Создание подземного газогенератора подземной газификации угля на участке I очереди Сыллахского месторождения Усмунского угленосного района

Пласт К₁₄ залегает стратиграфически выше пласта К₁₂ на 83-110м. В северо-западной части участка 1 очереди развит в виде изолированных блоков, ограниченных выходом пласта и разрывными нарушениями 10 и 11, далее в центральной и южной части площади не имеет промышленного значения. С мощностью от 0,26м до 5,14м установлен в 19 выработках из 36, вскрывших его горизонт. Подсчет запасов по пласту выполнен на площади 53 тыс. м². Средняя подсчетная мощность пласта составляет 3,22м при колебаниях от 2,44 до 3,57 м. Пласт простого и сложного строения, в сложении его принимают участие до 3 породных прослоев, представленных песчаником мелко- и среднезернистым. Кровля и почва пласта сложены песчаниками мелко-, реже среднезернистыми.

Таблица 2.1

Характеристика целевых и рабочих угольных пластов в южной части Сыллахского месторождения

Индекс пласта	Участок	Вид запасов	Площадь распространения пласта	Расстояние по вертикали от вышележащего пласта, м от-до ср.	Угол падения пласта, Градус от-до преобл.	Строение пласта	Количество породных прослоев от-до ср.	Характеристика выдержанности пласта	Генетическая мощность пласта, м от-до ср. (число пересечений)	Общая полная подсчетная мощность, м от-до ср. (число пересечений)	Полезная подсчетная мощность, м от-до ср. (число пересечений)
			Общая площадь, тыс. м2	Промышленная площадь, тыс. м2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
	Сыллахский 1 очередь	балансовые	550	53		5-37 12-22	простое и сложное	0-3 1	невыдержанный	0,26-5,14 2,02 (19)	2,44-3,57 3,22 (4)	2,44-3,57 3,15 (4)
	-«-	-«-	920	94	7-21 12	4-37 10-20	преимущественно простое	0-1 0-1	невыдержанный	0,24-4,88 1,44 (22)	1,47-3,11 2,32 (5)	1,39-3,11 2,16 (5)
	Сыллахский 1 очередь	балансовые	1200	614	10-33 22	3-37 10-23	преимущественно простое, реже сложное	0-5 1	невыдержанный, относительно выдержанный в с-з части	0,23-13,36 3,02 (66)	0,96-8,31 3,31 (39)	0,96-8,21 3,13 (39)
	-«-	-«-	870	172	6-29 13	4-35 10-22	простое и сложное	0-3 0	невыдержанный	0,19-5,08 1,39 (48)	1,45-5,08 2,62 (14)	1,35-4,90 2,54 (14)
	-«-	-«-	1100	202	6-29 14	3-35 10-27	простое и сложное	0-2 0-1	невыдержанный	0,16-4,47 1,05 (69)	1,00-2,78 1,69 (16)	1,00-2,40 1,47 (16)
	Тунгурчинский участок	балансовые	1436	335	12-15 13	22-45 30-38	простое	0	невыдержанный	0,26-1,80 0,91 (10)	1,13-1,80 1,35 (5)	1,13-1,80 1,35 (5)

Пласт встречается в единичных скважинах в принадвиговой части Сыллахского участка с мощностью от 0,21 до 2,82м. Относится к категории невыдержанных.

Пласт К₁₄^н залегает на 7-21м стратиграфически ниже пласта К₁₄. Мощность межпластья увеличивается к юго-востоку. Из 52 выработок, вскрывших горизонт пласта, в 22 он характеризуется мощностью от 0,24 до 4,88м. Подсчет запасов выполнен по площади его развития в северо-западной части участка 1 очереди. Средняя подсчетная мощность пласта составляет 2,32м при колебаниях от 1,47 до 3,11м. Пласт преимущественно простого строения. При сложном строении пласта породный прослой сложен песчаником мелкозернистым и углистым алевролитом. Пласт залегает в песчаниках, редко почва его представлена алевролитом. Пласт характеризуется как невыдержанный по мощности.

Пласт К₁₃ имеет выход на дневную поверхность по всему периметру участка 1 очереди, на юге и юго-востоке ограничен нарушением № 7. Залегает в 10-33 м стратиграфически ниже пласта К₁₄^н. Мощность пласта изменяется от 0,23 до 13,36 м. Имеет промышленное значение на площади 614 тыс. м² в северо-западной, центральной и южной части участка, где мощность его изменяется от 0,96 до 13,36 м, средняя подсчетная составляет 3,31 м. С мощностью от 1,3 до 3,68 м отмечается на южных окончаниях профилей 76-78, образует небольшие изолированные блоки в поле непромышленного развития пласта. В северо-западной части участка 1 очереди характеризуется как мощный, относительно выдержанный, мощность пласта колеблется от 2,7 м (в единичных выработках 0,96-1,61м) до 13,36 м, в среднем составляет 4,87 м. На остальной площади пласт является невыдержанным по мощности. Пласт имеет простое и сложное строение, из 66 пластопересечений пласта в 33 он является простым, чаще это пересечения пласта мощностью 1,0 м и менее. При сложном строении пласта в сложении его принимают участие от 1 до 3, в единичных случаях до 5 внутрипластовых прослоев. Породные прослои представлены песчаниками мелкозернистыми, редко алевролитами и их углистыми разностями. При мощности прослоев более 1,0м и расщеплении пласта на самостоятельные пачки (скважины 997, 538, 511), прослои сложены среднезернистыми песчаниками. Пласт залегает в песчаниках мелко- и среднезернистых, в почве преобладают мелкозернистые породы, в центральной и южной части участка в единичных случаях в кровле пласта и его почве залегают алевролиты крупноалевритовые. Расщепление пласта имеет локальный характер.

В принадвиговой части пласт встречается в скважинах с мощностью от 0,19 до 3,72 м, характеризуется как невыдержанный. В связи с незначительной площадью его промышленного развития запасы не подсчитывались.

