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

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

Вступ

Тема: проект геологорозвідувальних робіт в межах поля шахти ім. Калініна ДП «Артемвугілля».

Тема спеціальної частини: літолого-структурний аналіз умов вуглеутворення з метою прогнозу показників якості вугільного пласта m³.

Під час практик в геологічному відділі шахти ім. Калініна були зібрані: основна найбільш важлива геологічна документація та графічний матеріал щодо геологорозвідувальних робіт на полі шахти, особливу увагу було приділено матеріалу по вивченню особливостей якісного складу вугільного пласта m³.

Промислове значення об’єкту: вугілля, що коксується, яке добувається на шахті, переробляється на Калінінській ЦЗФ з подальшим використанням на коксохімічних заводах області.

Шахта ім. Калініна є однією з найстаріших не тільки в Центральному районі, але й в усьому Донбасі. Шахта здана в експлуатацію в 1892 році.

Таблиця 1 - Результати підрахунку запасів у 1988 р.

Результати підрахунку запасів у 1988 р.:

) Балансові запаси с урахуванням 20% втрат забезпечать роботу шахти ім. Калініна з виробничою потужністю 0,76 млн. т вугілля за рік строком на 70 років.

) Фактично було підраховано 66,8 млн. т.

Беручи на увагу тільки запаси вугілля пласта m³:

Таблиця 2 - Результати підрахунку запасів по вугільному пласта m³ (на 1988 р.)

В теперішній час на шахті по пласту m³ нараховується близько 6 млн. тон запасів категорії С₁. Ці запаси не відповідають підготовці шахтного поля до промислової експлуатації, тому планується провести геологорозвідувальні роботи з метою переведення частини запасів категорії С_і в категорію В, і забезпечити на 10-15 років подальшу роботу шахти на вугільному пласті m³.

Кондиції, що прийняті на шахті.

Згідно листа Мінвуглепрому №30-2-30/52 від 19.07.88 р. для підрахунку балансових запасів вугілля встановлені наступні параметри:

мінімальна потужність пласта простої та складної (за сумою вугільних пластів та внутрішньопластових порідних прошарків і нестійких вуглистих порід на контакті з крівлею й підошвою пласта) будови для марок, що коксуються, Ж, К, ОС - 0,6 м.

максимальна зольність вугілля по пластоперетинам чи прийнятій до підрахунку його частини з урахуванням засмічення внутрішньопластовими порідними прошарками та нестійкими вуглистими породами на контакті з крівлею і підошвою пласта на їх повну сумарну потужність для вугілля марок Ж, К, ОС - 30%;

для підрахунку забалансових запасів вугілля встановлені наступні параметри:

мінімальна потужність пласта - 0,45 м;

максимальна зольність для вугілля марок Ж, К, ОС -40% [5].

Нові кондиції розробляти не потрібно.

1. Геологічна частина

1.1 Загальні відомості про район (географо-економічна оцінка)

Центральний район займає центральну частину Донецької області між р. Кривим Торцем на заході і залізничною магістраллю на Дебальцево на сході. Площа району витягнута в субширотному напрямку на 60 км при ширині 9 км (рис. 1.1)

Рис. 1.1 Схема розташування вугленосних районів Донецького басейну:

- Петриківський; 2 - Новомосковський; 3 - Петропавлівський; 4 - Південно-Донбаський; 5 - Червоноармійський; 6 - Донецько-Макіївський; 7 - Амвросиївський; 8 - Торезько-Сніжнянський; 9 - Центральний; 10 - Північно-Західні околиці Донбасу; 11 - Старобельська площа; 12 - Лисичанський; 13 - Алмазно-Мар’ївський; 14 - Селезнівський; 15 - Луганський; 16 - Краснодонський; 17 - Горіхівський; 18 - Боково-Криштальний; 19 - Должансько-Ровенецький; 20 - Міуський; 21 - Шахтинсько-Несвітаївський; 22 - Задонський; 23 - Сулино-Садкинський; 24 - Гуково-Звірівський; 25 - Червонодонецький; 26 - Кам’янсько-Гундорівський; 27 - Білокалитвінський; 28 - Тадинський; 29 - Мілерівський; 30 - Цимлянський.

Поверхня району має похил зі сходу на захід з коливанням абсолютних відміток від 310 м на сході до 110 м на заході в долині р. Кривий Торець. Головний донецький водорозділ розташований в західній частині району.

Найбільш великими річками є Кривий Торець з правими притоками Залізною і річками Корсунь, Садки и Булавін, які входять у систему р. Кринки.

Район перетинають декілька залізничних магістралей і шосейні доріг, що з’єднують його з промисловими центрами України й іншими районами Донбасу.

Найбільш великими пунктами в районі є міста: Дзержинськ, Горлівка та Єнакієве.

В гірничотехнічному відношенні шахта ім. Калініна підпорядкована виробничому об’єднанню «Артемвугілля».

Границями шахтного поля є: на заході - загальна з границею шахти ім. Рум’янцева, на сході - загальна з границею шахти «Кіндрат’євка»; на північ - проекція ізогіпси мінус 900 м, вугільний пласт m₆²; на півдні - вугільний пласт h₃, по підійманню нижня технічна границя шахти «Заперевальної», для вугільних пластів k₃ и k₂² - відмітка мінус 163 м.

Площа поля шахти ім. Калініна 15,4 км² при довжині по простяганню 5,7 км і ширині 2,7 км.

Площа є пагористою степною рівниною, розсіченою балками. В регіональному відношенні територія шахтного поля розташована на південному пагорбі головного водорозділу Донбасу і приурочена до початків річок Лугань та Бахмутка. В долинах балок є колодці й джерела, які слугують джерелом водопостачання для місцевого населення.

Максимальні відмітки поверхні +309,5 м приурочені до південно-західної частини площі, мінімальні відмітки +201,7 м приурочені до південної частини.

Клімат району помірно-континентальний. Характерною його особливістю є коливання температури протягом року й невелика кількість осадів (400-800 мм/рік). Температура коливається от +35°С влітку до -29°С взимку. Середньорічна температура +5 - +9°С.

Маючи на увазі те, що оцінюваний вугільний пласт хоча і має значні глибини залягання, але орогідрографічні умови і клімат будуть сприяти обводненню гірничих виробок у зв’язку з великою проникливістю порід товщі. Розвідувальні роботи будуть сприяти обводненню гірничих виробок.

Поле шахти ім. Калініна розташоване в центральній частині північного крила Головної антикліналі Донбасу. В адміністративному відношенні шахта знаходиться на території м. Горлівки Донецької області. Центр площі, що оцінюється, визначається координатами 38°11’ східної довготи і 48°20’ північної широти.

Шахтне поле розташоване в межах міста Горлівки. Місто Горлівка обласного підпорядкування, залізничний вузол, індустріальний центр Донбасу с високо розвинутою гірничою, машинобудівельною и хімічною промисловістю. Через м. Горлівку проходить автомобільна траса європейського значення, яка з’єднує міста Київ, Харків, Донецьк і Маріуполь.

Забезпечення електроенергією шахт і інших підприємств відбувається від цілого рядка районних підстанцій, які об’єднані в кільце через Єнакіївську центральну підстанцію «Донбасенерго».

Водопостачання здійснюється централізованим шляхом. Для технічних цілей використовуються шахтні води.

Вугілля, яке добуваються шахтою ім. Калініна, потрапляє на Калінінську ЦЗФ, після чого концентрат направляється на коксохімічні заводи: Криворізький, Авдіївський, Маріупольський [5], [6].

1.2 Огляд і аналіз раніше проведених робіт

З другої половини XVIII століття вугілля в районі почали розробляти селяни маленькими гірничими виробками. Початок систематичної розробки вугілля в межах поля шахти ім. Калініна покладений в кінці XIX століття (в 1892 р.).

З 1893 року почате детальне геологічне дослідження площі геологами колишнього Геолкому. Результатом цих робіт було складання карти Донецького басейну масштабу 1:42000, складеної під керівництвом Л.І. Лутугіна.

В.І. Соколовим та Н.І. Яковлевим були проведені пошуково-розвідувальні роботи, в результаті яких був складений нарис Центрального району (1911 р.).

З 1932 по 1935 роки площа Центрального вуглепромислового району, включаючи поле шахти ім. Калініна, була покрита геологічною зйомкою масштабу 1:5000. Проведення цих робіт, а також широкий фронт гірничих робіт дали змогу В.А. Банківському в 1935 році узагальнити накопичений матеріал в геологічному звіті.

