Основи хімії і фізики горючих копалин - Посібник (Саранчук В.І., Ільяшов М.О., Ошовський В.В., Білецький В.С.)

4. умови залягання і способи видобутку горючих копалин

У геології Землі особливе місце займає верхня оболонка земної кулі, товщиною

15-70 км, яка називається земною корою. Вона складена різними гірськими породами, серед яких є усі види ГК. За збереженими залишками органічного життя на землі в різ- ні періоди геологічного часу складена геохронологічна шкала, що відбиває час і послі- довність утворення тих чи інших залягань у земній корі.

У 2004 році Міжнародною геологічною спілкою прийнята нова редакція геох- ронологічної шкали. Ми наводимо нижче старий і новий її варіанти (табл. 1.8, 1.9).

 

Таблиця 1.8 – Геохронологічна шкала

 

Ера

Період

Епоха

Тривалість, млн. р.

 

Кайнозой – Кz

 

Четвертинний, Q

Сучасна

Пізньочетвертинна Середньочетвертинна Ранньочетвертинна

 

1

 

Третинний, Тr

Неоген Пліоценова Міоценова

 

25–30

Палеоген

Олігоценова

Еоценова

Палеоценова

 

30–35

 

Мезозой – Мz

 

Крейдовий, Сг

Піздньокрейдова

Ранньокрейдова

 

55–60

 

Юрський, J

Середньоюрська

Ранньоюрська

 

25–35

 

Тріасовий, Тr

Пізньотріасова

Середньотріасова

Ранньотріасова

 

30–35

 

Палеозой – Pz

 

Пермський, Р

Верхньопермська

Ранньопермська

 

25-30

 

Кам’яновугільний

(карбон), С

Пізньокам’яновугілъна

Середньокам’яновугільна

Ранньокам’яновугільна

 

50–55

 

Девонський, D

Пізньодевонська

Середньодевонська

Ранньодевонська

 

45–50

 

Силурійський, S

Пізньосилурійська

Ранньосилурійська

 

40–45

 

Ордовикський, О

Пізньоордовикська

Середньоордовикська

Ранньоордовикська

 

70–80

 

Кембрійський, Сm

Пізньокембрійська

Середньокембрійська

Ранньокембрійська

 

70–90

Протерозой – Pr

 

 

600–900

Геохронологічна схема охоплює період часу від зародження життя на землі по- над 2 млрд. років тому до сучасної епохи. Відповідно до цієї схеми вся історія появи і розвитку органічного життя на Землі поділена на ери (групи), кожна ера поділена на періоди (чи системи), а ті,  у свою чергу, – на епохи (чи відділи).

Утворення ГК відбувалося нерівномірно. В окремі геологічні періоди воно різ- ко прискорювалося, сповільнювалося чи припинялося, у результаті чого ГК розподіле- ні дуже нерівномірно в гірських породах, що належать до різних геологічних епох. Так, наприклад, накопичення викопного вугілля належить в основному до карбону (9\%), пермського (35\%), юрського і крейдового (53\%) періодів, поклади нафти і приро- дного газу зустрічаються у всіх геологічних ерах, крім протерозою.

Протягом усіх періодів існування Землі відбувалися зрушення і переміщення земної кори, причому розмір і характер їх були неоднаковими, як за періодами, так і за територією. На території материкових платформ протягом геологічних епох відбува-

 

лися лише повільні рухи у вертикальному напрямку, причому при опусканні ці ділян-

ки, як правило, затоплювалися морями, а при підйомі виступали з води. Розташовані між платформами області тектонічних рухів переміщувалися у вертикальній і горизон- тальній площинах, і утворювали геосинкліналі, для яких характерна наявність великих товщ осадових порід. Шари осадових порід накопичувалися й у платформних облас- тях, утворюючи шари різних гірських порід, серед яких накопичувалися і ГК.

Таблиця 1.9 – Геохронологічна шкала за Міжнародною геологічною спілкою (2004 р.)

