRAVE;ФТОВІДД&AACUTE;ЧІ) ФАКТИЧНИЙ, *фактический коэффициент конечного извлечения нефти (нефтеотдачи); **actual ultimate oil recovery factor; ***tatsächlicher Koeffizient der Rest(erd)ölgewinnung – коефіцієнт кінцевого нафтовилучення, досягнутий по пласту (покладу, експлуатаційному об’єкту), розробка якого завершена.

КОЕФІЦІЄНТ КОНДЕНСАТОВІДДАЧІ РОЗРАХУНКОВИЙ, *коэффициент конденсатоотдачи рассчетный; **design condensate recovery index; ***Berechnungskoeffizient der Kondensatabgabe – відношення сумарного видобутку конденсату з пласта до кінця розробки, розрахованого за кривими диференціальної конденсації пластової системи, до потенціальних (балансових) запасів.

КОЕФІЦІЄНТ КОРИСНОЇ ДІЇ (К.К.Д.) ВИБУХУ, *коэффициент полезного действия взрыва, **efficiency of explosion, ***Explosionswirkungsgrad, Nutzeffekt der Explosion – число, що вказує, яка частка всієї енергії вибуху витрачається на певний результат (напр., на подрібнення породи, на викид породи і т.і.).

КОЕФІЦІЄНТ КОРИСНОЇ ДІЇ ЗАГАЛЬНИЙ (ГІДРОПРИВОДУ, ПНЕВМОПРИВОДУ, ГІДРОПРИСТРОЮ, ПНЕВМОПРИСТРОЮ), *общий коэффициент полезного действия (гидропривода, пневмопривода, гидроустройства, пневмоустройства); общий КПД ; **overall efficiency of hydraulic (pneumatic) drive; ***Gesamtwirkungsgrad (des hydraulischen, pneumatischen Getriebes, der hydraulischen, pneumatischen Vorrichtung) – коефіцієнт корисної дії, який враховує всі втрати енергії гідроприводу (пневмоприводу, гідропристрою, пневмопристрою).

КОЕФІЦІЄНТ КОРИСНОЇ ДІЇ (К.К.Д.) МЕХАНІЧНИЙ, *коэффициент полезного действия (к.п.д.) механический; **mechanical efficiency; ***mechanischer Wirkungsgrad – відношення різниці потужності Р, споживаної насосом, і втрат механічної потужності P_м (внаслідок тертя у підшипникових опорах та ущільненнях валу) до потужності, споживаної насосом P (механічний коефіцієнт корисної дії):

.

КОЕФІЦІЄНТ КОРИСНОЇ ДІЇ (К.К.Д.) НАСОСНОГО АҐРЕҐАТУ, *к.п.д. насосного агрегата; **overall efficiency of pumping unit; ***Wirkungsgrad des Pumpenaggregates – відношення корисної потужності насоса P_і до потужності P_gr, споживаної приводною машиною, η_gr = P_i /P_gr.

КОЕФІЦІЄНТ КОРИСНОЇ ДІЇ (К.К.Д.) НАСОСУ *к.п.д. насоса; **pump efficiency; ***Pumpenwirkungsgrad – відношення корисної потужності насоса P_і до потужності Р, споживаної ним у розглядуваній робочій точці, η = P_і / P.

КОЕФІЦІЄНТ КОРИСНОЇ ДІЇ ОБ'ЄМНИЙ (ГІДРОПРивода, пневмопривода, гідропристрою, пневмопристрою); Об'ємний ККД, *объемный коэффициент полезного действия (гидропривода, пневмопривода, гидроустройства, пневмоустройства); объемный КПД; **volumetric efficiency of hydraulic drive, pneumatic (air) drive; ***volumetrischer Wirkungsgrad (des Druckluftgetriebes, der hydraulishen, pneumatischen Vorrichtung) – коефіцієнт корисної дії, який враховує втрати робочої рідини гідропривода (пневмопривода, гідропристрою, пневмопристрою) внаслідок витоків.

КОЕФІЦІЄНТ КОРИСНОЇ ДІЇ (К.К.Д.) ПРОЦЕСУ РОЗДІЛЕННЯ, *коэффициент полезного действия процесса разделения, **efficiency of preparation (separation), ***Wirkungsgrad des Scheidungsprozesses - ступінь або міра досягнення теоретично можливого результату (див. ефективність розділення): # при грохоченні - відношення кількості нижнього класу в підрешітному продукті до його кількості у вихідному матеріалі; # при збагаченні - відношення кількості корисного компонента у концентраті до його кількості у вихідному матеріалі, або для вугілля - відношення досягнутої різниці між зольністю відходів та концентрату до різниці між зольністю породних та концентратних фракцій у вихідному вугіллі.

КОЕФІЦІЄНТ КОРІОЛІСА, *коэффициент Кориолиса; **Koriolis’s coefficient, ***Koriolis-Кoeffizient - Див. коректив кінематичної енергії .

КОЕФІЦІЄНТ КРАТНОСТІ ВИДОБУТКУ НАФТИ, *коэффициент кратности нефтедобычи; **oil recovery factor; ***Erdölgewinnungsverhältnis der Erdölgewinnung – показник видобутку, який показує, у скільки разів обсяг видобутку нафти з свердловини (або групи свердловин) за даний період більший від видобутку нафти за місяць попереднього періоду. Визначається за формулою:

,

де K_з.д – коефіцієнт місячної зміни дебіту, що дає відносну характеристику зміни дебіту на наступний місяць щодо середньодобового дебіту за попередній місяць; n_м – кількість місяців у даному періоді.

Коефіцієнт лобового опору С_х., *коэффициент лобового сопротивления С_х; **drag coefficient; ***Stirnwiderstandskoeffizient – безрозмірний емпіричний коефіцієнт, який входить у формулу для сили R_x лобового опору твердого тіла; для квадратичної ділянки опору С_х залежить тільки від форми тіла й швидкості його поверхні, а також від положення (від орієнтування) цього тіла в потоці. Для деяких випадків тіл найпростішої геометричної форми (куля, циліндр та інші) С_х можна одержати теоретично.

КОЕФIЦIЄНТ МАКРОШОРСТКОСТI, *коэффициент макрошероховатости; **macroroughness factor, macroroughness coefficient; ***Makrorauhigkeitsbeiwert – коефiцiєнт, який характеризує внутрiшню структуру пористого середовища в коефiцiєнтi b квадратичного члена формули фiльтрацiї двочленної, тобто b = /l , де – густина рiдини; l – К.м. Його, напр., можна визначити iз формули Ширковського.

КОЕФІЦІЄНТ МІЦНОСТІ ГІРСЬКОЇ ПОРОДИ, *коэффициент крепости горной породы, **coefficient of rock hardness, ***Festigkeitskoeffizient des Gesteins - величина, що приблизно характеризує відносну опірність породи руйнуванню при її видобуванні. Звичайно приймають, що К.м.г.п. f дорівнює частці від ділення величини границі міцності під час одноосного стиснення σ_ст на 100. Існує декілька класифікацій міцності г.п. Найбільш уживана шкала К.м.г.п. запропонована М.М.Протодьяконовим.