В 1958 році геологами Г.Л. Тарасевичем та Д.А. Голіциним завершена робота «Геологічна будова і вугленосність свит C₂³ и С₂⁴ Центрального району Донбасу», в якій викладені результати проведеної ними детальної геологічної зйомки масштабу 1:5000.

За результатами проведених розвідувальних і широкого фронту гірничих робіт в 1958 році складений геологічний звіт по полях шахт ім. Рум’янцева, ім. Калініна, «Кіндрат’євка» і запаси затверджені в ДКЗ [5].

1.3. Геологічний опис району

Стратиграфія і літологія

На площі району повсюдно розвинуті усі свити середнього карбону; нижньопермські поклади оточують район з півночі та півдня; незначний покрив (до 10 м) четвертинних суглинків і глин розвинутий головним чином на височинах водорозділів та схилах балок (рис. 1.2)

Рис. 1.2 Геологічна карта Центрального вугленосного району

1-3 - нижня пермь: 1 - артемівська світа, 2 - микитівська свита, 3 - картамиська свита; 4 - граничні вапняки свит карбону (а - на карті, б - на розрізі); 5 - вугільні пласти (а - робочі, б - неробочі); 6 - розривні порушення (а - на карті, б - на розрізі); 7 - границі марок вугілля; 8 - шахти; 9 - пісковики; 10 - аргіліти і алевроліти.

I-XIII - основні насуви: I - Північний, II - Диліївський, III-IV - Рум’янцевські 1 і 2, V - Калінінський; VI - Байракський, VII - Булавінський, VIII - Головний, IX - Артемівський, X - Чегарський, XI - Горлівський, XII - Брунвальський, XIII - Осьовий.

Породи кам’яновугільного віку представлені пісковиками, алевритами і алевролітами, вапняками, вугіллям (табл. 1.1). Потужність їх сягає 2200 м.

Таблиця 1.1. - Вміст порід вугленосної товщі в кам’яновугільних покладах району по свитам

Тектоніка району

Центральний вугленосний район приурочений до західної частини Головної антикліналі Донбасу. Це дуже вузька витягнута складка, простягання її субширотне, кути падіння крил круті: 48 - 56⁰ в покладах свит С₂⁵ - С₃¹ і 56 - 76⁰ в покладах свит С₂¹ - С₂³, які складають ядро складки. Глибина крутого погруження порід на крилах складає 2-4 км, площа району біля 580 км² при довжині 65 км і середній ширині майже 9 км. На півдні антикліналь різко переходить в похилу Кальміус - Торецьку котловину, а на півночі - в Бахмутську. До міст стикання крил антикліналі з субмеридіональними флексурами приурочені великі Булавінський, Брунвальдський та Горлівський насуви.

Будова Головної антикліналі майже симетрична. Більш круто в порівнянні с південним залягає північне крило в західній частині району, й навпаки, у східній частині району крутіше - південне. Пологе західне замикання Головної антикліналі відокремлюється від крил насувами, що круто залягають: Північним (на півночі) і Головним (на півдні),

Система розривних порушень, головним чином насувів, ускладнює будову як крил антикліналі, так і осьової частини. Майже всі насуви, які мають південне та південно-західне падіння, зливаються в осьовій частині в єдину систему. Амплітуди насувів при цьому швидко зменшуються, і зона характеризується чисельними, але малоамплітудними зміщеннями. Найбільш великими насувами із південним падінням зміщувача є (із заходу на схід): Осьовий, Головний, Артемівський, Чегарський, Горлівський ті Брунвальдський. Амплітуди їх змінюються від 40 - 50 м (Чегарський, Осьовий) до 700 - 1000 м (Горлівський).

Окрім насувів, в районі також є скиди. Найбільш великі з них - Алмазний, Центральний і Кіндратьєвський - розвинуті на північному крилі антикліналі, характеризуються субширотним простяганням, південним падінням зміщувачів, кутами похилу від 15 - 30⁰ до 75 - 80⁰ при амплітудах розриву від 60 до 150 м.

Склепова частина антикліналі на відміну від крил побудована більш складно: тут розвинута серія бранхіантикліналей ті брахісинкліналей (Дзержинський, Північний, Чорнокурганський, Чорнобугорський і Софіївський куполи, Чегарникська і Кировська брахіантикліналі, Байракська синкліналь [4].

Вугленосність

Продуктивний карбон в районі представлений покладами свит С₂³-С₂⁷ середнього відділу та С₃¹ верхнього відділу і містить більше 105 пластів й прошарків, з яких 51 пласт має промислове значення.

Основна промислова вугленосність приурочена до свит С₂⁵, С₂⁶ і С₂⁷, що вміщують 43 робочих пластів з 51 (таблиця 1.2).

Таблиця 1.2. - Основна промислова вугленосність

Більш висока вугленасиченість відмічається на південному крилі і в зведеній частині складки [4].

Якість вугілля

Центральний вугленосний район є одним з основних поставників вугілля, що коксується, в Донбасі.

Збільшення ступеню метаморфізму кам’яновугільної товщі с заходу на схід і від верхніх стратиграфічних горизонтів до нижніх зумовлює зміну марочного складу вугілля від газових до пісних. Одночасно спостерігається закономірне збільшення ступеню вуглефікації пластів по падінню від верхніх горизонтів к нижчим.

Вугілля району гумусове і складається в основному з кларенових и близьких до них типів з великим вмістом геліфікованої речовини (80-90%) і незначною кількістю фюзенізованих (7-10%) і кутинізованих (до 3%) компонентів, напівблискучі, рідше блискучі, з рідкими включеннями матових прошарків, струйчасті, крихкі.

Зольність вугілля по пластам коливається від 4 до 42%, складаючи в переважній більшості пластів 20%.

За вмістом сірки вугілля є переважно середньо - та багатосірчастим. Сірка в вугіллі представлена головним чином сульфідною (до 4.5%).

В східній частині північного крила окремі пласти здатні до самозаймання. Температура самозаймання вугілля коливаються від 160 до 190⁰. Глибина зони вивітрювання коливаються від 15 до 40 м від поверхні [4].

1.4 Геологічна будова шахтного поля

Стратиграфія і літологія

В геологічній будові шахтного поля приймають участь поклади свит: C₂³, С₂^4,C₂⁵, C₂⁶, C₂⁷, С₃¹ середнього і верхнього відділів карбону, які перекриті четвертинними покладами потужністю від 0,0 до 15,0 м.

Кам’яновугільні поклади представлені пластами пісковиків, алевролітів, аргілітів і прошарків вапняків і кам’яного вугілля. Ці пласти чергуються між собою.

Четвертинні поклади представлені лесовидними суглинками и дуже вапняковими глинами. В верхній частині розрізу четвертинні поклади представлені чорноземними ґрунтами.

Паралелізація вугільних пластів проводилась шляхом зіставлення нормальних розрізів розвідувальних свердловин, квершлагів шахт по літолого-фаціальним ознакам с урахуванням витриманості потужності товщ між маркуючими горизонтами. Наявність широкого фронту гірничих робіт є важливим фактором, що забезпечує надійність їх ув’язування. Для впевненої паралелізації маркуючих горизонтів вік вапняків з’ясовується по детальному мікропалеонтологічному опису.

Нормальні стратиграфічні розрізи побудовані за свитами C₂², C₂³, С₂^4,C₂⁵, C₂⁶, C₂⁷, С₃¹, породи яких перебурювались в процесі дорозвідки шахтного поля [5], [6].

Таблиця 1.3 - Літологічна характеристика свит, що складають шахтне поле

Тектоніка шахтного поля

В структурному відношенні площа тяжіє до центральної частини північного крила Головної антикліналі Донбасу. Залягання порід прямолінійне, місцями трохи хвилясте. Азимут простягання порід коливається в межах СЗ 290-310°, падіння СВ 52-55°.

Залягання порід в сводній частині антикліналі ускладнено наявністю додаткової складчастості, площа є складною в тектонічному відношенні, але оскільки вона не входить в гірничий відвід шахти, тектонічна характеристика цієї площі не водиться. На шахтному полі окрім малоамплітудних порушень получили розвиток два диз’юнктиви насувного характеру - Калінінський і II Рум’янцевський насуви.

Калінінський насув простежений в південно-східній частині шахтного поля. Простягання насува близьке до широтного, простежений він в межах свит C₂⁵, C₂⁶, C₂⁷. Розкритий насув гірничими виробками, що пройдені по пластах m₅, m³, k₇¹, k₇, k₅², k₃, а також розвідувальними свердловинами. Азимут падіння насува СВ - 5-20°, кут падіння 60-76°, стратиграфічна амплітуда 2-180 м. Найбільший розвиток насув отримав у верхній частині каменської свити, в низах каменської і верхній частині свити C₂⁷ амплітуда насува зменшується до повного затухання. Насув супроводжується зоною перем’ятих порід до 175 м.