Пласт К₁₃^н установлен при выполнении предварительной и детальной разведки в границах участка 1 очереди. Залегает стратиграфически ниже пласта К₁₃ от 6 до 29 м, отмечается закономерное увеличение мощности междупластья к центральной и южной части площади. Мощность пласта изменяется от 0,19 до 5,08 м. Промышленное значение имеет в крайней северо-западной части участка на площади 172 тыс. м². Подсчетная мощность пласта изменяется от 1,45 до 5,08 м и составляет в среднем 2,62 м. Строение пласта простое и сложное, в сложении его принимает участие породный прослой, представленный алевролитом. Исключение составляет с-997, где отмечается 3 породных прослоя. Кровля и почва пласта представлены песчаником мелкозернистым, реже среднезернистым, в единичных пересечениях - алевролитом. Изменение мощности пласта в северо-западной части участка связано преимущественно с неровностью ложа торфяника (профили 62, 64, прил. 39, лист 2, папка 3), имеет место локальное фациальное замещение пласта (с-995). Пласт характеризуется как невыдержанный на всей площади развития и в границах подсчета запасов.

Пласт К_пр.² установлен на участке 1 очереди, а также в принадвиговой части Сыллахского и Тунгурчинского участков, залегает на расстоянии от 6 до 29 м стратиграфически ниже пласта К₁₃^н. Величина межпластья увеличивается в принадвиговой части и составляет 18-20м на Сыллахском и 25-29м на Тунгурчинском участках. Мощность пласта на участке 1 очереди изменяется от 0,16 до 4,47м. Характерным для пласта является изменение его мощности на коротких расстояниях и выклинивание на больших площадях. Подсчет запасов выполнен на площади 202 тыс. м² в северо-западной и центральной части участка. Мощность пласта в границах подсчета изменяется от 1,0 до 2,78м, в среднем составляет 1,69м. Пласт простого и сложного строения, в сложении его принимают участие до двух прослоев, представленных песчаниками, алевролитами, редко углистыми разностями. Пласт залегает в песчаниках мелко- и среднезернистых, редко в почве пласта отмечаются алевролиты и песчаники тонкозернистые, в единичных случаях углистые породы.

В принадвиговой части Сыллахского участка пласт К_пр² отмечается с мощностями от 0,38 до 2,01м, промышленного значения не имеет.

На Тунгурчинском участке мощность пласта изменяется от 0,26 до 1,80м, с рабочими значениями мощности (более 1,0м) развит в районе профилей ХХ1-113 от выхода пласта по его падению на расстоянии около 100м. К западу, востоку и югу от указанной площади мощность пласта уменьшается до нерабочих значений и полного выклинивания. Средняя мощность пласта, на площади подсчета равной 335 тыс. м², составляет 1,35м при колебаниях от 1,13 до 1,80м, строение простое. Кровля представлена песчаником мелкозернистым в пластопересечениях с максимальной мощностью, с мощностью менее 1,0м - песчаником средне- и крупнозернистым, почва сложена алевролитом и углистым алевролитом, в единичных случая песчаником мелкозернистым.

Пласт является невыдержанным на площади своего развития.

Пласт К₁₂ является одним из целевых пластов изученной площади. Он залегает в 7-31м стратиграфически ниже пласта К_пр². Пласт К₁₂ с пластом К₄, залегающим ниже по разрезу разделяет толща осадочных пород мощностью около 480м. По результатам поисково-оценочных работ отнесен к категории выдержанных. По материалам предварительной и детальной разведки имеет промышленное значение в западной части Сыллахского участка (на участке 1 очереди отработки) на площади 1,9км² при общей площади развития пласта равной 2,7км². Мощность пласта изменяется от 0,26 до 18,56м, подсчетная - от 1,47м до 13,53м и составляет в среднем 5,70м.

В изменении мощности пласта в границах участка наблюдаются следующие особенности. Наиболее выдержанной мощностью пласт характеризуется в северо-западной части площади участка, где среднее значение его мощности составляет 6,88м при колебаниях от 2,27-3,38м до 13,58-18,56м, в единичных выработках отмечается уменьшение мощности пласта до 0,72-1.12м. В центральной, тяготеющей к северо-западной части площади (район профилей 68-72), наблюдается уменьшение мощности пласта от бортов структуры к её центру от 8,7-13,10м до 0,34-0,51м. В центральной, тяготеющей к юго-восточной части площади участка, уменьшение мощности пласта к центру структуры менее значительно - от 5,0-7,5м до 2,56-3,95м. В районе южных окончаний профилей 76-82, а также в центральной части профиля 82 пласт характеризуется мощностью менее 2,0м.

В северо-западной части участка установлены два контура отсутствия пласта площадью около 8 тыс. м² и 12 тыс. м², еще три таких контура площадью от 40 тыс. м² до 64 тыс. м² выявлены в южной части участка. Фактически пласт К₁₂ в южной части участка имеет промышленное значение на площади 216 тыс. м². Изменение мощности пласта по площади связано с нестабильными условиями торфонакопления, особенно проявившимися в центральной и южной части участка. Не исключено заложение в период формирования пласта нарушений №№ 11, 14 и 7, либо возобновление по ним движений блоков, которые привели к резкому изменению фациальных условий, замещению нижней части пласта, реже средней и нижней его части. Наиболее часто отмечается замещение верхней части пласта, наблюдаемое в скважинах №№ 997, 519, 538, 537, 964, 665, 738, 579, 575, 692, 236^к и др. Изменение геотектонических условий повлекло за собой расщепление пласта на самостоятельные пачки (с-589^а, 589, 585, 716, 732, 629, 623, 622) с потерей промышленной мощности и выклиниванием каждой из них.

Строение пласта простое и сложное, среднее количество прослоев при сложном его строении - 2, максимальное достигает 9-11. При компактном сложении пласта (мощность прослоев менее 1,0м) простое строение характерно для средней и нижней его части. С увеличением мощности пласта до 10 и более метров строение пласта усложняется, особенно верхней его части. Прослои сложены алевролитами и их углистыми разностями. В зонах расщепления пласта, либо замещения его части, а соответственно увеличения мощности прослоев, они представлены песчаниками мелко- и среднезернистыми, а также алевролитами. В кровле пласта в северо-западной части участка залегают, чаще всего, песчаники среднезернистые, в центральной и южной части - средне- и мелкозернистые с преобладанием последних, в единичных пластопересечениях - алевролиты крупноалевритовые. Почва пласта сложена песчаниками мелко- и среднезернистыми, в центральной части участка непосредственная почва мощностью 0,15-0,20м нередко представлена алевролитом, либо углистым алевролитом.

Пласт К₁₂ является невыдержанным по мощности на площади участка 1 очереди, за исключением северо-западной части, где он характеризуется как относительно выдержанный.

