УДК 622.8 Магистрант Амангелді?ызы А. гр. ГРМ-13-1(КарГТУ)
Руководитель к. г.-м. н. (КарГТУ)
Руководитель магистр (КарГТУ)
Исследование метаноносности угля пласта к7в районе шахтного поля шахты имени Т. Кузембаева
Ключевые слова
Кровля
Почва
Свита
Толща
Угленосные отложения
Газоносность
Метаноносность
Данная статья посвящена вопросам изучения газоносности угольных пластов. Целью исследований является уровень газоносности угольного пласта шахтного поля шахты им. Т.Кузембаева. Угольный бассейн расположен в Карагандинской области, в средней части восточного бассейна р. Нуры. Вопросы газоносности угольных пластов имеют очень большое значение при разработке угольных месторождений. От газоносности месторождения зависит чередования различных литотипов пород. Они залегают в кровле и почве разрабатываемых угольных пластов, от которых зависит их устойчивость. Уровень решения научно-технических заданий определяет себестоимость добычи угля, производительность и безопасность труда. Они связаны с оценкой состояния массива горных пород. Сложность постановки и решения этих заданий существенно растут при наличии газа в количествах и состояниях.
Карагандинский угольный бассейн расположен в Карагандинской области. Он вытянут в широтном направлении на 120 км, при ширине 30 км. Площадь бассейна составляет 3600 км2, из них на долю угленосных отложений карбона приходится около 2000 км2.
Карагандинский угольный бассейн расположен в средней части бессточного бассейна р. Нуры, находящегося в пределах Иртыш-Балхашского водораздела. В целом рельеф района представляет собой волнистую равнину, осложненные мелкосопочником, с относительными превышениями 30 м. Типичный мелкосопочник развит преимущественно на участках распространения эффузивных и эффузивно-осадочных образований девона, составляющих обрамление бассейна. Центральная же часть бассейна характеризуется равнинным денудационным и аккумулятивным рельефом.
Концентрат коксовых углей шахты направляется на металлургические заводы Казахстана и Южного Урала, промпродукт – на тепловые электростанции. Потребителями рядовых и сортовых энергетических углей являются Казахстан, Кыргызстан, Узбекистан и частично Россия.
В геологическом строении поля объединенной шахты им. Кузембаева принимают участие отложения карбонового, юрского, неогенового и четвертичного возрастов.
Поле шахты им. Кузембаева, выделенное в центральной части северо-западного крыла Карагандинской синклинали, представляет собой довольно сложный в геологическом отношении участок: угленосные отложения карагандинской свиты, перекрыты юрской толщей, достигающей 300 м, а также неогеновыми (мощностью до 20 м) и четвертичными (мощностью до 3 м) образованиями, моноклинальное залегание угольных пластов осложнено дополнительной складчатостью и разрывными нарушениями сбросового и взбросового характера.
В пределах поля большинство нарушений ориентированы диагонально к простиранию пластов и их влияние на распределение газов в угленосной толще невелико. Нарушения широтного простирания представлены сбросами и взбросами. Если бы карбоновые отложения в пределах участка не были перекрыты газонепроницаемыми образования мезозоя, то нарушения служили бы каналами для миграции газов к дневной поверхности и способствовали бы дегазации пластов в блоке.[1]
При отработке всех пластов шахты проходят полевые штреки, максимальная глубина которых в настоящее время от 200 до 300 м. Все полевые штреки безгазовые.
Распределение метана в угленосной толще подчиняется закономерностям газовой статики, которые отражают изменение газоносности горного массива от его пористости, газового давления, температуры, естественной
влажности, газопроницаемости, стадии метаморфизма и других факторов.