Поблизу південної границі шахтного поля по гірничим роботам пласта k₁ відмічається повне затухання стратиграфічної амплітуди насуву, але насув супроводжується апофізами, а в лежачому крилі паралельно насуву в 150-250 і простежується флексурна складка з горизонтальним розмахом крил до 200 м.Рум’янцевський насув максимальний розвиток отримує в південно-східній частині поля шахти ім. Рум’янцева, перетинаючи шахтне поле від вугільного пласта k₁ до m³. На полі шахти ім. Калініна он трасується в південно-західній частині із деякою умовністю, оскільки амплітуда його тут практично затухає і він зафіксований тільки по гірничим роботам на пластах m₇, m₆² и m₅.

Насув від західної границі шахтного поля до лінії розрізу 1-1’ має узгоджене простягання, а в районі геологічного розрізу 2-2’ змінює своє простягання на СВ 70°.

Падіння насува від СВ до СЗ, кут падіння 50-60°, амплітуда зміщення 2-8,0 м, зона порушених порід досягає 20-50 м.

Кіндрат’євський насув отримує розвиток в центральній і західній частинах шахти «Олександр-Захід», а на площі шахти ім. Калініна простежується по пласта h₃. Насув тяжіє до сводної части антикліналі. Простягання насуву 275-305°, падіння 60-65°, ширина зони порушених порід порядку 100 м.

Окрім вищеописаних тектонічних порушень, гірничими виробками шахт і розвідувальними свердловинами була зустрічена велика кількість більш маленьких розрізів з амплітудами зміщення від деяких сантиметрів до 1 м, які уявляють собою насуви, що круто падають, згідні з крупними порушеннями, рідше - субмеридіональні до них.

Частота проявів маленьких порушень 1-4 на 100 м простягання пласта в зонах, що прилягають до великих порушень, і 1-2 на 500-700 м по простяганню поза зоною їх впливу.

Варто відмітити, що великі порушення - Калінінський та Кіндрат’євский насуви супроводжуються потужними зонами (до 180 м) перем’ятих порід [5], [6].

Розвідувальні роботи, проведені на шахтному полі, вказують на відсутність інших великих розривів окрім вже відомих. Не виключена можливість, що в процесі подальшої відробки вугільних пластів буде зустрічений ще ряд невеликих порушень, які будуть оскладнювати проведення гірничих робіт. Структура розривних порушень з глибиною буде уточнятись за мірою просування гірничих робіт.

За складністю тектонічної будови намічена для розвідувальних робіт ділянка відноситься до другої групи: на сході розташований Кіндрат’євский насув, що супроводжуються потужними зонами (до 180 м) перем’ятих порід. Не виключено, що ця зона буде впливати на проведення запланованих робіт. Ділянку перетинає тільки один маленькоамплітудний (амплітуда від декількох сантиметрів до 10 м) насув на заході. Також складність обумовлена великими кутами (52-55°) падіння порід вугленосної товщі.

Вугленосність

Кам’яновугільні поклади шахтного поля представлені свитами C₂³, С₂^4,C₂⁵, C₂⁶, C₂⁷ середнього відділу карбону. В процесі розвідувальних робіт частково розкривалися поклади свит C₂² середнього і С₃¹ верхнього відділів карбону. Вугільні пласти свит C₂² и С₃¹ не оцінювалися, бо не входять в гірничий відвід шахти ім. Калініна, хоча деякі пласти мають кондиційні потужність та зольність по всій чи більшій частині площі, що примикає до кордонів шахтного поля. В свиті C₂² це пласт g₃^H, g₂^H, а в свиті С₃¹ пласт n₁¹. Пласт свити C₂² слабо вивчені, розкриті незначною кількістю свердловин. За даними, що є, потужність пласта g₃^H коливається в межах 0,77-1,34 м, пласта g₂^H - 0,82-0,91 м. Пласти свити С₃¹ розкриті чисельними свердловинами. Промислове значення має тільки пласт n₁¹, який раніше оцінювався на ділянці Калінінській-Верхній. Пласт відносно витриманий. На всій площі зберігає потужність в межах 0,50-1,26 м.

В свитах C₂², C₂³, С₂^4,C₂⁵, C₂⁶, C₂⁷, що входять в гірничий відвід шахти, міститься біля 94 вугільних пластів і прошарків, з яких 18 мають промислове значення і розроблюються чи розроблювались шахтою. Ще 10-15 пластів, хоча і не мають промислового значення, простежуються на всій чи більшій частині шахтного поля, досягаючи на окремих ділянках робочої потужності. Деякі з цих пластів використовуються як захисні і частково розроблюються з некондиційною потужністю і зольністю. Інші пласт та прошарки простежуються на значних ділянках, часто вибиваються в клин, заміщуються вуглистим сланцем або розмиті. Деякі з них в поодиноких точках досягають робочої потужності.

Паралелізація вугільних пластів проводилась на основі зіставлення нормальних розрізів свердловин, квершлагів та стволів шахт. Значний розвиток фронту гірничих робіт також забезпечило надійність їх ув’язування. Синоніміка пластів відповідає прийнятій схемі індексації пластів для Центрального геолого-промислового району Донбасу[5], [6].

Промислова вугленосність

З 18 оцінюваних у 1988 р. вугільних пластів за ступенем витриманості до витриманих відносяться пласт m³ (таблиця 1.4), k₇ и k₅²; до відносно витриманих - m₆^2, m², l₆, (західне крило), l₅ (західне крило), k₇^1-B (західне крило) і h₃; до невитриманих відносяться - m₅¹, m₅, l₆ (східне крило), l₅ (східне крило), l_4, l₃, k₈, k₇^1-B (східне крило), k₄¹, k₃, k₂², k₁.

Таблиця 1.4 - Крайні та середні показники по пласта m³, розраховані за допомогою MS Excel

Характерною особливістю оцінюваних пластів є переважно складна їх будова - 8 пластів мають складну будову, 5 - складну та просту, 3 пласти с перевагою простої будови і тільки 2 пласти мають просту будову. При складній будові (в основному це дві вугільні пачки та прошарок) порідні прошарки, як відомо, малопотужні 0,0-0,20 м, представлені аргілітом, рідше - вуглистим сланцем.

В цілому для ділянки характерно зменшення вугленосності с заходу на схід. У половині оцінюваних пластів в цьому напрямі спостерігаються зменшення потужності, виклінювання чи заміщення вугілля вуглистим сланцем. По даним гірничих робіт для деяких пластів характерна наявність утонінь та роздувів. Характер їх розподілу по всіх пластах, де вони виявлені, приблизно однаковий, це зони довжиною до 100 м і шириною до 30 м, що витягнуті за простяганням чи діагонально до простягання. Можливо, в одних випадках ці явища мають тектонічну природу, в інших - це локальні руслові розмиви пластів [5], [6].

На ділянці геологорозвідувальним робіт, що проектуються в теперішньому проекті пласт m³ є витриманим (Таблиця 1.4).

Якість вугілля

Крайні і середні значення показників якості вугілля під час минулого (1988 р.) підрахунку запасів по пластах зведені в таблицю 1.5.

Таблиця 1.5. - Крайні і середні значення показників якості вугілля пластів під час минулого підрахунку запасів

Речовинний та хімічний склад вугілля

Масова частка вологи

Волога аналітична з’ясовувалась в кернових пробах, а також в пробах з гірничих робіт, відібраних геологічною службою ВДО «Донбасгеологія», а волога робоча з’ясовувалась службою ВТК шахти.

Середні значення вологи аналітичної по пластам коливаються в межах 0,6-1,0%, масова доля робочої вологи коливається в межах 1,3-3,0%, робоча волога в товарної продукції шахти склала 5,2%.

Під час робіт, що проектуються, необхідно дослідити вугілля пласта m³ (марки ОС) за масовою часткою вологи по всіх пробах[1].