Следует отметить, что северо-западный блок, ограниченный нарушением № 11, характеризуется наиболее стабильными условиями не только при формировании пласта К₁₂, но и при образовании залегающих выше него пластов К₁₃ и К₁₃^н.

В принадвиговой части Сыллахского участка величина межпластья пластов К₁₂ и К_пр² увеличивается до 27м при колебаниях от 19 до 35м. Площадь развития пласта составляет 1,93км², с промышленной мощностью - 1,34 км². Мощность пласта колеблется от 0,32 до 16,42м, подсчетная от 2,06 до 9,29м, в среднем составляет 4,82м. Мощность пласта по площади развития изменяется незакономерно, в районе профиля 93 отмечается расщепление пласта на самостоятельные пачки небольшой (2,06 м и менее) мощности, в восточной части площади (район профиля 98) происходит резкое уменьшение мощности пласта до 0,32-1,49м (рис. 2.3, б). Строение пласта преимущественно сложное, с количеством внутрипластовых прослоев от 1-2 до 10. Прослои представлены алевролитами, углистыми алевролитами, редко мелкозернистыми песчаниками. В кровле пласта залегают песчаники мелко-, реже среднезернистые, почва пласта наряду с песчаниками представлена алевролитами.

С учетом изложенного выше пласт в принадвиговой части Сыллахского участка относится к категории невыдержанных.

На Тунгурчинском участке пласт К₁₂, в границах настоящего подсчета, имеет площадь распространения около 3,7км². Мощность пласта изменяется от 0,78 до 24,41м, средняя подсчетная мощность составляет 10,09м при колебаниях от 3,37 до 16,73м. Максимальных значений (от 14,59-16,73 до 21,63м) пласт достигает в центральной, тяготеющей к восточной части изученной площади (рис. 1, в). В крайней северо-восточной части по результатам бурения мелких скважин на профилях 113-115 мощность пласта у его выхода уменьшается до 0,96 - 1,10м, в восточной части в скважине 188 - до 0,7м. В западной части по выходу пласта наблюдается уменьшение мощности от 3,37м в скважине 209^к (профиль 105) до 0,78м в скважине 954. Площадь развития пласта с мощностью менее 2 м на участке составляет около 22,5 тыс. м². Пласт преимущественно сложного строения с количеством породных прослоев до 12-13, в единичной скважине - 24. Распределение породных прослоев в вертикальном разрезе пласта относительно равномерное. Количество их увеличивается с возрастанием мощности пласта. Породные прослои представлены алевролитами крупно-, мелкоалевритовыми и их углистыми разностями, в единичных случаях песчаниками мелко- и среднезернистыми. Кровля представлена песчаниками мелкозернистыми и алевролитами, реже среднезернистыми песчаниками. В почве залегают алевролиты с прослоями углистых алевролитов, мелкозернистые песчаники, редко среднезернистые песчаники.

По степени выдержанности мощности на площади развития пласт является относительно выдержанным.

Пласт К₄ расположен в 480м стратиграфически ниже пласта К₁₂, имеет протяженный выход на поверхность, составляющий около 18,6км. Мощность пласта и его строение имеют особенности в границах Сыллахского и Тунгурчинского участков, в соответствии с которыми, ниже приводится характеристика пласта.

Мощность пласта К₄ на Сыллахском участке изменяется от 0,47 до 18,3 м и составляет в среднем 9,17 м, при этом только в 6 выработках из 107 составляет менее 2,0 м. Средняя подсчетная мощность пласта - 8,86 м при колебаниях от 2,1 до 16,43 м. В границах настоящего подсчета имеет промышленное значение на площади около 5,7 км². Колебания мощности пласта на Сыллахском участке связано с изменением фациальной обстановки периода торфонакопления нередко в припочвенной части пласта (с-8 профиль 13, с-318 профиль 17, с-29 профиль 18, с-140 профиль V и др.), при этом пачки угля замещаются алевролитом, либо тонкозернистым песчаником, реже среднезернистым песчаником. В западной части площади участка отмечается расщепление пласта на локальных (менее 100м) участках (с-8/2, с-315, к-4/5 РЛ V1^а), при этом каждая из пачек сохраняет промышленное значение, либо одна из них выклинивается (профиль 18 - расщепление с выклиниванием нижней пачки). В крайней северо-западной части на профилях 6 и 7 наблюдается расщепление пласта на 2-6 пачек с потерей промышленной мощности на расстоянии от 180 до 300м. Имеет место также уменьшение мощности пласта за счет фациального замещения средней и верхней части пласта (с-7/2, 130^д, 162 и др.) песчаниками среднезернистыми. Не исключено, что изменение фациальной обстановки, а соответственно, мощности и морфологического облика пласта К₄ в крайней северо-западной части участка контролировалось блоковыми движениями по нарушениям 1 и 2, образование пласта в районе профилей 15 и 3 - перемещением блоков по нарушению 3. Пласт сложного и очень сложного строения, в сложении его принимает участие от 1-4 до 12-13 внутрипластовых прослоев, в скважинах 330 и 356, где мощность пласта составляет 16,12-16,27м количество прослоев достигает 19 и 15 соответственно. В единичных канавах в северо-западной части участка пласт имеет простое строение. В целом строение пласта усложняется с увеличением его мощности. Верхняя часть пласта относительно простого строения с количеством прослоев от 1 до 3 имеет мощность от 3-5 до 8м, большая мощность (6,5-8,0м) верхней пачки характерна для западной части детально разведанного участка (профили 16-20). Средняя и нижняя части пласта представлены переслаиванием угольных и породных пачек, мощность которых изменяется от 5-8см до 25-30см, угольных до 50-60см. В нижней части пласта в отдельных пластопересечениях, исключая локальное расщепление пласта, мощность угольных пачек достигает 1,5м, породных прослоев - до 0,55-0,85м. В сложении средней и нижней части пласта отмечаются пачки высокозольных углей мощностью 0,10-0,15 до 0,20-0,60м, реже до 1,10-3,24м. В крайней восточной части участка мощность пласта не превышает 5,5-7,38м (профили 31 и V1).

