Геологічні критерії придатності некондиційних вугільних пластів для підземної газифікації (на прикладі Львівсько-Волинського басейну)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Геологічні критерії придатності некондиційних вугільних пластів для підземної газифікації (на прикладі Львівсько-Волинського басейну)

Автореферат

дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата геологічних наук

Загальна характеристика роботи

Актуальність роботи. Пошук альтернативних джерел забезпечення газових та енергетичних потреб України з кожним роком стає більш актуальним. Величезна кількість некондиційних для шахтної промисловості вугільних пластів і пропластків Львівсько-Волинського кам'яновугільного басейну (ЛВБ) може бути утилізована методами підземної газифікації вугілля (ПГВ), що значною мірою вирішить проблему забезпечення енергопотреб України власними ресурсами.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. У роботі узагальнено результати теоретично-експериментальних досліджень, проведених автором у рамках науково-дослідних робіт, виконаних в Інституті геології і геохімії горючих копалин НАН України згідно з держбюджетною темою: «Розробка енергозберігаючих геотехнологій переробки некондиційних вугільних пластів з подальшим отриманням синтетичних вуглеводнів (на прикладі Львівсько-Волинського кам'яновугільного басейну)» (0104U006352, 2006 р.).

Мета та завдання досліджень. Об'єкт дослідження - Львівсько-Волинський кам'яновугільний басейн. Предмет дослідження - некондиційні вугільні пласти (н.в.п.) Львівсько-Волинського кам'яновугільного басейну. Мета дослідження - обґрунтування комплексу геологічних умов для впровадження технологій ПГВ некондиційних вугільних пластів та визначення ділянки, придатної для підземної газифікації (ПГВ-ділянка), на прикладі ЛВБ. Методи дослідження. Застосовувалися наступні методики: формаційний аналіз для попереднього прогнозу просторового розташування некондиційних вугільних пластів і пропластків у басейні; літолого-стратиграфічний метод при кореляції некондиційних пластів та вивченні складу вміщуючих порід; локалізація і картографічне зображення ділянок некондиційних вугільних пластів з урахуванням потужностей та тектонічних особливостей району; інтерпретація первинного геологічного матеріалу (розрізи і геофізичні дані вивчення свердловин). Основні завдання дослідження. Для досягнення поставленої мети необхідно було вирішити низку завдань:

1. Встановити закономірності просторового розподілу н.в.п.

2. Дослідити тектонічну будову басейну з виділенням окремих структурно-тектонічних блоків.

3. Вивчити гідрогеологічний режим карбонової вугленосної товщі та виявити залежність складу отриманого газу від кількості води у зоні синтезу.

4. Проаналізувати розподіл літологічних різновидів порід вугленосної товщі та встановити літологічний склад порід покрівлі та підошви ПГВ-ділянок н.в.п.

5. Проаналізувати температури плавлення золи вугілля, покрівлі та підошви н.в.п.

6. Дослідити значення якісних показників вугілля, які безпосередньо визначають придатність для газифікації (зольність, сірчистість, вологість, вихід летких компонентів, теплота згорання).

7. Провести прогнозну оцінку запасів вугілля н.в.п. та кількості газу, що може бути отриманий в процесі ПГВ.

Наукова новизна одержаних результатів:

1. Уперше досліджено закономірності просторового розподілу потужностей н.в.п. верхньої вугленосної підформації кам'яновугільних відкладів Тяглівського родовища ЛВБ.

2. Встановлено, що н.в.п. ЛВБ слід досліджувати в межах структурно-тектонічних блоків лімітованих розривними порушеннями. Виділення ділянки для ПГВ зводиться до виділення тектонічних блоків різного порядку. Для полів шахт №1-4 Любельського родовища виділено 25 структурно-тектонічних блоків, для поля шахти Тяглівська №1 - шість. Запропоновано номенклатуру для виділених блоків.

3. Розроблено метод попереднього прогнозу ділянки вугільного пласта для підземної газифікації за структурно-тектонічними особливостями та потужністю. Для поля шахти Тяглівська №1 у межах шістьох тектонічних блоків по 47 вугільних пластах окреслено 199 ділянок потужністю 0,2-0,5 м.

4. Досліджено гідрогеологічні особливості вугленосної товщі щодо впливу на процес ПГВ. Встановлено, що певна кількість води в зоні реакції зумовлює склад синтезованого газу. Розроблено класифікацію н.в.п. за кількістю загальної води у пласті. Із сухих пластів можна отримувати як енергетичний газ (CO₂ і CH₄), так і хімічну сировину - синтез-газ (CO і H₂). Малообводнені пласти (до 0,5 кг води на 1 кг вугілля) придатні для отримання синтез-газу у співвідношенні V(H₂):V(CO)=1:3. Середньообводнені пласти (до 1,0 кг води на 1 кг вугілля) - для отримання енергетичного газу з теплотою згорання ~1200 кДж/м³. Сильнообводнені пласти (понад 1 кг води на 1 кг вугілля) непридатні для підземної газифікації вугілля, бо підтримувати в зоні синтезу стабільний екзотермічний ефект процесу газифікації неможливо.

5. Зроблено висновок про те, що ділянки н.в.п. з температурою в зоні реакції більшою, ніж температура плавлення мінеральної частини вугілля та вуглевмісних порід непридатні для підземної газифікації; досліджено хімічний склад золи окремих вугільних пластів та вміщуючих порід, що визначає температуру плавлення мінеральної частини вугілля та порід покрівлі і підошви.

6. Досліджено особливості розподілу літологічних різновидів порід покрівлі та підошви локальних ділянок н.в.п. башкирського ярусу в межах структурно-тектонічних блоків поля шахти Тяглівська №1. Виявлено такі закономірності: відсутність у підошві ділянок н.в.п. вапняків та пісковиків, підошва ділянки здебільшого представлена одним, рідше двома літологічними різновидами порід, а покрівля - двома, трьома та чотирма літологічними типами.

7. Уперше для розуміння просторового поширення н.в.п. та некондиційних ділянок робочих вугільних пластів пропонується ввести поняття ступінь некондиційної вугленосності, який для вертикального розподілу характеризується кількістю некондиційних пластів у межах макроциклу, а для латерального - кількістю ПГВ-ділянок по пласту з урахуванням площ.

