Как создавался мир. Происхождение человека

Введение

газификация угольный геологический газогенератор

С помощью геотехнологических методов, одним из которых и является подземная газификация углей, можно получать из угля газообразные, жидкие энергоносители, а также огромное количество различных химических элементов, не строя при этом шахт и разрезов.

Таким образом, геотехнология, применяя экологически наиболее безопасные методы, позволяет наиболее полно, а в экономическом плане наиболее выгодно разрабатывать угольные залежи.

Подземная газификация углей (ПГУ) является единственным способом безлюдной добычи угля путем превращения твердого топлива в газообразный энергоноситель непосредственно на месте залегания угольного пласта.

По технологии, все стадии процесса ПГУ осуществляются с поверхности земли без применения подземного труда.

Основные стадии процесса ПГУ: бурение с поверхности земли на угольный пласт скважин, соединение этих скважин каналами, проходящими в угольном пласте, и, наконец, нагнетание в одни скважины воздушного или парокислородного дутья и получение из других скважин газа.

Целью работы является создание подземного газогенератора подземной газификации угля на участке 1 очереди Сыллахского месторождения Усмунского угленосного района.

Для достижения данной цели решали следующие задачи:

.   Изучение теоретических основ и опыта ранее проводимых работ по подземной газификации угля в России и за рубежом;

2.      Рассмотрение горно-геологической ситуации на Сыллахском месторождении и оценка пригодности его к отработке методом подземной газификации;

.        Лабораторные исследования физического моделирования процессов подземной газификации угля;

.        Расчет технико-технологических характеристик сооружения и работы подземного газогенератора применительно к Сыллахскому каменноугольному месторождению.

Для решения поставленных задач используются следующие методы: анализ геологических материалов Усмунского угленосного района в целом и Сыллахского месторождения в частности по данным поисковых и разведочных работ, аналитический обзор литературы по подземной газификации, инженерные расчеты.

1. Физическая сущность подземной газификации угля

1.1 Реакция газообразования в канале подзёмного генератора

Под процессом газификации твердого топлива принято понимать сложный термохимический процесс превращения твердого топлива в газообразное. При этом горение и газификацию следует рассматривать как единый процесс, что в первую очередь подтверждается общностью протекания при этих процессах химических превращений.

В процессе газификации угля, будь это его слой или канал, выделяют две стадии. Первая - стадия термического разложения, при которой из угля выделяются влага и летучие парогазовые вещества, и остается коксовый остаток, горючую часть которого составляет углерод. Вторая - стадия газификации, при которой, во-первых, углерод коксового остатка с помощью свободного или связанного кислорода превращается в горючие газы, и, во-вторых, эти газы взаимодействуют с кислородом и водяным паром. Именно стадия газообразования является главной, определяющей состав газа подземной газификации.

Рис. 1.1. Принципиальная схема подземной газификации угля

При газификации угля в канале газообразование происходит по тем же химическим реакциям, что и в обычном наземном слоевом генераторе:

·  реакции горения углерода, водорода, окиси углерода и метана:

С + О2 = СО2 + 394 кДж/моль	(1.1)
2С + О2 = 2СО + 221 кДж/моль	(1.2)
Н2 + 1/2О2 = Н2О+ 242 кДж/моль	(1.3)
СО + 1/2О2 = СО2 + 286 кДж/моль	(1.4)
СН4 + 2О2 = СО2 + 2Н2О + 801 кДж/моль	(1.5)

·  реакция восстановления двуокиси углерода и водяного пара

СО2 + С = 2СО - 173 кДж/моль	(1.6)
H2O + C = CO + H2 - 130 кДж/моль	(1.7)
2H2O + C = CO2 + H2 - 80,3 кДж/моль	(1.8)

·  другие реакции:

СО + Н2О = СО2 + Н2 + 41,8 кДж/моль	(1.9)
СО + ЗН2 = СН4 + Н2О + 205 кДж/моль	(1.10)
С + 2Н2 = СН4 +75,3кДж/моль	(1.11)

Вместе с этим в отличие от газификации угля в наземных установках при подземной газификации проявляется ряд особенностей:

.   Отсутствует движение топлива, выгорание угля происходит за счет перемещения зоны горения, вместе с которой перемещаются и другие зоны газификации (зона восстановительных реакций, зона сухой перегонки и подсушки угля или транспортировки газа). По мере выгазования угольного пласта под действием горного давления происходит сдвижение пород кровли и заполнение ими выгазованного пространства. Благодаря этому размеры и структура каналов газификации остаются определенное время неизменными, что обусловливает постоянство состава газа в этот период времени, но впоследствии вызывает дополнительные затраты тепла на нагрев пород и приводит к образованию обводных потоков дутья, дожигающих горючие компоненты газа.

2.      Отсутствуют газонепроницаемые стенки, поэтому в процессе газообразования участвуют не только влага угля, но и влага вмещающих пород и, если они есть, гравитационные подземные воды.

.        Реакционный канал непосредственно граничит с массой угля, подлежащей газификации, что приводит к термоподготовке угольного пласта.

.        Расстояние между скважинами в угольном пласте во много раз превышает необходимую длину зон реагирования.

Состав и теплота сгорания получаемого газа зависят как от состава подаваемого на газификацию дутья и качества угля, так и от геологических условий залегания угольного пласта.

Теоретически теплота сгорания газа при газификации углерода на воздушном дутье не может быть более 4,4 МДж/м³. Однако благодаря тому, что в процессе участвует определенное количество водяных паров и разлагается органическая масса угля, теплота сгорания газа подземной газификации на воздушном дутье может достигать 4,6-5,0 МДж/м³. При применении дутья, обогащенного кислородом (концентрация кислорода 65 %), теплота сгорания газа достигает 6,3-6,7 МДж/м³.

Отношение СО₂/СО в первичных продуктах зависит от кинетических и гидродинамических условий горения углерода и имеет существенное значение не только для газообразования, но и для интенсивности расходования кислорода и, следовательно, протяженности кислородной зоны. Отношение СО/С02 существенно изменяет интенсивность выгорания углерода, так как в случае реакции (1.2) углерода выгорает в два раза больше, чем в случае реакции (1.1). Из-за различия экзотермических эффектов реакций (1.1) и (1.2) изменяется тепловой баланс процесса или температурный режим горения углерода со всеми вытекающими отсюда последствиями.

Реакции (1.4) и (1.6) оказывают влияние на интенсивность горения углерода и тормозят первичные реакции (1.1) и (1.2).

Реакции (1.7), (1.8) и (1.9) оказывают существенное влияние на газообразование только при участии в процессе значительного количества водяных паров. При ПГУ эти реакции, как правило, имеют большое практическое значение.

Не останавливаясь на химизме реакций (1.6) и (1.7), отметим, что при совместном их протекании скорость реакции (1.7) в несколько раз больше скорости реакции (1.6). Скорость каждой из этих реакций определяется не только температурой в зоне реагирования, но и соотношением парциальных адсорбционных давлений компонентов газовой смеси. Вначале протекает реакция (1.7), а затем после израсходования значительной части Нр, протекает реакция (1.6).

Эта особенность совместного протекания реакций (1.6) и (1.7) объясняет, в частности, высокую концентрацию СО в продуктах газификации на паровоздушном и парокислородном дутье. Этим же свойством реакций (1.6) и (1.7) на паровоздушном дутье объясняется более быстрое увеличение концентрации водорода, чем концентрации окиси углерода. Такая особенность совместного протекания реакций (1.6) и (1.7) имеет исключительно большое практическое значение для процесса ПГУ, осуществляемого при значительном участии водяных паров.

Реакции метанообразования (1.10) и (1.11) в процессе ПГУ, осуществляемом при давлении 100-300 кПа, практически не протекают. Повышение давления в процессе газификации существенно их интенсифицирует. Наличие СН₄ в газе ПГУ объясняется в основном обогащением его метаном "летучих веществ" термического разложения угля.

При анализе этих данных, прежде всего, следует учесть, что процесс осуществлялся на воздушном дутье, каменноугольный пласт был хорошо осушен и влажность угля составляла всего 6 %.

Кислород воздуха расходуется по реакциям (1.1), (1.2) и в какой-то мере (1.3, 1.4 и 1.5), на расстоянии от дутьевой скважины около 10 м он практически исчезает в газе. В этом же месте в газе содержится около 25 % СО. Большое значение СО/СО ≈ 4 свидетельствует о высокой температуре в окислительной зоне газификации и малой доле участия в процессе водяных паров.

Уменьшение концентрации СО и увеличение концентраций Н и СО (особенно до расстояния 30 м от дутьевой скважины) свидетельствует об интенсивном протекании реакции конверсии (1.9), продолжающейся по длине канала вплоть до 100 м.

1.2 Основные способы подготовки подземных газогенераторов

Ранее уже отмечалось, что особенность технологии подземной газификации углей, разработанной в нашей стране, заключается в том, что все стадии процесса ПГУ осуществляются с поверхности земли без применения подземного труда.

Основными стадиями процесса ПГУ являются:

·  Бурение с поверхности земли на угольный пласт вертикальных, наклонных и наклонно-горизонтальных скважин, которые служат для подвода дутья и отвода газа;

·        Создание в угольном пласте между этими скважинами реакционных каналов, в которых будет происходить взаимодействие угля с протекающими в них потоками дутья и газа, газификация угольного пласта в канале при нагнетании дутья в одни скважины и отводе газа из других.

Расположенные в определенном порядке скважины для подвода дутья и отвода газа образуют подземный газогенератор. На поверхности подземного газогенератора расположены трубопроводы для подачи в скважины дутья и транспортировки получающегося газа. Также на поверхности земли, на некотором расстоянии от подземного газогенератора, располагают установки для выработки дутья, охлаждения, очистки и транспортировки газа потребителям.

По мере выгазовывания угля трубопроводы для подачи дутья и транспортировки газа от скважин переносят и присоединяют к вновь или заранее пробуренным скважинам. Конструкции подземных газогенераторов и схемы газификации определяют по геологическим условиям залегания угольного пласта и качеству угля.

Для сооружения подземных газогенераторов на угольных пластах пологого залегания малой мощности (до 4 м) применяют вертикальные скважины, при большей мощности - наклонные, наклонно-горизонтальные и вертикальные.

На крутых и наклонных пластах применяют наклонные (пробуренные по угольному пласту), наклонно-горизонтальные, вертикальные и полевые (пробуренные по почве угольного пласта) скважины.

1.3 Экологические преимущества подземной газификации углей

Традиционные методы добычи и потребления угля обусловливают превращение угольных регионов в зоны экологического бедствия. Особенно это характерно для углесжигающих производств. На каждый кВт установленной мощности угольной электростанции ежегодно выбрасывается в атмосферу 500 кг золы и шлаков, 75 кг окислов серы и 10 кг окислов азота.

Поэтому использование угля в качестве первичного энергоносителя экологически оправданно только в двух случаях:

. Сжигание угля должно сопровождаться обязательным улавливанием твердых и газообразных вредных веществ.

. Преобразование угля на месте его залегания в экологически более чистый газообразный энергоноситель.

Один из способов отвечающий данным условиям является - подземная газификация углей.

Экологические преимущества подземной газификации углей перед традиционными способами разработки угольных месторождений заключается главным образом, с одной стороны в экологической чистоте газов подземной газификации как топлива, а с другой - в самой незначительной степени воздействия данной технологии на природный ландшафт, которая не идет ни в какое сравнение, например с разрушительным воздействием на окружающую среду такого широко применяемого метода добычи угля, как открытая разработка угольных пластов.

Особо отметим что метод ПГУ позволяет не нарушать растительный слой, и после окончания газификации угольного пласта наземный участок может быть без какой-либо рекультивации передан для сельскохозяйственного употребления.

На стадии добычи (при замене традиционных методов методом ПГУ) исключается образование отходов горной породы (5-6 т/т.у.т.), предотвращается отчуждение земли (15-20 га/млн. т.у.т.), исключается выброс в атмосферу угольной пыли (0,3-15 кг/т.у.т.) и уменьшается сброс взвешенных веществ в сточные воды (с 0,452 до 0,044 кг/т.у.т.).

На стадии транспорта полностью предотвращается характерный для твердого топлива унос пыли (3-6 кг/т.у.т.).

На стадии сжигания исключается выброс золы, практически исключается выброс сернистого ангидрида и уменьшается в 1,5-2 раза выход окислов азота (с 2-5 до 1-1,5 кг/т.у.т.).

Данные показатели в полной мере отражают все преимущества ПГУ перед другими методами добычи углей, что не мало важно в сложной экологической обстановке в целом.

1.4 Газификация угольного пласта

Газификация угольного пласта в канале - основная и последняя стадия технологии подземной газификации. Ее результатом является получение горючего газа, который после охлаждения и очистки направляется потребителям.

Выше уже отмечалось, что состав газа ПГУ, его теплота сгорания зависят не только от класса угля, его состава и состава дутья, но и от строения угольного пласта, геологических условий его залегания.

 

.4.1 Геологические условия

Подземная газификация углей в нашей стране проводилась на месторождениях двух типов: платформенного (Мосбасс, Днепробасс) и геосинклинального (Донбасс и Кузбасс). Ангренское буроугольное месторождение (Средняя Азия) занимает промежуточное положение.

Для месторождений платформенного типа характерно сравнительно спокойное залегание угольных пластов и вмещающих пород (горизонтальное и полого-наклонное), наличие слабых пород в почве и кровле угольного пласта. На месторождениях геосинклинального типа угольные пласты и вмещающие породы собраны в синклинальные и антиклинальные складки с углами падения до 55°. Почва и кровля угольных пластов представлены разностями горных пород.

В Мосбассе подземную газификацюо углей проводили на Подмосковной и Шатской станциях «Подземгаз». Газификации подвергали Басовское, Гостеевское и Шатское буроугольные месторождения. Мощность угольного пласта была 2-4 м, глубина залегания 45-60 м. Вмещающие породы представлены глинами, песками и известняками.

Большая часть участков газификации (13 газогенераторов) находилась в благоприятных гидрогеологических условиях (угольный пласт либо безводен, либо пески обводнены на небольшую мощность).

На участках газификации, характеризуемых сравнительно сложными гидрогеологическими условиями (гидростатическое давление подземных вод над углем более 10 м, напоры вод в подугольном горизонте до 20 м), было отработано 6 генераторов. В этих условиях проводили водопонижение в подугольном водоносном горизонте, откачивая воду из специальных дренажных скважин.

В Днепробассе (Южно-Синельниковское месторождение) газифицировали буроугольный пласт мощностью 3,5 м на глубине 60 м. Вмещающими породами являлись глины и пески палеогенового возраста сравнительно рыхлой структуры. В почве угольного пласта имелся мощный (до 30 м) водоносный горизонт с величиной напора до 50 м и коэффициентом фильтрации 8 м/сут. Мощность надугольного водоносного горизонта составляла около 20 м с коэффициентом фильтрации 4-6 м/сут. Мощность разделяющих водоупоров составляла в кровле угольного пласта 10-16 м, в почве 1-3 м. В подугольном водоносном горизонте проводили водопонижение.

На Ангренской станции «Подземгаз» газифицировали буроугольный пласт пологого залегания мощностью 4-20 м на глубине 120-220 м. Характерным для участков газификации являлись весьма низкая водообильность и проницаемость угольного пласта и вмещающих пород, представленных глинами, каолинизированными песчаниками и алевролитами юрского и мел-палеогенового возраста. Основной надугольный горизонт отделен от угольного пласта толщей водоупорных пород мощностью 60-100 м. Водопонижения не требовалось.