КОЕФIЦIЄНТ НАДСТИСЛИВОСТI ГАЗУ, *коэффициент сверхcжимаемости газа; **real gas factor; gas supercompressibility factor, ***Koeffizient der Gassuperkompressibilität – коефiцiєнт стисливостi газу.

КОЕФІЦІЄНТ НЕРІВНОМІРНОСТІ СПОЖИВАННЯ ГАЗУ, *коэффициент неравномерности потребления газа; **irregularity coefficient of gas consumption; ***Ungleichförmigkeitsfaktor des Gasverbrauchs – відношення середньої фактичної витрати газу за певний період (сезон, добу, годину) до середньої витрати за більший відповідний період (відповідно рік, місяць, доба).

КОЕФІЦІЄНТ ОБВОДНЕНОСТІ ЕМУЛЬСІЇ, *коэффициент обводненности эмульсии; **coefficient of emulsion watering; ***Emulsionsvervässerungskoeffizient – відношення об’єму води до загального об’єму емульсії.

КОЕФІЦІЄНТ ОБЕРТАЛЬНОСТІ РЕЗЕРВУАРІВ, *коэффициент оборачиваемости резервуаров; **utilization factor of tank farm; ***Koeffizient der Behälterumlaufzahl – відношення дводобового об’єму видобутої нафти до об’єму встановлених резервуарів; характеризує ступінь використання резервуарного парку; може коливатися в межах від 2 до 5.

КОЕФІЦІЄНТ ОБЕРТАННЯ БУРОВИХ УСТАНОВОК, *коэффициент вращения буровых установок; **factor of drilling rids rotation; ***Drehkoeffizient der Bohranlagen – показник, що характеризує рівень виробничого використання в часі бурових установок (БУ); використовується при розрахунках потреби в БУ, складанні кошторисів на будівництво свердловин, визначенні ефективності впровадження нової техніки тощо:

де T_м.д. – час монтажно-демонтажних робіт; Т_{п.б –} час підготовчих робіт до буріння; T_б.к – час буріння і кріплення; Т_в – час випробування; Т_р.м. – час ремонтних робіт; Т_рез – час перебування БУ в резерві.

КОЕФІЦІЄНТ ОБ'ЄМНОГО КОМПОНЕНТОВИЛУЧЕННЯ, *коэффициент объемного компонентоизвлечения; **coefficient of volumetric component extraction (recovery); ***Koeffizient der volumetrischen Kompоnentenausbringung – відношення об'єму Q_виді видобутого з пласта і-го компонента до його геологічних запасів Q_3і. Розрізняють кінцевий (закінчення експлуатації) і поточний (у деякий момент часу t експлуатації) коефіцієнти компонентовилучення К_і. Виражаючи К_і у відсотках, одержуємо: K_i = (Q_виді / Q_з.і)·100 = (1 – Q_ззі / Q_з.і)·100, де і – розглядуваний компонент пластового газу (метан, етан, ..., гелій, сірководень тощо); Q_з.і – геологічні запаси даного компонента. Q_ззі – залишкові запаси компонента. Якщо розглядати газ як суміш вуглеводневих компонентів С₁–С₄, а конденсат як суміш С₅₊, то коефіцієнти газо- і конденсатовилучення можна виразити відповідно так (у %):

;

З практики експлуатації родовищ маємо, що при режимі природного виснаження кінцевий коефіцієнт газовилучення складає 85-95%, в той час як кінцевий коефіцієнт конденсатовилучення – 30-60%, а при сприятливих умовах – до 75%. Основні фактори, які впливають на коефіцієнт газовилучення: режим експлуатації родовища; середньозважений по об'єму порового простору пласта тиск; площинна і по розрізу пласта неоднорідність літологічного складу і фаціальна мінливість порід пласта; тип родовища (пластове, масивне); темп відбирання газу; охоплення пласта витісненням (в т.ч. при природному чи примусовому діянні на пласт); розміщення свердловин на площі газоносності; стан розкриття пласта свердловинами і конструкції свердловин; види робіт по інтенсифікації роботи свердловин. Об'єм залишеного Q_зал.г. в пласті газу в кінці розробки родовища виражають рівнянням:

де Ω_п, Ω_к - початковий і кінцевий газонасичені об'єми порового простору пласта, м³; - кінцеві середньозважені по газонасиченому (індекс к) і обводненому (індекс в) об'ємах порового простору пласта безрозмірні (віднесені до атмосферного тиску) зведені (поділені на відповідні коефіцієнти стисливості z_г газу) тиски; коефіцієнт залишкової об'ємної газонасиченості обводненої (Ω_п Ω_к) зони порового об'єму пласта, частки одиниці; Q(t) - поточний видобутий об'єм газу, м³; ρ_п - початкова газонасиченість пласта; Q_з - запаси газу, м³.

З урахуванням цього рівняння коефіцієнт газовилучення (в%) описується формулою:

де початковий середньозважений по газонасиченому об'єму порового простору пласта зведений (поділений на атмосферний тиск і на z_г) тиск.

При газовому режимі експлуатації [Ω_п=Ω_к=const; Q₃=Ω(p_п/z_г.п); α=0] коефіцієнт газовилучення

При жорсткому водонапірному режимі експлуатації (Ω_п>Ω_к; коефіцієнт газовилучення

де α₀ - коефіцієнт залишкової об'ємної газонасиченості обводненої (Ω_п – Ω_к) зони пласта, частки одиниці.

Для пісків

для доломітів

де m₀ – коефіцієнт пористості пласта.

При Ω_к/Ω_п =0 у випадку жорсткого водонапірного режиму експлуатації коефіцієнт газовилучення беруть рівним:

для пісків

для доломітів

При пружному водонапірному режимі експлуатації (Ω_п>Ω_к; коефіцієнт газовилучення:

де α=α₀ f [, Q(t)/Q_з], α - функція літологічної будови пласта; Q(t)/Q_з - рівень річного відбору газу з родовища.

При Q(t)/Q₃<0,2 і стосовно пласта, що представлений незцементованим піском:

При Q(t)/Q₃>0,2 і стосовно пласта, що представлений пісковиком:

Коефіцієнт конденсатовилучення незцементованого піску чи пісковика при витісненні водою газового конденсату, що випав у пласті, і постійному тиску визначають за рівнянням:

де μ_к і μ_в – динамічний коефіцієнт в'язкості відповідно конденсату і води; ρ_пк - початкова конденсатонасиченість пористого середовища, частки одиниці.

Коефіцієнт конденсатовилучення К_кв під час розробки газоконденсатного покладу в режимі природного виснаження при Ω_п = const може бути розрахований в разі наявності експериментальних даних рVТ-стану за диференціальною конденсацією пластових флюїдів. Вплив пористого середовища на коефіцієнт конденсатовилучення у цьому випадку визначають за виразом:

де F - питома поверхня пористого середовища, м²/м³.

КОЕФІЦІЄНТ ОБ'ЄМНОГО СТИСКУВАННЯ РІДИНИ β_v, *коэффициент объемного сжатия жидкости β_v; **coefficient of volumetric compression of fluid; ***Flüssigkeitsvolumenkompressibilitätsfaktor, Faktor der Volumenflüssigkeitskompressibilität – відношення відносного зменшення об’єму V рідини (тобто величини dV/V) до нормальної напруги всебічного рівномірного стискування даного об’єму: . При точнішому визначенні необхідно брати відношення відповідних приростів двох названих величин. Коефіцієнт об’ємного стискування рідини є величиною, оберненою модулю об’ємної пружності, K: .