Основні положення, що захищаються.

1. Закономірності просторового розподілу потужностей н.в.п. верхньої вугленосної підформації кам'яновугільних відкладів Тяглівського родовища ЛВБ полягають у наступному:

– вугільні пласти n₇, n₇¹, n₇^в, n₈, n₈^в, n₉, b₁ та b₄ на основній площі свого розповсюдження мають кондиційну потужність; некондиційна потужність (до 0,5 м) спостерігається лише у вигляді тонких смужок, що оконтурюють робочі потужності пластів або досягають значних за площею ділянок (від 5,94 до 36,24 км²);

– вугільні пласти n₅, n₆¹, n₈⁰, n₈¹, n₈², b₂¹ утворюють окремі локальні ділянки незначної площі (0,34-1,21 км²);

– вугільні пласти n₁, n₆⁰ теж некондиційної потужності мають вигляд окремих ділянок обмеженої площі на північному заході Південно-Західного вугленосного району ЛВБ та значні на південному сході;

– вугільні пласти b₂, b₃, b₃¹, b₅, b₆ та b₇ утворюють локальні ділянки некондиційної потужності значно більшої площі (4,77-11,26 км²);

2. Закономірності просторового розподілу літологічних різновидів порід покрівлі і підошви локальних ділянок н.в.п. башкирського ярусу в межах структурно тектонічних блоків поля шахти Тяглівська №1 такі:

– відсутність у підошві ділянок н.в.п. вапняків та пісковиків;

– підошва ділянки здебільшого представлена одним, рідше двома літологічними різновидами порід, а покрівля - двома, трьома та чотирма літологічними типами.

3. Придатність некондиційних за потужністю вугільних пластів для ПГВ визначається комплексом геологічних параметрів, основними з яких для ЛВБ є:

- мінімальна потужність вугільного пласта 0,2 м;

– відсутність переривань цілісності пласта розривними порушеннями;

– непроникні літологічні відміни у складі порід покрівлі і підошви;

– гідрогеологічний режим вугільного пласта (загальна кількість води не більше 1 кг на 1 кг вугілля);

– температура плавлення мінеральних компонентів золи вугілля та порід покрівлі і підошви більша від температури синтезу;

– значення якісних показників вугілля:

– зольність (до 40%);

– сірчистість (до 4,5%);

– вихід летких компонентів (понад 20%);

– аналітична вологість (частина загальної кількості води у зоні синтезу);

– теплота згорання (понад 14,64 мДж/м³).

4. Класифікація н.в.п. за кількістю загальної води у пласті:

- сухі пласти - можна отримати як енергетичний газ (СО₂ і СН₄), так і хімічну сировину - синтез-газ (СО і Н₂);

– малообводнені пласти (до 0,5 кг води на 1 кг вугілля) - синтез-газ у співвідношенні V (H₂): V (CO) = 1: 3;

– середньообводнені пласти (до 1 кг води на 1 кг вугілля) - енергетичний газ з теплотою згорання 1200 кДж/м³;

– сильнообводнені пласти (понад 1 кг води на 1 кг вугілля) - непридатні для ПГВ.

Практичне значення одержаних результатів. Результати дисертаційної роботи дадуть змогу застосувати геологічні критерії придатності для ПГВ, обґрунтовані для н.в.п. ЛВБ, та методику оцінки некондиційної вугленосності для попереднього прогнозу ПГВ-ділянки в межах інших кам'яновугільних басейнів. Прикладне значення роботи полягає в можливості безпосереднього впровадження технологій ПГВ на базі окреслених ділянок вугільних пластів у межах поля шахти Тяглівська №1.

Особистий внесок здобувача. У статті «Склад мінеральної частини вуглемістких порід як показник умов підземної газифікації вугілля» (співавтори Стефаник Ю.В., Брик Д.В., 2001) автором зібрано дані та проведено аналіз хімічного складу золи вугілля окремих вугільних пластів ЛВБ щодо тугоплавкості. У статті «Потужність вугільного пласта як геологічний критерій його придатності для підземної газифікації (на прикладі Тяглівського родовища Львівсько-Волинського кам'яновугільного басейну)» (співавтори Бучинська І. В., Бірук С.В., 2005) автором побудовано 22 картосхеми розподілу потужностей пластів Тяглівського родовища та проведено їхню типізацію за наявністю некондиційних ділянок. Окрім того, особисто автором виконано:

– у межах Любельського та Тяглівського родовищ Південно-Західного вугленосного району побудовано 11 профілів, виділено 31 тектонічний блок різного порядку та запропоновано систему їхньої нумерації;

– у межах тектонічних блоків поля шахти Тяглівська №1 складено 47 картосхем н.в.п. з окресленням 199 ділянок. Для ПГВ-ділянок пораховано площі, запаси вугілля та можливий вихід синтезованого газу;

– описано метод оцінки некондиційної вугленосності по латеральному та вертикальному напрямках. За запропонованою методикою оцінено некондиційну вугленосність поля шахти Тяглівська №1;

– досліджено літологічний склад порід покрівлі та підошви ПГВ-ділянок н.в.п. башкирського ярусу поля шахти Тяглівська №1. Результатом роботи стала побудова 26 картосхем розповсюдження та закономірностей змін літологічного складу вуглевмісних порід для пластів b₀, b₀¹, b₀², b₁, b₂, b₂¹, b₃, b₃¹, b₄, b₅, b₅¹, b₆ та b₇ верхньої частини карбонової вугленосної формації в межах регіональних тектонічних блоків поля шахти Тяглівська №1;

– пораховано склад та об'єм синтезованого газу, який можна отримати з 1 кг вугілля залежно від кількості води в зоні синтезу;

– досліджено просторові закономірності поширення величин якісних показників вугілля (зольність, сірчистість, вихід летких, теплота згорання, аналітична вологість) щодо критичних значень для розроблених технологій ПГВ.