В Донбассе подземную газификацию проводили на Лисичанской станции «Подземгаз». Там газифицировали наклонные (38-60°) каменноугольные пласты мощностью 0,5-1 м на глубине 60-250 м. Вмещающие угольный пласт породы: глинистые сланцы и песчаники каменноугольного периода. Угольный пласт водоносный, с напорами до 300-400 м над горизонтом розжига. Типичным для этих участков являлась малая водообильность угольного пласта, определяемая небольшой мощностью угольного пласта и коэффициентом фильтрации 0,1 м/сут. Кровля и почва угольных пластов представлены водоупорными породами. В данных условиях предварительно снимали напор подземных вод в угольном пласте и проводили водоотлив из выгазованного пространства.

Участки газификации каменных углей на Южно-Абинской станции (Кузбасс) характеризуются сравнительно сложными горно- и гидрогеологическими условиями. Мощность газифицируемых угольных пластов составляет 2-8,5 м, глубина залегания 50-300 м, угол наклона - 35-56°. Вмещающие породы представлены разностями аргиллитов, алевролитов и песчаников. Типичным для них является сложное строение толщи пород, смятых в синклинальные складки, и наличие единого водоносного комплекса. Фильтрационные свойства пород сравнительно невысокие (коэффициент фильтрации 0,03 м/сут), напор на горизонт газификации изменяется от 50 до 300 м. До начала газификации участки угольных пластов осушали.

Говоря о бурых углях, следует отметить, что ангренский уголь, в отличие от подмосковного и днепровского, характеризуется повышенным содержанием углерода. Подавляющая масса ангренского угля представлена матовыми разностями буро-черного цвета. По петрографическому составу почти 90 % компонентов относится к группе фюзинита. Компоненты групп витринита и семивитринита составляют примерно по 5 %. По внешним признакам ангренский уголь может быть отнесен к плотному матовому бурому углю.

Подмосковные бурые угли более неоднородны, чем ангренские. По внешнему виду они представляют собой плотную массу черного и светло-черного цвета. Эти угли как гумусового, так и сапропелитового происхождения, причем гумусовые имеют преобладающее распространение. Петрографически гумусовые подмосковные угли состоят главным образом из компонентов группы витринита (25-35 %), на долю компонентов групп фюзинита и лейптинита приходится по 5-7 %. Гумусовые подмосковные угли относятся к плотным матовым бурым углям.

Бурые угли, в отличие от каменных, имеют более низкую теплоту сгорания и значительно более высокие влажность и зольность.

На всех предприятиях "Подземгаз" процесс ПГУ проводили в канале поточным методом.

Далее на примере ПГУ на Южно-Абинской станции "Подземгаз" рассмотрены основные закономерности этого процесса, осуществляемого на воздушном дутье. Следует иметь в виду, что эти закономерности имеют общий характер и качественно аналогичны для различных месторождений при ПГУ в канале.

1.4.2 Тепловые балансы процесса подземной газификации угля

Тепловой баланс процесса газификации наиболее убедительно отражает его энергетические возможности и особенности. Для иллюстрации проанализируем процесс ПГУ на пласте V3 Внутреннем (мощность 2 м), выбрав для этого двухмесячные периоды газификации в газогенераторах №7 и 9. В обоих периодах были примерно одинаковые количества выгазованного угля (7000-9000 т) и интенсивность выгазовывания в расчете на одну скважину (3300 и 2860 м³/ч).

Очевидно, при одинаковой интенсивности процесса газификации разница в теплоте сгорания газа обусловлена влиянием подземных вод. И действительно, фактическая влажность газа (разность между общим содержанием влаги и водой, подаваемой на охлаждение газа) на газогенераторе №9 значительно выше, чем на газогенераторе №7.

Чтобы уточнить влияние влаги на процесс газификации, составлены балансы влаги за рассматриваемые периоды.

Вода, откачиваемая из газогенератора, практически не участвует в процессе газификации. Поэтому приток подземной воды определяли как сумму влаги, выносимой с газом и с его утечкой, и влаги разложения, за исключением связанной влаги угля, дутья, породы, а также охлаждающей воды.

Таким образом, приток подземных вод для газогенератора №7 составлял (142 + 39,6) - (0,62 + 8 + 1,22 + 0,7 + 71)= 100,06 кг/100кг угля, а для газогенератора №9 (254 + 20,2) - (2,28 + 8 + 1,22 + 0,7 + 52) = 210 кг/100кгугля.

Если из общего количества выносимой газом влаги вычесть воду, поданную для охлаждения газа, то на газогенераторе №9 газ будет иметь влаги 204 кг/100 кг, а на седьмом - 71 кг/100 кг газифицируемого угля.

Как следует из расходной части тепловых балансов, тепло сгорания сухого газа на газогенераторе №9 составляло 52 %, а на газогенераторе №7 - почти 65 %. При этом на газогенераторе №9 потери тепла с влагой газа и в окружающий массив были несколько большими.

Итак, на примере сопоставления двух периодов процесса газификации угольного пласта V3 Внутреннего показано отрицательное влияние приточной воды. Для того чтобы компенсировать отрицательное влияние подземных вод на процесс газификации на пластах средней мощности, необходимо эффективно осушать газифицируемый участок.

Процесс ПГУ на пласте 4 Внутреннем (мощностью 9 м) протекал при более высоком энергетическом уровне, чем на пласте V3 Внутреннем. Здесь теплота сгорания газа была на 0,9-1,25 МДж/м³ выше.

При газификации угольного пласта средней мощности влажность газа была выше, чем при газификации мощного угольного пласта. Ясно, что с уменьшением мощности угольного пласта, при прочих равных условиях, должно возрастать отрицательное влияние приточной влаги, выражающееся в снижении энергетического уровня процесса газификации. Чем меньше мощность угольного пласта, тем меньше вскрытая реакционная поверхность и тем больше потери тепла во вмещающие породы. Казалось бы, с уменьшением мощности угольного пласта необходимо уменьшать количество влаги в процессе газификации. В действительности наблюдается обратная картина. Так, на газогенераторах №2, 3, 6 и 9 содержание влаги в газе было на 100-150 г/м³ больше, чем на газогенераторах №5 и 5 аб (газогенератор 5в находится в других гидрогеологических условиях и в сравнении не принимается). Повышенная влажность газа, обусловленная большим количеством приточных вод, и явилась основной причиной весьма низкой теплоты сгорания газа на пластах средней мощности.

Из приведенных тепловых балансов следует, что потери тепла в окружающий массив на пласте средней мощности значительно выше. Относительные потери тепла на нагрев вмещающих пород изменяются почти пропорционально изменению мощности угольного пласта. Кроме того, в различных условиях на показатели процесса ПГУ существенно влияет водоприток в газогенератор и мощность газифицируемого угольного пласта. Определенное значение имеет также качество угля и интенсивность процесса газификации.

Для создания методов управления процессом ПГУ необходимо знать количественную взаимосвязь указанных параметров. Для этого было проанализировано свыше 200 различных режимов газификации более чем за 10-летний период эксплуатации газогенераторов Южно-Абинской станции "Подземгаз". Указанные режимы газификации включали, как правило, 10-20 дней работы газогенератора. Путем соответствующей группировки основных параметров процесса подземной газификации угольных пластов. Внутреннего (мощность 9 м) и V3 Внутреннего (мощность 2 м) определили искомые закономерности. При этом важное значение имел правильный выбор постоянных параметров процесса.

1.4.3 Мощность газифицируемых угольных пластов

Для подземной газификации углей, проводимой на угольных пластах разной мощности, характерно существенное различие в теплоте сгорания газа и химическом к.п.д.

Как правило, одновременно со снижением мощности угольных пластов снижается теплота сгорания газа ПГУ. Поэтому важно установить зависимость теплоты сгорания газа от мощности газифицируемого угольного пласта, так как знание этой зависимости позволяет оценить целесообразные границы применения способа ПГУ для отработки угольных пластов.

Для того чтобы выявить, как влияет мощность угольного пласта на теплоту сгорания газа, дополнительно были обработаны режимы газификации угольного пласта в Донбассе мощностью в 1 м. Это оказалось возможным в связи с тем, что технический и элементарный состав каменных углей Донбасса много отличается от состава углей Кузбасса.

Для пласта мощностью 1 м зависимость  и  была определена лишь для начального периода газификации, так как в дальнейшем газификацию проводили на дутье, обогащённом кислородом.

Уравнения имели вид:

	(1.12)
	(1.13)

В связи с этим и для угольных пластов мощностью 2 и 8,5 м аналогичные зависимости были определены также для начального периода газификации:

(1.14)
	(1.15)
	(1.16)
	(1.17)

Совместное решение приведенных уравнений (1.12), (1.14), (1.15) и (1.13), (1.16), (1.17) позволило определить влияние мощности угольного пласта на теплоту сгорания газа при  и .

Зависимость  при изменении  от 100 до 600 г/м³ и  от 0 до 9 м была описана эмпирическим уравнением:

(1.18)

1.4.4 Химический состав газа подземной газификации угля

Изучить процесс химического реагирования в подземном газогенераторе чрезвычайно сложно, так как на процесс подземной газификации углей влияет большое число различных факторов. Поэтому закономерности изменения химического состава газа ПГУ целесообразно изучать в зависимости от изменения удельного водопритока в зоны газификации.

Прежде всего, следует исходить из специфических особенностей процесса подземной газификации углей, в частности, как процесса, осуществляемого на паровоздушном дутье. Поэтому существенное значение для подземной газификации углей имеет совместное протекание реакций Н₂О + С и СО₂ + С, которые определяют энергетический уровень процесса.

Согласно работе, суммарные скорости реакций СО₂ + С и Н₂О + С (протекающих отдельно) значительно зависят от начальных концентраций СО₂ и Н₂О. При высоких начальных концентрациях этих компонентов скорости обеих реакций практически одинаковы. При низких начальных концентрациях СО₂ скорость образования СО начинает снижаться из-за торможения процесса разложения комплекса С_хО_у. При этом скорость восстановления Н₂О почти не изменяется, оставаясь большой.

Интересно изучить процесс газообразования в подземном газогенераторе исходя из отмеченных особенностей основных восстановительных реакций. Рассмотрим изменение концентраций основных компонентов газа ПГУ по мере увеличения удельного водопритока в зоны газификации. Прежде всего обращает на себя внимание различный характер изменения концентраций СО и Н₂ в газе.

По мере увеличения водопритоков, а следовательно, и концентрации Н2О в газовом потоке скорости обеих реакций становятся соизмеримыми.

При совместном протекании этих двух реакций газификации скорость реакции Н₂О + С выше скорости реакции СО₂ + С, поэтому в газе ПГУ, как правило, концентрация Н больше, чем концентрация СО. Низкая температура в зонах газификации при больших водопритоках определяет малые концентрации горючих компонентов СО и Н₂ в газе ПГУ.

Косвенным признаком существенного влияния величины удельного водопритока в зоны газификации на среднюю температуру в ней может быть коэффициент разложения водяного пара, который уменьшается по степенной зависимости с увеличением удельного водопритока.

Мощность газифицируемого угольного пласта оказывает влияние на абсолютную величину концентраций компонентов газа и в некоторой степени на характер их изменения в зависимости от удельного водопритока. Прежде всего более высокая температура в зонах газификации угольного пласта большей мощности определяет повышенные концентрации СО и Н₂.

И если с увеличением удельного водопритока концентрация СО на обоих угольных пластах снижается практически в одинаковой мере, то концентрация Н на угольном пласте меньшей мощности уменьшается гораздо быстрее. Последнее вызвано тем, что при совместном протекании реакций Н₂О + С и СО₂ + С вначале протекает первая из них, а вследствие более низкой температуры процесса на угольном пласте V3 Внутреннем уменьшение концентрации Н с увеличением водопритока более значительно, чем на пласте 4 Внутреннем.

Концентрация СН₄ в газе, образующемся на пласте 4 Внутреннем, практически не зависит от удельного водопритока. С переходом на пласт V3 Внутренний ее абсолютная величина уменьшается не только при одном и том же удельном водопритоке, но и по мере увеличения последнего.

Концентрация СО₂ на обоих угольных пластах увеличивается с увеличением водопритока и объясняется это протеканием реакции конверсии окиси углерода. Для уточнения и теоретического обоснования характера закономерностей изменения химического состава газа ПГУ следует продолжить исследования.

Необходимо отметить, что удельный водоприток изменялся начиная с величины 0,5 мэ/т. Экспериментальных данных при меньшем водопритоке было очень мало и недостаточно для окончательных выводов.

1.5 Зарубежный опыт освоения технологии подземной газификации угля

1.5.1 Опыт до 1990 г.

Соединенные Штаты Америки

Начало работ по подземной газификации углей в США относится к 1946 г., когда там приступили к экспериментам на участке Горгас шт. Алабама, проводившимся под эгидой Горного бюро. Несмотря на обнадеживающие результаты, деятельность эта прекратилась в 1959 г., т.к. газ ПГУ не мог конкурировать с природным газом.

В связи с повышением цен на нефть и резким изменением конъюнктуры на мировом энергетическом рынке работы по ПГУ были возобновлены в начале 1970-х гг. как в государственном, так и в частном секторе.

С 1975 г. начал издаваться научный журнал по ПГУ и геотехнологиям "1ns1tu", ежегодно собирались международные симпозиумы по ПГУ.

Созданная и координируемая Министерством энергетики программа работ реализовалась с 1972-ого до 1992 г. Она была направлена на расширение энергетической базы, утилизацию неразрабатываемых по техническим или экономическим причинам запасов углей. Целью ее являлось определение оптимальных параметров процесса подземной газификации углей в различных условиях, создание экономической и эффективной технологии современного уровня и передача ее в частный сектор.

Программа включала лабораторные и теоретические исследования, эксперименты на моделях, натурные испытания, опытно-промышленные работы. До начала 1980-х гг. ее финансирование осуществлялось в основном правительством при участии частного капитала, правительственные ассигнования (около 10 млн. долл. в год) направлялись на расширение области применения технологии. В 1989 году на исследовательские работы было вы делено 1,37 млн. долл.

До 1992 г. было проведено около 30 экспериментов в природных условиях на угольных месторождениях пяти штатов (Вайоминг. Зап. Виргиния, Иллинойс, Нью Мексико, Техас).

В 1975 г. фирма "Тексас Ютилитиз" купила в СССР лицензии на технологию ПГУ, а ее дочерняя фирма «Бейсик Рисурсиз» провела свое первое испытание в Техасе при содействии советских специалистов. Результаты первых опытов стали основой и сравнительным критерием для проведения теоретических и лабораторных исследований и полевых экспериментов в течение последующих лет. Не все опыты программы прошли удачно, ж вместе они позволили существенно продвинуться в понимании закономерностей процесса ПГУ и решить (в общих чертах) задачу доведения технологии до промышленного уровня.

Результаты, полученные на опытном участке Ханна показали что тщательный выбор участка обеспечивает возможность получения газа стабильного качества при высокой степени извлечения угля. Условия на этом участке считаются идеальными: средняя мощность пласта, сухой уголь и малая проницаемость крепких сухих вмещающих пород. Неудача опыта Ханна 4, обусловленная наличием большого нарушения, заставила внимательнее относится к выбору и геологическому изучению участка.

Эксперименты в Хоу Крик позволили испытать различные способы сбойки. Они также показали, что состав газа сильно зависит от наличия подземных вод. Наиболее важными результата ми оказались: выяснение необходимости переноса точки подачи дутья в процесс выгазования и первый опыт газификации на чистом парокислородном дутье.

Опыты в Ролинсе продемонстрировали, что ПГУ может быть экономически эффективной. Экономика процесса газификации крутопадающих пластов оказалась конкурентоспособной при существовавшем уровне цен на нефть.