КОЕФІЦІЄНТ ОБ'ЄМНОЇ ПОРИСТОСТІ ҐРУНТУ (ПОРОДИ) [АБО ПОРИСТІСТЬ ҐРУНТУ (ПОРОДИ), ПОРИСТІСТЬ ТІЛА], *коэффициент объемной пористости грунта (породы); **coefficient of volumetric porosity of formation; ***Bodenvolumenporositätskoeffizient, (Bodenporosität, Gesteinsporosität, Körperporosität) – відношення об’єму порового простору до всього об’єму ґрунту (породи), що складається з об’єму порового простору V_пор і об’єму скелета твердої фази V_скел.:

.

У механіці ґрунтів коефіцієнтом об’ємної пористості називають інколи величину Е, яка дорівнює відношенню об’єму пор до об’єму мінеральної частини ґрунту (скелета), тоді .

КОЕФIЦIЄНТ ОБ'ЄМНОЇ ПРУЖНОСТI РIДИНИ, *коэффициент объемнoй упругости жидкости; **coefficient of liquid volumetric elastiсity; ***Koeffizient der Volumenflüssigkeitselastizität – коефiцiєнт, який характеризує вiдносну змiну об’єму рiдин при змiнi тиску на одиницю:

,

де V – початковий об’єм рiдини; - змiна об’єму рiдини при змiнi тиску . Входить у закон Гука. Син.: коефiцiєнт об’ємного стиску рiдини.

КОЕФІЦІЄНТ ОПОРУ АБО КОЕФІЦІЄНТ ВТРАТ НАПОРУ ξ, *коэффициент сопротивления или коэффициент потерь напора; **resistance factor or head loss factor; ***Widerstandskoeffizient oder Druckverlustkoeffizient – безрозмірний коефіцієнт, який дорівнює втраті напору (по довжині h_l або місцевій h_j), поділеній (для звичайних потоків рідин) на швидкісний напір; для фільтраційних ламінарних потоків - на зведену витрату. За допомогою цього коефіцієнта втрати напору h_l і h_j виражаються формулами:

а) для звичайних потоків або  ;

б)для фільтраційних потоків або ,

де v - швидкість; g - прискорення вільного падіння; q – питома витрата; K_ф – коефіцієнт фільтрації. Для місцевих втрат напору, які належать до квадратичної ділянки опору звичайних потоків, і для ламінарних фільтраційних потоків ξ залежить від геометричної форми потоку. Для втрат напору по довжині, які належать до квадратичної ділянки опору звичайних потоків, ξ додатково залежить ще і від відносної шорсткості русла. Величини ξ звичайно встановлюють експериментально; в окремих випадках ξ можна визначити теоретично. При коефіцієнті ξ проставляють різні індекси, для того щоб зазначати, якого саме випадку стосується даний коефіцієнт опору, наприклад: а) при розрахунку величини h_l індекс l (отримують ξ_l); б) при розрахунку величин h_j індекс j (отримують ξ_j); при коефіцієнтах опору, які належать тільки окремим видам місцевих втрат, проставляють індекси у вигляді відповідних українських букв (ξ_п – коефіцієнт опору повороту труби, ξ_к – коефіцієнт опору крана; ξ_м – коефіцієнт опору будь-якого устаткування, назва якого починається на букву м і т.д.).

Коефіцієнт опору повного (системи) , *коэффициент полного сопротивления (системы) ; **total resistance factor (of system) ; ***Gesamtwiderstandkoeffizient (des Systems) – безрозмірний коефіцієнт, який відповідає втраті напору h_f . За допомогою цього коефіцієнта втрати напору виражаються формулами:

а) для звичайних потоків ;

б) для фільтраційних потоків ;

де , v – швидкість; g – прискорення вільного падіння; q – питомі витрати; K_ф – коефіцієнт фільтрації; ξ_l, ξ_j – коефіцієнти опору вздовж шляху і на місцевій перешкоді; m, n – кількості відповідних опорів.

КОЕФІЦІЄНТ ОХ&OACUTE;ПЛЕННЯ ПЛАСТ&AACUTE; ПРОЦ&EACUTE;СОМ ВИТІСНЕННЯ ФАКТИЧНИЙ, *фактический коэффициент охвата пласта процессом вытeснения; **actual factor of reservoir coverage by displacement; ***tatsächlicher Koeffizient der Erfassung vom Fröz mit dem Verdrängungsprozeβ – відношення нафтонасиченого об’єму (покладу, експлуатаційного об’єкта, охопленого на певну дату процесом витіснення) до всього нафтонасиченого об’єму покладу. Коефіцієнт, який використовують для оцінки поточного стану розробки експлуатаційного об’єкта і обґрунтування засобів по регулюванню процесу витіснення, направлених на досягнення проектного коефіцієнта охоплення.

КОЕФIЦIЄНТ П'ЄЗОПРОВІДНОСТI, *коэффициент пьезопроводимости; **piezoconductivity factor; ***Druckleitfähigkeit skoeffizient – параметр, який характеризує величину швидкостi поширення збурень тиску в пластi i дорiвнює вiдношенню проникностi коефiцiєнта k до добутку динамічного коефiцiєнта в’язкостi на коефiцiєнт пружної ємностi насиченого пласта :

.

КОЕФІЦІЄНТ ПІДРИВАННЯ БОКОВИХ ПОРІД, *коэффициент подрывки боковых пород, **coefficient of wall rock undermining, ***Koeffizient des Abklappens der Stöβe - відношення величини площі породної частини вибою до загальної площі змішаного вибою.

КОЕФІЦІЄНТ ПІДРОБКИ ЗЕМНОЇ ПОВЕРХНІ, *коэффициент подработки земной поверхности, **coefficient of underworking the earth surface - відношення фактичного розміру виробленого простору за простяганням або за падінням пласта до мінімального розміру, при якому настає повна підробка.

КОЕФІЦІЄНТ ПОДАЧІ ШТАНГОВОГО НАСОСА, *коэффициент подачи штангового насоса; **coefficient of sucker-rod pump discharge; ***Stangenpumpenliefergrad – відношення дійсної подачі насоса до теоретичної, яке виражається формулою: α_п = α_д α_ус α_н α_вит, де α_п – К.п.ш.н.; α_д, α_ус, α_н, α_вит – коефіцієнти, які характеризують вплив відповідно деформацій штанг і труб, усадки рідини, ступеня наповнення насоса рідиною і витікання рідини. Оптимальний К.п.ш.н. визначають за критерієм мінімальної собівартості видобутку нафти за цикл роботи штанговонасосної свердловини (сума тривалості міжремонтного періоду і ремонту свердловини).

КОЕФIЦIЄНТ ПРОНИКНОСТI, *коэффициент проницаемости; **permeability coefficient; ***Permeabilitätskoeffizient – експериментальний коефiцiєнт, що характеризує величину проникностi i виражається за лабораторними даними iз закону Дарсi:

,

де Q – об’ємна витрата рiдини; – динамічний коефіцієнт в’язкості рiдини; - довжина пористого середовища; F – фiльтрацiї площа; – тиску перепад. П. к. нафтогазовмiсних порiд змiнюється в основному вiд 10^-3 мкм² до 1 мкм².