Мощность пласта К₄ на Тунгурчинском участке изменяется от 0,31 до 17,75 м, средняя - 8,52 м. В 9 выработках из 75 мощность пласта менее 2,0 м. В западной части участка пласт характеризуется мощностью от 1,0-1,40 до 4,31 м (район профилей V2-ХХ1), здесь отмечаются две зоны непромышленного (менее 2м мощностью) развития пласта площадью около 45 тыс. м² и 200 тыс. м². Уменьшение мощности связано с фациальным замещением верхней и средней его части, что хорошо иллюстрируется разрезами пласта по канавам. По разведочным скважинам, расположенным в 100-450 м к югу от выхода пласта, наблюдается сокращение мощности за счет ненакопления нижней, припочвенной части пласта.

В целом в границах настоящего подсчета запасов на участке пласт К₄ имеет промышленное значение на площади около 4,7 км², в границах которой мощность его изменяется от 1,20 до 13,04 м и составляет в среднем 6,65 м (без учета нижней пачки). Как и на Сыллахском участке изменение мощности пласта обусловлено фациальным замещением верхней, а также припочвенной его части (к-3/1 РЛ XXV1, с-410 и др.) и локальным расщеплением пласта. В крайней северной части профилей 45-47, далее до профиля 53 на востоке и с-431 на юге наблюдается расщепление пласта на верхнюю и нижнюю пачки. Мощность разделяющего прослоя увеличивается к югу и изменяется о 0,68 до 5,46м, при этом условная линия, разделяющая пласт на пачки, проводилась по мощности прослоя 1,0м, либо предельному значению кондиционной зольности пласта равной 50%.

Пласт имеет сложное и очень сложное строение, в единичных пересечениях - простое. В сложении его принимает участие от 3-5 до 13-14, в единичных случаях 17-19 породных прослоев. Мощность прослоев изменяется от 0,05-0,10м, чаще 0,20-0,25м до 0,6-0,7м. Средняя мощность прослоев составляет 0,32м против 0,19м на Сыллахском участке. По сравнению с последним на Тунгурчинском участке наблюдается усложнение строения пласта, в том числе его верхней части, а также увеличение в разрезе пласта количества и мощности пачек высокозольного угля.

Нижняя пачка пласта распространена на площади 816 тыс. м², промышленное значение на 545 тыс. м². Подсчетная мощность пачки в среднем составляет 4,44м при колебаниях 3,48-5,91м. Строение пачки не отличается от такового при компактном сложении пласта.

Кровля пласта К₄ на Сыллахском участке представлена песчаниками средне-, реже мелкозернистыми, весьма редко алевролитами, на Тунгурчинском - песчаниками мелкозернистыми и алевролитами, редко - среднезернистыми песчаниками, аргиллитами и углистыми алевролитами. В почве пласта залегают песчаники мелкозернистые и алевролиты, редко аргиллиты, углистые породы и среднезернистые песчаники.

Породные прослои сложены крупно- и мелкоалевритовыми, а также углистыми алевролитами, весьма редко песчаниками мелкозернистыми (при мощности прослоев >1,0м).

По степени выдержанности мощности пласт является относительно выдержанным.

2.4 Оценка пригодности Сыллахского месторождения для подземной газификации угля

Газификация угольных месторождений считается целесообразной при соблюдении условий - "Временные критерии пригодности угольных месторождений для подземной газификации угля" - 1986г. К ним относятся: запасы и марка угля, мощность и строение угольного пласта, литология пород кровли и подошвы угольного пласта, глубина и угол залегания угольного пласта, тектонические нарушения участка газификации.

2.4.1 Запасы угля

С учётом требуемой тепловой мощности предприятия ПГУ запасы угля должны обеспечить его хотя бы 30-летнюю эксплуатацию и для каменных углей составляют 10 млн. т., а для бурых - 30 млн. т.

По современным представлениям, при потребности в энергоносителе, эквивалентном мощности 15МВт, достаточные запасы угля составляют 1,5млн.т. при ежегодном расходовании около 50 тыс. т. угля.

Запасы Сыллахского месторождения равны 979,8 млн. т.

2.4.2 Выход летучих элементов

Согласно критериям пригодности угольных месторождений для подземной газификации Выход летучих не более 17-35%, ограниченное содержание золы и влаги. Возможна отработка забалансовых запасов, а также запасов угля в отдельных линзах.

Выход летучих веществ (V^daf) является одним из важнейших показателей химико-технологических свойств углей. В границах изученной площади в южной части Сыллахского месторождения распространены угли с выходом летучих веществ от 34-36% до 44-48,6% по пласту К₁₂ и от 36,5-37,5% до 45,5% по пласту К₄. В изменении выхода летучих веществ по пластам и площади их развития отмечаются особенности, связанные с петрографическим составом, степенью окисленности и метаморфизмом углей. Наибольшее влияние на изменение выхода летучих на площади выполненных работ оказывает степень окисленности угля. Неокисленные угли пласта К₁₂ в границах участка 1 очереди характеризуются выходом летучих от 39,3% до 44,6%, среднее значение V^daf - 41,4%. В частично окисленных углях выход летучих понижается и составляет в среднем 39,9% при колебаниях 34,2-44,8%, в окисленных - 37,5% при крайних значениях 36,7-38,3%. Таким образом, для угля пласта К₁₂ уменьшение V^daf в окисленных углях составляет около 4% против неокисленных разностей (табл. 2.2).

Таблица 2.2

Влияние степени окисления угля на выход летучих веществ по целевым пластам

Индекс пласта	Участок	Выход летучих веществ - Vdaf, % от-до среднее	Изменение выхода летучих, %
		Неокисленные угли - 1ГЖ	Частично окисленные угли - 1ГЖ*	Окисленные угли - 1ГЖ**
К12	1 очередь отработки	39,3-44,6 41,4	34,2-44,8 39,9	36,7-38,3 37,5	1ГЖ-1ГЖ**-3,9
К4	Сыллахский	38,5-44,9 41,7	37,5-45,5 41,2		1ГЖ-1ГЖ*-0,5
К4	Тунгурчинский	37,5-45,5 41,2	36,5-42,8 39,5		1ГЖ-1ГЖ*-1,7

Неокисленные угли пласта К₄ в границах Сыллахского участка характеризуются выходом летучих от 38,5% до 44,9%, на Тунгурчинском участке - от 37,5% до 45,5%, при этом средние значения этого показателя уменьшаются с запада на восток от 41,7% на Сыллахском участке до 41,2% на Тунгурчинском. По разному влияет степень окисленности угля на выход летучих для характеризуемых участков. На Сыллахском участке в частично окисленных углях отмечается незначительное (в пределах 0,5%) понижение V^daf, на Тунгурчинском уменьшение выхода летучих составляет 1,7%. Изменение V^daf от степени окисленности по целевым и рабочим пластам на рис. 2.1 б.