В экспериментах на участках Централия участвовала фирма "ВИДКО". При подготовке подземного газогенератора бурились как вертикальные скважины с поверхности, так и горизонтальные скважины по пласту из выработки соседней шахты. Главным результатом этих работ оказалась опытная проверка метода управляемого переноса точки подачи дутья (КРИП). Было показано, что метод КРИП позволяет в определенных условиях стабилизировать теплоту сгорания получаемого газа. Там же изучены возможности отработки методом ПГУ уже вскрытых запасов шахт, давшие положительные результаты. Послойное вскрытие выгазованного пространства осуществлялось открытыми работами.

Основные результаты работ по освоению технологии ПГУ в США сводятся к следующему:

.   Создан базовый банк данных по ПГУ, содержащих фактическое выражение опыта работ по ПГУ, результаты теоретических, лабораторных и полевых исследований, используемые методы и алгоритмы, технические приемы и решения.

2.      Разработаны экономико-математические модели для оценки эффективности и конкурентоспособности предприятия ПГУ, позволяющие выбирать подходящие месторождения, оптимальные размеры предприятия, наилучших потребителей и способ использования, механизмы и оборудование. Компанией "Галф рисерч энд дивелопмент" разработана модель, в которой рассматриваются химические процессы, рассчитываются оптимальные размеры генераторов, определяется область промышленного внедрения. Модель пригодна для пологих и крутопадающих пластов. Ее использование показало, что ПГУ характеризуется нормальным уровнем технического и экономического риска при мощности пласта не менее 4,5 м, глубине залегания до 370 м для пологих и до 460 м для крутопадающих пластов. Капитальные затраты на предприятие подземной газификации углей не будут превышать 300 млн. долл. Все эти данные относятся к достигнутому в США уровню технологии ПГУ (каменных углей). Описанная модель применялась при технико-экономическом обосновании экспериментов в природных условиях, а также для оценки экономической эффективности ПГУ, выбора участков и предпроектных разработок в Испании и Новой Зеландии.

.        Созданы математические модели процессов в подземном газогенераторе, учитывающие гидродинамику потоков дутья и газа, кинетику химических реакций, обрушение пород и угля, водопритоки в зону газификации, тепло- и массообмен в массиве боковых пород, позволяющие во многих случаях количественно описывать результаты экспериментов.

.        Создана система управления и контрольно-измерительный комплекс для проведения натурных экспериментов, пригодна: для использования в промышленных масштабах. Испытаны методы контроля выгазованного пространства и огневого забоя (метод ВЧ-зондирования, акустические методы, термодатчики). Эти работы проводились в Национальных лабораториях "Лоуренс Ливермор" и "Сандиа".

.        Экспериментально разработаны и оценены экономические пути использования газа ПГУ с получением водорода, заменителя природного газа, метанола, бензина, дизельного топлива, синтез газа, электроэнергии и углекислого газа для интенсификации добычи нефти, закачки в зернохранилища для уничтожения вредных насекомых и т.д.

.        В ходе испытаний в природных условиях осуществлены различные способы сбойки скважин и огневой проработки каналов, режимы газификации на паровоздушном и парокислородном дутье, схемы для крутопадающих и пологих пластов, проводи лось изучение воздействий на окружающую среду, обрушения и сдвижения пород и оседания поверхности в пределах опытных газогенераторов,

.        В научной литературе активно пропагандируются разработка и испытание метода ПГУ с управляемым переносом точки подачи дутья (КРИП). Согласно этому методу пласт вскрывается вертикальной скважиной, служащей для газоотвода, и наклонно-горизонтальной скважиной, горизонтальная часть которой проходит в близи почвы пласта. Через нее осуществляется подача дутья. Наклонно-горизонтальная скважина по пласту обсаживается, в ней перемещается гибкая трубка со специально разработанной пропановой горелкой-воспламенителем. После выгазования угля до кровли пласта существенно увеличиваются теплопотери, и калорийность газа падает. В этот момент горелка-воспламенитель отодвигается назад, в зону со свежим углем, обсадная труба прожигается, и в газификации вовлекается новый участок пласта, причем все выделяющееся при экзотермических реакциях тепло идет на термическую подготовку угля на этом участке и поддержание эндотермических реакций газификации. Затем эта операция повторяется по мере необходимости.

Метод КРИП прошел проверку на моделях и в природных условиях в ходе локальных экспериментов.

Крупнейшим из осуществленных в США исследовательских проектов был эксперимент на участке Роки Маунтин 1, месторождение Ханна. Стоимость его 10 млн. долл.

Главные цели проекта:

·  оценка экономической эффективности промышленного использования технологии на парокислородном дутье,

·        активное управление воздействием на окружающую среду,

·        контроль степени извлечения запасов,

·        изучение возможностей аналогового моделирования процесса на поверхности.

Технологическая схема эксперимента с одновременным задействованием двух модулей. Срок эксперимента - 100 суток. На первом модуле работы велись по методу КРИП, на втором - вертикальные дутьевые скважины сбивались на газоотводящую наклонно-горизонтальную скважину. Ставилась задача сравнения двух схем и методов газификации и проверки технической осуществимости долговременной газификации по методу КРИП.

В этом эксперименте предъявлялись серьезные требования к бурению. Газоотводящие скважины бурились диаметром 10 дюймов, контроль и управление осуществлялись в ходе бурения, интенсивность отклонения составляла 20⁰ на 30 м. Были пробурены 3 наклонно-горизонтальные скважины с поверхности.

Геология участка изучалась Западным исследовательским институтом. Всего было пробурено 30 геологоразведочных скважин, часть из них - гидрогеологические наблюдательные. Пласт Ханна 1 газифицировался на глубине 130 м, залегание пологое, мощность пласта 10 м, пласт выдержан по мощности, крупных нарушений нет. Уголь не вспучивающийся, битуминозный, с большим количеством летучих. До трети мощности пласта составляют углефицированные пропластки с 40-75% зольности. Средняя теплота сгорания угля составляет 19,8 МДж/кг (4717 ккал/кг).

Эксперимент был успешно завершен в 1988 году, количество вовлеченного в газификацию угля составило около 10000 т, на парокислородном дутье получено 13,1 млн. м³ газа с теплотой сгорания 10,8 МДж/м³ (2580 ккал/м³). В США теплота сгорания угля и газа считается не по низшему (), а по высшему () пределу. Высший предел теплоты сгорания, примерно на 18% больше низшего. Более подробных данных нет. Основной его итог - успешная проверка метода КРИП.

Кроме описанного выше эксперимента имеются сообщения об опытных работах на участке Централия, шт. Вашингтон, на пласте битуминозного угля в шт. Иллинойс и др. Работы в Иллинойсе, были начаты в 1985 г., были рассчитаны на 8-10 лет, в течение которых планировалось обеспечить промышленное внедрение. Они велись частным сектором при поддержке правительства, стоимость проекта 24 млн. долл.

Основные выводы технико-экономического сравнения использования газа, полученного в подземном (ПГУ) и наземном (НГУ) газогенераторах для получения синтез-газа, заменителя природного газа (ЗПГ) и электроэнергии:

1. Стоимость получения синтез-газа, ЗПГ и электроэнергии и: газа ПГУ ниже, чем из газа НГУ.

2.      Эксплуатационные затраты при ПГУ меньше, чем при НГУ

.        Капитальные затраты (при близких по размерам предприятий) гораздо меньше при ПГУ.

.        Экономические показатели технологии ПГУ выходят на максимум при более низкой производительности предприятий.

Американские исследования также показали, что предприятия ПГУ носят модульный характер и поэтому могут расширяться без значительного увеличения затрат, ресурсная база ПГУ в несколько раз превосходит запасы угля, доступные для традиционной добычи, а также что предприятия ПГУ удовлетворяют современным ограничениям по охране окружающей среды.

Среди сообщений о промышленном использовании технологии ПГУ можно выделить следующие.

Фирма "Бейсик Рисурсиз" (дочерняя компания фирмы "Тексас Ютилитиз") полностью подготовила промышленное внедрение технологии ПГУ, закупленной по лицензии в СССР. Планировалось получение газа теплотой сгорания 8,5 МДж/м³ для снабжения электростанции мощностью 6-7 МВт в штате Техас Работы были приостановлены в связи с падением цен на нефть.

В 1984 г. промышленный консорциум нескольких частных фирм начал инженерную проработку строительства предприятий ПГУ в шт. Вайоминг. Стоимость проекта 89 млн. долл., цель - снабжение газом новой электростанции мощностью 38 МВт. Окончание строительства планировалось на 1989 г.

Планировалось промышленное внедрение технологии ПГУ не угольном месторождении в штате Вайоминг, принадлежащим компании "AMOCO". В 1987 г. были проведены предварительные работы на выбранном участке.

В США считали, что в будущем ПГУ будет играть большую роль в энергетическом балансе страны.

Франция

Работы по подземной газификации углей во Франции проводила "Исследовательская группа по проблемам газификации углей" (СЕС), состоящая из четырех частных и государственных организаций. Программа экспериментов проектной стоимостью 155 млн. франков реализовывалась с 1979 г. и была рассчитана до 1995-2000 г. Она была направлена на газификацию тонких угольных пластов мощностью менее 2 м на глубинах порядка 1000-2000 м (запасы порядка 2 млрд. т).

Цель программы состояла в получении заменителя природного газа с теплотворной способностью около 36 МДж/м³ (8600 ккал/м³), для чего необходимо производить газ подземной газификации с теплотой сгорания 10,5 МДж/м³ (2500 ккал/м³). Процесс предполагалось вести на парокислородном дутье. Была составлена комплексная перспективная программа развития ПГУ во Франции, предполагающая переработку 1 млрд. т угля в течение 20 лет. За это время планировалось произвести 150 млрд. м³ газа. Предполагалась разведка месторождений, пригодных для ПГУ.

Работы финансировались частично ЕЭС, а также Министерством промышленности и Министерством технологии и исследований. Производились теоретические и лабораторные исследования, подробно изучались геологические факторы, влияющие на процесс ПГУ.

До 1984 г. было проведено два крупных эксперимента в природных условиях. Первый производился в Северном угольном бассейне в Брюэ-а-Артуа в 1980-1981 гг. работы велись на пласте 22 мощностью 1,2 м. Из эксплуатируемого штрека шахты, находящегося на глубине 1000 м, были пробурены две технологические и пять наблюдательных скважин. Их расположение выбиралось в соответствии с данными о кливаже. Расстояние между технологическими скважинами составляло 65 м. Сбойка осуществлялась гидроразрывом с закачкой воды с песком под давлением до 50,7 МПа (500 атм.), что не дало удовлетворительной связи между скважинами. Попытки огневой проработки канала в противотоке дутья не удались из-за самовозгорания угля у дутьевой скважины. Кроме того, не был найден нужный состав дутья и режим его подачи при розжиге. Но главной причиной неудачи эксперимента, по-видимому, была плохая гидравлическая связь между скважинами, спровоцировавшая после гидроразрыва проведение розжига при высоком давлении дутья, что стало причиной самовозгорания угля и прекращения работ.

Для второго опыта был выбран угольный бассейн Нор-Па дё Кале в От-Дёль, где угольный пласт мощностью 1,8 м находится на глубине 880 м. С поверхности бурились две вертикальные скважины на расстоянии 60 м друг от друга. После гидроразрыва в ходе огневой проработки канала в противотоке дутья процесс самовозгорания угля у дутьевой скважины удалось приостановить за счет добавки в дутье двуокиси углерода. После 50 дней, в течение которых проработка канала все еще не была закончена, эксперимент пришлось прекратить в связи с разгерметизацией газоотводящих скважин.

Таким образом, в обоих случаях довести дело до стадии собственно газификации пласта не удаюсь.

В связи с недостатком средств был заморожен эксперимент по созданию подземного газогенератора бурением с поверхности наклоно-горизонтальных скважин между двумя вертикальными в угольный пласт мощностью 9-20 м на глубину 880 м.

Бельгия - ФРГ

В Бельгии в угольном бассейне Боринаж вблизи города Тулен с 1976 года проводились исследования по ПГУ в природных условиях по совместному бельгийско-западногерманскому проекту организацией 2CC ("Организация по развитию подземной газификации углей"). С 1979 г. этот проект поддерживался ЕЭС, финансировавшим до 40 % его стоимости. Целью проекта являлась реализация технологии ПГУ на больших глубинах (около 1000 м) под давлением 2,0-3,0 МПа. Технико-экономические оценки позволяют утверждать, что этот процесс является экономичным при газификации 40-80 тыс. т угля на одну пару скважин. Получаемый газ планировалось использовать для производства метанола и заменителя природного газа, выбранные технологические процессы были проверены в наземных условиях.

В 1982 г. в ходе эксперимента были пробурены 4 скважины на пласт "Карл-Леопольд", между двумя из них попытались провести огневую сбойку на расстоянии 35 м. Эта серия опытов оказалась безуспешной в основном в связи с сильной коррозией в газоотводящих скважинах и их разгерметизацией.

В 1984 г. у газоотводящей скважины удалось разжечь уголь и в течение 12 дней поддерживать процесс противоточной огневой фильтрационной сбойки, подавая 1500 м³/ч воздуха с добавкой 10% СО₂, причем давление в газоотводящей скважине составляло 5,0-10,0 МПа. Сбойка не удалась, вокруг скважины было выгазовано около 15 т угля при химическом КПД газификации около 50 %. По результатам работ привели к выводу о нецелесообразности проведения огневой фильтрационной сбойки на таких глубинах и решению для создания канала газификации использовать наклонно-направленное бурение.

В начале 1986 г. был подготовлен бурением экспериментальный модуль на глубине 864 м при расстоянии между скважинами около 35 м. Предполагалось вести газификацию по американском методу КРИП на дутье, состоящем из воздуха с добавлением кислорода и СО₂.

Газификация началась в 1986 г. Розжиг угля осуществляли провоцированием его самовозгорания - малые расходы кислородно-воздушного дутья подавались под большим давлением. Горизонтальный канал постоянно забивался и заливался, процесс приходилось вести при повышенных давлениях. При работе на обогащенном кислородом воздушном дутье (30 % кислорода) получался газ такого состава: 1 % водорода, 23 % углекислого газа, 8 % СН₄, 0,4 % СО и 67 % азота.

С конца ноября 1986 г. начались работы на смеси кислорода и водяной пены (1:1, расход около 130 м³/ч), при этом получался газ приблизительно следующего состава: 6 % Н₂, 38 % СО₂, 21 % СН₄, 0,4 % СО и 34 % азота с низшей теплотой сгорания 8,4 МДж/м³ (2000 ккал/м³).

С середины марта 1987 г. работы велись под более высоким давлением (до 29,0 МПа.) и с большими расходами кислородно-водяного дутья. При этом временно получался газ следующего состава: 14 % Н₂, 29 % СО₂, 17 % СН₄, 23 % СО, 1% О₂, и 16 % азота. Низшая теплота сгорания составила 10,6 МДж/м³. Гидравлическое сопротивление между скважинами при этом оставалось большим, что указывало на то, что процесс шел не в режиме газификации в канале, а в фильтрационном режиме или в режиме фильтрационной огневой сбойки. Основным результатом работ можно считать вывод о решающем влиянии горного давления на ПГУ на больших глубинах.

Широкие исследования по механике горных пород на моделях применительно к ПГУ на больших глубинах проводятся в Университете г. Монса. Работы Университета в г. Лютих посвящены математическому моделированию этого процесса. Исследования по обеспечению бурения при ПГУ велись в Университете г. Лува де Нёв [42].