КОЕФIЦIЄНТ ПРУЖНОЇ ЄМНОСТI НАСИЧЕНОГО ПЛАСТА, *коэффициент упругой емкости насыщенного пласта; **factor of elastic capacity of saturated formation; ***Elastizitätskapazitätsfaktor des gesättigten Flözes – параметр, який враховує пружнiсть рiдини i скелета пористого середовища у формi:

,

де m_o – пористостi коефiцiєнт при початковому пластовому тиску; β_р – об’ємної пружностi рiдини коефiцiєнт; β_с – коефiцiєнт об’ємної пружностi cкелета породи (див. Закон Гука для гiрської породи).

КОЕФІЦІЄНТ РІВНОПАДІННЯ (РІВНОПАДНОСТІ), *коэффициент равнопадаемости, **coefficient of equifalling, ***Gleichfälligkeitsfaktor, Koeffizient der Gleichfälligkeit – відношення між розмірами двох мінеральних зерен з різною густиною, які падають у реальному середовищі (воді) з однаковою швидкістю:

К_р = d₁/d₂ = (ρ₂ - ρ_c)/(ρ₁ - ρ_c),

де: d₁, d₂ - лінійний розмір зерен, ρ₁ та ρ₂ - густина тих самих зерен, ρ_c - густина середовища. Вважається, за класичними поняттями, що для ефективного гравітаційного збагачення к.к. граничні значення крупності повинні мати співвідношення не більше за К.р. Див. рівнопадіння.

КОЕФІЦІЄНТ РІЗНОЗЕРНИСТОСТІ ҐРУНТУ (ПІСКУ), *коэффициент разнозернистости грунта (песка) η; **coefficient of uniformly grained structure of soil (sand); ***Koeffizient der Verschiedenkörnigkeit vom Grund (Sand) – відношення діаметрів: η = d₆₀/d₁₀, де d₆₀, d₁₀ - діаметр частинок різнозернистого ґрунту, маса яких разом з масою частинок, що мають діаметр менший за d₆₀ або відповідно d₁₀, становить 60% або відповідно 10% маси ґрунту.

КОЕФІЦІЄНТ РОЗВІДАНОСТІ НАФТОГАЗОНОСНОГО РАЙОНУ, *коэффициент разведанности нефтегазоносного района; **coefficient of exploration extent of oil-and gas-bearing region; ***Erkundungskoeffizient des (Erd)Öl- und (Erd-)Gasgebietes – показник, який характеризує можливості з подальшого виявлення промислових запасів нафти і газу в нафтогазоносному районі і визначається відношенням початкових розвіданих запасів нафти і газу до початкових потенціальних ресурсів. Встановлено три діапазони К.р.н.р.: понад 0,9, коли район майже повністю розвіданий (можливості приросту нових запасів менше 10% від початкових запасів); 0,5-0,9 – для районів із значними можливостями виявлення нових родовищ нафти і газу (від 10 до 50% від початкових запасів); менше 0,5 – для районів, де основні запаси ще не виявлено (можливості приросту нових запасів від 50 до 90% від початкових розвіданих запасів).

КОЕФІЦІЄНТ РОЗКРИВУ (РОЗКРИТТЯ), *коэффициент вскрыши, **stripping ratio, barring coefficient; ***Abraumkennzahl, Abraumkoeffizient - кількість покриваючих (покривних) порід, що припадає на одиницю кількості корисної копалини при відкритому способі розробки родовища. К.р. називають ваговим, якщо покриваючі породи і корисну копалину виражають у тоннах, і об'ємним, якщо в кубометрах. На практиці частіше користуються об'ємними показниками. Розрізнюють такі осн. види К.р.: с е р е д н і й - відношення загального об'єму розкривних порід у контурах кар'єру або його дільниці до загального об'єму к.к., що добувається з кар'єру в тих же контурах; к о н т у р н и й - відношення об'єму розкривних порід, що прирізаються до кар'єру при збільшенні його глибини на один шар (уступ), до об'єму к.к. в цьому шарі (уступі); е к с п л у а т а ц і й н и й - відношення об'єму розкривних порід до об'єму к.к. за певний період експлуатації кар'єру або його дільниці; с е р е д н ь о е к с п л у а т а ц і й н и й - той же К.р. з розрахунку всього терміну експлуатації; п е р в и н н и й - відношення об'єму розкривних порід, вийнятих у період будівництва кар'єру, до загального об'єму к.к.; п о г о р и з о н т н и й - відношення об'єму розкривних порід до об'єму к.к. на одному горизонті кар'єру; ш а р о в и й - відношення об'єму розкривних порід у межах одного шару до об'єму к.к. в тому ж шарі; п о т о ч н и й - відношення об'єму розкривних порід, фактично переміщених у відвали за певний період часу (місяць, квартал, півріччя, рік), до фактичного об'єму к.к., що видобута за цей період; п л а н о в и й К.р. та г р а н и ч н и й К.р. - максимально допустимий за критерієм економічної доцільності відкритої розробки родовища.

КОЕФІЦІЄНТ РОЗПУШЕННЯ, *коэффициент разрыхления, **loosening factor, ***Auflockerungsfaktor, Auflockerungsgrad - 1) Відношення об’єму гірської породи у розпушеному (насипному) вигляді до її об’єму у масиві. Розрізняють К.р.г.п. у вільному насипанні, після відбивання у затисненому середовищі (в рудних блоках), після ущільнення (гравітаційного, вібраційного) та у рухомому потоці подрібненоїгірської маси. 2) Характеристика сипучої маси, шару робочої постелі у відсаджувальній машині або завису твердих часток у робочому середовищі збагачувального апарата, яка визначається співвідношенням об’єму проміжків між твердими частинками до загального об’єму системи. Так, якщо тверда фаза займає об’єм V_т у загальному об’ємі V_о, то К.р. складає: θ = (V_о - V_т)/V_о. К.р. є важливим параметром для аналізу процесів, що відбуваються в апаратах гравітаційного збагачення.

КОЕФІЦІЄНТ РОЗСУВАННЯ КРІПЛЕННЯ, *коэффициент раздвижки крепи, **support extension coefficient, ***Verspannungsgrad des Stempels - відношення висоти кріплення у розсунутому положенні до її висоти у нерозсуненому стані.

КОЕФІЦІЄНТ СКЛАДНОСТІ АВАРІЇ, *коэффициент трудности аварии, **emergency difficulty coefficient, ***Havarieschwierigkeitskoeffizient – показник, який характеризує складність аварій, допущених у бурінні, і визначається за формулою: к_Т=t_a/N, де t_a – час на ліквідацію аварій (від початку до повної ліквідації); N – кількість ліквідованих аварій. К.с.а. доцільно розраховувати не тільки в середньому по підприємству, але і за окремими видами аварій.