Мільйонів років тому

Великі площі суцільного чи острівного залягання ГК, які характеризуються спі- льністю умов утворення у часі, називають басейнами. Вони займають нерідко десятки тисяч квадратних кілометрів. Окремі частини басейнів, відособлені географічними, геологічними чи іншими ознаками, які вміщують ГК, називають родовищами чи райо- нами. Тверді горючі копалини залягають у вигляді горизонтальних чи похилих пластів різної потужності, що знаходяться на різній глибині від поверхні, а також у вигляді лінз різної товщини і довжини.

Вугілля. У геологічній історії землі утворення вугільних пластів пов’язане з ви-

никненням і розвитком світу рослин. Найдавніші з твердих горючих копалин – сапро- пелітове вугілля і горючі сланці, утворилися зі скупчень ще примітивних підводних рослин (водорості) і планктону на дні водойм. Родовища такого вугілля відомі з почат- ку палеозою, тобто, вони утворилися близько 500 млн. років тому.

Серед більш пізніх родовищ сапропелітового вугілля відоме перехідне вугілля, яке містить матеріал вищих наземних рослин.

Дрібні родовища гумусового вугілля, утвореного з матеріалу вищих наземних

 

рослин, відомі у відкладах девону. Серед рослин цього періоду описані порівняно ви-

сокоорганізовані види вищих рослин, розквіт яких відбувся у наступні кам’яновугільний і пермський періоди. До відкладів кам’яновугільного і пермського періодів відносять багато великих родовищ найбільш цінного кам’яного вугілля.

Нагромадження сапропелітів починається з кембрійського періоду, який є пе- ршим найбільш раннім періодом, з якого можна простежити поступову еволюцію фау- ни і флори. В ордовику утворилися Прибалтійські сланці, силурійське гумусове зольне вугілля відоме в декількох районах країн СНД і далекому зарубіжжі. У середині девон- ського періоду виникли перші нечисленні поклади гумусового вугілля промислового значення (барзасити).

Розрізняють лімнічні (озерні) і паралічні (приморські) вугільні басейни. Вугі- льні шари поділяються на автохтонні, що утворилися на місці існування вихідного ма- теріалу, і алохтонні, що утворилися з принесеного вихідного матеріалу.

Пласти вугілля мають просту і складну будову. У більшості випадків вугільні пласти складаються з кількох вугільних пачок, розділених породними прошарками. Породи основи пласта утворюють його підошву, а породи, що перекривають – покрів- лю. Відстань по нормалі від підошви до покрівлі складає потужність пласта, корисна потужність пласта – це сума потужностей вугільних пачок.

Робочою потужністю пласта чи шару називають ту частину пласта, що вийма- ють за один технологічний цикл. Мінімальна робоча потужність пласта – це та потуж- ність, при якій розробка пласта технологічно можлива й економічно доцільна. Ця ве- личина залежить від гірничо-геологічних умов, якості вугілля, кута падіння пласта і різна для різних басейнів. На Донбасі вона складає 0,45, для порівняння – у Кузбасі

0,85, у Караганді – 0,6 м.

Коефіцієнт вугленосності басейну характеризує відношення сумарної потужно- сті вугільних пластів до загальної потужності вугільних відкладів. На Донбасі він дорі- внює 0,6\%, у Кузбасі – 1,6, а в Караганді на деяких ділянках доходить до 5,0\%.

У залежності від кута падіння пласти поділяють на пологі (кут падіння до 25°), похилі (25-45°) і круті чи крутопадаючі (більше 45°).

Гірничі роботи з виїмки вугілля можуть проводитися відкритим і підземним способом. Розробка вугільних пластів у розрізах (кар’єрах) і шахтах проводиться шля- хом його розпушення і виймання з наступним навантаженням і транспортуванням на поверхню. Способи розробки вугільних пластів і транспортування вугілля впливають на властивості і склад маси – крупність, кількість домішок породи, вологість тощо.

За геотектонічними ознаками всі басейни поділяються на три типи: геосинклі- нальний, перехідний та платформний. Географічне розміщення вугільних басейнів на Земній кулі закономірне. Зміна епох розквіту рослинності епохами пригнічення зумо- вила нерівномірність розповсюдження скупчень горючих копалин в часі (стратиграфі- чна закономірність). Зміна тектонічних обстановок приводила до змін в розподілі суші та моря, ділянок зносу та накопичення осадів, зміни гідрогеологічних умов. Палеогра- фічні закономірності зумовили відмінності в рельєфі та вертикальній кліматичній зо- нальності. Тектонічні закономірності привели до створення басейнів та поступових змін початкового залягання пластів, зумовили формування структур басейнів та їх су- часне розміщення в земній корі.