Апробація результатів дисертації. Основні положення дисертаційної роботи доповідалися на:

· Міжнародній науковій конференції «Геологія горючих копалин України» (Львів, 2001);

· VIII науковій конференції молодих вчених і спеціалістів ІГГГК НАНУ та НАК «Нафтогаз України» (Львів, 2003);

· ІІІ міжнародній науково-практичній конференції «Нетрадиційні і поновлювальні джерела енергії як альтернативні первинним джерелам енергії в регіоні» (Львів, 2005);

· ІV міжнародній науково-практичній конференції «Ресурси природних вод Карпатського регіону» (Львів, 2005);

· Науковій конференції «Проблемні питання геологічної освіти та науки на порозі ХХІ століття» (Львів, 2005);

· Міжнародній науково-технічній конференції «Прогрес в технології горючих копалин та хімотології паливно-мастильних матеріалів» (Дніпропетровськ, 2005);

· Науковому семінарі ІГГГК НАН України «Геологічні критерії придатності некондиційних вугільних пластів для підземної газифікації (на прикладі Львівсько-Волинського басейну)» (Львів, 2005);

· Міжнародній науковій конференції «Проблеми геології та нафтогазоносності Карпат» (Львів, 2006).

Публікації. За матеріалами дисертації опубліковано вісім статей, тези семи доповідей на наукових конференціях, а також отримано рішення про видачу патенту на один винахід.

Структура та обсяг роботи. Дисертація складається зі вступу, чотирьох загальних розділів, висновків, 23 додатків та переліку літературних джерел (165 найменувань). Загальний обсяг 110 сторінок друкованого тексту. Робота ілюстрована 14 рисунками, 23 таблицями та 23 додатками.

Дисертація виконана під науковим керівництвом доктора технічних наук Юрія Васильовича Стефаника, якому здобувач висловлює щиру подяку за консультації та сприяння у виконанні роботи.

Автор вдячний за обговорення проблемних питань та консультації співробітникам ІГГГК НАН України: кандидатам геол.-мінерал. наук Є. С. Бартошинській, І. В. Бучинській, С. І. Бику, кандидату техн. наук Д.В. Брику, провідним інженерам П.М. Явному, О.М. Шевчук, а також співробітникам ЛНУ ім. І. Франка доктору геол.-мінерал. наук В. І. Узіюку та кандидату геол.-мінерал. наук Р.М. Смішко.

Зміст роботи

некондиційний пласт вугілля тектонічний

У першому розділі «Стан проблеми ПГВ» розглянуто основні стадії розвитку та об'єкти промислового впровадження технології ПГВ у колишньому Радянському Союзі, країнах Європи і Північної Америки та дослідження щодо можливості ПГВ в Україні в межах Львівсько-Волинського басейну.

У колишньому СРСР перші практичні роботи з ПГВ почалися в 1933 р. одночасно в трьох вугільних басейнах - Донецькому, Московському, Кузнецькому. Досліджувалися різні типи вугілля в різних геологічних умовах залягання пластів. Вони завершилися в 1941 р., а головним результатом стало практичне втілення ідеї газифікації вугільного пласта на місці його залягання. У цей період розглядалося досить широке коло питань - хімічна технологія переробки палива, гірничо-бурові питання, підземна гідродинаміка і аеродинаміка, гідрогеологія, конструювання специфічного обладнання та вимірювальних приладів тощо. З 1965 р. широкомасштабне впровадження технологій підземної газифікації сповільнилося. Головною передумовою стала низька вартість природного газу, що зумовило економічну неконкурентноздатність газу-замінника, отриманого методами ПГВ. На 1995 р. з 22 діючих станцій ПГВ працювало лише 2 - Ангренська в Узбекистані і Південноабінська в Кузнецькому басейні (Росія). Досвід експлуатації станцій «Підземгаз» Радянського Союзу довів, що технології підземної газифікації можна застосовувати на бурому і кам'яному вугіллі, а процес підземної газифікації стійкий та керований з поверхні. Після другої світової війни в Англії, Франції, Чехословаччині, США та інших країнах намагалися повторити досвід СРСР з підземної газифікації. Проте, як і в колишньому Радянському Союзі, бурхливий розвиток газовидобувної промисловості на початку 60-х років минулого століття призвів до втрати зацікавленості до ПГВ. У 1960-1980 рр. у США, ФРН, Польщі, Румунії, Японії, Бельгії, Італії, Іспанії знову відновилися роботи з промислового впровадження підземної газифікації вугілля і горючих сланців, у тому числі і на великих глибинах (800-1500 м). Промислового досвіду ПГВ у межах ЛВБ немає. Це, насамперед, можна пояснити двома головними причинами. По-перше, загальною тенденцією занепаду ідеї підземної газифікації через дешеві природні енергоносії в 1960-1990 рр., по-друге, специфічними умовами вугільних пластів саме ЛВБ (малопотужні). Питанням можливого впровадження технологій підземної газифікації вугілля в межах ЛВБ з 70-х років ХХ ст. займаються вчені ІГГГК НАН України. Можна виділити два основні напрями робіт для ПГВ: технологічний (розроблення і вдосконалення технологій газифікації) та геологічний (дослідження геологічних умов). На даному етапі технологічні наробки, підтверджені експериментально, значно переважають геологічні, які залишаються теоретичними. Це, передусім, зумовлено відсутністю дослідів з безпосереднього впровадження методів ПГВ. Питанню підземної газифікації вугілля ЛВБ присвячені публікації В.А. Кушнірука, Є. С. Бартошинської, Ю.В. Стефаника, Д.В. Брика, С. І. Бика, О. Є. Іванціва, З.Я. Кухаря, О.В. Гвоздевича, П.М. Явного, у яких доводиться можливість впровадження ПГВ на базі ЛВБ за умов детального і всебічного вивчення геологічних умов залягання вугільних пластів.