Великобритания

Работы по ПГУ вело Национальное угольное бюро. Осуществлены технико-экономические оценки возможностей применения ПГУ. Признано экономичным вести разработку пластов на парокислородном дутье высокого давления на глубинах от 500 до 1000 м при подготовке каналов бурением. Составлены карты угольных месторождений, пригодных для разработки методом ПГУ, которые находятся под дном Северного моря. Определены критерии экономичности их разработки.

Германия

В Германии эксперименты по ПГУ проводились с 1975 г. С 1982 г. все работы координировались новым исследовательским учреждением, созданным горнопромышленными фирмами ФРГ, "Исследовательским обществом новых технологий добычи угля" (К2Г). Была разработана обширная программа. В первой ее части речь шла об исследованиях свойств угля на больших глубинах и условиях его химического преобразования на месте залегания. Вторая часть связана с определением свойств углей и перспектив их газификации по геологическим данным. Все эти работы не были связаны с практическим применением ПГУ.

Помимо этих опытов, как уже говорилось ранее, ФРГ участвовала в совместных натурных испытаниях с Бельгией.

Нидерланды

В Нидерландах существовала долгосрочная программа исследовательских работ по ПГУ, состоящая из трех этапов. Первый включает лабораторные исследования и закончился в 1990 г. По его результатам можно выбирать методы и объемы полевых исследований. Центр исследований находится в Университете г. Дельфта.

Анализ результатов

Следует отметить, что, к сожалению, абсолютное большинство зарубежных программ и проектов не использовало советского опыта по технологии ПГУ из-за недостаточного развития коммерческих форм сотрудничества советских и зарубежных специалистов, заинтересованных в развитии ПГУ в мире. Использование советского масштабного опыта ПГУ позволило бы избежать достаточно дорогого и распространенного метода проб и ошибок [43].

Попытаемся это продемонстрировать на примере некоторых известных нам проектов [44].

.   Первый проект Лоуренс Ливерморской национальной лаборатории (ЛЛЛ) основывался на предварительной подготовке угольного пласта мощностью более 15 м с помощью взрывов. В центральную часть созданной таким образом высокопроницаемой зоны под давлением до 4 МПа нагнетается парокислородное дутье, а из периферийных скважин извлекается сырой газ. В наземных аппаратах он должен перерабатываться до метана как заменителя природного газа.

Были затрачены большие средства на проектирование и обоснование программы. Однако уже первые эксперименты на участке Хоу-Крик (штат Вайоминг) показали дефектность проекта. Методом взрыва не удалось создать достаточно проницаемой зоны в угольном пласте. Дальнейшие исследования ПГУ стали проводиться в угольных каналах.

Используя советский опыт технологии ПГУ, можно было бы забраковать проект еще на стадии постановки.

.   Другой американский проект подземного газогенератора "Лонгвэл" осуществлялся близ города Прайстаун (штат Западная Вирджиния). Первоначальная программа комбинированной газификации (фильтрационный и поточный методы), естественно, оказалась нереализуемой, так как к тому времени дефектность фильтрационного метода уже была доказана опытным путем в СССР.

Полученные при проведении данного эксперимента режимы огневой проработки узких буровых каналов далеки от оптимальных - скорость проработки угольного канала была в 10 раз меньше достигнутой в СССР на Южно-Абинской станции "Подземгаз".

.   С научной точки зрения весьма перспективной представлялась идея подземной гидрогенизации угля по патенту В. Венцеля (Технический университет, г. Аахен, ФРГ). Однако практически осуществить ее оказалось невозможно, поскольку технически реализовать фильтрацию значительных количеств газа на глубинах свыше 500 м не удается даже при очень высоких давлениях газа, что было выявлено еще советским опытом.

4.      Западногерманско-бельгийский проект обосновывает подземную газификацию на глубине до 1000 м, осуществляемую при давлении до 5 МПа. Эксперимент в Тулене (Бельгия) на глубине 860 м удался не полностью: две глубокие скважины (860 м) не смогли соединить сбоечным каналом. После соединения скважин направленным бурением сохранить созданную гидравлическую связь не удалось, и газификация осуществлялась фильтрационным способом при очень высоких давлениях, что не позволило получить значительные количества газа и привело к огромным затратам энергии. Главной причиной этого явилась неудачная попытка огневой проработки сбоечного канала.

Наши оценки показывают, что эта операция была вполне осуществима в условиях Тулена при использовании специальных приемов и режимов проработки канала, освоенных СССР.

.   При проведении французских экспериментов на пласте Брюэ-ан-Артуа (мощность 1,1 м, глубина 1170 м) и пласте От-Дёль (мощность 2,0 м, глубина 880 м) также не учитывался советский опыт. Гидравлический разрыв пары скважин на каждом из этих пластов завершался заполнением щели песком и последующей се огневой проработкой. В СССР же было доказано, что закрепление щели после гидроразрыва песком затрудняет ее огневое расширение, поэтому вторым этапом должно быть не закрепление щели, а ее интенсивная промывка водой, обеспечивающая идеальную гидравлическую связь соединяемых скважин.

Еще большие трудности ожидают западных специалистов при реализации ПГУ в промышленных масштабах. Российский опыт, показывающий, что проблемы промышленной технологии невозможно решить в экспериментах с двумя технологическими скважинами, полностью отсутствует на Западе. Естественно, что с ростом масштабов работ цена ошибок и пренебрежения имеющимся опытом существенно возрастает.

1.5.2 Опыт после 1990 г.

Наибольшего внимания в этот период заслуживает второй этап проекта ПГУ Европейского союза, осуществляемого в Северной Испании [46]

Как было отмечено выше, группа европейских стран (Бельгия, Франция, Германия, Англия, Нидерланды, Испания) в 1978-86 гг. в Бельгии вблизи города Тулен провела натурные исследования подземной газификации угля на глубине 1100 м. Работы финансировала Энергетическая комиссия Европейского союза. Были успешно применены направленное бурение глубокой скважины по угольному пласту, новая конструкция газоотводящей и дутьевой скважин и ряд других элементов технологии. Однако самого технологического процесса ПГУ осуществить по ряду причин не удалось.

В 1988 г. Европейский союз решил продолжить изучение и освоение технологии ПГУ на меньших глубинах, для чего был выбран район с типичными для Западной Европы угольными пластами в области Теруэль в Испании.

Затраты на исследования в рамках научно-технической программы "Терми" составили 12 млн. фунтов стерлингов, из которых примерно 40 % выделила Европейская комиссия, 13% - департамент торговли Англии, а остальные - страны-участницы. Работы проводились в период с октября 1991 г. по декабрь 1998 г.

Геология участка и конструкция опытной установки ЛГУ

Подземный газогенератор был размещен на пологопадающем участке угольного пласта мощностью 2 м на глубине 500 м. В почве пласта залегает известняк, в кровле - водоносный песок. Уголь пласта близок к лигнитам, высокобитумный, высокосернистый, массовое содержание серы составляет 7,26 %, из которых половина приходится на серу органических соединений.

Опытный газогенератор - типичный модуль американской технологии ПГУ (КРИП) с управляемым перемещением (вдоль рабочего участка скважины) зоны подвода дутья к реакционной поверхности рабочего участка скважины в угольном пласте. Дутьевой канал 1 представляет собой пробуренную по нефтегазовой технологии направленного бурения вертикально-горизонтальную скважину, вертикальный участок которой закреплен зацементированной обсадной колонной до входа в угольный пласт, а горизонтальный участок представляет собой открытый ствол по угольному пласту.

При бурении скважины были допущены ошибки, в результате которых из общей длины ее рабочего незакрепленного участка около 45 м (почти половина) были пробурены ниже угольного пласта по известняку.

В дутьевую скважину с поверхности была спущена рабочая колонна из гибкой рулонированной трубы (намотанной на барабан), способной перемещаться вдоль ствола скважины. Внутри трубы были смонтированы трубки меньшего диаметра для подачи по ним окислителя (кислорода) и топлива для розжига угольного пласта (природного газа, пропана). По дутьевой скважине подавали также и газообразный азот.

На нижнем конце рулонированой трубы была установлена газовая горелка с устройством для воспламенения газовой смеси.

С помощью барабана рабочая колонна с горелкой на забое могла перемещаться вдоль горизонтального участка скважины в угольном пласте 4, фиксируя и регулируя положение зоны воспламенения и выгазования угольного пласта.

На забой горизонтального участка дутьевой скважины пробурена вертикальная скважина 2 большего диаметра, оборудованная системой охлаждения горячего потока получаемого газа и других продуктов газификации. В результате управления траекторией бурения забой газоотводящей скважины отстоял всего на расстоянии 0,5 м от забоя горизонтальной скважины, что обеспечило успешное соединение (сбойку) обеих скважин в единый гидравлический связанный комплекс.

Была предусмотрена вторая нагнетательная вертикальная скважина с забоем, удаленным от горизонтального канала на 30 м. Она предназначалась для испытаний фильтрационного метода газификации, которые не был проведены ввиду осложнений при выполнении основной программы.

Наземный комплекс опытной установки ПГУ занимал площадь 1,85 га и включал аппараты очистки и охлаждения продуктов газификации, а также подачи дутья. Важное место занимала система измерительного мониторинга.

Не останавливаясь на типовых элементах этой установки, отметим две, на наш взгляд, важные особенности:

·  непрерывное измерение давления в подземном газогенераторе через газоотводящую скважину и поддержание его близким к гидростатическому давлению (столба подземных вод) на глубине залегания угольного пласта;

·        контроль за объемом выгазованного угля (пространства) осуществляли методом индикатора - путем периодического ввода с потоком окислителя гелийсодержащего компонента и фиксации его появления в продуктах газификации.

Результаты экспериментальных работ

Первый розжиг угольного пласта в нагнетательной скважине состоялся 21 июля 1997 г. вблизи забоя газоотводящей скважины, причем процесс ПГУ проводился в течение 9 суток при ограниченном расходе кислородного дутья.

Следующий этап эксперимента происходил при увеличенном до 400 м³/ч расходе кислорода после частичного извлечения из скважины рабочей колонны ("дутьепровода") и воспламенения угля новой зоны горизонтальной скважины (угольного канала). Этот этап продолжался в течение трех суток с 1 по 4 октября 1997 г.

Третий розжиг угля был проведен 4 октября в зоне выхода открытого ствола скважины из подстилающего угольный пласт известняка в уголь. Перед этим была на несколько часов отключена подача кислорода в газогенератор, что привело к деформациям и забивке тонких трубок, по которым подавали окислитель и топливо для розжига (природный газ).

Последующая подача кислорода привела к образованию взрывоопасной газовой смеси, внезапному взрыву, повреждению оборудования нагнетательной скважины и прекращению технологического процесса ПГУ. В возникшей аварийной ситуации использование второй - вертикальной - нагнетательной скважины 3 было признано нецелесообразным, и огневые работы на установке ПГУ пришлось прекратить.

Обращает на себя внимание главный результат испытаний - высокая теплота сгорания получаемого газа - около 11 МДж/м³ (2600 ккал/м³). При этом, несмотря на большое различие в расходах дутья, теплота сгорания газа ПГУ оставалась практически неизменной. По-видимому, за счет более интенсивного ведения процесса ПГУ в октябре концентрация монооксида углерода возросла почти вдвое (с 8,7 до 15,6 %), а концентрация метана снизилась с 14,3 до 12,4 %.

В получаемом газе ПГУ велика концентрация сероводорода (7,9-8,8%). Потери газа из газогенератора составили около 30%.

Согласно выполненному экспериментаторами материальному балансу приток подземных вод в газогенератор был достаточно заметен (1 м³/т в июле и 1,5 м³/т в октябре). При относительно невысокой интенсивности процесса ПГУ такие удельные притоки воды на 1 т газифицируемого высокобигумного лигнитного угля весьма негативно воздействуют на химизм технологического процесса ПГУ.

Анализ результатов экспериментальных работ

Главная отличительная особенность последнего натурного испытания ПГУ Евросоюзом в Испании - проведение процесса ПГУ при относительно высоком давлении в газогенераторе - до 5,3 МПа. Столь высокого давления в подземном газогенераторе не было достигнуто за всю 70-летнюю историю ПГУ ни в России, ни в США, ни в Западной Европе. К сожалению, несмотря на такое давление (практически равное гидростатическому давлению подземных вод над горизонтом розжига), в зоне газификации были явные излишки притока подземных вод, регулировать который в сложившихся условиях было невозможно. Единственным средством снижения удельного водопритока была интенсификация процесса ПГУ. Но, очевидно, в распоряжении экспериментаторов не было достаточного количества дутьевых средств.

Вместе с тем повышенное давление ПГУ обусловило повышенный выход метана в продуктах газификации. Согласно химизму реакции образования метана, проходящей с уменьшением объема, повышение давления сдвигает реакцию вправо

СО + 3Н₂ = СН₄ + Н₂О - q

Одновременно надо отметить почти 40%-ные потери газа.

Экспериментаторы приводят сравнение составов и качества получаемого газа ПГУ при натурных испытаниях в различных условиях (в Испании, в США, а также при наземной газификации бурого угля).

Газ ПГУ в Теруэле с учетом высокого давления на оголовке газоотводящей скважины (более 5,0 МПа) легко отмывается от углекислоты и сероводорода, что позволяет решить проблема не только повышения теплоты сгорания очищенного газа до 12,6-13,8 МДж/м³ (или до 3000-3300 ккал/м³), но и удаления (улавливания) сероводорода. Поэтому потенциальные перспективы подземной газификации высокосернистых углей по технологии с высоким давлением весьма обнадеживающи. Очистка газа от диоксида углерода экологически тоже привлекательна.

Исследование выгазованного пространства подземного газогенератора и вмещающих пород проводились после завершения огневых работ путем подъема кернов с помощью специальной вертикальной скважины с несколькими стволами. Было установлено, что ширина выгазованного пространства вокруг горизонтального канала составляет около 10 м, песок в кровле угольного пласта полностью разрушен, а известняк почвы термически обработан.

Негативными моментами ПГУ в Теруэле можно считать следующие [47]:

·  Выбор для ПГУ участка угольного пласта, в кровле которого залегает водоносный песок, а в почве - проницаемый известняк, нельзя считать удачным. Для опытов такого рода больше подходят угольные пласты с залеганием в плотных глинистых породах. Влияние подземных вод (да еще при высоком давлении в газогенераторе) на технологический процесс (утечки газа) было бы минимальным.

·        Бурение части горизонтального канала по известняку в почве угольного пласта недопустимо (во всяком случае, это запрещено в российской технологии ПГУ). Следовало бы зацементировать пройденный по породе участок ствола скважины, после чего перебурить его заново по пласту угля.

·        Прекращение подачи дутья в нагнетательную скважину при размещении гибкого дутьепровода в горизонтальном канале (тем более на границе "уголь - известняк") не может не привести к деформации последнего. Возобновление нагнетания окислителя было возможно только после продувки реакционной зоны инертным азотом (во избежание взрыва горючей смеси) и с нарастающей подачей дутья.

Основные выводы из результатов эксперимента в Сев. Испании можно сформировать так:

.   Несмотря на аварийную незавершенность огневых работ на опытном участке в Теруэле, выявлено главное: угольные пласты на глубине 500 м и более могут быть отработаны методом ПГУ с получением высококачественного и экологически чистого газового энергоносителя с теплотой сгорания 11,0-13,8 МДж/м' (2600-3300 ккал/м³).

2.      Отклонение Евросоюзом предложений России о привлечении се к реализации западноевропейских проектов ПГУ в Бельгии (1980-е гг.) и в Северной Испании (1990-е гг.) можно считать ошибочным.