 

Безперервні зміни в стані Землі приводили не тільки до створення родовищ,

але і до їх руйнування. Незважаючи на тривалість та складність геологічної історії фо- рмування та руйнування родовищ твердих горючих копалин, вченим вдалося з’ясувати закономірності розповсюдження вугільних родовищ в земній корі, оцінити їх перспек- тиви та прогнозувати якість вугілля.

Ще у 1937 році академік П.І. Степанов встановив, що в осадовій оболонці зем-

ної кори, починаючи з девону, коли з’явилися перші промислові скупчення вугілля, виділяється три максимуми вугленакопичення. Перший збігається з пізнім карбоном, другий з тріасом, третій – з початком пізнього крейдового періоду. Аналіз розміщення вугільних родовищ дозволив виділити площі, в межах яких в певний геологічний пері- од здійснювалося найбільше накопичення вугленосних відкладів та органічної маси. Простеживши розміщення цих площ на земній кулі, П.І. Степанов відкрив пояси вуг- ленакопичення, а в межах поясів вузли, з якими пов’язані максимуми вугленакопичен- ня нашого часу.

Вугільні родовища України за часом накопичення такі: Львівсько-Волинський та Донецький – басейни карбонового віку, Дніпровський – басейн кайнозойного віку.

Донецький басейн (Донбас) – головний постачальник енергетичного та технологі-

чного вугілля для промисловості України. В геологічній структурі Донбасу присутні по- роди докембрійського, палеозойського, мезозойського та кайнозойського віків.

Докембрійські метаморфічні породи фундаменту виходять на поверхню уздовж

південної межі Дніпровсько-Донецької западини, від периферії до центру ці породи за- нурюються на глибину до 15 тис. м. Виходи девонських відкладень являють собою тем- но-бурі піщано-глинисті сланці з прошарками вулканічних туфів, а в верхній – вулкано- генно-осадовій товщі, складені сірими пісковиками, різнокольоровими піщаноглинис- тими сланцями та туфами. Загальна потужність девону досягає 750 м. Кам’яновугільні відклади карбону залягають на різних горизонтах девону або безпосередньо на кристалі- чному фундаменті. Потужність карбону дуже різна в межах ділянок різної тектонічної будови.  В  західній  частині  Дніпровсько-Донецької  западини  вона  складає  4 км,  а  в центральній частині Донбасу до 18 км. В розрізі морських, прибережно-морських, дель- тових, алювіальних озерних та болотних утворень карбону переважають теригенні поро- ди (пісковики, алевроліти, аргіліти), серед яких простежуються понад 300 пластів та прошарків вугілля потужністю від 0,3 м до 2,5 м.

У тектонічному відношенні Донецький вугільний басейн розташований част- ково в межах Дніпровсько-Донецької западини. Південною межею Донбасу є Україн- ський щит. В межах Донецької складчастої споруди виокремлені великі субширотно складчасті структури. Основні структури такі: Головна антикліналь з примикаючими до неї з півночі Головною синкліналлю та з півдня – Першою південною синкліналлю. Велике Ровенецьке поперечне підняття розділяє ці структури на західну та східну час- тини, які замикаються поблизу Ровенецького підняття. Складчасті структури супрово- джуються численними розривними порушеннями та ускладнені скидами та насувами, які паралельні напрямку складчастості. Поперечні підняття, як правило, сполучені з паралельними їм скидами. Значна тектонічна порушеність, особливо в північній час- тині розвитку дрібної складчастості, є перешкодою для розробки вугільних пластів. Крім значної порушеності пластів, несприятливим для розробки родовищ є також га-

 

зоносність пластів. При розробці глибокозалягаючих горизонтів (глибше 500-700 м)

починають виявлятися раптові викиди вугілля та газу.