Другий розділ «Коротка геологічна характеристика Львівсько-Волинського вугільного басейну» знайомить з основними рисами геологічної будови району з метою аналізу як потенційного об'єкта впровадження ПГВ на базі н.в.п. Вугленосні відклади ЛВБ знаходяться в найбільш зануреній частині Львівського палеозойського прогину. У плані територія має форму овалу та є південно-східною частиною Люблінського карбонового басейну, поширеного до Балтійського моря. У структурному відношенні басейн - полога асиметрична западина в межах найбільш прогнутої частини Львівського палеозойського прогину. Його північною границею є Володимир-Волинський (Північний) скид, що розділяє Брест-Ковельське підняття і Львівсько-Волинську западину. Східною та південною границями є виходи куличківської та олеськівської світ нижнього карбону на домезозойську поверхню. З південного сходу басейн обмежений Рава-Руським насувом, який відокремлює Львівський палеозойський прогин від Передкарпатського передового прогину. На північному сході Львівсько-Волинська западина продовжується на території Польщі (Варшаво-Люблінський прогин). Загальне простягання структур - північно-західне зі зміщенням осі в напрямку західного крила. Північно-східне крило Львівсько-Волинської западини характеризується пологим моноклінальним заляганням (1-2є) кам'яновугільних відкладів на захід зі збільшенням потужності в тому самому напрямку. Кути падіння порід південно-західного крила, розташованого на захід від Радехівського розлому, сягають від 5-6є до 8є, а на крилах структур Нестерівського валу - 40є. Вугленосність ЛВБ пов'язана з відкладами візейського та серпуховського ярусів нижнього карбону та башкирського ярусу середнього карбону. Н.в.п., які є предметом дослідження, присутні у всіх стратиграфічних підрозділах. У межах басейну у вугленосній формації за різними дослідниками нараховується від 50 до 99 пластів та пропластків вугілля. Робочої потужності спорадично досягають приблизно 30 пластів, проте лише 16 мають промислове значення для шахтного видобування. Сумарна потужність вугільних пластів карбонової вугленосної формації становить у середньому 29,9 м, з них робочих тільки 13,24 м.

У третьому розділі «Геологічні критерії обґрунтування можливості підземної газифікації некондиційних вугільних пластів» наведено комплекс геологічних чинників, які визначають придатність н.в.п. для підземної газифікації в межах ЛВБ.

Критерій потужності вугільного пласта. Одним з головних критеріїв, що визначають кондиційність вугільного пласта для підземної газифікації, є його потужність. У роботі досліджено вугільні пласти потужністю 0,2-0,5 м. Верхня межа зумовлена непридатністю таких пластів для розробки шахтними методами, а нижня - розраховане та експериментально підтверджене значення мінімально допустимої потужності для підземної газифікації. Ефективність процесу ПГВ для пласта потужністю 0,2 м починається з тиску 0,4 МПа, але за температури 950єС. За менших температур, але за тих самих тисків тепловтрати у вміщених породах будуть понад 80%, що призведе до припинення процесу.

Було зібрано дані по потужностях вугільних пластів Тяглівського родовища, розташованого в південно-східній частині Південно-Західного вугленосного району ЛВБ. Вугільні пласти цього району належать до тонких, дуже тонких, рідше середніх, невитриманих, деколи витриманих і відносно витриманих за потужністю та площею поширення. Розглядалися вугільні пласти верхньої вугленосної підформації кам'яновугільних відкладів ЛВБ. Інтерполювалися дані зі 193 геологорозвідувальних свердловин. Результатом робіт стали картосхеми потужностей пластів n₁, n₅, n₆⁰, n₆¹, n₇, n₇¹, n₇^в, n₈, n₈^в, n₈⁰, n₈¹, n₈², n₉ (серпуховський ярус) та b₁, b₂, b₂¹, b₃, b₃¹, b₄, b₅, b₆, b₇ (башкирський ярус). Усі вивчені пласти можуть бути поділені на дві групи:

1. Робочі з некондиційною потужністю на окремих ділянках.

2. Пласти з некондиційною потужністю по всій площі родовища.

До першої групи належать пласти n₇, n₇¹, n₇^в, n₈, n₈^в, n₉, b₁, b₄. На окремих ділянках вони характеризуються інтервалом потужності (0,2-0,5 м). У пластах, які спорадично досягають робочої потужності, площа ділянок заданої потужності коливається від 5,94 до 36,84 км². Другий тип - це пласти n₁, n₅, n₆⁰, n₆¹, n₈⁰, n₈¹, n₈², b₂, b₂¹, b₃, b₃¹, b₅, b₆, b₇. Вони не витримані по поширенню і утворюють на наших картосхемах окремі ділянки. Слід зауважити, що в розрізах частини геологорозвідувальних свердловин окремі тонкі прошарки не ідентифікувалися за синонімікою. Ці прошарки не брали до уваги при інтерполяції даних.

Тектонічний критерій. На стадії підготовки робіт під час проведення гідророзриву розривні порушення можуть призвести до двох негативних наслідків. По-перше, неможливо з'єднати нагнітальні та експлуатаційні свердловини, проте, якщо таке з'єднання відбудеся, то частина тріщин гідророзриву проходитиме по підошві або покрівлі вугільного пласта, де газифікація неможлива. У цьому випадку ефективність процесу ПГВ буде низькою, оскільки не буде охоплена та частина продуктивної товщі, де тріщини проходять через перекриваючі або підстеляючі породи. По-друге, через тектонічні розриви у вміщуючі породи буде витікати значна кількість синтезованого газу. Це призведе до неефективних перевитрат реагенту та неможливості отримання на поверхні продуктів газифікації, утворених у зоні синтезу.

Окреслення ПГВ-ділянок складається з виділення блоків, межами яких є тектонічні порушення, та встановлення в них ділянок різновікових вугільних пластів, що задовольняють вимоги ПГВ. Отже, виділення блоків для ПГВ, обмежених тектонічними порушеннями, зводиться до виділення тектонічних блоків різного порядку.

У тектонічній будові ЛВБ беруть участь регіональні, субрегіональні, локальні та малоамплітудні порушення. І якщо регіональні та субрегіональні розломи та зони розломів є здебільшого загальноприйняті і достатньо вивчені, то локальні та, особливо, малоамплітудні порушення в межах усього басейну потребують додаткового комплексного дослідження для того, щоб встановити дрібноблокову будову басейну. Тому прогноз та виділення блоків для ПГВ можна поділити на: регіональне прогнозування, під час якого блоки лімітуються загальноприйнятими регіональними та субрегіональними тектонічними порушеннями і зонами порушень, та локальне, коли блоки обмежуються локальними та малоамплітудними тектонічними порушеннями.