.        Стратегически ПГУ в конце концов должна превратиться в нетрадиционный источник газового энергоносителя из угля (на месте его залегания). Вырабатываемая на его основе электроэнергия может быть заметной статьей в топливно-энергетическом балансе России и стран Западной Европы [48].

В последние годы (1998-2009) опытные работы по ПГУ начали активно вести в Китае. Австралии и ЮАР В Китае в опыт ной эксплуатации находилось более 10 подземных газогенераторов.

Особенностью экспериментов в Китае является подготовка подземных газогенераторов комбинированным способом, в котором основные каналы газификации по угольному пласту готовятся шахтным способом, а подвод окислителя и отвод образовавшегося газа ПГУ осуществляются с помощью скважин.

Излишне много внимания в экспериментальных работах Китая было уделено опробованию двухстадийной технологии ПГУ. В первой стадии к раскаленной угольной поверхности подводили окислитель, а во второй - водяной пар. Получаемый во второй стадии водяной газ естественно характеризовался повышенным содержанием Н₂, СН₄, и СО, а следовательно, достаточно хорошей теплотой сгорания (10-12 МДж/м³).

Однако ограниченный выход водяного газа, малая продолжительность стадии нагнетания водяного пара до снижения температуры на реакционной поверхности до 600-800 ⁰С, а также необходимость в подобной двухстадийной ПГУ частого переключения системы управления с одной стадии на другую делают ее энергетически и экономически мало привлекательной.

Особого внимания заслуживает австралийский коммерческий проект (г. Чинчилл) предприятия "ПГУ-ТЭС" [49]. Согласно этому проекту газ ПГУ используется в комбинированном парогазовом цикле суммарной электрической мощностью 67 МВт. Экспериментальные работы по ПГУ были начаты в 1999 г., и в 2003 г. планировалось реализовать проект на полную мощность.

Проектная производительность подземного газогенератора - 100000 нм³/час газа с теплотой сгорания около 5,5 МДж/м³ (1300 ккал/м³). Процесс осуществлялся на паровоздушном дутье при давлении 1,05 МПа.

В течение 2003-2010 гг. в Австралии четырьмя различными компаниями было проведено около 10 натурных экспериментов, подтвердивших возможность получения методом ПГУ горючего газа. Однако негативной особенностью большей части этих экспериментов было использование только вертикальных скважин, находящихся, как правило, в зоне сдвижения горного массива при выгазовывании угольного пласта.

В ЮАР (Маджуба) практически был повторен эксперимент австралийского проекта (г. Чинчилл), только вместо 9 технологических вертикальных скважин в Маджубе было 19.

В настоящее время в ряде стран (Индия, Вьетнам, США, Канада, Великобритания, Германия, и др.) объявлено о начале проектирования опытных предприятий ПГУ.

Анализ зарубежного опыта

Итак, во многих странах мира, начиная с 50-х годов XX в. делались попытки экспериментальной проверки возможностей подземной газификации угольных пластов на месте их залегания. Повышенная активность характерна для периода после 1970 г., когда, может быть, впервые проявились признаки мирового энергетического кризиса.

Обобщая зарубежный опыт, необходимо отметить следующее:

.   Как правило, все зарубежные опыты по ПГУ в естественных условиях осуществлялись всего лишь на нескольких скважинах (за исключением последних опытных работ в Китае, Австралии и ЮАР). Поэтому эти работы следует рассматривать лишь в качестве принципиальной проверки газификации угля на месте его залегания.

Весь отечественный опыт показывает, что от отдельных тестовых экспериментов до промышленного предприятия ПГУ дистанция достаточно большая. Задача стабильного и долговременного производства искусственного газа и снабжения им потребителя гораздо более сложная и ответственная, требующая для своей реализации большого количества скважин, постоянная эксплуатация которых должна быть основана на специальном технологическом регламенте.

.   Метод КРИП, запатентованный американцами (ЛЛЛ), решает очень важную для ПГУ задачу контролируемого реагирования окислителя с огневым забоем угольного пласта. Однако конструктивное оформление этого метода не только весьма трудоемко, но и не предусматривает гидравлически связанной системы многих скважин. Это затрудняет промышленную эксплуатацию большого количества скважин-газогенераторов и не обеспечивает полноты выгазования угольного пласта.

3.      В России ПГУ насчитывает более чем полувековой период практической и научной разработки. К настоящему времени (несмотря на полное прекращение работ по ПГУ в 1996 г.) разработаны новые конструктивные и технологические решения, защищенные блоком свежих российских патентов.

.        В мире начинается новая волна интереса к ПГУ. Можно продолжать осуществлять тестовые эксперименты, далекие от промышленных требований и современных разработок нового поколения технологии ПГУ, а можно начать сразу же с самых эффективных технических решений, разработанных в последние годы в России.

1.6 Выводы

По итогам рассмотрения данного раздела можно сделать следующие выводы:

.   Подземная газификация угля, с точки зрения экологичности технологии, возможна и оптимальна к применению в условиях Южной Якутии.

2.      Накопленный российскими и зарубежными учеными опыт в отработке технологии подземной газификации угля позволяет говорить о возможности применения данной технологии на месторождениях Южной Якутии.

2. Геология

2.1 Общие сведения о месторождении

Усмунский угленосный район расположен в западной части Южно-Якутского каменноугольного бассейна и является продолжением Алдано-Чульманского района. Условной границей между районами является р. Алдан. Сыллахское месторождение расположено в западной части Усмунского района.

Границы месторождения: северная проводится по правому притоку р. Нырныкта и далее до излучины р. Тунгурча (3км ниже слияния рек Сыллах и Тунгурча), восточной границей является р. Тунгурча и её левый приток - ручей Мошарик, южная граница проводится по контакту архейских кристаллических образований с юрской угленосной толщей, западной границей является выступ архейских кристаллических образований и р. Нырныкта.

В пределах месторождения выделены два участка: Сыллахский и Тунгурчинский, естественной границей между ними является р. Сыллах. Предварительные и детальные геологоразведочные работы выполнялись в южной части Сыллахского месторождения (рис. 1). Объектами работ являлись угольные пласты К₁₂ и К₄ на участках, пригодных для отработки открытым способом. Непосредственно границами выполненных работ являются: на севере - выходы пластов К₄ и К₁₂ под четвертичные отложения, на юге - условная линия, соответствующая предельному коэффициенту вскрыши 10м³/т по каждому из пластов, западная и восточная - соответствуют границам месторождения. В западной части Сыллахского участка в пределах компактного развития пласта К₁₂, пространственно приуроченного к асимметричной синклинальной структуре, и разведан участок первой очереди отработки, границами которого являются на севере, западе и юго-западе - выход пласта под четверичные отложения. Площадь Сыллахского месторождения составляет около 220км². Предварительные и детальные работы выполнены на площади около 14км² в южной части месторождения. Административно площадь работ расположена в пределах Нерюнгринского улуса Республики Саха (Якутия).

Рельеф района работ довольно однообразен и характеризуется наличием широких плоских водоразделов, расчлененных крутоврезанными, узкими длинами водотоков. Абсолютные отметки водоразделов колеблются от 750 до 890м на Сыллахском участке и от 775 до 897м на Тунгурчинском, при относительном превышении над днищами долин в пределах 150-290м.

В пределах месторождения вся гидросеть относится к бассейну среднего течения р. Тунгурча, являющейся правым притоком р. Олекма. Река Тунгурча наиболее крупный водоток площади, имеет хорошо разработанную длину шириной до 1200м. Долина реки участками заболочена. Река меандрирует, в долине её наблюдаются многочисленные протоки и старицы. Ширина русла изменяется от 20 до 70м, глубина реки от 0,5 до 2,0м. Для реки характерен хорошо выработанный продольный профиль с понижением русла в среднем 27м на 1км её длины. Расход реки достигает 14м³/сек. Река Сыллах является самым крупным левым притоком р. Тунгурча. Ширина её долины изменяется от 100м у южной границы месторождения до 600-700м в нижнем течении. Ширина русла составляет 10-50м, глубина - 0,5-1,5м, редко до 2,0м. В нижнем течении долина её заболочена. Река Сыллах является естественной границей между Сыллахским и Тунгурчинским участками.

Мелкие водотоки - ручьи являются притоками, преимущественно, р. Сыллах, характеризуются неразработанными узкими долинами, образуют крутоврезанные распадки с углами склонов от 5-10^о до 30-40^о. В крайней западной части Сыллахского участка гидросеть относится к верхнему течению р. Тунгурчакан (правому притоку р. Олекма).

Климат района резко континентальный с коротким жарким летом и продолжительной холодной зимой. Самые низкие температуры до -57^о отмечаются в декабре - январе при среднемесячной в январе за последние 55 лет -42,8^оС. Наиболее высокие до +33^о установлены - в июне-июле. Перепад температур достигает - 85-95^оС. Среднегодовая температура воздуха за последние 55 лет - 8,1^оС. Среднегодовое количество осадков - 523,8мм. Основная часть осадков выпадает в виде дождя. Снежный покров появляется, как правило, в конце сентября, разрушается во второй половине апреля - первой половине мая. Мощность снежного покрова составляет обычно 0,6-0,8м, в отдельные периоды достигает 1,0-1,2м.

В границах площади работ установлено сплошное развитие многолетней мерзлоты, мощность которой достигает 100-130м на Сыллахском участке и 96м на Тунгурчинском, при минимальных значениях 40-50м и 28м, соответственно. Глубина сезонного протаивания изменяется от первых десятков сантиметров в низинах и заболоченных местах до 4,7м, в среднем составляет 3,2м. По долинам рек Сыллах и Тунгурча, а также их притокам образуются наледи.

В экономическом отношении район совершенно не развит. На территории площади работ и прилегающей к ней местности (от рек Олекмы и Алдана с запада на восток от границы Республики Саха на юге, до верховьев р.Амги на севере) - население практически отсутствует. Ближайшим населенным пунктом является п. Усть-Нюкжа, расположенный примерно в 57км (по прямой) к югу от площади работ на территории Амурской области. Поселок Усть-Нюкжа является железнодорожной станцией ДВЖД. По территориям Амурской и Читинской областей проходит участок ДВЖД Усть-Нюкжа - Хани - Чара. От площади работ до железнодорожной станции Усть-Нюкжа в зимний период действует автозимник протяженностью 70-75км.

2.2 Геологическое строение Усмунского района

Усмунский угленосный район расположен в пределах Олекмо-Алданского междуречья. Угленосные отложения района выполняют широтно-ориентированную предгорную депрессию. С севера и большей части запада она ограничена эрозионными контурами поля современного развития мезозойских отложений. С юга и частично с запада угленосные отложения района ограничены Южно-Якутским региональным разломом. В крайней юго-западной части угленосные отложения выполняют Кудулинский грабен и в виде узкой полосы протягиваются до р. Олекма. На востоке Усмунский район граничит с Алдано-Чульманским. Условной границей между районами является р. Алдан.Площадь района составляет около 4,6 тыс. км².

Наиболее изучена южная часть месторождения. Граница поисково-оценочных работ, охватывающих южную часть: на севере - выход пласта К₃^н под четвертичные отложения, на западе, востоке и юге - совпадает с границами месторождения. Площадь месторождения приурочена к крупной синклинальной структуре субширотного простирания, протягивающейся параллельно Южно-якутскому разлому. Геологоразведочные работы проведены до горизонта +100 м. Площадь южной части месторождения составляет около 60 км².

Предварительная и детальная разведка угольных пластов К₄ и К₁₂ под открытую их отработку выполнялась в южной части месторождения вдоль выхода этих пластов под четвертичные отложения. Глубина исследования ограничена предельным коэффициентом вскрыши равным 10 м³/т. Площадь, охваченная разведочными работами, составляет около 14 км². В этой связи, в настоящем разделе характеризуются геологические особенности южной части месторождения, а также участков, охваченных непосредственно предварительными и детальными работами.

2.3 Геологическое строение Сыллахского месторождения

Сыллахское каменноугольное месторождение расположено в западной части Усмунского угленосного района, являющегося частью Южно-Якутского бассейна. По результатам поисково-оценочных работ в южной части месторождения установлено 469 млн. т запасов угля, из них по мощным угольным пластам К₄ и К₁₂ - 383 млн. т. Часть запасов по мощным пластам в количестве 81,2 млн. т может быть отработана открытым способом с коэффициентом вскрыши до 10м³/т. Угли каменные коксующиеся марки ГЖ, средне- и высокозольные, очень труднообогатимые, в связи с чем институтами ВУХИН и КузНииУглеобогащение рекомендованы для использования в энергетике.

2.3.1 Стратиграфия

В геологическом строении южной части Сыллахского месторождения принимают участие породы архейского комплекса, юрские угленосные отложения и четвертичные образования.

Архейские кристаллические породы слагают фундамент, на западе в виде отдельного выступа вдаются в поле развития мезозойских отложений, на юге по региональному разлому надвинуты на угленосные отложения кабактинской свиты. Надвиг архейских пород на угленосную толщу вскрыт скважинами №№ 22^а, 42, 42^а, 125, 187, 867, 907, 908, 910, 983. Мощность надвинутых образований по данным скважин составляли 24-108.9 м. Породы представлены гранито-гнейсовым комплексом верхнего архея: биотит амфиболовыми и амфиболовыми гранитизированными гнейсами, лейкократовыми мелкокристаллическими, реже мигматизированными гранитами, а также роговообманковыми, биотит-амфиболовыми, гранатсодержащими кристаллическими сланцами.

На сложнодислоцированных породах фундамента несогласно залегают угленосные отложения представленные породами юхтинской, дурайской и кабактинской свит. Отложения юхтинской свиты в южной части месторождения не выходят на дневную поверхность. Верхняя граница свиты залегает на глубинах 900-1800 м. Отложения ее практически неугленосны.

Дурайская свита выходит на дневную поверхность севернее границы поисково-оценочных и разведочных работ. Верхняя часть разреза свиты вскрыта скважинами №№ 23, 47, 74, 75, 76, 177, 186, 192, 193, 197, представлена частым переслаиванием песчаников мелко- и тонкозернистых с алевролитами, пластами и пропластками угля, является более тонкозернистой по сравнению с нижней частью свиты, изученной за пределами характеризуемой площади. Нижняя часть свиты мощностью около 250-300 м представлена песчаниками средне- и мелкозернистыми с редкими маломощными прослоями алевролитов. В основании свиты залегает пачка 10-20 м грубозернистых пород. Нижняя часть свиты характеризуется повышенным содержанием пирита, верхняя является наиболее угленасыщенной. В верхней тонкозернистой части свиты широко развиты сидеритовые конкреции, реже отмечаются конкреции сульфидного и смешанно-карбонатного состава. Породы насыщены органическими остатками и по сравнению с нижней частью свиты имеют преимущественно темные тона окраски. Для отложений свиты характерен полимиктовый, с преобладанием кварц-полевошпатового, состав. Содержание плагиоклазов и калиевых полевых шпатов составляет 50-65%, кварца 25-30%, обломков пород - до 20%. Содержание цемента достигает 15-20%.

Верхняя граница свиты проводится по кровле пачки тонкозернистых пород залегающих выше пласта Д₁₉ в 6-18 м. Мощность свиты - 550-600 м.

Кабактинская свита распространена в южной части Сыллахского месторождения. Породы свиты согласно залегают на отложениях дурая. Нижняя часть свиты мощностью около 170 м сложена песчаниками светло-серого цвета, преимущественно среднезернистыми с редкими маломощными прослоями алевролитов приуроченных к горизонтам угольных пластов. В средней части разреза свиты преобладают песчаники мелкозернистые и чаще встречаются алевролиты. Верхняя часть изученного разреза отличается значительной неустойчивостью литологического состава. Здесь широко развиты песчаники разнозернистые, в меньшей степени алевролиты, реже встречаются прослои гравелитов.