Таким образом, анализ изменения выхода летучих по целевым и рабочим пластам по изученной площади свидетельствует, что для всех пластов имеет место увеличение V^daf с уменьшением окисленности угля.

Петрографический состав углей пластов К₁₂ и залегающих стратиграфически выше него, отличается от угля пласта К₄ повышенным содержанием микрокомпонентов группы семивитринита (11-15%) и инертинита (8-14%). Пласт К₄ содержит от 82% до 100% витринита. Среднее содержание микрокомпонентов этой группы в угле пласта составляет 94%. Для установления влияния петрографического состава углей на выход летучих веществ проанализированы в равной степени подкисленные угли (толщина пластического слоя 14-16мм, в единичных пробах 12 и 13 мм) пластов К₄ (участок детальных работ), К₁₂ (участок 1 очереди и принадвиговая часть), К₁₃ (1 очередь). Материалы сопоставления приведены в таблице 4.5. Как следует из таблицы, с увеличением содержания микрокомпонентов группы витринита выход летучих веществ увеличивается, особенно при значениях, превышающих 90% в среднем от 41,8% до 43,4%. При содержании витринита менее 80% некоторое влияние на величину V^daf в сторону её увеличения оказывает количество микрокомпонентов группы липтинита.

Влияние метаморфических преобразований на выход летучих веществ несомненно, при этом величина коэффициента корреляции - 0,53, возможно, свидетельствует о характере связи как таковой. Не исключено также, неравномерное и неравновекторное изменение органического вещества на отдельных участках изученной площади. Определенная трудность в установлении влияния процессов углефикации на V^daf заключается в изолированности площадей развития пластов для открытой отработки, поэтому для возможно более полного освещения вопроса привлекались материалы по скважинам и горным выработкам южной части месторождения в целом.

Неокисленные угли пластов К₄ и К₁₂ на участке 1 очереди характеризуются близкими средними значениями показателя - от 41,2 до 41,7%. Выход летучих по углю пласта К₁₂ в принадвиговой части на 2-2,5% выше и составляет на Сыллахском участке - 43,5%, на Тунгурчинском - 43,9%, что свидетельствует о более низкой стадии углефикации углей.

Как указывалось ранее, выход летучих веществ по пласту К₄ незначительно уменьшается в восточном направлении в среднем от 41,7% до 41,2%. По падению пласта наиболее значимые изменения наблюдаются в западной части Сыллахского участка. На профиле 2-2 значения V^daf уменьшаются от 44% (с-147) до 40% (с-122), на профиле 1Х от 41% (с-150) до 38% (с-6). На участке детальных работ по пласту К₄ из-за меньшего расстояния между скважинами изменение величины показателя менее существенно - до 1%, на профилях 17, 1У составляет 2%, по профилю 25 (в неокисленной части пласта) - 3%: от 44% в с-342 до 41% в с-344. На Тунгурчинском участке изменение показателя по падению пласта завуалированы процессами окисления.



Рис. 2.1 Выход летучих веществ по пласту К₁₂ на участке 1 очереди

По пласту К₁₂ в границах участка 1 очереди отмечается уменьшение выхода летучих веществ от крыльев структуры к её оси от 1-2% до 3-4% в северо-западной части и 1-2% в центральной (профиль 74) и южной части. Не исключено, что положение оси структуры, контролируемое скважинами №№ 121, 120, 4, 3 с V^daf соответственно равным 41, 39, 40 и 41% (рис.1 а) отличалось от современного.

Изменение выхода летучих по площади участка 1 очереди иллюстрируется гипсометрическим планом, геологическими разрезами и рис.1 а.

Выход летучих веществ на изученной площади пластов К₄, К₁₂ и залегающих стратиграфически выше него пластов К₁₄, К₁₄^н, К₁₃, К₁₃^н и К_пр.² соответствует марке ГЖ согласно ГОСТ-25543-88.

2.4.3 Мощность и строение угольного пласта

Минимальная мощность газифицируемого каменноугольного пласта должна составлять не менее 0,7 метра, буроугольного - не менее 1,5 метров. Совместная газификация нескольких пачек угля возможна при отношении мощности породного прослоя к мощности нижележащей пачки не более 1:2.

2.4.4 Зольность

Согласно "Временные критерии пригодности угольных месторождений для подземной газификации угля" зольность угля на сухую массу не должна превышать 50%.

Зольность является основным нормируемым показателем качества угля при подсчете его запасов, добыче, использовании, а также ценообразовании. Изучение зольности угольных пластов в южной части Сыллахского месторождения проводилось на всех стадиях геологоразведочных работ по всем выработкам: разведочным скважинам, канавам, уклонам. Значения зольности определялись по каждой угольной пачке и породному прослою при мощности его >1см, согласно инструктивным требованиям. Расчетные значения чистого угля по каждому пластопересечению (по сумме угольных пачек) и с учетом засорения внутрипластовыми породными прослоями приведены на планах подсчета запасов, а также структурных колонках пластов.

Основным видом опробования при проведении предварительной разведки и детальных работ являлось керновое опробование. Результаты определения зольности углей исследованной площади с подразделением по пластам, маркам (технологическим группам) с учетом степени их окисленности приведены в таблице 2.

Более наглядное представление о преобладающей зольности углей по целевым пластам К₁₂ и К₄ дают гистограммы распределения пластопересечений по группам зольности (рис. 2.1). Из приведенных материалов видно, что угли пласта К₁₂ в границах участка 1 очереди отработки являются среднезольными. Более 80% пластопересечений этого пласта имеют зольность от 10-15% до 25%. Пласт К12 в принадвиговой части и пласт К₄ относятся к высокозольным, так как в подавляющем количестве пластопересечений зольность их превышает 30%. Угольный пласт К₁₂ и пласты К₁₄, К₁₄^н, К₁₃, К₁₃н, К^пр.₂ на участке первой очереди формировались в близких фациальных условиях, о чем свидетельствует идентичный петро графический состав углей и близкие значения зольности от 19,2-20,4% до 22,3-24,6%. По условиям водно-минерального питания, режиму обводненности образование пластов происходило в условиях соответствующих верховым торфяникам. Зольность пластов К₄ и К₁₂ в принадвиговой части изменяется от 34,4% до 37,8%, связана с высокой минерализацией угольного вещества, дисперсно рассеянного в органической массе. Уголь пластов К₄ и К₁₂ весьма труднообогатимый с малым выходом легких фракций и их высокой зольностью. Распределение углей пластов К₁₂ и К4 с различной зольностью в границах исследованных участков приведено на рис. 4.4-4.5. неравномерности распределения карбонатных пород (включений) в его массе. Периодический контроль этого показателя может оказаться необходимым.