Для регіонального прогнозування тектонічних блоків, що містять ділянки, придатні для впровадження методів ПГВ, вибрано Любельське та Тяглівське родовища Південно-Західного вуглепромислового району ЛВБ.

Для Любельського родовища аналізували картосхеми поверхонь пластів n₆⁰, n₇, b₃ та розрізи свердловин. Гіпсометричний план пласта n₆⁰ враховувався в побудовах як нижній робочий пласт Любельського родовища, а пласт b₃ як верхній, за винятком ділянки поля шахти Любельська №1. Для кореляції розміщення тектонічних порушень в просторі використано гіпсометричний план пласта n₇. Щоб виділити тектонічні блоки, було зроблено поперечні профілі, які дозволили уточнити тектонічну будову шахтних полів досліджуваного родовища.

Любельське родовище поширене в межах однойменної синкліналі, обмеженої зі сходу Бутин-Хлівчанською, а з заходу Нестерівською зонами насувів, та розглядається як регіональний тектонічний блок першого порядку. Для деталізації тектонічних блоків менших порядків пропонуємо в межах синкліналі використовувати адміністративний поділ на поля шахт Любельська №1-4, тому що при їхньому виділенні виникла проблема систематизації субрегіональних та локальних порушень через нерівномірність поширення по вертикалі та горизонталі. Наприклад, скид 3 з амплітудою зміщення від 30 до 125 м повністю перетинає поля шахт №3 і 4 у стратиграфічному інтервалі n₆⁰-n₇, а у інтервалі n₇-b₃ зникає. На полі шахти Любельська №2 у північній частині скид 3 повністю перетинає пласти n₆⁰ і n₇, а в південній частині - лише пласт n₆⁰. А вже в межах поля шахти Любельська №1 скид 3 порушує лише північну частину пласта n₆⁰. Отже, як за вертикальним, так і за горизонтальним поширенням, його значення під час виділення різнопорядкових тектонічних блоків буде різним.

Для Тяглівського родовища по полю шахти Тяглівська №1 було побудовано картосхеми поверхонь пластів n₀⁶, n₇, n₈^в та b₄ та профілі, що перетинають відповідно північну та південну частини поля шахти Тяглівська №1 і дозволяють уточнити тектонічну будову цього родовища. Гіпсометричний план пласта n₀⁶ враховувався в побудовах як нижній робочий пласт Тяглівського родовища, а пласт b₄ - як верхній. Для кореляції розміщення тектонічних порушень у просторі використані гіпсометричні плани пластів n₇ та n₈^в. Характерною ознакою тектонічної будови поля шахти Тяглівська №1 є невитриманість горизонтального та вертикального розповсюдження тектонічних порушень, що зумовлює циклічність поширення блоків різних порядків з глибиною, на відміну від полів шахт Любельська №1-4, де чітко простежується укрупнення блоків з підняттям. Пропонується така система нумерації виділених блоків: Л/Т - Любельське/Тяглівське родовище, перша цифра - номер шахтного поля родовища, друга - номер блоку, третя - номер блоку меншого порядку.

Локальний прогноз ПГВ-ділянки вимагає чітких знань щодо малоамплітудних порушень. Можливості розвідувального буріння для їхнього виявлення обмежені. Диз'юнктивні порушення з амплітудою менш ніж 5 м бурінням не встановлюються, а з амплітудою 5-15 м - не фіксуються більш ніж на 20% від їхньої кількості. Перетин свердловинами площин зміщувачів цих розривів має переважно випадковий характер, тому виявляти та прогнозувати їх слід з допомогою комплексного аналітично-статистичного вивчення, виходячи з конкретних геолого-фізичних умов. На території ЛВБ буровими роботами встановлено певну кількість дрібних розривних порушень амплітудою понад 10 м. Розривні порушення з амплітудою менш ніж 10 м розвідувальними свердловинами не фіксуються. Водночас кількість дрібних розривів амплітудою 0,5-10 м у гірничих виробках сягає більш ніж 2000. Більшість з них має амплітуду зміщення до 1 м і протяжність близько 160 м, а менша частина - амплітуду 5-10 м і протяжність понад 1000 м. Саме такі малоамплітудні порушення відіграють негативну роль як під час експлуатації гірничих виробок шахтним способом, так і проведення ПГВ.

Отже, попередній прогноз ПГВ-ділянки проводиться в межах регіональних тектонічних блоків та зводиться до детального вивчення геологічних умов н.в.п. у межах локального блоку, що лімітується малоамплітудними розривними порушеннями.

Критерій газопроникності синтезованих газів через покрівлю та підошву пласта. Ізоляція ділянки, що газифікується, зберігається завдяки непроникним породам покрівлі та підошви. Відоме загальне домінування в розрізі продуктивної товщі карбонових відкладів непроникних порід, а саме аргілітів, алевролітів, вапняків та вугілля, відносно пісковиків. За даними буріння проведено аналіз літологічного складу порід покрівлі та підошви ПГВ-ділянок пластів башкирського ярусу поля шахти Тяглівська №1. У результаті побудовано картосхеми поширення і закономірностей змін літологічного складу покрівлі та підошви ділянок вугільного пласта з некондиційною для шахтного видобування потужністю 0,2-0,5 м в межах регіональних тектонічних блоків поля шахти Тяглівська №1, а також зведену таблицю 49 перспективних для застосування технологій ПГВ ділянок по некондиційних вугільних пластах b₀, b₀¹, b₀², b₁, b₂, b₂¹, b₃, b₃¹, b₄, b₅, b₅¹, b₆ та b₇ верхньої частини карбонової вугленосної формації, яка відображає в процентному співвідношенні літологічні різновиди, представлені у вміщуючих ПГВ-ділянки породах. Однією з особливостей просторового поширення вміщуючих порід н.в.п. поля шахти Тяглівська №1 є збільшена кількість літологічних типів порід покрівлі відносно їхньої кількості в підошві. У покрівлі виділених ділянок н.в.п. присутні всі 4 основні літологічні різновиди порід, а також деякі їхні комбінації. Найчастіше трапляються аргіліти, далі в порядку зменшення - алевроліти, пісковики, вапняки. Наприклад, покрівля ділянки №2 пласта b₃, однієї з найбільших серед виділених, складена з усіх основних літогенетичних різновидів (вапняки - 10%, пісковики - 10%, алевроліти - 50%, аргіліти - 30%).