Песчаники по всему разрезу свиты имеют однообразный петрографический состав (80), представленный кварцем, полевыми шпатами и обломками пород. Сортировка и окатанность обломочного материала ухудшается с увеличением крупности зерна. Обломки кварца имеют изометричную, реже удлиненную форму. Кварц часто имеет включения чешуек слюды, апатита, циркона, рутила и пузырьков газа. Количество его в песчаниках изменяется от 35-40% в верхней части свиты до 55-72% в ее нижней части. В составе полевых шпатов выделяются в различной степени серицитизированные кислые плагиоклазы (альбит, альбит-олигоклаз, олигоклаз). В подчиненном количестве встречаются зерна более основного плагиоклаза. Калиевые полевые шпаты представлены ортоклазом, калишпат-пертитом, микроклином. Содержание полевых шпатов в верхней части свиты 28-44%, в нижней - 16-24%. Обломки пород представлены кислыми эффузивами, микропегматитами, микрокварцитами, кремнисто-слюдистыми сланцами, кварцевыми порфирами и др. Количество обломков вниз по разрезу свиты изменяется от 13-31% до 11-20%.

Второстепенные минералы представлены биотитом и ломонтитом, акцессорные - апатит, циркон, турмалин, гранат, лейкоксен, рутил, эпидот, сфен. Цемент песчаников по типу относится к поровому, порово-пленочному, редко - базальному, составляет до 10-15% объема пород, в базальном типе достигает 30-45%. По составу цемент кремнисто-гидрослюдисый, хлорито-гидрослюдистый, слюдистый, карбонатный, редко хлорито-ломонтитовый и ломонтитовый.

По составу и соотношению главных породобразующих компонентов песчаники относятся к трем группам: полевошпат-кварцевых, аркозовых и мезомикто-кварцевых граувакк.

Алевролиты представлены крупно- и мелкоалевритовыми алевролитами. Минеральный состав их идентичен составу песчаников, при этом минеральные компоненты резко преобладают над обломками пород. Состав акцессорных минералов тот же, что и в песчаниках. Цемент базальный, реже порово-пленочный, имеет гидрослюдистый и хлорито-слюдистый состав.

Аргиллиты имеют гидрослюдистый состав (с примесью каолинита) глинистой массы. Терригенная часть представлена минеральной смесью кварца, редких зерен плагиоклаза и чешуек измененного биотита. Акцессорные минералы те же, что и в песчаниках. Вторичные изменения выражены менее четко.

В крайней юго-западной части Сыллахского месторождения скважиной № 114, пробуренной вблизи выступа архейских пород, на глубине 196 м вскрыты метасоматически измененные осадочные породы, представленные темно-зелеными хлоритизированными серицитизированными, гематизированными песчаниками и алевролитами, сохранившими первичные текстурные и структурные признаки.

Мощность кабактинской свиты оценивается в 1000-1200 м.

На площади развития угольных пластов К₄ и К₁₂ для открытой их отработки при выполнении предварительной разведки и детальных работ изучен не полный разрез свиты. Наибольший разрез толщи, вмещающей пласт К₄, вскрыт скважинами №№ 320, 331, 334, пласт К₁₂ - скважинами № 816, 862. Мощность изученного разреза, залегающего стратиграфически выше каждого из пластов, составляет 200-225 м

В отложениях кабактинской свиты, вмещающих пласт К₄, наиболее развиты песчаники среднезернистые - от 51,4% до 56,9%. Значительно менее распространены мелкозернистые песчаники - от 24,8% до 26,4%, соответственно, на Сыллахском и Тунгурчинском участках. Редко встречаются песчаники крупнозернистые до 2,3-2,8% и алевролиты от 3,9 до 6,0%. Песчаники среднезернистые практически полностью слагают межпластье К₄-К₆. В направлении с запада на восток (от Сыллахского участка к Тунгурчинскому) отмечается некоторое уменьшение содержания средне- и крупнозернистых песчаников и увеличение мелкозернистых разностей и алевролитов. Песчаники среднезернистые слагают слои мощностью до 35-40 м, мелкозернистые - от 1-2 м до 14-16 м, крупнозернистые - не более 2-5 м. Алевролиты приурочены к горизонтам пластов К₇, К₆, почве, либо кровле пласта К₄. Мощность их не более 1,5-2,0. Исключением является скважина № 329, где горизонт пласта К₆ представлен пачкой алевролитов мощностью около 8 м и тонкозернистых песчаников мощностью до 6 м. Породы светло-серые и серые, алевролиты - до темно-серого цвета, характеризуются средней, реже хорошей сортированностью обломочного материала. В отдельных интервалах песчаников мелко- и среднезернистых отмечается от 10-15% до 30-35% крупнозернистого материала и менее 15% гравийных зерен, а также углефицированные обломки растений. Состав песчаников преимущественно кварц-полевошпатовый.

В границах участка 1 очереди отработки пласта К₁₂ породы представлены преимущественно мелко- и среднезернистыми песчаниками, содержание которых составляет соответственно 43,0% и 32,3% (рис. 2.2,а). Содержание угля достигает 9,5%. Остальные разности пород имеют резко подчиненное значение. В распределении литологических разностей как в вертикальном разрезе, так и по площади участка 1 очереди наблюдаются определенные закономерности. Межпластье К₁₂ и К_пр.² на большей части площади сложено песчаниками мелко- и тонкозернистыми и алевролитами, с подчиненным количеством последних. Мощность слоев изменяется от 1,5-2,0 до 6-8 м, соответственно алевролитов и песчаников. Выше пласта К_пр.² наблюдается переслаивание мелко- и среднезернистых песчаников, с мощностью слоев от 3-4 до 10-14 м, прослоями песчаников крупнозернистых до 1,5-3,0 м, гравелитов до 1,0-1,5 м, а также конгломератов мощностью от 13,7 до 23,4 м. Маломощные слои алевролитов приурочены к почве и кровле пластов К₁₃^н, К₁₃, К₁₄^н, К₁₄, либо представляют горизонты этих пластов (скв. № 703, 701, 508, 834 и др.). Наблюдается погрубение пород от бортов к центру синклинальной структуры, выражающееся в увеличении доли среднезернистых, крупнозернистых песчаников, а также гравелитов и конгломератов. В направлении осевой части структуры, а также к юго-восточной части участка отмечается погрубение пород и в межпластье К₁₂-К_пр.². Конгломераты встречены в разрезах скважин №№ 631, 633, 670, 665, 964, 701, а также на поверхности в районе скважин №№ 127 и 625. Гальки размером от 1-3 до 10-12 см овальной и удлиненной формы, хорошо окатанные представлены породами архейского комплекса. Конгломераты залегают в 16-28 м (с-631, 633, 670) и 54-64 м (с-964, 701, 665) стратиграфически выше пласта К₁₂. Породы, слагающие угленосную толщу участка, серого и светловато-серого цвета, в направлении к юго-востоку до светло-серого. Слоистость от субгоризонтальной и пологоволнистой в тонкозернистых и алевритовых разностях до крупной косой в крупнозернистых песчаниках. Сортированность обломочного материала средняя, реже хорошая, иногда плохая. В алевролитах и тонкозернистых песчаниках по наслоению отмечаются остатки растений плохой сохранности, в средне- и крупнозернистых песчаниках с плохой сортировкой - углефицированные обломки растений.

По образцам № 1 и № 2, отобранным из керна скважины № 740 и в канаве 37/7, определен видовой состав растений, характеризующий возраст толщи выше пласта К₁₂. В образце № 1из скважины 740 (глубина 33,2 м) определена разновидность Raphael1a d1amens1s Sew., которая характерна для верхней подсвиты кабактинской свиты и беркакитской свиты, т.е. для кабактино-беркакитского фитогоризонта. В образце № 2 из канавы 37/7 (почва пласта К₁₂) установлены папоротник Cladophleb1s vass1levskae Vachr. и цикадофит He1lunq1a sp. Папоротник известен в южной Якутии в кабактино-беркакитском горизонте. Род He1lunq1a имеет более широкое стратиграфическое распространение (средняя юра - нижний мел), но в Южной Якутии он неизвестен ниже горизонта пластов К₁₄-К₁₅ и также типичен для кабактино-беркакитского горизонта. Приуроченность этих остатков к более низкому стратиграфическому горизонту (горизонт пласта К₁₂ на Сыллахском месторождении) может свидетельствовать о более раннем проявлении этих таксонов на западе Чульманской впадины, но по мнению научных сотрудников отдела геологии угля и горючих сланцев ВСЕГЕИ В.М. Власова и Е.М. Маркович, скорее говорит о расхождении в синонимике пластов. По составу фитоориктоценозов пласты К₁₁-К₁₂ Усмунского района, а также западной и центральной частей Алдано-Чульманского района, соответствуют пластам К₁₅-К₁₇ восточной части Алдано-Чульманского района.

В почве пласта К₁₂ в расчистке в районе канавы 37/7 встречены множественные отпечатки стволов и веток растений. При сохранившемся внешнем облике обломков, органическая часть их полностью замещена песчаником. Размеры обломков от 5-6 см до более 30 см. Фрагменты рисунка коровой части стволов сохранены. Видовой состав этих остатков (отпечатков) по образцам в институте ВСЕГЕИ не установлен.

В отложениях кабактинской свиты, вмещающих пласт К₁₂ в принадвиговой части, наблюдается существенное различие в литологическом составе пород на Сыллахском и Тунгурчинском участках (рис. 2.2 б, в). В направлении с запада на восток отмечается погрубение разреза за счет уменьшения содержания мелкозернистых песчаников и алевролитов, соответственно, от 40,9% до 21,1% и 8,3% до 4,7% и увеличение среднезернистых песчаников от 34,8% до 53,9% и крупнозернистых от 1,4% до 6,5%. При этом суммарная мощность углей увеличивается на Тунгурчинском участке до 8-9% против 5,2% на Сыллахском. Мощность слоев песчаника мелко- и среднезернистого составляет 3-5 м до 10-16 м редко 20-25 м, большие значения характерны для Тунгурчинского участка. Песчаники крупнозернистые слагают слои до 4-6 м в единичных случаях (с-958) до 17 м. Алевролиты приурочены к горизонтам пластов угля, мощность их редко превышает 1,5-2,5 м. Сортированность пород средняя и хорошая, редко плохая, цвет от серого до светло-серого, более светлые тона отличают породы Тунгурчинского участка.

Четвертичные образования повсеместно перекрывают юрские угленосные отложения. В составе их выделяются делювиальные, элювиальные, коллювиальные, аллювиальные и озерно-болотные.

Делювиальные отложения распространены наиболее широко. Образуются на склонах крутизной свыше 2^о. Вниз по склону происходит изменение состава отложений от глыбово-щебнистого до дресвянистого и супесчаного. Мощность делювия колеблется от 1 до 3-4 м.

Элювиальные образования развиты на плоских вершинах водоразделов без смещения обломочных масс. Сложены глыбами, плитчатыми обломками, щебнем, супесью, суглинком. Структурный элювий характеризуется ненарушенным залеганием, в нем сохранились структурные и текстурные особенности материнских пород. Мощность элювия не превышает 3 м.

Коллювиальные отложения накапливаются в основании склонов. Представлены глыбами, плитчатыми обломками, щебнем с примесью супеси. Мощность коллювия обычно составляет 3-4 м.

Аллювиальные отложения, в пределах границ участков проведенных работ, пользуются незначительным распространением и развиты по долинам водотоков. В долине р. Сыллах они выстилают русло, слагают косы, острова. Представлены валунами, галькой, разнообразными песками. В составе обломочного материала установлены все породы, развитые в районе и за его пределами. Валуны и галька хорошо окатаны, для обломочного материала осадочного происхождения характерны уплощенные формы. Мощность руслового аллювия обычно не превышает 0,5-1,5 м, мощность аллювия слагающего поймы и острова больше и составляет 3-5 м, иногда достигая 20 м (скв. 33).

Озерно-болотные отложения развиты, в основном, в поймах, на пологих склонах, реже - на плоских водоразделах. Образование этих отложений связано с заболачиванием местности в условиях близко расположенных к поверхности многолетнемерзлых пород. Представлены они частично и полностью перегнившими остатками мхов, лишайников и других гидрофильных растений с примесью илов и песчано-глинистого материала. Мощность озерно-болотных отложений составляет на пологих склонах и вершинах плоских водоразделов 0,5-1,0 м, заросших и заболоченных озер старичного происхождения - до 2-3 м.

2.3.2 Тектоника

Геологоразведочные работы проведены в южной части Сыллахского месторождения, в пределах крупной асимметричной синклинальной структуры субширотного простирания, выполненной угленосными отложениями кабактинской свиты. С севера на юг наблюдается погружение фундамента на глубину, соответственно увеличивается мощность осадочного чехла за счет наращивания разреза в этом направлении более молодыми в стратиграфическом отношении отложениями. На крайнем юге архейские кристаллические образования фундамента надвинуты по южному региональному разлому на угленосные отложения верхней юры. На западе Сыллахского участка они в виде выступа, ограниченного разрывными нарушениями, вдаются в поле развития мезозойских отложений. Геологическое строение южной части Сыллахского месторождения характеризуется как сложное. Наиболее сложным строением отличается западная часть Сыллахского участка.

Залегание пород на северном крыле синклинальной структуры изменяется от 8-10^о до 25-45^о. В южной принадвиговой части площади выделяются две линейные структуры субширотного простирания - синклинальная и антиклинальная складки, протягивающиеся в целом параллельно региональному разлому. Погружение осей складок - в восточном направлении. Расстояние между осями структур на Тунгурчинском участке (профиль XX1) - 300 м, на Сыллахском уменьшается до 250 м. Углы падения пород на северном крыле синклинальной складки уменьшаются в западном направлении от 40^о (пр. XX1) до 11^о (пр. 4), на южном крыле по простиранию складки не изменяются и составляют 29-31^о. Южное крыло антиклинальной складки выполаживается в западном направлении. В районе профиля XX1 падение пород на южном крыле достигает 44^о, на профиле XV составляет 31^о, на профиле 4 - 17^о. В западной, наиболее нарушенной части Сыллахского участка наблюдается складчатость различных порядков. На юге простирание складок субширотное, к северу изменяется на северо-западное, погружение осей складок в юго-восточном и восточном направлениях. Наиболее крупной структурой в западной части Сыллахского участка является брахиформная синклиналь, осложненная в южной части складчатостью более высоких порядков и обрезанная на юго-востоке нарушением 7. С северо-запада до профиля 74 наблюдается погружение оси структуры к юго-востоку под углом от 15-16^одо 9-6^о, далее прослеживается неоднократное изменение направления погружения оси структуры под Ð2-8^о от северо-западного до юго-восточного, обусловленное, вероятно, разнознаковой тектоникой. Структура асимметрична, падение северного крыла от 9-10^о до 18-22^о, южного от 13-16^о до 23-34^о. Углы падения пород на крыльях структуры, замеренные по керну, изменяются в широких пределах и составляют на северном крыле от 10-15^о до 35-40^о, в северной части профиля 70 за выходом пласта К₁₂ - до 55-65^о; на южном крыле - 20-30^о, реже 35^о. Антиклинальная складка, ось которой проходит через скважины 149, 867, асимметричная, южное крыло падает под Ð30^о, северное - 24^о. Синклинальная структура в южной части участка 1 очереди отработки простирается в западном направлении, падение оси на восток под Ð5^о. Складка симметрична, падение пород на крыльях изменяется от 10-15^о до 25-30^о.