Зольність

Зольність вугілля вивчалась за диференційними та пластовими пробами, що були відібрані з керну свердловин і гірничих виробок, чи пластова зольність з’ясовувалась розрахунковим шляхом по диференційним пробам. Якість вугілля пластів, що відробляються, постійно контролює ВТК шахти. Середні значення зольності за чистими вугільними пачками, що були розраховані на площі підрахунку по свердловинам і гірничим роботам, близькі між собою. Виключення складають вугільні пласти m₆², m₅¹, l₆, k₇^1-B, k₄¹, k₂², по яким на 5-9,0% зольність за свердловинами вище зольності за гірничими роботами. Це пояснюється включенням в кернові проби малопотужних прошарків порід, які практично неможливо виділити за технічними причинами. Пластова зольність за гірничими роботами, як правило, трохи вище розрахованої за свердловинами, що зумовило забруднення шахтних проб породами крівлі та підошви, а в окремих випадках - включенням до пластової проби нестійких порід крівлі та підошви, що є порушенням ГОСТу. Середні розрахункові значення зольності по пластах, що виконані для характеристики якості вугілля, в основному близькі до даних експлуатації. Незначні розходження по окремих пластах пояснюються вищезгаданими причинами [5], [6].

Чітко вираженої закономірності в зміні зольності по пластах з глибиною і за простяганням не відмічається. Зольність вугільних пластів по чистим вугільним пачкам коливається в межах 11,0-18,5% з перевагою 11,0-16,0%. Пластова зольність коливається от 13,6 до 33,2% з перевагою 16,0-25,0%.

По зольності пласти можна розділити наступним чином:

Таблиця 1.6 - Класифікація вугільних пластів за зольністю

Експлуатаційна зольність, як правило, на 5-10, а по окремих пластах до 15% вище пластової. Значні відхилення відмічені по пластах, які розроблюються з присічкою, а також на малопотужних пластах складної будови, що відробляються на непідрахункових площах через некондиційну потужність чи зольність. Різко збільшується експлуатаційна зольність по пластах, розробка яких проходить механізованим способом.

Зольність гірничої маси, що потрапляє на ЦЗФ «Калінінська» шахти ім. Калініна, за склала 28,9-31,1%.

Зола більшості пластів тугоплавка t°_c 1350->1400°, а пластів m³, m², l₅, l₃ - t°_c 1270->1340°. В складі золи в основному переважають оксиди SiO₂+Al₂O₃ - 51,4-75,1%. Вміст Fe₂O₃ коливається в межах 23,4-33,3%. Виключення складають пласти m₅¹, k₃, k₂², h₃, вміст окислів залізі в яких коливається в межах 10,9-15,9%.

Таким чином, за раніше проведеними роботами пласт m³ є середньозольним (середня A^d= 15,016%).

Під час робіт, що проектуються, необхідно дослідити вугілля пласта m³ (марки ОС) за зольністю по всіх пробах. Особливу увагу приділити здатності до збагачування вугілля [1].

Масова частка загальної сірки

Сірка в пластах коливається в широких межах: в середньому від 1,4% до 4,8% (пласт l₅), а по окремим точкам опробування діапазон коливання її значно більший. По масовій долі загальної сірки вугільні пласти можна розділити наступним чином:

Таблиця 1.7 - Класифікація вугільних пластів за вмістом сірки

В складі загальної сірки переважає сірка піритна - 68,3-92,8%. Органічна сірка складає 6,3-29,2%, з перевагою 12-17%. Вміст сульфатної сірки, як правило, незначний і коливається в основному в межах 2-3%, досягаючи інколи 4-6% від загальної сірки.

Перевага піритної різновидності сірки зумовлює можливість часткового збагачення вугілля по сірці. Пірит у вугіллі зустрічається в формі маленьких розсіяних глобулок, дисперсних вкрапляників, гніздовидних зростань. Сірчаність товарної продукції шахти за останні роки коливалась в межах 2,78-3,09%, концентрати, після збагачення на ЦЗФ «Калінінська», -1,78-1,94%.

Таким чином, за раніше проведеними роботами пласт m³ є багатосірчастим (середня S_t^d= 3,381%).

Під час робіт, що проектуються, необхідно дослідити вугілля пласта m³ (марки ОС) за масовою часткою загальної сірки по всіх пробах та сірку окремо за видами[1].

Масова частка фосфору

Масова частка фосфору в вугіллі в основному знаходиться на рівні, характерному для вугілля середнього карбону Донбасу і коливається в межах 0,004-0,02%. Переважаючий вміст обмежується третім знаком і задовольняють умови, надані коксохімічною промисловістю.

Під час робіт, що проектуються, необхідно дослідити вугілля пласта m³ (марки ОС) за масовою часткою загальної сірки по одиничних пробах[1].

Елементний склад і теплота згоряння

Елементний склад вугілля і теплота згоряння досліджені по всіх пластах з кернових проб та проб з гірничих виробок. Ці показники якості вивчалися також в УХІНі. Показники ці типові для даної стадії вуглефікації. Вміст вуглецю, водню на суху беззольну масу і оксисену + нітрогену на органічну масу в них відповідно коливається в межах 99,6-91,6%, 4,0-4,5%, 2,4-4,5%.

Теплота згоряння вугілля (Q_б^daf) по всіх пластах висока. Середні значення її коливається в межах 35,04-36,47 мДж/кг. Нижча теплота згоряння коливається в межах 27,14-29,89 мДж/кг.

Під час робіт, що проектуються, необхідно дослідити вугілля пласта m³ (марки ОС) за елементарним складом по одиничних пробах[1].

Гірничо-геологічні умови експлуатації

1. Короткий опис існуючих гірничих робіт

Шахтне поле розкрите трьома вертикальними стволами і погоризонтними головними квершлагами.

Ствол №1 - вантажелюдський, круглого перетину, діаметр ствола 6 м. По стволу №1 свіжий потік повітря потрапляє в шахту. Ствол №1 розташований на ділянці, що намічається для оцінки в даному проекті (Абсолютна відмітка 283,18 м).

Ствол №2 - скиповий, вугільний, вентиляційний, круглого перетину. Діаметр ствола до гор. 410 м - 5 м, нижче гор. 410 м - 6 м. Ствол №1 розташований на ділянці, що намічається для оцінки в даному проекті (Абсолютна відмітка 281,98 м).

Ствол №3 - скиповий, породний. Діаметр ствола 7.5 м, круглого перетину.

Система відробки пластів суцільна зі стелеуступним забоєм з молотковою виїмкою вугілля і з прямою лінією забою при комбайновій виїмці вугілля. Відроблення пластів ведеться прямим ходом від стволів до границь шахтного поля.

На пластах, небезпечних за самозайманням, відробка ведеться на передній квершлаг. Розкриття пластів по горизонтах проходить головними квершлагами, які простягаються з півночі на південь протягом 1000-1400 м і розкривають пласти свит.

Шахтою відроблені горизонти 150, 300, 410, 520, 630, 740, і частково 850 і 960 м.

Стволом №1 розритий гор. 850 м.

В районі руддвору пройдена сліпа шахта по пласта l₃ з гор. 520 м на гор. 740 м, яка слугувала для перепуску вугілля з гор. 630 м на гор. 740 м.

Для виробництва групування виробок по крилам шахтного поля пройдені проміжні квершлаги, які з’єднують групи пластів. Пласти m₆², m₅, m³ групуються на груповий штрек пласта m₄⁴. Пласти l₆, l₃, l₄^В, k₈ -групуються на груповий польовий штрек, пройдений по крівлі пласта l₂, пласти k₇^1-В, k₅², k₄¹ - групуються на польовий штрек, пройдений в крівлі пласта k₆, пласти k₃ и k₁ працюють як одиночні.

Відкаточні штреки проходяться по розроблюваним пластам з підривкою підошви. Кріпляться штреки металокріпленням типу АП-7, АП-9 з деревиною, стінки штреків затягуються суцільно затяжками.

При проходці відкаточних штреків застосовуються породозавантажувальні машини типу ППН-1С, ПМЛ-5. Вентиляційні штреки проходяться, в основному, по завалах старих відкаточних штреків.

Спосіб управління крівлею, в залежності від гірничо-геологічних умов залягання пластів, - від повного обвалення до плавного опускання на костри.

При розробці пластів вугілля суцільною системою в лавах залишаються над- і підштрекові целіки. Величина їх коливається від 2 до 10 м по падінню, від 3,5 до 4,5 м по простяганню.

На пластах, що самозаймаються, над- і підштрекові целіки в лавах не залишаються, замість них зводяться костри.

В теперішній час ведеться відробка запасів гор. 960 м і 1080 м.

Виймання вугілля в лавах проходить відбійними молотками типу ОМсп 5 і комбайнами УКР-1, КТ.

Гірничо-геологічні умови відроблення вугільних пластів важкі. Відроблення вугільних пластів буде ускладнюватись наявністю по окремих вугільних пластах «Удаваної крівлі (пласти m₆², m₅¹, m₅, l₆ l₄, k₇^1-B, k₇, k₅²) і сповзання підошви (пласти m₅¹, l₅, l₄, l₃ и k₅²).