Львівсько-Волинський басейн має потужність пластів 0,6-1,5 м. Залягання по-

логе. Вугілля представлене прошарками гумітів та сапропелітів. У вугленосній товщі нижнього та середнього карбону нараховані близько 30 пачок та лінз сапропелітів. Са- пропеліти переважають у південній частині басейну. Частіше сапропелітами представ- лені верхні або нижні пачки пластів, рідше вони спостерігаються серед гумусного ву- гілля та вмісних порід. Потужність сапропелітів коливається від 0,5 до 1,0 м, досягаю- чи в окремих місцях 1,5 та 2,65 м. Розмір запасів сапропелітів значно менший, ніж за- пасів гумусового вугілля, однак вони достатньо великі, щоб розглядати питання про їх розробку.

Дніпровський            буровугільний            басейн            поєднує          27 родовищ    на        території

5 центральних областей України, які мають промислове значення. Глибина залягання

вугільних пластів від 10 до 150 м, вугілля м’яке буре, гумітове та гуміто-ліптобіолітове.

Торф’яні родовища розташовані нерівномірно відповідно кліматичних та ґрун- тово-ботанічних зон. Розповсюдженість торф’яних родовищ пов’язана з географічною широтою, рельєфом та геоморфологічною будовою місцевості. В Україні розташовано понад  2500 родовищ  торфу  середньої  глибини  залягання  1,4 м  та  запасами  понад

2260 млн. т. Зараз в Україні вироблено 45\% розвіданих запасів.

Якщо вугленосні породи залягають на глибині і не виходять на поверхню, їх

можна виявити лише за допомогою гравіметрії, магнітометрії, сейсмічних методів та інформації з супутників, що дає можливість зробити висновки про вугленосність ра- йону та окреслити його. Після відкриття родовища проводять його детальне вивчення

– розвідку. Вона складається з простеження пластів родовища на поверхні за допомо-

гою неглибоких свердловин та гірничих виробок – шурфів та дудок. Отримані дані на- носять на план місцевості та отримують так звану пластову карту.

Розвідка родовища на глибині здійснюється бурінням глибоких свердловин. Свер-

дловини звичайно розміщують у певному порядку, наприклад, через 100, 200, 500 м чи більше. Це дає можливість встановити структурні особливості родовищ, стратиграфічний розріз вугленосної товщі, кількість пластів, їх потужність, якість вугілля.

Достатньо розвідане вугільне родовище починають розробляти. Видобування ву-

гілля може здійснюватися двома способами, в залежності від умов його залягання. Якщо вугілля залягає на малих глибинах, а його пласти мають достатню потужність, тоді ви- добування можна здійснювати відкритим способом. Він полягає в тому, що на початку поклад розкривають – знімають породи, які перекривають вугілля, а потім здійснюють екскаваторну виїмку вугілля. Цей спосіб видобування найбільш економічний, дозволяє широко використовувати високопродуктивну техніку. Здебільшого вугілля залягає гли- боко, а потужність не настільки велика, щоб виправдати витрати по зняттю всієї товщі порід, які перекривають вугільні пласти. У такому випадку здійснюється підземне видо- бування. Цей спосіб менш економічний, складний, більш витратний. Але тільки завдяки йому можливе видобування найбільш високоякісного кам’яного вугілля та антрацитів, які залягають на великих глибинах. Підземний спосіб видобування вугілля полягає в тому, що проходять стовбур (ствол) шахти, який являє собою колодязь великого перети- ну глибиною до кількох сотень метрів. На тому горизонті, де шахта перетинає пласт ву-

 

гілля, проходять тунелеподібні виробки – квершлаги і бремсберги, які служать для від-

катки (конвеєрами, електровозами тощо) видобутого вугілля в напрямку скіпового ство- ла шахти, по якому воно підіймається на поверхню. Основне видобування вугілля здійс- нюється в очисних виробках, або лавах, по усьому пласту, після чого виробка тимчасово закріплюється, а потім обрушується, або закладається породою.