2.3.3 Угленосность

По результатам поисково-оценочных работ в южной части Сыллахского месторождения в отложениях кабактинской свиты установлено 62 углепроявления. Большинство из них относится к категории тонких и весьма тонких, реже к средним по мощности. Пласты К₄ и К₁₂ характеризуются как мощные, на части площади как весьма мощные (20). Большая часть пластов сложного строения с количеством внутрипластовых прослоев от 1 до 3. Пласты К₃^в, К₄ и К₁₂ имеют очень сложное строение с количеством породных прослоев от 4 до 13, в единичных случаях до 19-24. Пласты К₃^в, К₄, К₆, К₇^в, К₇^н и К₁₂ характеризуются как относительно выдержанные, остальные относятся к невыдержанным. Из 62 углепроявлений 17 были присвоены буквенные и цифровые индексы от К₁ до К₁₇. Остальные пласты имеют линзовидное залегание и, как правило, нерабочую мощность. Коэффициент общей угленосности кабактинской свиты в южной части месторождения составляет 3,03, рабочей угленосности - 1,68. Предварительная и детальная разведки выполнялись на части площади развития пластов К₄ и К₁₂, отработка которой возможна открытым способом. По результатам работ существенно уточнена характеристика этих пластов. Некоторый промышленный интерес в границах изученной площади представляют угольные пласты К₁₄, К₁₄^н, К₁₃, К₁₃^н, К_пр², залегающие стратиграфически выше пласта К₁₂, отработка которых возможна совместно с ним. По результатам работ пласт К₃^в на Тунгурчинском участке не представляет промышленного интереса для открытой добычи, в связи с уменьшением мощности до 0,64м и усложнением его строения. Параллелизация угольных пластов на изученной площади в целом не вызывала трудностей. Основное значение при увязке разрезов принадлежит мощным угольным пластам К₄ и К₁₂. При увязке геологических разрезов, особенно на участке 1 очереди и в принадвиговой части развития пласта К₁₂, использовались каротажные диаграммы масштаба 1:200, особенности литологического состава отдельных стратиграфических горизонтов, выявленные закономерности в распределении пластов по разрезу и их коррелятивные признаки. Попачечная увязка пластов проводилась по каротажным диаграммам детализационного масштаба (1:50) с привлечением диаграмм масштаба 1:200, а также результатов химических анализов зольности. Последние служили дополнительным критерием при увязке пластопересечений по разведочным скважинам с пластами по канавам и мелким скважинам на выходах. Попачечная увязка целевых и рабочих пластов на большей части площади выполнена достаточно уверенно. В то же время корреляция рабочих угольных пластов (К₁₄, К₁₄^н, К₁₃, К₁₃^н, К_пр²) на отдельных участках в центральной и южной части участка 1 очереди, а также их попачечная увязка носит условный характер. Как правило, это площади непромышленного развития пластов, где мощность и строение характеризуются крайней изменчивостью, что связано с нестабильными условиями осадко- и торфонакопления в период их формирования. Затруднена попачечная увязка пластов К₄ и К₁₂ в зонах тектонических нарушений при значительном (до 34,83-29,19м) увеличении мощности пласта. Характеристика угольных пластов, по которым производился подсчет запасов, приведена в таблице 2.1.

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	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:

.   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:

.   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

 

.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.

Конечный диаметр бурения для обеспечения нормальной работы скважины 93мм. Начальный диаметр бурения принимаем 151мм. Интервал скважины 0-4м представлен конгломератами, поэтому его необходимо перекрывать обсадными трубами. Диаметр выбранных обсадных колонн определяем сверху вниз. Для прохождения обсадной трубы диаметром 146мм принимаем диаметр долота - 151мм. Далее, для обеспечения не возникновения вывалов в скважине, интервал от 4 до 110м перекрываем обсадной трубой 127 диаметра. Бурение на этом интервале производим диаметром 132мм. Далее до 230,5м до угольного пласта бурится диаметром 112мм и обсаживается трубами диаметром 108 мм с полной затрубной цементацией.

Схематическая конструкция типовой скважины дана в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Конструкция скважины

Интервалы	Диаметр бурения
0 - 4м	151мм
4 - 110м	132мм
110 - 230,5м	112мм
230,5 - 240,5м	93мм

4.3 Обязательный комплекс геофизических исследований скважин

4.3.1 Геофизические измерения в скважинах используемых при подземной газификации угля

Геофизические методы исследований в скважинах ставят с целью решения следующих задач:

1. Контроль за техническим состоянием скважин до обсаживания и тампонирования скважины.

2. Определения положения угольного пласта его мощности и строения.

3.      Оценка температурного режима скважины с целью определения глубины залегания нижележащей кромки многолетне мерзлых пород.

.        Контроль целостности эксплуатационной обсадной колонны и качественность её цементажа.

Для решения поставленных задач применяется следующий комплекс геофизических работ: электрический каротаж КС; кавернометрия; инклинометрия; акустический каротаж АК; термометрия; токовый каротаж ТК; гамма каротаж ГК.

Стандартный электрический каротаж КС, индукционный каротаж ИК проводится во всех скважинах, кроме контрольных, для детального расчленения геологического разреза, определения верхней и нижней границ продуктивного пласта, выделение литологических разностей. Электрокаротажные работы способом КС, ИК выполняются в промытых скважинах до начала оборудования их обсадными колоннами в масштабе 1:200 по всему профилю скважин и в масштабе 1:50 в пределах продуктивного горизонта. Каротаж КС производится стандартным градиент-зондом по общепринятой методике.

Кавернометрия, инклинометрия и токовый каротаж проводятся во всех скважинах для контроля за состоянием стенок скважин, величины искривления, техническим состоянием обсадных колонн. Регистрация кавернограмм производится непрерывно по всему стволу в масштабе 1:200. Замет искривления скважин инклинометром производят через каждые 25 метров длины ствола в масштабе 1:200. Токовый каротаж производится после цементации обсадных труб в масштабе 1:200 на реже одного раза в месяц.

Термометрия, акустический каротаж и акустическая цементометрия АКЦ как методы контроля за качеством гидроизоляции и цементирования обсадных и эксплуатационных колонн проводятся во всех скважинах, кроме разведочных и контрольных. Температурные измерения в скважинах проводят до начала цементирования и не позже одних суток после схватывания цементного раствора по всему стволу скважины в масштабе 1:200.

В наблюдательных скважинах на стадии проведения подземной газификации термокаротаж используется как один из возможных методов контроля за продвижением фронта горения.

Для контроля качества гидроизоляции и цементирования по всему стволу скважины с наибольшим эффектом может применяться акустический каротаж по волновым картинам и по затуханию. Если измеряется величина, характеризующая амплитуду колебания головной волны, поступающей из колонны, и установлено, что амплитуда их мала, то это указывает на наличие за трубами цементного кольца и сцепления его с колонной, то есть указанным методом определяют акустические параметры цементных труб в различных сочетаниях с цементным камнем. Геофизические исследования с помощью акустического цементомера АКЦ-1, проведенные до спуска эксплуатационной колонны и после спуска и цементирования, выявляют возможность однозначной интерпретации показаний АКЦ-1 для оценки качества цементирования.

Для получения данных о плотности цементного камня и характере распределения за колонной используется акустический каротаж по волновым картинам. Оценку плотности цементного камня по волновой картине следует вести с выделением на ней волн по колонне, породе и буровому раствору, используя при этом время их вступления, частотный признак и характеристику пород, пересеченных скважиной. Затем по значениям данных каротажа, полученных до обсадки скважины, определяют состояние контакта цементного камня с колонной и породой.

Акустическая цементометрия АКЦ выполняется в масштабе глубин 1:200 с регистрацией амплитудных и скоростных характеристик.

Резистивиметрия (индукционная) выполняется в технологических и наблюдательных скважинах для определения мест водопритока, послойных скоростей и коэффициентов фильтрации. Регистрация кривых резитивиметрии производится в масштабе 1:200 по всему стволу скважин и в масштабе 1:50 в пределах углевмещающего горизонта.

При выборе оборудования для производства расходометрии должна учитываться возможность погружения и свободного перемещения расходомера по стволу скважины. Одновременно с регистрацией расхода растворов производятся регулярные наблюдения за их уровнем в скважинах, а также измеряется суммарный дебит раствора на устье скважины.

Гамма-каротаж выполняется во всех скважинах для литологического расчленения пород геологического разреза, определение границ продуктивных горизонтов, выделения элементов залегания угольного пласта, определения исходных данных для подсчета запасов полезного ископаемого. Гамма каротаж проводится по всему стволу в масштабе 1:200 и в пределах продуктивного горизонта в масштабе 1:50 с последующей детализацией аномальных участков.

Внешним контролем результатов электрического каротажа КС, ПС, ИК, гамма-каротаж ГК являются результаты анализа кернового материала.

Внутренним контролем является повторный и контрольный каротаж скважин. Контрольный каротаж должен составлять 10% от общего объема каротажа. Расхождение между основным и контрольным каротажем не должно превышать 10%.

Определение целостности обсадных и эксплуатационных колонн, мест и формы повреждения, а также величины внутреннего диаметра труб по длине колонны производится с помощью специальной геофизической аппаратуры.

Для исследования дефектов колонны разработан прибор ИД-1, а для определения внутреннего диаметра колонны - прибор НЭМ-70, который позволяет регистрировать суммарный внутренний диаметр колонн с точностью ±1 мм. При работе прибора ИД-1 могут одновременно записываться две кривые: кривая дефектов (трещин) и кривая внутреннего диаметра. [6]

4.3.2 Определение уровня цемента в затрубном пространстве и качества цементирования обсадных колонн

После окончания бурения скважины и спуска обсадной колонны производится ее цементирование - кольцевое затрубное пространство между стенкой скважины и колонной труб заливается цементным раствором. Закрепление ствола скважины спуском обсадных колонн с последующим цементированием осуществляется для изоляции отдельных пластов, исключения перетоков различных флюидов между ними и перекрытия зон возможных осложнений, затрудняющих процесс бурения.

При качественном цементировании обеспечивается: 1) наличие в затрубном пространстве затвердевшего цемента, поднятого до проектной глубины от устья; 2) равномерность распределения цемента в затрубном пространстве; 3) сплошность цементного камня и хорошее его сцепление с колонной и стенкой скважины. Контроль за качеством цементирования скважин осуществляется термическими, радиоактивными и акустическими методами.

4.3.3 Термометрия

Определение уровня цемента в затрубном пространстве методом термометрии основано на свойстве цементного раствора повышать температуру окружающей среды вследствие экзотермической реакции, протекающей при его схватывании. Метод позволяет выявить наличие цемента за колонной и установить верхнюю границу цементного камня. Максимальные температуры при схватывании различных типов цемента наблюдаются обычно в интервале 6-16ч, а наибольшие температурные аномалии в условиях скважины можно зафиксировать во времени от 6 до 24ч после окончания заливки. Верхняя граница цемента за трубами устанавливается по резкому сдвигу кривой на термограмме в сторону увеличения температуры на фоне постепенного возрастания ее с глубиной (рис. 4.1, а). Метод термометрии сравнительно прост и достаточно эффективен при отбивке высоты подъема цемента в затрубном пространстве нефтяных и газовых скважин. Основным его недостатком является отсутствие информации о характере распределения цемента в затрубном пространстве и плотности сцепления его с колонной и стенкой скважины.

Рис. 4.1. Определение уровня цемента методами термометрии (а) и радиоактивных изотопов (б).

4.3.4 Радиоактивные методы

Для определения уровня цемента в затрубном пространстве и оценки качества цементирования обсадных колонн применяются методы радиоактивных изотопов и гамма-гамма-каротажа.

Методы радиоактивных изотопов. Эти методы основаны на регистрации γ-излучения радиоактивных изотопов, добавляемых в цементный раствор в процессе его приготовления. Для активации цементного раствора применяют короткоживущие изотопы (например, Fe). Концентрация изотопов в нем должна быть такой, чтобы его активность не превышала 0,5-1мг-экв Ra/м³.

При необходимости определения только уровня цемента активированию подвергается лишь первая порция раствора. В этом случае после закачки цементного раствора в скважину и тщательной ее промывки производят измерение интенсивности γ-излучения с помощью стандартной радиометрической аппаратуры. Участок колонны, окруженный активированным цементом, отмечается на диаграмме ГК₂ повышением интенсивности γ-излучения по сравнению с кривой ГК₁, зарегистрированной до закачки цемента (рис. 1X.1,б). Метод изотопов особенно эффективен при ремонтных работах, когда количество закачиваемого в затрубное пространство цементного раствора невелико.

Гамма-гамма-каротаж. Для контроля качества цементирования обсадных колонн разработан ряд специальных приборов, из которых дефектомер-толщиномер типа СГДТ-2 находит наиболее широкое применение. Прибор состоит из двух зондов, предназначенных для регистрации рассеянного γ-излучения различных энергий (рис. 4.2). Зондовое устройство дефектомера включает источник 1 γ-излучения (¹³⁷Cs) и блок индикатора 3, помещенные во вращающийся свинцовый экран 2 с коллимационными окнами. Зондовое устройство толщиномера расположено в верхней части прибора и состоит из источника 9 мягкого γ-излучения (¹⁷⁰Тm), блока индикатора 7 и свинцового экрана 8 с двумя коллимационными окнами 10, направленными навстречу друг другу под углом 45° относительно оси прибора. Использование хорошо коллимированного мягкого γ-излучения и малой длины зонда (около 8см) обусловливает показания толщиномера, в основном зависящие от толщины обсадных труб.

При непрерывном перемещении прибора в стволе скважины регистрируется круговая цементограмма и толщинограмма, а при остановке его на заданной глубине - дефектограмма, характеризующая изменение интенсивности рассеянного γ-излучения по окружности (рис. 4.3).

Для одновременной регистрации цементограммы и толщинограммы, а также питания скважинного прибора постоянным током используется двухканальная импульсная система с разделением сигналов по их полярности. В результате интерпретации круговых цементограмм определяют плотность вещества в затрубном пространстве и характер расположения (эксцентриситет) колонны в скважине.

Рис. 4.2. Общий вид скважинного прибора СГДТ-2

- источник дефектомера ¹³⁷Cs; 2 - вращающиеся свинцовые экраны дефектомера; 3 - блок индикатора дефектомера; 4 - редуктор; 5 - электродвигатель; 6 - блок электрической схемы; 7 - блок индикатора толщиномера; 8 - свинцовые экраны толщиномера; 9 - источник толщиномера ¹⁷⁰Тm; 10 - коллимационные окна толщиномера.

Рис. 4.3 Круговая цементограмма, дефектограммы и схемы сечений скважины

- цемент; 2 - промывочная жидкость; 1_ц - максимальные показания прибора против каверны, заполненной цементом; 1_рп - то же, при номинальном диаметре скважины против незацементированных участков ствола.

Эксцентриситет колонны Э в скважине определяют по специальным палеткам, построенным путем измерений на моделях при фиксированных значениях плотности цементного камня δ_ц и породы δ_п. Одна из таких палеток показана на рис. 4.4. Если вещество в затрубном пространстве однородно по плотности (за колонной находится только промывочная жидкость или только цемент), то дефектограмма, зарегистрированная на определенной глубине, по окружности имеет синусоидальный вид. Такая форма дефектограммы в этом случае обусловлена тем, что колонна в скважине практически всегда имеет некоторый эксцентриситет. При наличии каналов в цементном камне однородность по плотности вещества за колонной нарушается и синусоидальная форма кривой резко искажается.