КОЕФІЦІЄНТ СТИСКУ СТРУМЕНЯ (ПРИ ВИТІКАННІ З ОТВОРУ) &EPSILON;, *коэффициент сжатия струи (при вытекании из отверствия) ε; **coefficient of flow contraction; ***Kompressibilitätfaktor des Strahles (beim Ausfluβ aus der öffnung) – відношення площі стисненого перерізу транзитного струменя S_c до площі отвору S_о, з якого витікає рідина: .

Коефіцієнт температурного розширення рідини β_t., *коэффициент температурного расширения жидкости β_t; **coefficient of temperature expansion of liquid βt; ***Flüssigkeitswärmeausdehnungskoeffizient – відношення відносного збільшення об’єму рідини (тобто величини dV/V до відповідного приросту т-ри: .

КОЕФІЦІЄНТ ТЕПЛОВІДДАЧІ, *коэффициент теплоотдачи; **convective heat transfer coefficient; ***Wärmeübertragungskoeffizient, Wärmeabgabekoeffizient – кількість теплоти, яка передана в одиницю часу через одиницю площі поверхні за різниці температур 1 К між поверхнею те середовищем-теплоносієм; характеризує інтенсивність тепловіддачі.

Коефіцієнт теплопередачі, *коэффициент теплопередачи; **heat transfer coefficient; ***Warmeübertragungskoeffizient, Wärmeabgabezahl, Wärmedurchgangszahl – кількість теплоти, яка передається через одини-цю площі поверхні розділу в одиницю часу за різниці т-р між теплоносіями 1 К; характеризує інтенсивність передавання теплоти.

КОЕФІЦІЄНТ ТИСКУ ТЕРМІЧНИЙ, *коэффициент давления термический; **thermal coefficient of pressure; ***thermischer Druckkoeffizient – величина, яка дорівнює відношенню відносної зміни тиску p системи до зміни ΔТ її т-ри при ізохорних умовах: . Вимірюється в кельвінах в мінус першому степені К^-1: dim β = θ^-1. Для ідеальних газів β = 1/273 К^-1.

КОЕФІЦІЄНТ ТРІЩИНУВАТОСТІ, *коэффициент трещиноватости, **coefficient of rock jointing, coefficient of rock fissuring; ***Klüftigkeitskoeffizient - величина, що характеризує тріщинуватістьгірських порід. ВиражаєтьсяВиражається відношенням об’єму тріщин до об’єму зразка породи (у %), або числом тріщин на одиницю довжини за певним напрямком, або відношенням сумарної площі тріщин у шліфі породи до площі шліфа.

КОЕФІЦІЄНТ УСАДКИ, *коэффициент усадки, **contraction coefficient, ***Schrumpfmaβ, Schrumpffaktor, Absenkungsfaktor, Mächtigkeitsschwund, Schwindenfaktor, Schrumpfenfaktor - відношення величини зменшення відповідного розміру закладального масиву під впливом стискаючих зусиль до його початкового розміру.

КОЕФІЦІЄНТ УТИЛІЗ&AACUTE;ЦІЇ Г&AACUTE;ЗОВОГО КОНДЕНС&AACUTE;ТУ, *коэфициент утилизации газового конденсата; **utilization factor of gas condensate; ***Gaskondensatnutzfaktor – відношення планового (або фактичного) питомого виходу конденсату до конденсатогазового фактора, тобто

або ,

де r - плановий (або фактичний) питомий вихід стабільного конденсату, визначається відношенням

r =(/) ·10⁶, г/м³;

де - плановий (або фактичний) об’єм здачі споживачеві стабільного конденсату, т; - плановий (або фактичний) об’єм здачі газу споживачеві, м³; q - конденсатогазовий фактор, г/м³. Порядок обчислення К.у.г.к. для різних рівнів управління нафтовою і газовою промисловістю (устатковання, цехи тощо) регламентується спеціальною інструкцією.

Коефіцієнт фільтрації K_ф, *коэффициент фильтрации K_ф; **filtration coefficient; ***Durchlässigkeitsfaktor, Durchlässigkeitszahl, Durchlässigkeitsbeiwert – коефіцієнт пропорційності у формулі закону Дарсі, значення якого залежить від роду пористого тіла, густини і в’язкості фільтруючої рідини. Характеризує ступінь проникності (водопроникності) пористого тіла; його значення дорівнює швидкості ламінарної фільтрації рідини через пористе тіло за умов, коли п’єзометричний похил - одиниця:

,

де ρ - густина рідини; g – прискорення вільного падіння; v - швидкість фільтрації; Q - витрата рідини; L - довжина пористого тіла; F - площа фільтрації; Δр - перепад тиску.

КОЕФІЦІЄНТ ЧАСТОТИ РЕМОНТІВ СВЕРДЛОВИН, *коэффициент частоты ремонтов скважин; **well repair rate coefficient; ***Koeffizient der Bohrlochreparaturhäufigkeit – відношення фактичної кількості P_ф поточних ремонтів свердловин за видами обладнання по всьому фонду, що виконана в попередньому році, до фактичного середньорічного експлуатаційного фонду свердловин Ф_е.ф за видами обладнання і всього по фонду в попередньому році, тобто . Якщо в плановому році передбачається збільшити міжремонтний період свердловин, то коефіцієнт частоти ремонтів відповідно корегують:

,

де q – відносне зменшення кількості ремонтів за рахунок підвищення тривалості міжремонтного періоду, частка одиниці.

Коефіцієнт швидкохідності насоса, n_s, *коэффициент быстроходности насоса; **coefficient of specific speed of pump; ***Pumpenschnellgängigkeitskoeffizient – критерій подібності відцентрових насосів, який визначають залежністю (хв^-1):

,

де n – кількість обертів, хв^-1; Q_opt – оптимальна витрата, м³/с; H_opt – оптимальний напір, м.

За іншою версією К.ш.н. обчислюється за формулою:

,

де n – частота обертання робочого колеса, об/хв; Q – об'ємна подача насоса, м³/с; Н – напір насоса, м. За величиною Н.ш.к. розрізняють лопатеві насоси на відцентрові тихохідні (n_s=50-90) і нормальні (n_s=80-300), напівосьові (n_s=250-500) і осьові або пропелерні (n_s=500-1000).

КОЕФІЦІЄНТ ШЕЗІ, *коэффициент Шези; **Shesi′s coefficient; ***Schesi–Koeffizient – емпіричний коефіцієнт (м^0.5/с), який входить до формули Шезі: , де v – швидкість потоку, м/с; R – гідравлічний радіус, м; і_р – п'єзометричний похил. У квадратичній області тертя с залежить тільки від гідравлічного радіуса R і коефіцієнта шорсткості n; для доквадратичної ділянки величина с додатково залежить від і_р. Напр., за Павловським с=(1/n) R ^у , коли 0,1 ≤ R ≤ 3,0, де n – коефіцієнт шорсткості, що характеризує шорсткість стінок труби або русла; 0,011 ≤ n < 0,050; y – змінний показник степеня; ; . За Манінгом у формулі Павловського y = 1/6. Зв’язок між К. ш. с і коефіцієнтом гідравлічного тертя по довжині λ визначають за формулою: , де g – прискорення вільного падіння.