Рис. 2.2 Гистограммы распределения зольности угля: пласта К₁₂ на участке 1 очереди (а), Сыллахском участке вне 1 очереди (б); пласта К₄ на Сыллахском (г) и Тунгурчинском (д) участке



Рис. 2.2 Распределение зольности чистого угля и горной массы по пласту К₁₂ на участке 1 очереди (а), принадвиговой части Сыллахского участка (б) и Тунгурчинском участке (в)

Рис. 2.3 Распределение зольности чистого угля и горной массы по пласту К₄ на Сыллахском (а) и Тунгурчинском (б) участках

2.4.5 Литология пород кровли и почвы угольного пласта

Наиболее благоприятны условия, когда в непосредственной кровле и почве угольного пласта залегают породы (глины, аргиллиты, алевролиты и др.) газопроницаемость которых существенно (в 10 и более раз) меньше газопроницаемости угольного пласта.

Исследования механической прочности показали, что уголь пласта К₄ и породы его вмещающие относятся к средней крепости (табл. 2.3).

Коэффициенты крепости угля методом толчения составляют 1,03-1,09, пород кровли и почвы - 1,81-3,29.

Таблица 2.3

Показатели механической прочности угля и вмещающих пород пласта К₄ Сыллахского месторождения

Наименование работ	Коэффициент крепости (метод толчения, класс 13-25 мм)	Механическая прочность
		в большом барабане (класс более 13 мм)	в малом барабане (класс 25-50 мм)
Исходный уголь	1,09	43,0	44,0
Кровля	1,81	-	93,5
Почва	3,29	-	91,8
Пластово-дифференциальная	1,03	-	-

2.4.6 Глубина и угол залегания угольного пласта

Нижняя граница возможностей ПГУ зависит от возможностей бурения (1200-1500м.).

Верхняя граница обусловлена возможностями нарушения земной поверхности в виде провалов и трещин: пологие и слабонаклонные пласты не меньше 15 h, крутопадающие - не меньше 10 h (h - мощность угольного пласта).

Освоенный угол - 0-60%.

2.6 Выводы

По итогам рассмотрения данного раздела можно сделать следующие выводы:

1. Сыллахское месторождение пригодно к освоению технологией подземной газификации согласно «Временных критериев пригодности угольных месторождений для подземной газификации угля».

2. Участок 1 очереди Сыллахского месторождения должен быть разделен на блоки отработки, естественными границами которых являются тектонические разрывные нарушения.

3. Лабораторные исследования физического моделирования процессов подземной газификации угля

3.1 Лабораторная установка физического моделирования процессов подземной газификации угля

В Техническом институте г. Нерюнгри были возобновлены работы по исследованию процессов ПГУ, путем моделирования процесса ПГУ, для чего была спроектирована лабораторная установка (рис. 3.1).

Установка для моделирования процесса ПГУ представляет собой металлическую конструкцию, футерованную изнутри огнеупорным кирпичом в который имеются дутьевые и газоотводящие трубки для моделирования дутьевых и газоотводящих скважин. В качестве дутья применяется воздух и кислород, а также их композиция в различных пропорциях. Воздух подается от компрессора через понижающие редукторы и расходомеры, и соответственно кислород от баллона. На выходе имеется скруббер (рис. 3.2).

Для исследования температурного поля устанавливаются термопары (рис. 3.3) результаты показаний которых выводятся на регистрирующую аппаратуру (рис. 3.4)

Для исследования состава газа используется газоанализатор. Установка загружается углем, устанавливаются термопары (рис. 3.5), и герметизируется крышкой, а затем производится розжиг с помощью нагревательной спирали через подпитывающий трансформатор. Термодинамический процесс и соответственно выход (качество и количество) газа связан с подачей воздуха или кислорода. Исследование процесса ПГУ на установке моделирование ПГУ позволяет исследовать как: различные марки угля, так и геологические условия залегания угля, при этом затраты и время на исследование процесса на порядки меньше чем эта работа проводилась в полевых условиях.

3.2 Методика производимых работ

Исследования при помощи физического моделирования процессов ПГУ, в лабораторно-экспериментальной установке, позволит изучить влияние следующих факторов на эффективность данной технологии:

· Марочного состава углей;

· Влажности и водонасыщенности угля;

· Криогенных условий месторождения;

· Угла залегания пласта;

· Конструкции скважин;

· Длины канала газификации;

· Подачи воздушного и кислородного дутья;

· Температуры процесса и др.

По марочному составу угли Южно-Якутского каменноугольного месторождения делятся на 6 марок (по ГОСТ 25543-88): газовый (Г), жирный (Ж), коксовый жирный (КЖ), коксовый (К), отощенный (О), тощий (Т). Данные угли будут поочередно исследоваться на предмет пригодности их к технологии подземной газификации углей и определены оптимальные технологические параметры конструкции подземного газогенератора и параметры дутья.

Влажность угля и приток воды. Существует показатель оптимума влаги, при превышении которого в канале газификации содержание горючих компонентов в газе уменьшается. Чтобы уменьшить влияние подземных вод, необходимо увеличить интенсивность процесса газификации, либо уменьшить их напор. Исследователи ставят перед собой задачу определения оптимального значения влажности угля для различных марок угля Южной Якутии.

Так как Южно-Якутский каменноугольный бассейн представлен островным расположением многолетнемерзлых горных пород, изучение влияния геокриолитозоны на процессы подземной газификации углей является неотъемлемой частью проводимых исследований. В частности необходимо определить влияние отрицательных температур на состав получаемого технологического газа и обоснование оптимальных параметров дутья и конструкции подземного газогенератора применительно к условиям геокриолитозоны. Кроме того, необходимо изучить влияние температурного поля газогенератора на вмещающие многолетнемерзлые горные породы.