Підошва ділянок н.в.п. за кількістю літологічних різновидів має більше однорідний склад, ніж покрівлі. Жодного разу підошва не складена з усіх 4-х основних різновидів. Лише двічі спостерігається 3-х компонентний склад. Це ділянка №1 пласта b₀ (пісковики - 10%, алевроліти - 40%, аргіліти - 50%) та ділянка №1 пласта b₁ (пісковики - 50%, алевроліти - 45%, аргіліти - 5%). У семи випадках підошва складена двома різновидами. Домінує пара аргіліти та алевроліти (6 разів) і в одному випадку - вапняки та алевроліти (ділянка №1 пласта b₂¹). Більшість ділянок (40) має однорідну за кількістю літологічних типів підошву, у якій переважає вміст алевролітів та аргілітів.

Отже, літологічний склад вміщуючих ПГВ-ділянки порід ЛВБ на багатьох ділянках представлений непроникними породами. Це сприяє ізольованості ділянки, що газифікується, та задовольняє вимоги геотехнологій ПГВ.

Гідрогеологічний критерій. Непрогнозоване порушення співвідношення окиснювачів (вода та технічний кисень або повітря) у зоні синтезу зумовлює втрату калорійності газу, його низький вихід, невиправдані енергетичні витрати на підтримання процесу газифікації та перевитрати реагентів, а в найгіршому випадку - повне припинення процесу. Подача реагентів регулюється з поверхні, тому головну увагу необхідно приділити кількості загальної води, яка знаходиться в пласті та потрапляє в зону синтезу. Ця загальна кількість води складається з аналітичної вологості вугілля, водонасиченості вугільного пласта, враховуючи надлишкову воду, що потрапляє в зону газифікації через щілини попередньо проведеного гідророзриву, а також з води, що за необхідності нагнітається через свердловину. Треба зауважити, що в зоні синтезу власна водонасиченість вугільного пласта буде більшою від середньої водонасиченості через збільшення коефіцієнта фільтрації після проведення гідророзриву пласта. Отже, важливість прогнозу кількості води у вугільному пласті для забезпечення максимально точного розрахунку дозованості реагентів на стадії проектування підземного газового генератора є цілком очевидною. Гідрогеологічні особливості басейну сприяють впровадженню технологій ПГВ для отримання різного за складом синтезованого газу на ділянках некондиційних вугільних пластів кам'яновугільної вугленосної формації ЛВБ. Цей висновок базується на вивченні особливостей гідрогеологічного режиму басейну, до яких належать: загальна низька обводненість кам'яновугільного водоносного горизонту, пов'язана лише з пісковиками та зонами тріщинуватості; статичність запасів, зумовлена відсутністю зв'язку з вищими та нижчими водоносними горизонтами; ізольованість водонасичених ділянок одна від одної в межах вугленосної товщі через значну кількість водонепроникних пластів аргілітів та алевролітів.

У природних умовах залягання вугільного пласта при газифікації одночасно проходять реакції ((n+2) С+О₂+nН₂О ?? nН₂ + (n+2) СО) і ((n+1) С+О₂+nН₂О ?? CН₄ + СО₂), унаслідок чого горючий газ має у складі CO, H₂, CO₂, CH₄. Залежно від кількості води, що надходить у зону синтезу, може переважати CO і H₂ або CO₂ і CH₄. За кількістю води н.в.п. можна розділити на чотири групи:

1. Сухі - з них можна отримувати як енергетичний газ (CO₂ і CH₄), так і хімічну сировину - синтез-газ (CO і H₂).

2. Малообводнені пласти (до 0,5 кг води на 1 кг вугілля) - придатні для отримання синтез-газу у співвідношенні V_H2:V_CO = 1:3.

3. Середньообводнені (до 1,0 кг води на 1 кг вугілля) - придатні для отримання енергетичного газу з теплотою згорання ~ 4800 кДж/м³.

4. Сильнообводнені (понад 1 кг води на 1 кг вугілля) - непридатні для підземної газифікації вугілля через те, що підтримувати в зоні синтезу стабільний екзотермічний ефект процесу газифікації неможливо.

Температура плавлення мінеральних компонентів вугілля, покрівлі та підошви вугільного пласта. Процес ПГВ проходить за температур до 1100єС, що може привести до плавлення мінеральної частини вугілля і вміщуючих порід. Якщо температура газифікації є вищою або такою самою, як температура плавлення мінеральних компонентів вугілля і порід покрівлі та підошви, розплавлений шлак стає нездоланною перешкодою для проведення процесу: рідка фаза золи огортає вугілля і доступ до нього газифікуючого реагенту (повітря, кисню, води) припиняється, що зумовлює значну перевитрату реагентів, зменшення об'єму зони синтезу горючих газів, неможливість контакту вугілля з реагентами і врешті-решт повне затухання процесу ПГВ; закупорює прохідні канали, через що суттєво зменшується коефіцієнт охоплення вугільного пласта процесом ПГВ, різко зростає тиск газифікації, що призводить до невиправданих енергетичних витрат на доставку реагента в зону синтезу. Температура плавлення будь-якої речовини залежить лише від хімічного складу та зв'язків між її компонентами. У процесі ПГВ під дією високих температур відбувається процес деструкції мінеральної частини вугілля, унаслідок чого утворюється твердий залишок (зола). Незважаючи на те, що хімічний склад золи не може бути точно перерахованим на кількість мінеральної речовини вугілля і не може характеризувати кількість та якість мінералів, що входять до складу вугілля, хімічний аналіз золи є одним з основних та легко доступних методів під час оцінки придатності вугілля для технологічних і енергетичних цілей. Зола вугілля переважно складається з кремнезему, глинозему, оксидів заліза, магнію, титану, фосфору, кальцію та ін. Попередню інформацію про температуру плавлення золи можна отримати з такого співвідношення: , яке показує, що найбільш тугоплавкою є зола, у складі якої переважають глинозем та кремнезем. Високий вміст оксидів заліза, кальцію і магнію знижує температуру плавлення золи. Зібрані та проаналізовані дані з хімічного складу золи вугілля та вміщуючих порід дозволили зробити висновок про те, що здебільшого зола вугілля та породи покрівлі і підошви є тугоплавкими. Присутність у покрівлі вугільного пласта вапняків вимагає застосування технології ПГВ з пониженою температурою синтезу.