КОЕФІЦІЄНТ ШОРСТКОСТІ *коэффициент шероховатости, **stiffness coefficient, ***Rauhigkeitszahl, Rauhigkeits(bei)wert – в гідравліці - число, яке визначається на основі дослідів і характеризує ступінь шорсткості стінок русла (розмір виступів шорсткості, їх форму тощо); коефіцієнт шорсткості n входить до емпіричних формул, які використовуються для визначення коефіцієнта Шезі с, а також коефіцієнта гідравлічного тертя λ. Величина n може бути різною (залежно від вигляду емпіричної формули, що служить для розрахунку с).

КОЗИРКОВІ ПОКЛАДИ НАФТИ І ГАЗУ, *козырьковые залежи нефти и газа, **oil and gas peaked pools; ***kappenartig abgeschirmte Öl-und Gaslager - різновид тектонічно і стратиграфічно екранованих покладів, форма горизонтальної проекції яких нагадує козирок кашкета. К.п. виникають при наявності розриву, що розтинає антикліналь, купол або монокліналь, при зіткненні колектора з малопроникною породою (глина, сіль). Розповсюджені в складчастих і солянокупольних областях (Кавказ, Емба). За фазовим станом вуглеводнів К.п. здебільшого бувають чисто нафтовими, рідше газовими, газоконденсатними, нафтовими з газовою шапкою, газоконденсатними з нафтовою облямівкою. Як правило, К.п. приурочені до колектора пластового типу. За запасами вуглеводнів звичайно належать до дрібних і середніх.

КОКС, *кокс, **coke, ***Koks - тверда, міцна пориста маса, продукт коксування або крекінгу природного палива або продуктів його переробки при т-рах 950-1100^ОС без доступу повітря. Застосовують переважно як паливо й відновник у металургійній промисловості. В залежності від виду сировини розрізняють кам’яновугільний, електродний пековий і нафтовий К.

КОКС КАМ'ЯНОВУГІЛЬНИЙ, *кокс каменноугольный, **coal coke, ***Steinkohlenkoks - твердий пористий кокс (пористість 49-53%) сірого кольору - продукт коксування вугілля з вмістом вуглецю від 78-89 до 90-95 %. Вміст вуглецю в самому К.к. - 96-98%. Зольність до 9-11%. Вологість 0,5-4,0%. Теплота згоряння 29-33 МДж/кг. Вихід К.к. 75-78%. Є бездимним паливом у металургії, при виплавці чавуну слугує також відновником залізної руди й розпушувачем шихти. Доменний К.к. повинен мати розмір грудок не менше 10 мм, ливарний К.к. використовується для ливарного виробництва, вміст сірки у ньому не повинен перевищувати 1,2-1,3%. К.к. для газогенераторних установок повинен мати тугоплавку золу (т-ра плавлення не нижче за 1250 ^оС).

КОКС НАФТОВИЙ, *кокс нефтяной, **refinery coke, ***ölkoks, Petrolkoks - тверда пориста речовина від темно-сірого до чорного кольору, що є продуктом коксування (прожарювання) важких залишків нафти. Елементний склад: 90-96% С, 4-6% Н, 0,1-2% S. Зольність 0,1-0,8 %. Застосовується: у виробництві анодів для виплавки алюмінію, спеціальних графітованих електродів для одержання електролітичної сталі тощо.

КОКСІВНІСТЬ ВУГІЛЛЯ, *коксуемость угля, **cokeability of coal, ***Kokungsfähigkeit der Kohle, Verkokungsfähigkeit - здатність подрібненого вугілля до спікання, у відповідному температурному режимі без доступу повітря, з утворенням спеченого твердого продукту - коксу. К.в. визначається прямими методами (напівзаводське коксування) або непрямими методами, а саме: дилатометричним дослідженням здатності пластичної маси вугілля спучуватися; методом Ґрей-Кінга (порівнянням нелеткого залишку, отриманого в стандартних умовах, з еталонною шкалою типів коксу). Див. спікливість вугілля, товщина пластичного шару.

КОКСОВА ПІЧ, *коксовая печь, **cokery, coke oven; ***Koksofen - піч, в якій коксуванням кам’яного вугілля одержують кокс. Звичайно коксові печі об’єднують у батареї (по 61 - 77 печей) із загальною системою підведення опалювального газу й відведенням летких речовин, подавання вугілля та ін.

КОКСОВИЙ ГАЗ, *коксовый газ, **coke gas, ***Koksgas, Koksofengas, Kokereigas, Zechengas - горючий газ, що утворюється при коксуванні кам’яного вугілля. Використовується як паливо у промислових печах, газових двигунах, як сировина в хімічній промисловості.

КОКСОХІМІЧНА ПРОМИСЛОВІСТЬ, *коксохимическая промышленность, **by-product coke industry, ***Kokereiindustrie - галузь важкої промисловості, на підприємствах якої здійснюється хімічна переробка вугілля кам’яного методом коксування. Найбільші підприємства на території України: Авдіївський, Криворізький, Комунарський, Запорізький, Ясинівський коксохімічні заводи.

КОКСУВАННЯ, *коксование, **coking process, ***Verkoken, Verkokung, Koken, Verkokungsvorgang - переробка природного палива нагрівом до температури 900… 1050°С без доступу повітря для одержання коксу, коксового газу та деяких побічних продуктів. Коксування кам’яного вугілля проводять у коксових печах, коксування важких продуктів переробки нафти — в металевих кубах або спеціальних печах. В результаті коксування паливо розкладається з утворенням летких продуктів і твердого залишку коксу. Основним цільовим продуктом цього процесу є кокс, який використовується г.ч. як відновник і паливо у металургійній промисловості.

КОЛБА, *колба, **retort, flask; ***Kolben - скляна посудина з круглим або плоским дном і видовженою шийкою. Застосовують у лабораторній практиці.

КОЛЕКТИВНА УГОДА, *коллективный договор, **collective agreement, ***Tarifvertrag, Betriebskollektivvertrag - угода між колективом робітників і службовців, в особі представників профспілкових організацій, або уповноважених трудового колективу та адміністрацією в особі керівника підприємства. Містить у собі основні положення з питань охорони праці та заробітної плати, робочого часу тощо.

КОЛЕКТОР, *коллектор, **collector, ***Kollektor - 1) Збірний або розподільчий пристрій для поєднання ряду транспортних або технологічних потоків з однойменними й однорідними продуктами чи аґентами (суспензією, рідиною, газом). 2) Флотаційний реаґент - збирач.

КОЛЕКТОРИ НАФТИ І ГАЗУ, *коллекторы нефти и газа, **oil and gas reservoirs, ***Erdöl-Erdgasspeicher, Erdöl- und Gasspeicher - г.п., здатні вміщати рідкі, газоподібні вуглеводні і віддавати їх у процесі розробки родовищ. Критеріями приналежності порід до К.н.г. слугують величини проникності і ємності, зумовлені розвитком пористості, тріщинуватості, кавернозності. Величина корисної для нафти і газу ємності К.н.г. залежить від вмісту залишкової водонафтонасиченості. Нижні межі проникності і корисної ємності визначають пром. оцінку пластів, вона залежить від складу флюїду і типу колектора. Частка пор, каверн і тріщин у фільтрації і ємності визначає тип К.н.г.: поровий, тріщинний або змішаний. Колекторами є породи різн. речовинного складу і генезису: теригенні, карбонатні, глинисто-кременисто-бітумінозні, вулканогенно-осадові та ін. Найбільш значні запаси вуглеводнів зосереджені в каверно-поровому і поровому типах порід.