Сучасна шахта – велике складне механізоване підприємство, значна частина

якого розташована під землею. На поверхні знаходиться лише копер, на якому закріп- лені шківи підйомного механізму, та поряд з ним машинне відділення підйомника. Поряд розташовані бункери з видобутим вугіллям та різні допоміжні споруди. Все складне господарство шахти розміщене під землею. Близько до ствола шахти в спеціа- льній камері розміщені потужні насоси, які відкачують воду. Вентилятори нагнітають потужний струмінь свіжого повітря, що дає можливість працювати шахтарям. Процес безпосереднього видобування вугілля на пологих пластах здійснюється за допомогою гірничих комбайнів, стругів, які не тільки відбивають вугілля, але й навантажують йо- го на конвеєр, що переміщує вугілля до вагонеток.

Нафта і природний газ. Встановлено, що нафта залягає у всіх геологічних фор- маціях і на різній глибині, іноді виходячи на земну поверхню. Усі нафтові родовища укладені в осадових породах, що утворилися у морських басейнах. Нафта і природний газ (ПГ) залягають звичайно у пористих гірських породах під великим тиском, запов- нюючи пори. Тому гірські породи, здатні містити в собі нафту і газ і віддавати їх при розробці, називають колекторами, найбільш характерними з яких є проникні піщані колектори нафти, газу і води, яка їх супроводжує. Колектори нафти і ПГ (піски, піско- вики, вапняки), які знаходяться між погано проникними породами (глина, глинисті сланці, мергелі), утворюють так звані природні резервуари (пастки) в складках земної кори, у яких виникають куполоподібні перекриття (куполи). Скупчення нафти і ПГ у таких куполах називають заляганнями, а якщо кількість нафти в заляганнях велика чи у даній структурі гірських порід є кілька залягань, то цю структуру характеризують як нафтове, нафтогазове чи газове родовище.

Проникність  колекторів  є  причиною  переміщення  (міграції)  нафти  і  газу  з місць зародження, що відіграє істотну роль у процесі їхнього накопичування. Тому безпосереднього взаємозв’язку між місцями перебування покладів і місцями зароджен- ня нафти і ПГ часто не спостерігається. Бувають випадки, коли поклади нафти чи ПГ розташовані на периферії вугільних басейнів, уздовж їхніх меж і навіть над вугільними шарами (Донбас). Тому важливе значення має проблема парагенезису (спільного заро- дження) вугілля і нафти. Зараз встановлено, що 10-12\% промислових запасів нафти і газу зосереджено у вугленосних відкладах.

Дуже важливим для утворення нафти та газу є виникнення в шарі осадових по- рід тріщин, по яких рухаються розігріті до високих температур потоки із верхніх ман- тій Землі. Нагрівання сприяє прискоренню нафтогазоутворення, міграції нафтогазової речовини, яка, потрапляючи в пастки, формує родовища.

Отже, нафтогазоносність осадових басейнів визначається такими умовами: на-

копиченням потужного шару осадів, існуванням тріщин, підняттям із глибин розігрі- тих до високих температур потоків. В цьому випадку накопичення осадів та утворення нафтових та газових родовищ протікає швидко.

 

Нафта і ПГ залягають у надрах землі на різній глибині (1-5 км). За цих умов  ча-

стіше їх виявляють на глибинах 4-5 км. Поклади нафти виявляють шляхом пошукових робіт з використанням геологічних і геохімічних методів. Основою для організації роз- відки нафти і ПГ є вивчення геологічної будови земної кори в районі пошукових робіт, виявлення перспективних геологічних структур, наявності порід, що можуть бути ко- лекторами, і непроникних порід, що їх перекривають. Попередня розвідка ведеться за допомогою сучасних геофізичних методів – вимірювання гравіметричних і магнітних аномалій, електрокаротажу, радіоактивності, звукопроникності й інших методів, осно- ваних на використанні відмінностей фізичних властивостей різних порід.

У перспективних районах буряться спеціальні розвідувальні свердловини з від-

бором кернових проб порід. За допомогою петрографічних і геохімічних методів ви- вчають склад і властивості порід. Геохімічні методи дозволяють знайти і кількісно ви- значити вміст нафти і газу в досліджуваних зразках порід, наприклад, методом газової зйомки, який полягає у відборі проб породи і підземних вод із глибини, дегазації і мік- роаналізу за допомогою хроматографії. За отриманими даними виявляють межі заля- гань нафти і газу, а також визначають їхні запаси в надрах.