В тектоническом отношении бассейн имеет очень сложное строение. Углы залегания пластов угля колеблются от 5-7⁰ (северная часть Алдано-Чульманского угленосного района) до 30-40⁰ (южная часть Алдано-Чульманского угленосного района) и более - 70-80⁰ (Гонамский и ТОкинский угленосный район). Исходя из всего вышесказанного следует произвести исследования подземной газификации при углах залегания угольных пластов - 0⁰, 30⁰, 60⁰.

Главнейшей конструктивной особенностью скважин подземной газификации является наличие или отсутствие обсадной колонны, что оказывает большое влияние на распространение температурных полей в окологенераторном пространстве.

Также немаловажное значение уделяется длине канала газификации. Увеличение длины канала газификации при постоянном дутьевом режиме и неизменной степени выгазовывания угля приводит к снижению качества газа. Например, на одном из подземных газогенераторов подмосковной станции «Подземгаз» при увеличении расстояния от дутьевой скважины с 25 до 60 и 75 м нижнее значение теплоты сгорания газа уменьшалось с 4285 до 3640 и 3140 кДж/м³ соответственно [8]. Это снижение качества газа связано с реакцией конверсии, которую можно уменьшить интенсификацией процесса, увеличением количества дутья или повышением концентрации кислорода. Исходя из вышесказанного исследования должны определить оптимальные длины канала газификации для различных марок угля в различных условиях (влажность угля, наличие геокриолитозоны).

В ходе проведения лабораторно-экспериментальных работ исследователям определись оптимальные параметры дутья, к которому относятся: состав дутья, давление и расход дутьевого агента.

В качестве дутьевого агента применялся кислород, воздух или паровоздушная смесь. В ходе эксперимента применялось дутье чистым кислородом и воздухом, а также их смесями с шагом изменения состава 25 %, то есть: 1 режим - чистый кислород, 2 режим - 75 % кислорода и 25 % воздуха, 3 режим - 50 % кислорода и 50 % воздуха; 4 режим - 25 % кислорода и 75 % воздуха и 5 режим - чистый воздух.

Температура очага горения оказывала большое значение на состав получаемого газа. В связи с этим в ходе эксперимента производились замеры температуры очага горения с последующим установлением зависимостей количества компонентов технологического газа от температуры очага горения и обоснованием оптимальной температуры для процессов подземной газификации углей Южной Якутии.

3.3 Результаты лабораторных исследований процессов подземной газификации углей Сыллахского месторождения Южно-Якутского каменноугольного бассейна

В процессе лабораторных исследований процессов подземной газификации угля была проведена серия экспериментов с углями марки Г Сыллахского месторождения, технологические параметры которого были определены лабораторными методами: влажность (W^a) - 6,8 %; зольность (А^d) - 7,0 %; выход летучих веществ (V^daf) - 43,33 %.

Лабораторные исследования подземной газификации углей марки Г осуществлялось на кислородном и паровоздушном дутье. Максимальная температура в очаге горения достигала 850⁰С.

В процессе эксперимента производился отбор проб, технологического газа, с интервалом 10 минут начиная от времени установившегося процесса подземной газификации. Полученные пробы проанализированы, на покомпонентный состав газа (Рис. 3.7). Для лучшего восприятия результатов эксперимента, полученные значения компонентов газа были сгруппированы по горючести (водород, угарный газ, углеводороды - условно горючие газы; кислород, азот, углекислый газ - не горючие) (Рис. 3.8).

Рис. 3.7. Компонентный состав газа

Рис. 3.8. Объединение компонентов технологического газа по горючести

Характерной особенностью процессов подземной газификации угля марки Г является более низкое содержание азота (27,8-38,7%) и более высокое содержание угарного газа (35,96-54,01%).

Отобранные пробы газа, согласно классификации предложенной Шишаковым Н.В. [2], относятся к газам подземной газификации углей с низкой теплотворной способностью.

Также наряду с отслеживания изменения состава получаемого газа осуществлялся температурный контроль проходящего процесса. График зависимости теплотворной способности газа от температуры очага горения представлен на рисунке 3.9.

Как видно из диаграммы наилучшей температурой очага газификации является интервал 790-810⁰С, что позволит свести к минимуму содержание азота и повысит процентное содержание горючих компонентов в получаемом газе.

Рис 3.9. Зависимость теплотворной способности газа от температуры очага горения

3.4 Выводы

По итогам рассмотрения данного раздела можно сделать следующие выводы:

1. Полученный, в процессе лабораторных исследований, технологический газ пригоден для дальнейшего использования в энергетической и химической промышленности.

2. Теплотворная способность полученного газа в оптимальных условиях составляет 10,5 МДж/м³, что позволяет отнести их к газам подземной газификации углей с низкой теплотворной способностью

4. Сооружение подземного газогенератора

4.1 Геометрические параметры подземного газогенератора

Участок 1 очереди представляет собой изолированный и разделенный на блоки тектоническими разрывными нарушениями участок.

Наряду с данными горно-геологическими условиями на участке присутствуют пробуренные и законсервированные на стадии поисков и разведки месторождения скважины.

Для удешевления и ускорения работ по подготовке подземного газогенератора необходимо использовать ранее сооруженные скважины. Исходя из данного условия, предполагается использовать прямоугольную схему расположения дутьевых и добычных скважин.

По опыту внедрения данной технологии российскими учеными обоснованы расстояния между дутьевой и газоотводящей скважиной и подземными газогенераторами, которые составляют 20-25 и 15-20 м соответственно.

4.2 Сооружение скважин подземной газификации угля

4.2.1 Требования, предъявляемые к скважинам подземной газификации

Все виды скважин для подземной газификации угля бурят обычным вращательным способом. Применяемые для сооружения подземных генераторов буровые установки имеют некоторую специфику, обусловленную в основном большими диаметрами бурения при относительно небольшой глубине скважин и необходимостью проводки скважин под различными углами наклона. Вертикальные скважины на станциях ПГУ бурят установкой «УИТ-40» смонтированной на колесно-гусеничном прицепе. Установка имеет вертикальную телескопическую двухсекционную вышку. Поднимают и укладывают вышку гидродомкратами, а верхнюю секцию выдвигают и спускают талевой системой.