Гірничо-геологічні умови відроблення вугільного пласта m³ будуть важкими.

Міцність і стійкість порід, що вміщують вугілля

Міцність і стійкість бокових порід

Породами, що вміщують вугілля, на шахті є: вапняки, пісковики, алевроліти, алевроліто-аргіліти та аргіліти. Найбільш часто безпосередньо в крівлі пластів залягають алевроліти, аргіліти і алевроліто-аргіліти, рідше пісковики й вапняки.

Ступінь стійкості бокових порід, в основному, обумовлюється міцністю та потужністю пластів порід. В стійкості порід значну роль відіграють також особливості структури і текстури самих порід - шаруватість, вологість, тріщинуватість.

Деякі різновиди відносно монолітних порід при підвищенні їх вологості здатні втрачати монолітну структуру.

Такі породи розшаровуються по площинах і стійкість їх різко знижується.

Нетріщинуваті пісковики на кварцовому цементі й вапняки відносяться до стійких порід. Щільні, слаботріщинуваті, слабозаводнені аргіліти і алевроліти - до середньостійких.

Стійкість порід в умовах підвищеного гірничого тиску на нижніх горизонтах знижується.

В випадку невеликих потужностей (до 2-х метрів) і слабкої механічної міцності порід, що безпосередньо залягають над вугільним пластом, а також різко вираженому контакті і слабкому склепінню цих порід з тими, що залягають вище, відбувається мимовільне обрушення їх слідом за вийманням вугілля. В таких випадках породи утворюють «несправжню крівлю».

В підошві вугільних пластів частіше залягають алевроліти чи аргіліти, рідше пісковики, з чисельними відбитками рослин, так званий «кучерявчик», потужність якого звичайно від декількох сантиметрів до метра.

Наявність «кучерявчика» в підошві гірничої виробки призводить до обдимання підошви. Наявність в підошві вугільного пласта прошарку вугілля чи вуглистого сланцю, розташованого нижче пласта, що розроблюється, на відстані до 1.5-2.5 м за умови підрізання його відкаточним штреком викликає сповзання підошви вугільного пласта.

У зв’язку з тим, що поле шахти примикає безпосередньо до тектонічних порушень (на сході до Калінінського насуву, а на заході до другого Рум’янцевського насуву), диз’юнктивні деформації гірських порід, що мають місце, в тій іншій мірі ослабляють їх міцність та стійкість, що в значній мірі ускладнює ведення гірничих робіт. Так очисні роботи по пластах k₇, k₅², k₁ при підході до Калінінського насуву зупинялись в зоні сильно зім’ятих бокових порід, невитриманої потужності і будови пласта.

Другий Рум’янцевський насув по пластах m_7,m₆^2, m₅, m³ очисними роботами не переходився за вищезгаданої причини. При переході плікативних порушень очисними роботами, ускладнюються умови відроблення пластів у зв’язку з проявленням інтенсивної тріщинуватості порід, що вміщують вугілля, а також наявністю міжшарових рухів в самому пласті, які викликають ослаблення зчеплень пласта з боковими породами, що призводять до частих самообрушень вугілля в цілині.

Породи, що вміщують вугілля пласта m³, раніше були вивчені по гірничим роботам та розвідувальним свердловинам. Безпосередньо в крівлі пласта залягає аргіліт, що без чіткої границі переходить в алевроліт. Частіше за все безпосередня крівля представлена аргілітом темно-сірим, тонко слоїстим (до 0,05 м), пласт розташований паралельно нашаруванню, зв'язок їх слабкий за рахунок дзеркальних поверхонь між ними.

Аргіліт розбитий сіткою тріщин перпендикулярних до нашарування, схильний до раптових обрушень. Вище аргіліт переходить в алевроліт менш тріщинуватий і з більшим міцним пошаровим зціпленням. Загальна потужність безпосередньої крівля пласта досягає 17 м. Основна крівля пласта представлена глинистим сланцем середньої стійкості.

Підошва пласта усюди представлена алевролітом сірим, середньошаруватим (10-15 см), міцним, стійким. Місцями він переходить в «кучерявчик», потужність його 5-7 м. Нижче алевроліт переходить в стійкий пісковик.

Пласт m³ відноситься до пластів з важкокерованою крівлею.

Задля передбачення раптових викидів в лавах застосовується штучне посадження крівлі, а також кріплення очисного простору трубами ОКУ.

Великі ускладнення при подальшій розробці в веденні робіт очікуються у зв’язку з раптовими викидами вугілля та газу [5], [6].

Тому при проектуванні геологорозвідувальних робіт особливу увагу потрібно надати вивченню міцності і стійкості бокових порід.

Силікозонебезпечність

Всі підготовчі і капітальні виробки, а також очисні роботи в лавах деяких вугільних пластів проходяться з підриванням бокових порід, які вміщують велику кількість вільного двоокису силіцію. Відбір проб і з’ясування вмісту вільного двоокису поводилося в лабораторіях ВДО «Донбасгеологія» комплексним методом (петрографічним і термічним). По даним цих досліджень середній вміст двоокису силіцію (SiO₂) складає:

в аргілітах -5%;

в алевроліто-аргілітах -16%;

в алевролітах -40%;

в пісковиках - 62%.

Всі гірничі виробки, що проходяться шахтою ім. Калініна, є силікозонебезпечними [5], [6].

Під час проведення геологорозвідувальних робіт, що проектуються, не треба вивчати породи на силіконебезпечність.

Пиловибухонебезпечність вугілля

Дослідження лабораторії МакНИИ (1973 р.) показали що вугільні пласти, що розроблюються шахтою, небезпечні за вибухами вугільного пилу. Вміст негорючих компонентів по пробах складає 84-87%.

Для боротьби з вугільним пилом проводяться наступні заходи: передчасне зволоження вугілля в масиві, зволоження в місцях вантаження вугілля, зв’язування вугільного пилу змочувачами, осланцування, установка на вентиляційних штреках пиловловлюючих перегородок, змащених спецпастою, змивання вугільного пилу водою та ін.

В результаті заходів, що проводяться, вміст вугільного пилу в рудничній атмосфері гірничих виробок не перевищує санітарних норм [5], [6].

Під час проведення геологорозвідувальних робіт, що проектуються, не треба вивчати вугільний пласт m³ за пиловибухонебезпечністю.

Самозаймання вугілля

Самозаймання вугілля горизонтів шахти ім. Калініна вивчалося за керновими пробами у відповідності до «Методики з’ясування здатності пластів вугілля до самозайманню по даним геологічної розвідки родовищ Донецького басейну». Згідно до цього висновку вугільні пласти m², l₅, k₇, k₅² є здатними до самозаймання, а пласти m₆^2,m₅, m³, l₆, l₄, l₃, k₈, k₇^1-B, k₇, k₄¹, k₂², k₃, k₁и h₃ нездатні до самозаймання.

Для попередження самозаймання вугільних пластів m², l₅, k₇, k₅² розробка їх повинна проходити з дотриманням спеціальних заходів [5], [6].

Під час проведення геологорозвідувальних робіт, що проектуються, не треба вивчати дані про здатність пласта m³ до самозаймання.

Викидонебезпечність вугільних пластів

В межах поля шахти ім. Калініна в 1985-1988 рр. оцінювались 18 вугільних пластів: m₆^2, m₅¹, m₅, m³, m², l₆, l₅, l₄^B+H_, l₃, k₈, k₇^1-B, k₇, k₅², k₄¹, k₃, k₂², k₁и h₃. На глибинах 900-1600 м розповсюджене вугілля марок К, ОС, Т.

Згідно з «Інструкцією по безпечному веденню гірничих робіт на пластах, схильних до раптових викидів вугілля, порід та газу», М., Надра, 1977, до викидонебезпечних відносяться вугільні пласти в межах шахтного поля нижче вентиляційного штреку того горизонту, на якому відбувся перший випадковий викид вугілля і газу чи викид при вибухових роботах. Тому, вугільні пласти m₆^2,m₅, m³, m², l₆, k₈, k₇^1-B, k₇, k₄¹, k₃, и h₃ по гірничим роботам є викидонебезпечними [5], [6].

Під час проведення геологорозвідувальних робіт, що проектуються, обов’язково треба вивчати вугільний пласт m³ за викидонебезпечністю.