Критерій якості вугілля. Розглядалися якісні показники вугілля ЛВБ, які безпосередньо визначають придатність для ПГВ (аналітична вологість, зольність, вміст загальної сірки, вихід летких компонентів, теплота згорання).

Аналітична вологість. У процесі ПГВ аналітична вологість є частиною загальної кількості води в зоні синтезу, яка складається з вологості вугілля, обводненості вугільного пласта та води, що подається через свердловину. Вміст аналітичної води залежить, головним чином, від ступеня вуглефікації органічної речовини, показником якого є пористість та кількість гідрофільних груп у вугіллі. На вміст вологи впливає також кількість мінеральних домішок і петрографічний склад вугілля.

Слід звернути увагу на зменшення кількості аналітичної вологості зі збільшенням ступеня метаморфізму вугілля, а також на ще меншу кількість внутрішньої води в сапропелітовому вугіллі того самого ступеня метаморфізму, ніж у гумусовому. Мінімальне значення (0,24%) зафіксоване по пласту v₃ Тяглівського родовища, максимальне (3,8%) - по пласту v₃³ Волинського родовища. Середні значення коливаються в інтервалі від 0,9-1,1 до 1,8-2,3 по басейну.

Зольність вугілля. Впливає на тепловий баланс процесу ПГВ. За високої зольності кількість теплоти, що виділилася внаслідок реакції синтезу горючого газу, буде витрачатися на непродуктивне нагрівання негорючої частини вугілля, тому зольність вугілля не повинна перевищувати 40%. Зольність вугілля ЛВБ у цілому збільшується з півночі на південь та зі сходу на захід: від 5-10% до 20-25%, у поодиноких випадках сягає 35-50%. Така зміна викликана наявністю неоднакової кількості теригенної, аутигенної та інфільтраційної зовнішньої золи. Значення конституційної та сорбційної золи можна вважати майже незмінними на площі басейну. Найвищий вміст золи виявлено на краях Тяглівського, Межиріченського і Забузького родовищ, що пояснюється розташуванням області зносу теригенного матеріалу. Основні зміни показників зольності вугілля в межах ЛВБ залежать від зовнішньої золи, яку ділять на первинну (теригенна) і вторинну (аутигенна - сорбційна та інфільтраційна зола, що утворювалася як у торф'яну стадію, так і на стадіях діагенезу та епігенезу). Отже, вміст золи у вугіллі залежить від наявності привнесеного в торфовище матеріалу та мінералоутворення, що відбувалося і відбувається під час вуглеутворення. У золі вугілля ЛВБ виявлено пірит, кварц, халцедон, кальцит, доломіт, мелантеріт, слюди, каолін та інші мінерали. Теригенна зола представлена глинистими мінералами, кварцом, польовими шпатами, різнорозмірним кластичним матеріалом (сидерити, аргіліти, пісковики, вапняки і ін.). Аутигенна зола представлена мінеральними утвореннями, які виникли внаслідок раннього та пізнього діагенезу. У межах Львівсько-Волинського басейну це здебільшого сульфіди (пірит, марказит), сидерит, кальцит і кварц.

Спостерігається зв'язок зольності вугілля басейну з особливостями будови вугільного пласта. Зазвичай, високою зольністю відрізняються пласти складної будови і пониженою - прості однопачкові пласти та пропластки. У зонах тектонічної тріщинуватості спостерігається заповнення тріщин (завширшки до 1 см і більше) кальцитом, що збільшує загальну зольність.

Сірчистість. Сірка - надзвичайно шкідливий елемент для процесу ПГВ. Сполуки сірки не тільки руйнують металеві конструкції експлуатаційної свердловини, але й суттєво підвищують собівартість отриманого горючого газу, який потребує очищення від сірковмісних домішок. Проведені експериментальні дослідження газифікації вугілля ЛВБ на установці УГТ-2 вказують на те, що з вмістом масової долі сірки у вугіллі до 4,5% в отриманому газі відсутні її сполуки, тому допустимий вміст загальної сірки у вугіллі не повинен перевищувати 4,5%. У вугіллі сірка трапляється у вигляді сульфідної, сульфатної та входить до складу високомолекулярних органічних сполук (органічна сірка). Органічна та сульфатна сірка у вугіллі ЛВБ є в невеликих кількостях (0,55-1,77% органічної сірки та до 0,20% сульфатної) порівняно з сульфідною, яка зустрічається у вигляді піриту (рідше марказиту). Вугілля пластів нижньої підформації за вмістом сірки переважно належить до групи середньосірчистого (1,5-2,5%, за класифікацією, прийнятою для Донецького басейну), за винятком пластів v₀³ та v₂, вугілля яких відповідає групам сірчистого (2,5-4,0%) і високосірчистого (4,01-4,51%) вугілля відповідно. У вугільному пласті v₆ спостерігається закономірне зниження вмісту сірки від покрівлі до підошви. У цілому в межах Львівсько-Волинського басейну спостерігається закономірне збільшення вмісту сірки у вугіллі пластів нижньої підформації з північного сходу на південний захід, від Забузького до Любельського родовища (1,9-2,4%). Винятком є вугілля пласта v₀³. Вугілля верхньої підформації переважно відносять до груп середньосірчистого (1,5-2,5%) та сірчистого (2,51-4,00%), окрім вугілля пласта n₈ на Любельському, Межиріченському та Забузькому родовищах, де його сірчистість становить менше 1,5%, що відповідає групі малосірчистого вугілля. Також до цієї групи належить вугілля пластів n₇ і n₇^н у межах Любельського родовища. Найбільшу увагу слід приділити вугіллю, що належить до групи високосірчистого. Це вугілля пластів n₈^в на Забузькому і Межиріченському і n₈⁵ та b₃ на Любельському родовищах. Вугілля пластів башкирського ярусу здебільшого сірчисте та високосірчисте. Особливих закономірностей у просторовому поширенні вмісту сірки у вугіллі верхньої підформації не виявлено.