Наклонные и наклонно-горизонтальные скважины бурят установкой УНБ-ЗИФ 1200 АМ. Установка размещена на металлическом рамном основании в виде саней, на котором смонтированы наклонная вышка и буровой станок с вращателем шпиндельного типа. Угол наклона вышки может изменяться от 37 до 60°. В нашей стране разработан способ бурения наклонно-горизонтальных скважин на сравнительно небольшую глубину (до 300 м).

По мере перехода подземной газификации углей на более глубокие горизонты возрастают требования к точности бурения скважин. Появляется необходимость в бурении глубоких направленных вертикальных, вертикально-горизонтальных, наклонных и наклонно-горизонтальных скважин, стоимость которых возрастет. Поэтому необходимо совершенствовать существующую буровую технику, а также разрабатывать новые дешевые способы проходки скважин в породах и угольных пластах.

4.2.2 Определение проектной глубины скважины

При геотехнологических методах выработкой вскрывающей продуктивный пласт является скважина.

По своему назначению вскрывающие скважины подразделяются на добычные и вспомогательные (разведочные, кольматационные, водоотливные, оценочные, контрольные и т.д.).

Добычные скважины предназначаются для добычи полезного ископаемого. Они оборудуются колоннами эксплуатационных труб для подвода к продуктивной залежи рабочего агента и извлечения из недр полезного ископаемого. Диаметр добычной скважины определяется конструкцией ее оборудования, глубина - глубиной залегания полезного ископаемого.

Разведочные скважины закладываются на открытых месторождениях с целью уточнения параметров залежи, водоотливные - с целью регулирования технологических параметров и поддержания пластового давления. Контрольные и оценочные скважины предназначены для систематического наблюдения за технологическим процессом и оценки результатов работы добычных скважин. Диаметр этих скважин в пределах продуктивного пласта обычно не превышает 93-112мм.

Добычная скважина является основной выработкой при геотехнологических методах добычи полезных ископаемых и представляет собой самостоятельный объект. Геотехнологические методы требуют нового подхода к вопросу вскрытия и подготовки фронта работ, потому что делить проходку и оборудование добычных скважин на вскрывающие (горно-капитальные), подготовительные и нарезные работы было бы в данном случае неверно. При геотехнологических методах добычные скважины являются одновременно вскрывающими, подготовительными и нарезными выработками, так как они вскрывают месторождение, подготавливают его к разработке и используются для добычи полезного ископаемого.

Выбор способа вскрытия зависит от многочисленных факторов, главнейшими из которых являются технологическая схема разработки, размеры месторождения в плане, мощность, угол падения, глубина залегания продуктивных платов, физико-механические свойства залежи и вмещающих пород, рельеф поверхности и др. Вопрос о типе и месте расположения скважин решается применительно к конкретным условиям разработки. Способом вскрытия месторождения при подземной газификации угля является вскрытие группой скважин взаимодействующими между собой.

Вскрытие месторождения добычной скважиной - один из самых ответственных моментов в процессе подготовки его к разработке. Малейшее упущение при бурении, подготовке и оборудовании скважины могут привести к потере ее или вызвать необходимость в проведении трудоемких ремонтных работ.

Проектный геологический разрез представлен в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Проектный геологический разрез

№ слоя	Наименование пород	Категория буримости	Интервал,м от-до	Объем бурения, м
1	Конгломераты, гравелиты	4-V2	0-4	4
2	Песчаник мелкозернистый, трещиноватый, ММЗ	V-V2	4-60	56
3	Песчаник среднезернистый, трещиноватый	V-V2	60-68	8
4	Песчаник мелкозернистый, трещиноватый	V-V2	68-84	16
5	Песчаник мелкозернистый, трещиноватый, обводненный	V1-V2	84-110	26
6	Песчаник мелкозернистый	V1-V2	110-133	23
7	Песчаник среднезернистый	V1-V2	133-139	6
8	Песчаник мелкозернистый	V1-V2	139-192	53
9	Песчаник среднезернистый	V1-V2	192-230,5	38,5
10	Каменный уголь	4	230,5-240	9,5
11	Алевролит	V-V3	240-240,5	0,5

4.2.3 Обоснование и выбор способа бурения и очистки скважин

На основании, геолого-технических условий наиболее рациональным является вращательное бурение при помощи шарошечных долот т.к. породы изучены в достаточной степени, и в значительной степени снизятся затраты и время на бурение. Колонковое бурение будет проводиться лишь по угольному пласту.

При забуривании на интервал от 0 до 4м проходим конгломераты и гравелиты с категорией пород по буримости (V-V2). Интервал 0-4м проходим шарошечным долотом 1В-151Т.

На интервалах от 4 и до 110м, используется шарошечное бурение с применением долота 1В-132Т.

Далее, на интервале от 110 м до 230м бурение шарошечным долотом Ш-112К.

По угольному пласту бурение будет повадиться долотом 2В-93К диаметром 93мм.

В качестве промывочного вещества рекомендуется использовать глинистый раствор из-за трещиноватых пород слагаемых геологический разрез. Раствор обеспечивает хорошую очистку забоя от разрушенных горных пород и происходит хорошее охлаждение инструмента, т.е. происходит меньше вывалов, т.к. глинистый раствор «замазывает» стенки скважины. По угольному пласту используем в качестве промывочной жидкости техническую воду.

4.2.4 Выбор конечного диаметра

Конечный диаметр бурения принимается равным 93мм.

ПИ является уголь - с изученным интервалом залегания от 0 до 230м, мощность угля составляет от 5 до 10м.

При забуривании предполагается использовать начальный диаметр 151мм, в качестве промежуточных диаметров 112, 132мм.

4.2.5 Выбор конструкции скважин

Конструкция скважин определяется горнотехническими условиями проводки стволов, глубиной скважин, типом применяемой буровой техники, технологией бурения, решаемыми задачами, особенностью геофизического оборудования, применяемого при каротаже скважин.

Настоящим проектом предусматривается бурение скважин глубиной 240,5 метров.

Построение конструкции скважины по проектному геологическому разрезу ведут снизу вверх. Интервал 0-4м проходим шарошечным долотом 1В-151Т. На интервалах от 4 и до 110м, используется шарошечное бурение с применением долота 1В-132Т. Далее, на интервале от 110 до 230м бурение шарошечным долотом Ш-112К. По угольному пласту бурение будет поводиться долотом 2В-93К диаметром 93мм.