Викидонебезпечність пісковиків

Пласти пісковиків m₁sm², L₇sl₇, крівля h₇, H₄sh₆¹ є невикидонебезпечними, пласти m₉sM₁₀¹, m₆²sm₆³, M₁sm₁, k₄²sk₅, k₁sK_2, h₁₀sh₁₁, H₃sh_5, h₁sh₃ віднесені до низького ступеня викидонебезпечності, а пласти m₈¹sm₉, m₅²sm₆², m₄²sm₄⁴, l₇sl₈¹, l₅sl₆, l₄^Bsl₅, l₃sl₄, l₁sl₂, L₁sl₁, K₉sk₇⁴, k₇^1-Bsk₇³, k₇sk₇^1-B, k₇sk₇, K₆sk₅² до середнього ступеня викидонебезпечності. Викидонебезпечними є пісковики k₈sL₁. Безпечні по викидам пласти пісковиків m₁sm², L₇sl₇ і h₇ крівлі повинні відроблятися з текучим прогнозом [5], [6].

Під час проведення геологорозвідувальних робіт, що проектуються, треба вивчати пісковики на викидонебезпечність.

В результаті узагальнення і дослідження гірничо-геотермічного матеріалу варто відмітити, що:

геотермічний режим в межах шахтного поля неоднорідний. Найбільші температури відмічені в південній частині масиву, що, в основному, пов’язано з геологічною будовою ділянки (близькість до зведеної частини Головної антикліналі). Однак наявність на цій ділянці Калінінського та Кіндрат’євського насувів знижує температуру порід на 2-3°С. Вияснення причин зниження температури в таких тектонічних зонах потребує постановки спеціальних досліджень. В теперішній час вирішення цього питання залишається відкритим;

як в цілому для Центрального району, так і для поля шахти ім. Калініна закономірним є збільшення температури гірських порід від крил антикліналі до її осьової частини (діапазон змін температури в цьому напрямі від 33,1° до 40,0°С на горизонтах 1080 і 1200 м);

відпрацювання вугільних пластів на гор. 1080 м буде проводитись при середній температурі 35,8°С. При цьому температура повітря буде досягати 32-33°С, що перевищує допустиму санітарну норму на 6-7°С. У зв’язку з цим для створення нормальних умов труда потребується застосування ще більш виробничих повітряохолоджувачів і холодильних машин;

в подальшому, промислове відпрацювання вугільних пластів буде відбуватися на глибинах, де висока температура гірських порід і повітря дозволить вирішити питання про практичні шляхи використання тепла надр для господарських цілей [5], [6].

Під час проведення геологорозвідувальних робіт, що проектуються, треба визначити геотермічні показники для запроектованих горизонтів з метою подальшої промислової експлуатації пласта m³.

Гідрогеологічні умови

Центральний гірничопромисловий район в орографічному відношенні розташований на південному схилі Головного Донецького водорозділу, який розділяє водні системи річок, які впадають в.Сіверський Донець і в Азовське море. Основними водними артеріями є ріка Кривий Торець з правим припливом р. Залізної і р. Корсунь, Садки, Булавін, що входять в систему ріки Кринки.

В гідрогеологічній будові району приймають участь водоносні горизонти четвертинних (алевролітні різновиди) і кам’яновугільних покладів (вапняки і пісковики). У товщі порід карбону нараховується більше ста роз’єднаних напірних водоносних пісковиків, витриманих за простяганням і ті, що мають постійну потужність; крім того, є десятки малопотужних водоносних горизонтів через малу потужність їх роль незначна.

Водонасиченість кам’яновугільних покладів змінюється як з глибиною, так і за простяганням.

Живлення водоносних горизонтів відбувається, в основному, за рахунок атмосферних осадів безпосередньо в місцях виходів покладів на поверхню. З глибиною вплив кліматичних умов зменшується та на глибинах 600-700 м практично відсутній.

Шахти Центрального району розроблюють в середньому от 19 до 26 пластів. В режимі обводнення шахт основну роль відіграють водоприпливи, що потрапляють в капітальні і підготовчі виробки. Забої лав, головним чином, сухі. Величина водоприпливу визначається в основному ступенем тріщинуватості та водонасиченості гірських порід.

Незначна площа інфільтрації атмосферних осадів при крутих (60-80°) кутах падіння порід, відсутність водоносних горизонтів післякарбонового віку, густа сітка крутих балок та ярів, які зумовлюють дренаж водоносних горизонтів, зливний характер та інтенсивне стікання атмосферних осадів визначають гідрогеологічні особливості відробки вугільних пластів в районі. Водоприпливи в глибокі шахти складають 200-300 м³/год.

Закономірності змін з глибиною загальної пористості пісковиків, величин коефіцієнтів фільтрації, припливів води з окремих водоносних горизонтів в стволи в процесі їх проходки, а також хімічного складу підземних і шахтних вод свідчать про те, що водонасиченість гірських порід і обводнення гірничих виробок з глибиною зменшується. Загальні припливи в шахти збільшуються з глибиною з поступовим зниженням приросту на глибоких горизонтах (нижче 1000 м).

В результаті аналізу даних про поглинання промивної рідини, про зміни з глибиною водопровідності порід карбону і хімічного складу підземних вод встановлені наступні глибини розповсюдження гідродинамічних зон:

. Зона інтенсивної циркуляції розвинута до глибин 700 м. Характеризується вона максимальною частотою первинних поглинань 44,4-38,9% (інтенсивний розвиток відкритої тріщинуватості порід), водопровідністю порід від 4,79 м²/добу до 0,7 м²/добу, за хімічним складом води цієї зони переважно сульфатно-хлоридно-гідрокарбонатні натрієві з мінералізацією 1,0-2,0г/дм³.

. Зона сповільненої циркуляції виділяється в інтервалі глибин 700-1400 м, характеризується частотою первісних поглинань 16,7-5,88% (поступове затихання відкритої тріщинуватості). Водопровідність порід змінюється от 0,51 м²/добу до 0,23 м²/добу, хімічний склад вод цієї зони гідрокарбонатно-хлоридний натрієвий з мінералізацією 1,788-4,1г/дм³.

. Зона застійного режиму залягає на глибинах нижче 1400 м. Частота первісних поглинань тут складає 0%. Коефіцієнт водопровідності за даними аналогічного шахтного поля 0,121 м²/добу. Хімічний склад підземних вод цієї зони гідрокарбонатно-хлоридно-натрієвий з мінералізацією до 4,1 г/дм³.

Оцінювані горизонти відробки залягають нижче 960 м, тому прямий гідравлічний зв’язок між поверхневими водами і водоносними горизонтами, які будуть дренуватися гірничими виробками, відсутні. За цією причиною в главі не наводиться характеристика поверхневих водотоків і водоймищ.

Багаторічні спостереження за припливами води показали, що приплив води по шахті ім. Калініна складає 380-410 м³/год, приплив по шахті-аналогу ім. Рум’янцева - 320-350 м³/год. Шахтою ім. Калініна відроблені горизонти 300 м, 410 м, 520 м, 630 м і 740 м, в теперішній час відробляються горизонти 740 м, 850 м и 960 м. Основний водоприплив потрапляє з верхніх відроблених горизонтів і складає 340-350 м³/год, безпосередньо на горизонтах робіт 50-60 м³/год.

Обводнення виробок, що діють та проектуються, буде проходити за рахунок пісковиків. Участь вапняків в обводненні незначна внаслідок малої (2-4 м) їх потужності. Глибина залягання рівнів підземних вод водоносного комплексу кам’яновугільних покладів в зоні дренування гірничих виробок коливається від 151,0 до 772,0 м.

Гідрогеологічні умови ділянки класифікуються як прості, вугільні пласти обводнюються за рахунок водоносних горизонтів, приурочених до зони ускладнень водообміну. Також впливають на гідрогеологічні умови сезонні особливості проведення геологорозвідувальних робіт [5], [6].

Характеристика водоносних горизонтів и оцінка ступеня їх участі в обводненні гірничих виробок

Підземні води ділянки приурочені до водоносних комплексам свит C₂³, C₂⁵, C₂⁶, C₂⁷. Потужність окремих водоносних горизонтів коливається від 8,0 до 87,0 м.

Представлені вони в основному тріщинуватими пісковиками, які більшою частиною не витримані по простяганню, замінюються алевролітами і аргілітами. Коефіцієнт фільтрації коливається від 0,728 м/добу до 0,00001 м/добу, коефіцієнт водопровідності - від 4,8 м³/добу до 0,00039 м³/добу. Найбільш обводнені водоносні горизонти, приурочені до зон тектонічних порушень і підвищеної тріщинуватості. Глибина залягання рівня підземних вод змінюється від 7,0 до 19,0 м, на ділянках підробітки гірничими виробками від 151,0 до 772,0 м. Величина напору відносно корисної копалини складає порядку 200-800 м. Характер поверхні підземних вод напірний.