КОЛЕКТОРИ ТРІЩИННІ, *трещиноватые коллекторы; **fractured (fissured) reservoirs; ***kluftige Speicher, Kluftspeicher, kluftige Träger – пласти-колектори, ємність яких представлена тріщинами.

КОЛЕКТОРИ ТРІЩИННО-КАВЕРНОЗНІ, *коллекторы трещиновато-кавернозные; **cavernous fractured reservoirs; ***kluftig-kavernös Speicher – колектори, в яких поряд з кавернозністю і мікротріщинуватістю, що властиві колекторам кавернозного типу, істотну роль відіграють макротріщини в доломітах кавернозних, щільних, дрібно- і тонкозернистих, а також у вапняках і мергелях в різній мірі доломітизованих, щільних.

КОЛЕКТОРИ ТРІЩИНУВАТО-НОРМАЛЬНІ, *коллекторы трещиновато-нормальные; **normal fractured reservoirs, ***kluftig-normale Speicher – Див. колектори тріщинувато-порові.

КОЛЕКТОРИ ТРІЩИНУВАТО-ПОРОВІ, *трещиновато-поровые коллекторы; **porous fractured reservoirs; ***kluftig-poröse Speicher – колектори, в яких нафта міститься г.ч. у міжзернових порах матриці, а провідником нафти до свердловин є система вторинних тріщин. Такі колектори представлені щільними пісковиками, алевролітами, перевідкладеними карбонатними породами.

КОЛЕКТОРИ ТРІЩИННО-ПОРОВО-КАВЕРНОЗНІ, *коллекторы трещиновато-порово-кавернозные; **cavernousß porous fractured reservoirs; ***kluftig-porös-kavernöse Speicher – колектори, г.ч. карбонатні, пустотний простір яких представлено порами, кавернами, тріщинами і в яких тріщини, маючи невелику ємність, відіграють, напевно, головну роль в складній системі фільтрації.

КОЛЕКТОРНІ ВЛАСТИВОСТІ ГІРСЬКИХ ПОРІД, *коллекторные свойства горных пород, **reservior properties of rocks, ***Speichereigenschaften der Gesteine - властивості гірських порід пропускати через себе рідкі та газоподібні флюїди і акумулювати їх у порожнинному просторі. Осн. параметри: проникність, ємність, флюїдонасиченість. Проникність г.п. - найбільш важливий параметр колектора, який визначає потенційну можливість вилучення з породи нафти та газу. Розрізняють абсолютну, ефективну і відносну проникність. Абсолютна (фізична) - проникність при фільтрації однорідної рідини або газу визначається геометрією порового простору і характеризує фіз. властивості породи. Ефективна проникність - здатність породи пропускати флюїд у присутності інш. флюїдів, що насичують пласт, - залежить від складності структури порового простору, поверхневих властивостей, наявності глинистих часток. Відносна проникність зростає зі збільшенням насиченості породи флюїдом і досягає макс. значення при повному насиченні; для нафти, газу, води вона коливається від 0 до 100%-го насичення. Загальну ємність порід-колекторів складають порожнини трьох осн. типів, що розрізняються за генезисом, морфологією, умовами акумуляції і фільтрації нафти і газу. Загальна ємність г.п. характеризується сумарним об'ємом пор, каверн, тріщин. Заповнення і витіснення флюїдів у пластах залежать від особливостей будови ємнісного простору г.п. (розмір, форма, сполучуваність пустот зумовлюють режим фільтрації рідин і газів), від міри вияву капілярних сил, від характеру розподілу залишкових флюїдів. Порові канали характеризуються переважанням капілярних сил над гравітаційними, каверни - переважаючим впливом гравітац. сил, у тріщинах одночасно виявляється дія капілярних і гравітац. сил. Вияв тих або інших сил зумовлює величину ефективної пористості, проникність і збереження частини залишкової води в колекторах.

КОЛЕМАНІТ, *колеманит, **colemanite, ***Colemanit - мінерал класу боратів, Са[В₂ВО₄(ОН)₃]Н₂О. Домішки лугів. Сингонія моноклінна. Тв. 4. Густина 2,4. Крихкий, злам ступінчатий, риска біла. Утворює зростки та друзи, променеподібні аґреґати. К. - безбарвний, прозорий або білий мінерал. Блиск скляний. К. утворюється внаслідок осадження з борними розсолами континентальних озер разом з інш. боратами, ґіпсом, глинистими відкладами. Зустрічається також у відкладах гарячих джерел. Найбільш крупні родов. - в Долині Смерті у пустелі Мохаве (США). К. названо за ім. амер. промисловця У.Т. Колмена, W. Т. Coleman, 1824-93 рр., на ділянці якого знайдено мінерал.

КОЛИВАЛЬНІ РУХИ ЗЕМНОЇ КОРИ, *колебательные движения земной коры, **oscillatory movements of the Earth’s crust; warping movements, oscillatory movements; ***Oszillationsbewegungen, Schwingungungsbewegungen der Erdrinde - повільні плавні безперервні вертикальні переміщення мас гірських порід; одна з форм тектонічних рухів. Причину їх вбачають у глибинних процесах, що відбуваються в мантії Землі, деякі вчені — у космогенних процесах. Коливальні рухи земної кори впливають на зміни рівня Світового океану, що є однією з причин трансгресій та регресій моря, на склад, шаруватість і потужність осадів, на інтенсивність процесів денудації тощо.

КОЛИМСЬКА СКЛАДЧАСТІСТЬ, *колымская складчатость, **Kolymian folding; ***kolymische Faltung – одна із епох мезозойської складчастості, яка проявилася в кінці юри – на початку крейди у Верхояно-Чукотській області (Росія). Див. мезозойські епохи складчастості.

КОЛІР МІНЕРАЛІВ, ЗАБАРВЛЕННЯ МІНЕРАЛІВ, *цвет минералов, окраска минералов; **mineral colour; ***Farbe der Mineralie - результат взаємодії речовини мінералів з випромінюванням видимого (380-750 нм) діапазону електромагнітного спектра, наслідок селективного поглинання речовиною тих або інших ділянок видимого світла. Для багатьох самоцвітів, виробних і декоративних каменів, мінеральних пігментів колір - один з осн. критеріїв якості сировини. У деяких випадках К.м. - важлива діагностична або типоморфна ознака. Для вимірювання К.м. залучаються об'єктивні (інструментальні) колориметричні методи (напр., системи Міжнар. комісії з освітлення, МКО) і чисельно виражені колірні параметри - колірний тон, його насиченість, яскравість. Такий підхід дозволяє використати К.м. як надійну індикаторну і пошукову ознаку.

Розподіл дорогоцінних та напівдорогоцінних каменів за кольором

КОЛІСНА РУДА - Див. бурноніт.