Леткі компоненти. Вихід летких компонентів збільшує теплоту згорання отриманого газу через попадання в його склад висококалорійних газів (СН₄, С₂Н₆, С₃Н₈ та ін.). Кількість летких на горючу масу не повинна бути меншою, ніж 20%, бо якість газу та його теплота згорання будуть суттєво нижчими. Спостерігається зменшення виходу летких компонентів у зонах тектонічних порушень, що обумовлюється змінами в петрографічному складі вугілля та різними катагенетичними змінами, а також загальне зменшення виходу летких компонентів у напрямку з півночі на південь та південний захід, що цілком збігається з напрямком збільшення ступеня вуглефікації органічної речовини. Відзначимо, що сапропелітам властиві підвищені значення виходу летких компонентів відносно гумусового вугілля. Вихід летких компонентів у вугільних пластах нижньої підформації коливається від 22,6 до 39,8%. Мінімальні значення характерні для найнижчого пласта підформації v₀³ (22,6%), а максимальні - для найвищого - n₀⁶ (39,8%). У цілому виявлено закономірність зниження виходу летких компонентів у вугіллі підформації з північного сходу на південний захід, від Забузького до Любельського родовища. Ця закономірність простежується навіть у межах Південно-Західного вугленосного району: за середніми показниками виходу летких компонентів у вугіллі пластів v₆ та n₀⁶. Вихід летких компонентів у вугільних пластах верхньої вугленосної підформації характеризується дещо меншим інтервалом мінімуму та максимуму значень, які змінюються від 24,0 до 38,9%. По розрізу показник зменшується від нижніх пластів n₇^н-n₈⁰ (від 24,0 до 25,7%) до верхніх n₈^в-b₃ (від 29,2 до 31,8%) у межах Любельського родовища. На інших родовищах (Тяглівське, Межиріченське, Забузьке, Волинське) тенденція до вертикальних змін менш виразна. По латералі басейну з північного сходу на південний захід добре спостерігається зменшення показників виходу летких компонентів. Так, на Волинському родовищі ці значення вугілля пластів n₈ та n₇^в дорівнюють відповідно 37,5 і 35,4%, Забузькому - 34,5 і 33,2%, на Межиріченському - 33,7 і 32,8%, на Тяглівському - 31,9 і 32,8% та Любельському - 25,3 і 24,0%.

Теплота згорання вугілля. З формули N = (Q_г + Q_см + Q_ф) / (Q_е + Q_в),

де Q_г - теплота згорання горючого газу; Q_см - теплота згорання смоли; Q_ф - фізичне тепло продуктів процесу; Q_е - витрати електроенергії на процес газифікації; Q_в - теплота згорання вугілля, яка визначає значення теплового коефіцієнта корисної дії процесу газифікації вугілля водяною парою в лабораторному реакторі як відношення частини запасів тепла, що отримується з вугілля, до енергетичних витрат на процес газифікації, випливає, що теплота згорання вугілля не може бути нижчою, ніж 3500 ккал/кг, або 14,64 мДж/кг, бо тоді теплові втрати в підошву і покрівлю вугільного пласта будуть переважати теплоту, необхідну для синтезу горючого газу.

Теплотворна здатність вугілля у пластах вугленосної формації басейну змінюється від 27,88 до 36,30 мДж/кг. Максимального значення (35,97-36,3 мДж/кг) вона досягає у вугіллі пласта v₆ на Межиріченському і Тяглівському родовищах та ділянці Межиріччя-Західній. Мінімальну теплоту згорання виявлено у вугіллі пласта n₈^в на Любельському родовищі. Характерною ознакою є збільшення теплоти згорання вугілля з північного сходу на південний захід, від Волинського до Любельського родовища.

Для пластів локального поширення з некондиційною потужністю по всій площі в межах Львівсько-Волинського басейну аналізу якісних показників не проводилося. Відповідь щодо їхньої придатності для ПГВ може дати лише буріння параметричних (експлуатаційних) свердловин з відбором керна для аналізів на зольність, сірчистість, вихід летких компонентів, теплоту згорання і аналітичну вологість та комплексом геофізичних досліджень. Пласти, що мають витриману потужність, яка наближена до кондиційної або спорадично її досягає, та периферійні ділянки робочих пластів у ЛВБ є достатньо вивчені. Попередньо оцінити ділянки пластів, на яких відсутні дані про якісні показники, можна припускаючи, що вугільні пласти в межах свого поширення як на ділянках робочої потужності, так і на наближених до них некондиційних ділянках мають близькі фізико-хімічні властивості, які відрізняються не більше, ніж на 2-3%.

Значення якісних показників вугілля ЛВБ (аналітична вологість, зольність, вміст загальної сірки, вихід летких компонентів, теплота згорання), за поодинокими винятками, не перевищують граничні значення вимог геотехнологій ПГВ.

У четвертому розділі «Ділянки вугільних пластів, перспективних для підземної газифікації, поля шахти Тяглівська №1 Львівсько-Волинського басейну» автором запропоновано методику оцінки некондиційної вугленосності з метою підрахунку запасів вугілля для утилізації технологіями ПГВ, яка передбачає попередню локалізацію ПГВ-ділянок за структурно-тектонічними особливостями і потужністю. За цією методикою виділено ділянки в межах поля шахти Тяглівська №1 та проведено оцінку некондиційної вугленосності. За основу в роботі бралися дані буріння та геофізичних досліджень з низки геологорозвідувальних свердловин, якими були розкриті відклади башкирського, серпуховського та частково візейського ярусів.