Гідравлічний зв’язок водоносних горизонтів з тими, що залягають вище, активна. Зв'язок з поверхневими водами здійснюється в місцях виходу кам’яновугільних порід на денну поверхню. На шахтних водоприпливах відбивається вплив сезонних змін і поверхневих вод до глибин 500-600 м. На глибинах 600-700 м цей вплив практично не простежується. Водоупорні та слабопроникливі пласти представлені аргілітами, які залягають яв в підошві, так і в крівлі водоносного горизонту. Потужність аргілітів коливається від 5,0 до 17,0 м.

Величина приплива води в гірничі виробки визначається, в основному, ступенем тріщинуватості та водонасиченості порід, що вміщують вугілля, їх літологічним складом. Найбільшим обводненням відрізняються гірничі виробки, в підошві і крівлі котрих залягають потужні водоносні горизонти.

Аргіліти та алевроліти, що відокремлюють вугільний пласт від водоносного горизонту, попереджують потрапляння води з водоносних горизонтів, що залягають вище. Водоприплив в них можливий після утворення тріщин обрушення. Зона відкритої тріщинуватості, що утворюється, в крівлі очисних виробок поширюється на відстань 17-25 м. Обводнення може відбуватися й зі сторони підошви вугільного пласт на відстані 5-10 м.

Гідрогеологічні параметри водоносних горизонтів, що будуть брати участь в обводненні пластів, визначені за даними КІЇ-65 та даним про водоприпливи в гірничі виробки шахти ім. Калініна і шахти-аналога ім. Рум’янцева.

Щодо прогнозу при до розвідці 1985-1988 рр, найбільш складні гідрогеологічні умови очікуються при відпрацюванні пластів k₇, k₅², k₂², l₆, l₅, l₃, де водоносні горизонти залягають безпосередньо в підошві і крівлі пластів та характеризуються підвищеною водонасиченістю. Гірничі виробки пласта m³ обводнюватися не будуть, так як водоносні горизонти в зоні дренування відсутні. Інші пласти будуть обводнюватись зі сторони підошви або зі стороні крівлі водоносного горизонту.

Відхилення від закономірного зниження водонасиченості порід з глибиною можуть спостерігатися в локальних зонах підвищеної тріщинуватості порід. Причому кількість води, яке буде потрапляти в гірничі виробки, буде дуже незначним.

Амплітуда коливань рівня підземних вод зони активного вивітрювання складає не більше 1,0 м. Амплітуда коливань рівня підземних вод нижче зони активного вивітрювання, до якої приурочені горизонти відпрацювання (глибина 900-1800 м), буде складати менш, ніж 1,0 м.

Коливання величин водоприпливів в шахту за період с 1978 по 1987 рік склав 340-430 м³/год. Хімічний склад шахтних вод за період з 1985 по 1988 рр. практично не змінився у зв’язку з великими глибинами відроблення, що вказує на зниження впливу природних факторів на обводнення гірничих виробок з глибиною.

Самовиливаючих воду свердловин на ділянці немає.

Гідрогеологічні умови відроблення глибоких горизонтів шахти і резервного блока прості.

Очікувані величини загальношахтних припливів води в гірничі виробки шахти ім. Калініна на горизонтах 1080 и 1200 м будуть складати 460-480 м³/год, максимальні 505-526 м³/год у нижньої технічної границі резервного блока (-1500 м) - 500 м³/год, максимальні - 540 м³/год.

Мінералізація шахтних вод буде складати 4,07 г./дм³.

Прогнозні ресурси дренажних вод по шахті ім. Калініна оцінені в кількості 12 тис. м³/добу, в тому числі по категоріям В - 1,68 тис. м³/добу, С₁ - 6,12 тис. м³/добу, С₂ - 4,2 тис. м³/добу [5], [6].

Надалі, при запроектованих геологорозвідувальних треба вивчати гідрогеологічні умови, особливу увагу приділити водоносним горизонтам, через які будуть проходити свердловини.

Газоносність порід

Метаноносність вугільних пластів на глибинах 500-1000 м складає 12,5-20,0 м³/т с.б.м., а на глибинах 1000-1600 м збільшується до 28,0 м³/т с.б.м.

Породи, що вміщують вугілля, в основному, характеризуються низькими фоновими значеннями порядку 0,3 м³/т. п. Газоносність порід в інтервалах з підвищеною тріщинуватістю і великим вмістом органіки зростає з глибиною від 1,2 м³/т. п. в інтервалі глибин 500-1000 м до 2,8 м³/т. п. в інтервалі глибин 1000-1700 м.

Прогнозні значення середньої відносної метанонасиченості на горизонті 1440 и очікуються в межах 16,4-29,3 м³/т с.д. и на кінцевому горизонті відробки 1730 м (-1500 м) - 20,9-38,5 м³/т с.д.

Відносна метанонасиченість гірничих виробок шахти ім. Калініна на горизонті 960 м складає 8,4-11,4 м³/т с.д.

Загальні ресурси газу в вугіллі складають біля 2070,2 млн. м³ [5], [6].

Під час проведення геологорозвідувальних робіт, що проектуються, необхідно вивчати породи по газоносності в нових інтервалах глибин.

1.5 Група геологічної складності

У відповідності до класифікації ДКЗ групування вугільних родовищ здійснюється за витриманістю потужності, будови вугільних пластів, складності умов їх залягання та гірничо-геологічних умов розробки.

Поле шахти ім. Калініна та її резервний блок є багатопластовим родовищем з переважанням в розрізі продуктивних товщ, приурочених до простих складчастих структур, з переважанням відносно витриманих вугільних пластів, які характеризуються високою мінливістю потужностей, наявністю локальних розмивів, розщеплювань, утонінь та заміщень породами, що вміщують вугілля, характеризуються виключно складними гірничо-геологічними умовами відробки вугільних пластів на глибинах більш ніж 1000 м від денної поверхні. Враховуючи складні гірничо-геологічні умови експлуатації, пов’язані з великими глибинами, переважанням в розрізі продуктивних товщ відносно витриманих і невитриманих вугільних пластів, розвідане шахтне поле та його резервний блок відносяться до 2-ї групи родовищ [5], [6].

В цілому гірничо-геологічні умови відробки вугільних пластів на великих глибинах шахти будуть складними.

2. Спеціальна (науково-дослідна) частина

Літолого-структурний аналіз умов вуглеутворення з метою прогнозу показників якості вугільного пласта m³

Морфологія та потужність вугільних пластів закономірно пов’язані з фаціальною обстановкою, і насамперед з рельєфом дна басейну торфоутворення [10,11]. Фаціальні обстановки, в свою чергу, відображаються в потужності і літологічному складі порід, що вміщують вугільний пласт порід. Аналізуючи розповсюдження різноманітних літотипів порід в плані і розрізі можна реконструювати і виділяти форми палеорельефу (палеоструктури) і прогнозувати потужність і морфологію вугільних пластів на ще невідпрацьованих ділянках.

Основні критерії виділення палеоструктур. Найбільш сприятливими умовами для торфоутворення є прибережноморські фаціальні обстановки. Менш сприятливі алювіальні і дельтові обстановки [10,11]. Тому можна припустити, що основна маса вугільних пластів в Донбасі формувалась в умовах поширених низовинних заболочених морських узбереж.

З усіх літологічних різновидів для цілей палеоструктурного аналізу найбільш інформативні пісковики. В прибережно-морських умовах пісковики маркують позитивні структури палеорельефу, тобто ділянки, що відрізняються найбільшою динамікою водної середи (з інтенсивним хвильовим рухом і перемиванням осадів). З подібними же стабільними, відносно приподнятими ділянками, на яких протягом тривалого часу зберігався визначений рівень ґрунтових вод, пов’язана і максимальна потужність торф’яників, що утворюються. Навпроти, відносно низинні ділянки палеорельефу в розрізі осадової товщі будуть характеризуватися підвищеними потужностями переважно глинистих покладів. Торфяники, приурочені до подобних ділянок, підлягають періодичному затопленню, яке приводить до такого ж періодичного перериву в торфоутворенні і відкладанню мінеральних осадів. Тому у напрямку до осі подібних палеозападин потужності вугільних пластів зменшуються, вони розщіпляються (часто до повного виклінювання) в найбільш глибоких зонах прогину. Тобто понижені ділянки палеорельефу будуть характеризуватися пониженою вугленосністю.