КОЛОДЯЗЬ, *колодец, **well, ***kleiner Schacht, Einsteigschacht, Brunnen - 1) Вертикальна гірнича виробка, що проводиться для забору підземних вод, розсолів і інш. рідин. За способом спорудження розрізнюють К.: копаний (звичайний) глиб. до 20...30 м, К. забивний (абісінський) - до 10...20 м, К. буровий (трубчастий) - до дек. сотень м. За ступенем розкриття водоносних порід розрізняють завершений К. (розкриває шар водоносних порід на всю потужність) і незавершений (не доведений до підошви водоносного горизонту). К. оснащують "журавлями", коловоротами, насосами. На гірн. підприємствах К. використовують г.ч. як дренажні споруди для зниження напірного рівня підземних вод нижче підошви гірн. виробок, для відведення шахтних (кар'єрних) і інш. пром. стічних вод в безнапірні водоносні горизонти (колектори), що залягають нижче підошви гірн. виробок або пром. споруд. Іноді К. застосовуються також як тимчасові водозбірники в підготовчих виробках і при гол. водовідливних насосних станціях на шахтах. До поч. ХХ ст К. використовувалися для видобутку нафти за допомогою ручного коловорота, відер і шкіряних мішків. Видобуток нафти з колодязів відомий з V ст. до н. е. 2) Природна кільцеподібна вертикальна форма карсту (карстові К.).

КОЛОЇДИ, КОЛОЇДНІ СИСТЕМИ, *коллоиды, коллоидные системы, **colloid systems; ***Kolloidsysteme - мікрогетерогенні дисперсні системи (проміжний стан між справжніми розчинами й грубодисперсними системами), що складаються з дуже подрібнених частинок (від 10^–6–10^–7 до 10^–9 м), рівномірно розподілених (розосереджених) в однорідному середовищі або фізично однорідні системи, що містять макромолекули як один з компонентів (молекулярний колоїд). На відміну від частинок грубодисперсних систем (суспензій, емульсій, пін тощо), розмір частинок яких звичайно перевищує 10^-4 см, колоїдні частинки беруть участь в інтенсивному броунівському рухові і не седиментують в полі сил земного тяжіння. К.с. з газовим дисперсійним середовищем - високодисперсні аерозолі (дими, тумани), з рідким - золі, латекси, міцелярні розчини, мікроемульсії, з твердого - системи типу рубінового скла. К.с. утворюються внаслідок конденсації (при виділенні колоїдно-дисперсної фази з перенасиченої пари, розчину або розплаву) або диспергування. Найбільш важливі і різноманітні К.с. - з рідким дисперсійним середовищем. Див. старіння колоїдного розчину.

КОЛОЇДНИЙ, *коллоидный, **colloidal, ***kolloid[al], Kolloid- – пов'язаний з колоїдами; к - і р о з ч и н и   те саме, що й золі.

КОЛОНА ЕКСПЛУАТАЦІЙНА, *колонна эксплуатационная; **flow tubing, flow string; ***Produktionsrohrtour, Förderrohrtour – елемент конструкцiї свердловини – остання внутрiшня обсадна колона труб, яка призначена для iзоляцiї стiнок свердловини вiд проникних горизонтiв i виконує роль довготривалого герметичного каналу, всерединi якого по лiфтових трубах транспортується на поверхню пластовий флюїд.

КОЛОНА ОБСАДНА &NDASH; Див. обсадна колона.

КОЛОНА ШТАНГ БАГАТОСТУПІНЧАСТА, *колонна штанг многоступенчатая; **multi-stage string of rods; ***mehrstufige Stangensäule – колона насосних штанг, яка має кілька ступенів штанг різного діаметра. Дає змогу зменшити металомісткість і навантаження на верстат-качалку за умови збереження міцності. Використовують одно-, дво- і триступінчасті колони штанг.

КОЛОНКОВЕ БУРІННЯ, *колонковое бурение, **core drilling, ***Kernbohren - буріння, при якому руйнування породи здійснюється по периферійній частині вибою, із збереженням колонки породи (керна). Дослідження керна дає характеристику порід. Застосовується в породах будь-якої твердості при бурінні на нафту і газ, пошуках і розвідці родов. твердих к.к., геологознімальних і картувальних роботах, гідрогеол., інж.-геол. і геохім. дослідженнях. При К.б. очищення вибою здійснюється за допомогою бурового насоса або компресора шляхом нагнітання через колону бурильних труб води, глинистого розчину, емульсії, полімерних рідин, піни, аерованого розчину або стисненого повітря. Керн зі свердловини витягується шляхом підйому колони бурильних труб, знімними керноприймачами або шляхом безперервного транспортування керна через колону труб зворотним потоком промивної рідини в процесі буріння. Діаметри коронок, що застосовуються для геологорозвідувального буріння 36...151 мм, для експлуатації родов. нафти і газу до 305 мм. Макс. глибина К.б. досягнута при бурінні Кольської надглибокої свердловини (понад 12 км). У залежності від твердості і абразивності г.п. для буріння використовують бурові коронки і бурові долота.

КОЛОННА ОСНАСТКА, *колонная оснастка; **string rigging; column furnishings; ***Rohrtourausrüstung – частина технологічної оснастки обсадних колон для полегшення їх опускання, забезпечення цементування, відокремлення бурового і тампонажного розчинів і т.д. Елементи К.о.: колонні башмаки, зворотні клапани, розділювальні цементувальні пробки, муфти, хвостовики.

КОЛОННА ФЛОТАЦІЙНА МАШИНА, *колонная флотационная машина, **columned flotation machines, ***Säulenflotationsmaschine - пневматична флотаційна машина з протитечійним рухом пульпи, який досягається за рахунок глибокого розміщення у робочій камері диспергатора стисненого повітря (патрубкового, ерліфтного або перфорованої перетинки) для забезпечення зустрічного руху спливаючих повітряних бульбашок та флотаційної пульпи, що завантажується зверху. К.ф.м. являє собою круглу або квадратну камеру шириною бл. 1 м і висотою біля 7-9 м (рис.). Вихідний матеріал подається вище середини, але нижче потужного пінного шару, який займає бл. 1/3 висоти колони. К.ф.м. мають значні переваги при застосуванні для флотації тонкоподрібнених матеріалів, особливо вугільних шламів, коли напрямок спливання пінних аґреґатів співпадає з напрямком спливання частинок легкого компонента. Використовується г.ч. для збагачення рудної сировини.

КОЛОРИМЕТР, *колориметр, **colorimeter, ***Kolorimeter - прилад для визначення характеристик кольору. Застосовується, зокрема, в методах дослідження гірських порід, вугілля тощо, напр., у методі вибіркової сорбції барвника (метод А.С.Колбановської).

КОЛОРИМЕТРИЧНІ МЕТОДИ АНАЛІЗУ ВОД, *колориметрические методы анализа вод, **colorimetriс methods of analysis of waters, ***kolorimetrische Wasseranalyseverfahren – базуються на переведенні компоненту, що визначається у кольорову сполуку та встановленні її концентрації за: - інтенсивністю або відтінком забарвлення (візуальний метод); - світлопоглинанням розчину (фотоколориметричний метод). Чутливість К.м.а.в. для різних елементів складає 0,1 – 200 мкг/л.

КОЛОРИМЕТРІЯ, *колориметрия, **colorimetry, ***Kolorimetrie - методи вимірювання і кількісного визначення кольору. Базуються на визначенні координат кольору у вибраній системі трьох основних кольорів.

вгору