В ненарушенном горными работами массиве происходит миграция газа, однако, газодинамические процессы здесь соизмеримы с геологическими периодами, поэтому при расчетах их не учитывают. В массиве содержатся газы воздушного происхождения (углекислый газ, азот, инертные и др.), которые проникают в недра с земной поверхности, и газы метаморфизма угля и пород (метан, водород, сероводород, гомологи метана и др.), движущиеся из толщи к земной поверхности. В результате диффузионного движения газов в различных направлениях в толще образуются азотно-углекислотная, азотная, азотно-метановая и метановая зоны. Первые три зоны образуют область газового выветривания, которая граничит с метановой зоной, где содержание метана превышает 80 % и давление его выше 0,1- 0,15 МПа.
Основными факторами, определяющими газоносность угленосной толщи, является сорбционная емкость, газовое давление и газопроницаемость. Сорбционная емкость угленосных толщ определяется первичной газоносностью:
, (1)
где хср, хсв - соответственно количество сорбированного и свободного газа;
a, b - константы сорбции;
Р, Р1- давление газа в толще и на земной поверхности;
mп- пористость;
k - коэффициент сжимаемости газа.
Основными свойствами системы «уголь - газ - жидкость» являются ее структура и сорбционная поверхность. Эти свойства определяются размером частиц угля и пород, различающихся между собой по величине от 10-1 до 10-7 см. Сорбционная поверхность угля определяется молекулярными и коллоидными системами с размерами частиц 10-5 и 10-6 см. К ним примыкают грубодисперсные системы с размерами частиц 10-1-10-4 см и атомные системы с размерами частиц менее 10-6 см. Чем выше пористость угля и пород, тем больше газа они содержат. Сорбционная газоемкость массива в значительной степени зависит от его влажности, которая уменьшает пористость и величину газовыделения. Сорбционная газоемкость массива зависит также от газового давления, которое растет с глубиной. По глубине толщи различают три пояса с различными величинами и характером изменения газового давления (рисунок 1).
Рисунок 1 График зависимости газопроницаемости
k угольных пластов и газового давления Р от
глубины горных работ Нг:
1-гидростатическое давление;
2-статическое давление горных пород;
3-давление метана в угольных пластах;
4-газопроницаемость угольных пластов;
I, II, III-зоны изменения давления и газопроницаемости.
В первом поясе давление газа равно гидростатическому. Во втором поясе, который находится в верхней части метановой зоны, давление газа становится выше гидростатического, но остается ниже статического давления пород. Третий пояс располагается в наиболее глубокой части метановой зоны, где давление газа приближается к статическому давлению пород. Закономерность изменения газового давления с глубиной рассчитывается по формуле :
P=B(H1-Н0)v+Ро, (2)
где Н1- глубина замера давления;
Но - глубина верхней границы метановой зоны;
В, v - эмпирические коэффициенты.
Расчеты показывают, что величина газового давления на достигнутых глубинах в угольных бассейнах стран СНГ составляет 3 - 5МПа, а в некоторых случаях достигает 12 МПа и более. Действительно, данные экспериментальных работ по измерению газового давления в пласте Д6 Карагандинского бассейна на глубине 450-500м показали, что его величина колеблется в пределах 2 – 3,5МПа.[2]
Газоносность угленосной толщи определяется и естественной газопроницаемостью, которая зависит от условий залегания пластов, степени обнажения толщи и длительности циклов эрозии. Различают три пояса изменения естественной газопроницаемости толщи по глубине
(рисунок 1).
Газопроницаемость пород верхнего пояса повышается по мере приближения к земной поверхности. Так как во втором поясе газовое давление ниже статического давления пород, то газопроницаемость толщи здесь понижена. По мере увеличения газового давления в третьем поясе газопроницаемость толщи вновь возрастает за счет статического давления пород.
-ЬР
= ое,
( 1.3)
Между пластовым давлением и газопроницаемостью существует количественная связь, выражаемая формулой:
, (3)
где k0 - начальная газопроницаемость;
b – коэффициент;
е - основание натуральных логарифмов.
Газопроницаемость углей основных бассейнов стран СНГ, изменяющаяся в пределах от (0,4 ?10) ·10-15 м2, в 3-5 раз выше газопроницаемости пород.