В дипломній роботі для цілей літоструктурного аналізу були використані дані про потужність пісковиків, що підстилають і перекривають оцінюваний вугільний пласт m³, потужність самого вугільного пласта і породного прошарку, що міститься в ньому, а також про потужність всього стратиграфічного інтервалу від вапняку M₁ до вугільного пласта m³. В результаті були побудовані карти ізопахіт для всіх цих стратиграфічних горизонтів (Рис. 2.2-2.5).Аналіз побудованих карт ізопахіт дозволяє встановити наступне.

Пісковики m²Sm³ і m³Sm₄, що залягають в безпосередній близькості від вугільного пласта мають обмежане площинне поширення і відносно невелику потужність. Вони поширені переважно в східній частині шахтного поля. Максимальна потужність (10-15 м) цих пісковиків зафіксована в районі розвідувальних свердловини №340Ц і 1450Ц. Враховуючи положення пісковиків в розрізі і їх обмежене площинне поширення, можна припустити, що вони формувалися в континентальній фаціальній обстановці і є утвореннями континентальних водотоків. В цих умовах долини водотоків приурочені до найбільш низьких ділянок рельєфу. Таким чином, максимальні потужності цих пісковиків маркують в просторі положення тривалий час існцючої (принаймні, від моменту утворення пласта m² до моменту утворення пласта m₄) негативної структури палеорельєфу.

Пісковики m₁¹Sm² та m₄¹Sm₄², що залягають нижче і вище, в межах ділянки, навпаки, мають суцільне площинне поширення і значні потужності. По даним розвідувальних свердловин їх потужності коливаються від 5 до 25 м (для пл. m₁¹Sm²) і від 10 до 40 м (для m₄¹Sm₄²). При цьому характер ізопахіт для цих двох горизонтів пісковиків практично ідентичний. Для обох пісковиків відмічаються локальні максимуми потужностей в східній та західній частинах ділянки. Мінімальні же значення потужностей приурочені до району свердловин 340Ц та 1450Ц (Рис. 2.2, 2.3). Враховуючи широкий площинний розвиток цих пісковиків і їх значну потужність, можна припустити, що вони формувалися в прибережно-морській фаціальній обстановці. В цьому випадку вони можуть інтерпретуватися як утворення піскових обмілин і барів. Подібні утворення, як правило, приурочені до позитивних пале оструктур в рельєфі морського дна.

На існування на виділених ділянках позитивних структур палеорельєфу вказує і результат аналізу потужностей всього стратиграфічного інтервалу від M₁ до m³. Площі виділених позитивних пале оструктур просторово співпадають з двома мінімумами потужностей цього інтервалу - 92 і 94 м (Рис. 2.6).

Таким чином, можна зробити наступні висновки: на момент формування товщі, що вміщує вугільний пласт m³, на території ділянки існували, як мінімум, дві позитивні палеоструктури. Східна палеоструктура була більш чітко виражена в палеорельєфі і мала субширотне орієнтування. Положення західної палеоструктури було менш стабілізовано в просторі. Вісь цієї палеоструктури орієнтована в північно-західному напрямі і поздовжня по відношенню до сучасного простягання осі Головної антикліналі.

Рис. 2.1 - Карта ізопахіт вугільного прошарку

Рис. 2.2. - Карта ізопахіт пісковику m₁¹Sm²

Рис. 2.3 - Карта ізопахіт пісковику m₄²Sm₄¹

Рис. 2.4 - Карта ізопахіт пісковику m²Sm³

Рис. 2.5. - Карта ізопахіт пісковику m³Sm₄

Рис. 2.6 - Карта ізопахіт товщі M₁-m³

геологічний камеральний копалина буріння

В теперішній час (після дорозвідки 1985-1988 гг.) усі пробурені в межах шахтного поля свердловини розташовуються в 10 розвідувальних профілях на відстані 400-950 м одна від іншої.

Відстань між свердловинами в лініях коливається від 250 до 800 м. Відстань між свердловинами в плоскості падіння пластів 450-900 м і деколи збільшується до 950-1050 м [5,6].

В основу якості і технологічної характеристики вугілля покладені дані аналізів пластових та диференціальних проб, відібраних з гірничих виробок, і кернових проб з свердловин при останній дорозвідці шахтного поля (1985-1988 рр. Як видно з таблиці 1.1, для підрахунку якісних характеристик вугілля пласту m³ прийнято 21 кернова проба і 41 пластова проба. Для характеристики якості вугільних пластів побудовані карти якості по пластах з балансовими запасами, які характеризують мінливість основних показників на площі підрахунку запасів.

Табл. 2.1 - Дані аналізів пластових і кернових проб по вугільному пласту m³, проведених під час дорозвідки шахтного поля в 1985-1988 рр.

Статистичні характеристики, розраховані по показникам якості, що вивчаються, надані в наступній таблиці:

Табл. 2.2. - Результати розрахунку статистичних характеристик показників якості вугільного пласту m³

Матриця кореляцій встановлених зв’язків між досліджуваними показниками якості має вид:

Табл. 2.3 - Матриця кореляцій для усіх значень показників, виключаючи ураганний вміст сірки

* Correlation is significant at the 0.05 level (2-tailed).

** Correlation is significant at the 0.01 level (2-tailed).

Табл. 2.4 - Матриця кореляцій для 32 обраних значень показників (орієнтованих на встановлення зв’язку тільки між значеннями товщини пластометричного шару, що маються, і усіх інших показників)

Аналіз показників якості вугільного пласта m³

Вугільний пласт m³ на більшій частині відробленої площі має складну двохпачкову будову. Повна виїмкова потужність пласту коливається від 0,8 до 1,3 м (середнє 1,1 м). Вугільні пачки розділені прошарком аргіліту потужністю до 0,08 м. Аналізуючи карту ізопахіт пласта m³, можна відмітити, що його потужність, в цілому, зменшується вниз по падінню, де нижче відробленої площі виклинюється породний прошарок і пласт здобуває просту будову. На цьому фоні виділяються локальні ділянки з мінімальними і максимальними значеннями потужностей пласта і прошарку. Так один з максимумів потужності пласта (до 0,7-0,8 м) відмічається в районі свердловин 340Ц і 1450Ц (Рис. 2.8). І цей мінімум не пов'язаний зі зникненням породного прошарку. Його потужність тут 0,04-0,05 м. Пласт зберігає складну будову і зменшення його потужності зумовлено, в основному, зменшенням потужності чистих вугільних пачок. В той же час, в двох областях на сході (район свердловин 1190Ц, 1570Ц і 1425Ц) і на заході (район свердловин 1340Ц, 1573Ц, 1127Ц) ділянки пласт зберігає відносно високу потужність (до 1-1,1 м) при мінімальній потужності породного прошарку - від 0 до 0,02 м.

Тектонічні порушення не впливають на закономірності розподілу потужності пласту.

Рис. 2.7 - Гістограма розподілу потужності пласта m³

Рис. 2.8. - Карти ізопахіт вугільного пласта m³

Зольність пласту m³ коливається від 3,70% до 23%. Середнє значення - 15,02%. По середньому вмісту золи пласт відноситься до середньозольним. На підвищення значень вмісту золи в вугіллі пласту суттєвий вплив оказує наявність породного прошарку між двома пачками вугілля.

Пласт m³ не усюди є пластом зі складною будовою (зольність в основному пов’язана з конкреціями і включеннями піриту), тому закономірність зміни зольності відносно потужності пласту не простежується. Для зольності виконується нормальний закон розподілу.

Пластова зольність визначається головним чином, співвідношенням потужностей чистих вугільних пачок і породних прошарків. При інших рівних умовах, чим більше перша і менше друга - тим нижче пластова зольність. Морфологія же вугільного пласта і потужність його окремих літологічних прошарків, в свою чергу, багато в чому визначаються палеорельєфом дна басейна осадко накопичення.

На відбудованій карті ізоліній зольності виділяється декілька локальних мінімумів цього параметра. Два з них (в районі свердловин 1190Ц, 1570Ц, 1425Ц і 1340Ц, 1573Ц, 1127Ц) співпадають з максимумами корисної потужності пласта (Рис.) І, в свою чергу, положення обох вказаних ділянок просторово співпадають з двома виділеними позитивними палеоструктурами. Таким чином, можна відмітити, що потужність і зольність пласта контролюються цими палеоструктурами.

Тектонічні порушення не впливають на розподіл золи в вугільному пласті.

Рис. 2.9 - Гістограма зольності пласта m³

Рис. 2.10 - Карти ізоліній зольності вугільного пласта m³.

В ході регресійного аналізу отримана залежність між зольністю, породним прошарком і потужністю чистих вугільних пачок.

Табл. 2.6. - Регресійний аналіз між зольністю, породним прошарком та потужністю вугільних пачок