Рис. 4.4 Палетка для определения эксцентриситета Э колонны по результатам измерений дефектомером

Качество цементирования оценивается по соотношению протяженностей положительной и отрицательной полуволн (рис. 4.3.). Линия 00₁ на дефектограмме проводится так, чтобы а₁ = а₂. При l₁ = l₂ цементирование считается качественным (в цементном камне нет каналов или других дефектов), если l₁ ≠ l₂ - некачественным (в цементном камне имеются дефекты).

Для повышения надежности интерпретации как круговых цементограмм, так и дефектограмм необходимо учитывать влияние диаметра скважины, толщины обсадных труб, плотности горных пород и других факторов. Толщину обсадных труб определяют обычно по толщинограмме. Для надежного разделения зацементированных и незацементированных интервалов по кривой ГТК необходимо, чтобы плотность цементного камня существенно отличалась от плотности промывочной жидкости и разница диаметров скважины и колонны была достаточно большой. Интерпретация цементограмм и дефектограмм ГТК осложняется изменением толщины стенок обсадных труб, зависимостью показаний прибора от плотностей пород разреза и других факторов.

4.4 Способы создания реакционного канала в угольном пласте

Для создания реакционных каналов используются следующие четыре способа: огневая фильтрационная сбойка скважин, гидравлический разрыв угольного пласта водой или воздухом, огневая проработка каналов, пробуренных по угольному пласту, и сбойка скважин с применением электрического тока.

4.4.1 Огневая фильтрационная сбойка скважин

Огневая фильтрационная сбойка скважин представляет процесс прожига в угольном пласте канала путем перемещения очага горения по угольному пласту.

Известны два вида фильтрационной сбойки. Первый - прямой, или прямоточный, при котором очаг горения (кислородная зона) перемещается в одном направлении с движением дутьевых потоков. Второй - обратный, или противоточный, при котором очаг горения перемещается в направлении, обратном течению дутья, т.е. навстречу ему.

Возможность осуществления фильтрационной сбойки скважин определяют по газопроницаемости угля и вмещающих его пород, которая должна быть меньше газопроницаемости угля. Газопроницаемость угля, как и других сцементированных горных пород, обусловливается наличием в них трещин и пор, по которым происходит фильтрация воздуха или газа.

Схема прямоточной сбойки заключается в перемещении огневого забоя в направлении, одинаковом направлению дутья - от нагнетательной скважины к газоотводящей скважине. Совершенно очевидно, что для такого перемещения очага необходимо, чтобы в продуктах сгорания содержался свободный кислород, что зависит от расхода дутья и от условий теплопередачи от огневого забоя к угольному пласту.

Схема противоточной сбойки заключается в следующем. В одну из нагнетательных скважин газогенератора подается воздух, который движется (фильтруется) по трещинам и порам угольного пласта. Часть воздуха достигает огневого забоя (воспламененной зоны), удаленного на определенное расстояние от нагнетательной (сбоечной) скважины. Кислород воздух реагирует с воспламененным углем. Выделяющееся тепло излучением «теплопроводностью нагревает уголь перед огневым забоем до температуры воспламенения». Уголь реагирует с кислородом воздуха, и очаг горения постепенно перемещается навстречу дутью по направлению к нагнетательной скважине. Момент достижения очагом горения забоя нагнетательной скважины называется сбойкой и характеризуется резким падением давления нагнетаемого дутья.

Существует предельная величина расхода дутья, выше которой происходит уменьшение скорости противоточного перемещения очага, а затем и изменение направления его перемещения. Иными словами, начав противоточное перемещение очага горения и увеличивая расход дутья, можно добиться прямоточного перемещения очага.

Итак, механизм огневой фильтрационной сбойки скважин обусловлен гидродинамическими (определяющими движение дутья по угольному пласту), кинетическими (обеспечивающими химическое реагирование) и тепловыми (определяющими температуру прогрева угля, лежащего вокруг очага горения) факторами.

4.4.2 Электрическая сбойка скважин

При этом способе сбойки скважин используют электротермическое воздействие на угольный пласт.

Если к электродам, опущенным в две соседние скважины, подвести электрический ток напряжением несколько тысяч вольт, то начнется постепенный прогрев угля. Чем меньше потери этого тёпла в окружающие породы и на испарение приточной воды и влаги угля, тем интенсивнее прогревается угольный пласт.

При термическом разложении прогретого таким образом угля образуется коксовый "канал", газопроницаемость которого во много раз выше газопроницаемости угольного пласта в естественных условиях. В дальнейшем такой коксовый "канал" прорабатывается, как правило, воздушным дутьем.

Наиболее часто электрическую сбойку скважин применяют на буроугольных пластах. Суммарные затраты на нее на 20-25 % ниже, чем затраты на огневую фильтрационную сбойку скважин. На каменноугольных пластах электрическая сбойка скважин не нашла широкого применения.

Электрическая сбойка скважин требует не только достаточно сложного оборудования, но и соблюдения ответственных требований техники безопасности. Кроме того, в процессе электротермического воздействия на угольный пласт допустимо только ограниченное участие подземных вод, в противном случае к.п.д. суммарного процесса крайне низок. С увеличением глубины скважин увеличиваются и трудности изоляции электродов. По этим причинам применение электрической сбойки скважин для создания первоначальных каналов газификации ограничено. Этот способ сбойки скважин целесообразно применять на малообводненных угольных пластах.

4.4.3 Гидравлический разрыв угольного пласта

Способ гидравлического разрыва угольного пласта для создания в них щелей большой газопроницаемости стали применять в подземной газификации в 1955 г. За основу был взят известный уже в то время гидравлический разрыв нефтеносных пластов, который в сочетании с закреплением щелей кварцевым песком существенно увеличивал приток нефти к скважине.

В отличие от огневой фильтрационной сбойки скважин, при которой первоначальные каналы газификации в угольном пласте создаются путем прожига, гидравлический разрыв угольного пласта основан на механическом воздействии жидкости на угольный пласт с образованием щели определенного сечения. В дальнейшем щель разрыва прорабатывается (расширяется) также путем прожига, но с применением дутья при гораздо меньшем давлении, чем давление при огневой фильтрационной сбойке.

4.4.4 Огневая проработка каналов, пробуренных по угольному пласту

Огневая проработка каналов, пробуренных по угольному пласту, применяется как на пологих, так и на крутых угольных пластах. Цель проработки - расширить буровые каналы до таких размеров, при которых обеспечивается интенсивное ведение процесса газификации. Подобно процессу огневой фильтрационной сбойки, огневая проработка буровых каналов по угольному пласту осуществляется при перемещении очага горения либо навстречу, либо по направлению подаваемого дутья.

4.4.5 Технологические параметры оптимального способа создания реакционного канала в угольном пласте

Важнейшим, при выборе способа подготовки каналов газогенератора ПГУ, является изучение геологических, технологических характеристик угольного пласта и условий его залегания.

В геокриологическом отношении Южно-Якутский каменноугольный бассейн расположен, за исключением Токинского района, в зоне островного распространения мерзлоты. Вследствие чего, нежелательно предварительное температурное воздействие на угольный пласт и вмещающие породы участвующих в организации подземного газогенератора. В гидрогеологическом отношении район представлен водами четвертичных отложений, трещинными и трещинно-пластовыми водами мезозойских отложений [3].

Кроме всего выше сказанного стоит отметить повышенную трещиноватость вмещающих пород вследствие сейсмической активности района. Данная особенность делает не возможным повсеместное применение способа гидравлического разрыва угольного пласта для создания канала газогенератора. При невозможности применения гидравлического способа, необходимо применять бурение наклонных или наклонно-горизонтальных скважин в зависимости от угла залегания угольного пласта. Хотя, при проведении этого способа и будет оказываться влияние на криолитозону, данный способ предпочтительнее огневой фильтрационной сбойки вследствие большей изученности и лучшей управляемости процессом.

Для расчета критического давления при котором происходит структурное изменение угольного пласта рассчитывается по формуле:

,МПа(4.1)

где Н - глубина залегания угольного пласта, м

 - средний удельный вес пород покрывающих угольный пласт, Н/м³

 - дополнительное давление, необходимое для преодоления сил сцепления между отдельными слоями угля, МПа.

Средний удельный вес горных пород в разрезе (Н/м³) определяется по формуле:

(4.2)

где  - мощность пласта горной породы, м;  - удельный вес горной породы, Н/м³.

Удельный вес горной породы определяется по формуле:

,Н/м3(4.3)

где  - плотность горной породы, кг/м³;  - ускорение свободного падения (м/с²).

Результаты расчета удельно веса пород представлен в таблице 4.2

Таблица 4.2

Проектный геологический разрез

№ слоя	Наименование пород	Удельный вес, Н/м3	Мощность слоя, м
1	Конгломераты, гравелиты	2,7	4
2	Песчаник мелкозернистый, трещиноватый, ММЗ	2,55	56
3	Песчаник среднезернистый, трещиноватый	2,5	8
4	Песчаник мелкозернистый, трещиноватый	2,55	16
5	Песчаник мелкозернистый, трещиноватый, обводненный	2,6	26
6	Песчаник мелкозернистый	2,55	23
7	Песчаник среднезернистый	2,5	6
8	Песчаник мелкозернистый	2,55	53
9	Песчаник среднезернистый	2,5	38,5

 МПа

4.6 Оборудование для сооружения подземного газогенератора

 

.6.1 Оборудование для бесшахтной подготовки каналов газификации

Основным оборудованием для бесшахтной подготовки каналов газификации при гидроразрыве является насосная установка. В условиях Южной Якутии оптимально использовать насосные установки плунжерного и поршневого типов геологоразведочного стандарта [15]. Техническая характеристика предложенных насосных установок приведена в таблицах 4.3 и 4.4.

Таблица 4.3

Техническая характеристика насосных установок плунжерного типа

Параметры	НБ5-320/100
Производительность, л/мин: диаметр плунжеров 45 мм диаметр плунжеров 70 мм	32; 55; 105 125;180; 320
Давление нагнетания, МПа	10 (45)*; 10(70'); 10(70''); 6(70''')
Высота всасывания, м	До 5,0
Число плунжеров, шт.	3
Диаметр плунжеров, мм	45;80
Частота вращения коленчатого вала, мин-1	95;140;260
Приводной двигатель	4А-225М-693
Мощность, кВт	37,0
Габаритные размеры, м	2,1×1,45×0,88
Масса, кг	1500

Примечание: * - в скобках указаны диаметры плунжеров, мм; ', '' и ''' - соответственно давление, развиваемое насосом на первой передаче, второй и третьей передачах.

Таблица 4.4

Техническая характеристика поршневого насоса НБ-125

№ п/п	Наименование параметров	НБ-125
1	Производительность, л/мин	470; 567; 800; 1000
2	Давление, МПа	16,0; 12,5; 10,0; 7,5
3	Число цилиндров	2
4	Число двойных ходов в минуту	70; 95
5	Длина хода поршня, мм	250
6	Диаметр цилиндров	90; 100; 115; 127
7	Мощность приводная, кВт	100
8	Габаритные размеры, м	2,60×1,00×1,63
9	Масса, кг	2700

4.6.2 Оборудование для обеспечения работы подземного газогенератора

Основным оборудованием для обеспечения работы подземного газогенератора является компрессорная станция. По опыту ранее проводимых работ советскими и зарубежными учеными минимально допустимые расход воздуха и давление дутья, для месторождений данного типа и марочного состава угля, составляют: 1,5-3МПа и 1000-1500м³/ч.

Исходя из данных условий, может быть рекомендована компрессорная станция ВКУ 132-8/10/13. Техническая характеристика компрессорной установки приведена в таблице 4.5.

Таблица 4.5

Техническая характеристика компрессорной станции ВКУ 132-8/10/13

№ п/п	Наименование параметров	ВКУ 132-8/10/13
1	Производительность, м3/ч	1260; 1140; 960
2	Давление,атм	8; 10; 13
3	Мощность приводного двигателя, кВт	132
4	Масса, кг	2100
5	Габаритные размеры	2100×1350×1800

4.7 Выводы

По итогам рассмотрения данного раздела можно сделать следующие выводы:

.   К скважинам подземной газификации угля предъявляются жесткие требования: полная затрубная цементация обсадных колонн; обязательный геофизический комплекс исследования качества затрубной цементации.

2.      Оптимальным способом создания реакционного канала в угольном пласте является гидроразрыв.

.        Прямоугольная схема отработки методом ПГУ является оптимальной для данного типа месторождений.

Список литературы

1.  Бурение и оборудование геотехнологических скважин / Сергиенко И.А., Мосев А.Ф., Бочко Э.А., Пименов М.К. - М.: Недра, 1984. - 224 с.

.    Голубенко А.В., Карманов Д.В., Шипицын Ю.А. Теоретическое обоснование проведение экспериментальных работ по подземной газификации пологозалегающих каменноугольных пластов в Южно-Якутском угольном бассейне// Научные и практические аспекты добычи цветных и благородных металлов. Доклады международного совещания. - Хабаровск: 2000. - С.135-143

.    Крейнин Е.В. Временные критерии пригодности угольных месторождений для подземной газификации // Сборник докладов семинара по подземной газификации углей. - Кемерово: Институт угля СО РАН, 1992. - 148 с.

4.      Крейнин Е.В. Основные технологические параметры подземной и наземной газификации (США).// Уголь. - 1999. №3. - С.15-19.

.        Крейнин Е.В. Подземная газификация углей: основы теории и практики, инновации. - М., 2010. - 400 с.

.        Крейнин Е.В. Экологическое и технико-экономическое обоснование строительства промышленных предприятий подземной газификации углей. // Уголь. 1997. - № 2.

.        Крейнин Е.В., Звягинцев К.Н., Гаркуша М.С. Подземный газогенератор под давлением - перспективное направление бесшахтной разработки угольных месторождений // Уголь. - 1990. - №7. - С.21-22.

.        Крейнин Е.В., Федоров Н.А., Звягинцев К.Н., Пьянкова Т.М. Подземная газификация угольных пластов. М., Недра, 1982. - 151 с.

.        Лазаренко С.Н. Физическое моделирование процесса подземной газификации углей в лабораторных условиях.// X всесоюзная научная конференция вузов СССР с участием научно-исследовательских институтов - М.: 1991. 239 с.

.        Лазченко К.Н.. Терентьев Б.Д. Геотехнологические способы разработки месторождений полезных ископаемых. - М.: Издательство Московского государственного горного университета, 1996. - 75 с.

.        Литвиненко А.В. Лабораторно-экспериментальная установка для физического моделирования процесса подземной газификации углей в Южной Якутии// «Материалы 3 региональной научно-практической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, посвященной 10-летию технического института (филиал) Якутского государственного университета им. М.К. Аммосова в г. Нерюнгри (апрель 2002 г.)»/ Под. ред. Н.Н. Гриб. - г. Нерюнгри: 2003. - 454 с.

.        Мясников А.А., Лазаренко С.Н. Перспективы развития подземной газификации углей в Кузнецком бассейне/ Новосибирск: Наука. Сиб-е отд-ние, 1991. - 87 с.

.        Скафа П.В. Подземная газификация углей. - М.: Госгортехиздат, 1960.

.        Угольная база России. Том V. Книга 2. Угольные бассейны и месторождения Дальнего Востока России (Республика Саха, Северо-Восток, о. Сахалин, п-ов Камчатка). - М.: ЗАО «Геоинформмарк», 1999. - 638 с.

.        Шипицын Ю.А., Литвиненко А.В. Анализ угольных месторождений Южной Якутии на предмет возможной газификации // «Материалы 4-ой региональной научно-практической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов (апрель 2003 г.)»/ Под. ред. Н.Н. Гриб, г. Нерюнгри, 2003, С. 72-74.

.        Шишаков Н.В. Основы производства горючих газов. - г.: Москва: Государственное энергетическое изд-во, 1948. - 475 с.