Рассмотренные факторы определяют закономерности распределения газа в толще угольных месторождении.
Для расчета газовыделения из угольного пласта необходимо знать начальное газовое давление и закономерность его изменения под влиянием горных работ. Исследованиями установлено, что при переходе в зону повышенных статических напряжений кривая газового давления выполаживается и меняет направление с выпуклости на вогнутость. На основе этого подобрана эмпирическая функция, описывающая характер изменения газового давления в угольном пласте, удовлетворяющая краевым условиям и удовлетворительно аппроксимирующая решения, полученные аналитическими методами, а также допускающая дифференцирование по переменным х и t, согласующаяся с экспериментально
полученными кривыми распределения давления газа. Для этих условий газовое давление в угольном пласте за период времени с момента его обнажения и до стабилизации напряженно-деформированного состояния можно определить по формуле:
, (4)
где Рх, Р0 – соответственное давление газа на любом расстоянии от обнаженной поверхности пласта и начальное давление в пласте, МПа;
Р1 - давление газа на обнаженной поверхности пласта, МПа;
x – расстояние до поверхности пласта, м;
l(t)- глубина зоны разгрузки пласта, м
Обработка данных газоносности угольных пластов производилась методом математической статистики: полученные по пластопересечениям значения метаноносности (отклонения газоносности по пробам пластопересечения не превышают ±5 м3/т) распределялись по интервалам глубин, кратным 100 м; определялись координаты средних значений, которые служили опорными точками для начисления гиперболы, описываемой уравнением Лэнгмюра. Ликвидация потерь газа, возникающих при отборе, доставке и обработке проб, осуществлялась увеличением полученной газоносности на 30 %.
Газоносность пласта К7 так же, как и всех вышележащих пластов, быстро нарастает от поверхности метановой зоны до глубины 400 м (от 0 до 18 м3/т) (рисунок 2).
Рисунок 2 Расчетное изменение газоносности пласта К7
от глубины залегания на шахте им. Кузембаева
Глубже градиент роста газоносности уменьшается от 1,1 м3/т для интервала глубин от 400 до 500 м, и до 0,2 в промежутке от 800 до 900 м.
Суммарная этано-пропано-бутаноносность достигает наибольшей величины (102 м3/т) на глубине 900 м. В пределах поля средняя газоносность пласта не превысит 22 м3/т.[1]
Анализируя выше сказанное, можно установить, что:
-Для всех пластов увеличение газоносности с глубиной происходит по единой закономерности.
-Глубина залегания поверхности метановой зоны пластов уменьшается со стратиграфической глубиной и, следовательно, с увеличением степени метаморфизма.
-Газоносность пластов также находится в прямой зависимости от степени метаморфизма углей. Однако с увеличением глубины это влияние уменьшается: если разница в газоносности пластов К18-К15 и К10 на глубине 400 м составляет 3 м3/т, то на глубинах от 800 до 900 м она почти полностью исчезает.
Газоносность вмещающих пород и породных прослоев колеблется от 0 до 43 м3/т породы. Газоносность тем выше, чем больше присутствует органичес-кого вещества (угольные и углистые прослои). Средняя газоносность пород поля равна 23 м3/т породы. Полевые штреки, пройденные на глубине 300 м, безгазовые.
В настоящее время фактор выбросоопасности в значительной мере определяет как технологические принципы, так и организационные и экономические аспекты разработки месторождения.
Внезапные выбросы угля и газа в горные выработки обуславливается рядом факторов, из которых наиболее существенными являются количество и давление газа, крепость, трещиноватость, пористость и начальная скорость газоотдачи угля.
Для предупреждения внезапных выбросов важно заблаговременно, в процессе разведки, выявить опасные участки, чтобы проектирующие организации могли предусмотреть соответствующий комплекс защитных мероприятий.[2]
Литература
Отчет по шахте им. Т. Кузембаева // Караганда, 2007, 195с. Отчет о состоянии газоносности угля на шахте им. Кузембаева// , Караганда, 2013.