Нафта знаходиться в земній корі під тиском 10-15 МПа і більше при температу-

рі 100-200°С і вище. Видобуток нафти і ПГ проводиться через спеціальні свердловини, пробурені до нафто- чи газоносних горизонтів. Природний газ, а іноді і нафта, знахо- дяться в покладі під тиском. Це обумовлює самовилив нафти – її фонтанування через свердловину в деяких випадках з дуже великими витратами. Так в Україні максималь- ні витрати при фонтануванні зафіксовані на рівні 3000 т/добу (свердловина «Ойл-Сіті», м. Борислав, 1908 р.). У Мексиці в 1979-1980 рр. на морській свердловині «1-Джерело» зафіксовано дебіт у 3200-4000 т/добу. Однак, якщо з ПГ фонтанний спосіб видобутку є основним і єдиним, то випадки фонтанування нафти зустрічаються дуже рідко. Тому найчастіше для видобування нафти з свердловин застосовують глибинно-насосний спосіб зі спеціальними плунжерними глибинними насосами чи компресорний (газліф- тний) спосіб, що полягає в тому, що стиснутий газ (чи повітря), надходячи по кільце- вому простору між опущеними концентрично одна в одну трубами, аерує нафту і створює газонафтовий стовп зниженої густини, який під тиском нафти у пласті підні- мається по внутрішніх (піднімальних) трубах на поверхню. Завдяки пористості пластів- колекторів нафта переміщується по них до свердловин за рахунок перепаду тиску, од- нак основна маса нафти (40-60\%) залишається адсорбованою на поверхні частинок по- роди і не видається на поверхню. Для підвищення рівня вилучення нафти із пластів застосовують методи впливу на пласти (закачування в пласти газів і повітря, гідравліч- ний розрив пласта, закачування поверхнево-активних речовин (ПАР), гідроплоскост- руминну перфорацію, тепловий вплив на пласт тощо).

Для буріння нафтових і газових свердловин сьогодні частіше за все застосову-

ється обертальний спосіб – роторне буріння, буріння турбобурами чи електробурами з виведенням із свердловин шламу і подрібненої породи глинистим розчином, який на- гнітається у свердловину. Для стабілізації бурових розчинів і зменшення їх фільтрації через стінки свердловин застосовуються спеціальні речовини, у тому числі вуглелуж- ний реагент (ВЛР), який одержують з бурого вугілля.

Експлуатація свердловин на родовищах природного газу аналогічна фонтанно-

 

му способу нафтовидобутку. Газ з окремих свердловин після відділення води, твердих

домішок і газового конденсату направляється в промисловий газозбірний колектор і далі на газозбірний пункт.

Ефективність буріння нафтових свердловин залежить від ряду факторів. Насам- перед, дані розвідки не завжди підтверджуються, наслідком чого можуть стати «порож- ні» свердловини. Коли нафта перебуває під великим тиском, тоді при бурінні вона сама виходить на поверхню. Але для великих покладів характерна наявність низького тиску. В такому випадку потрібна більш детальна розвідка, щоб розпізнати родовище, в якому нафта заповнює пори та щілини породи. Таким чином, при бурінні нафтових свердло- вин необхідно запобігти самостійному витіканню нафти, яке може призвести до її фон- танування і навіть вибуху, шляхом штучного підняття тиску. Коли тиск у свердловині низький, нафту треба відкачати, не порушуючи структури порід. Використання при бу- рінні високого тиску дає безпеку буріння, але при цьому нафта відштовхується від свер- дловини, що може призвести до розриву породи. Тому для кожного родовища необхідне визначення оптимального тиску.

Розрізняють буріння одно- і багатовибійне, кущове – похило-скероване, яке пе- редбачає проходження крім основного стовбура ряду додаткових на продуктивні пласти.

Сучасні українські вчені (школа Р.С. Яремійчука) виявили і досліджують новіт- ній кавітаційний спосіб буріння свердловин на нафту і газ, який характеризується уні- кально високою продуктивністю.