Интинское угольное месторождение » Ремонт Строительство Интерьер

Электромонтаж Ремонт и отделка Укладка напольных покрытий, теплые полы Тепловодоснабжение

Интинское угольное месторождение

24.05.2021

Географическое положение и общие сведения. Месторождение расположено в Интинском районе Республики Коми, в бассейне рек Б. Инта, Черная и Кожым, являющихся правыми притоками реки Косью. Административный центр — г. Инта (рис. 3.1.).

Месторождение приурочено к Интинской синклинали, простирающейся в северо-восточном направлении на 55 км от реки Кожым на юго-западе до северо-восточной границы шахтного поля № 21 на северо-востоке. От основной площади Косью-Роговской впадины синклиналь отделяется узкой Интинской антиклиналью, шарнир которой северо-восточнее реки Б. Инты погружается в Косью-Роговской прогиб. Юго-западнее реки Кожым Интинская антиклиналь, вероятно, сливается с Кожымской антиклиналью, так как Интинская синклиналь здесь центриклинально замыкается (?) по интинской свите.

История исследования. Первые сведения о наличии ископаемых углей на реке Б. Инте известны из материалов академика Ф.Н. Чернышева. Житель деревни Петрунь И.Н. Сорвачев сообщил о выходах угольных пластов члену Русского географического общества П.П. Матафтину, который лично осмотрел и описал разрезы обнажений и в 1912 г. передал результаты своих исследований академику Ф.Н. Чернышеву. Коллекции углей и вмещающих пород были доставлены в 1915 г. в Геологический музей Академии Наук. В 1924 г. геолог Е.Д. Сошкина и коллектор Г.А. Чернов прошли маршрут по реке Б. Инте и ниже устья ручья Угольного вскрыли в обнажении два пласта угля мощностью 0,57 и 1,77 м. В 1972 г. партия Т.Н. Пономарева вскрыла еще два пласта, были пробурены 9 скважин, пройдены шурфы и штольни, описаны и опробованы угольные пласты. Т.Н. Пономарев и А.А. Чернов провели маршрутную геологическую съемку по реке Б. Инте и составили стратиграфическое описание разреза пермской угленосной толщи, установили общую структуру района.

Для определения промышленного значения Интинского месторождения в 1931 г. на реке Б. Инта была создана постоянная геолого-разведочная организация («бурколонна»). Примитивная техника бурения, недостаточное снабжение, отсутствие транспорта и дорог затягивали развитие разведочных работ. Только через 6 лет было получено несколько перекрытых разрезов интинской свиты, что позволило геологу Ф.А. Крачино разработать синонимику угольных пластов (от нижнего пласта 1 — Первого до верхнего пласта 11 — Одиннадцатого). Первый геологический отчет был составлен геологами К.Г. Войновским-Кригером и Ф.А. Крачино в 1938 г. На северо-западном крыле синклинали между ручьем Угольным и рекой Б. Интой были утверждены ЦКЗ (протоколом № 1293 от 16.04.39 г.) запасы по промышленным категориям в количестве 49 млн. т и как перспективные —16,1 млн. тонн. С началом Отечественной войны разведочные работы ускоряются, распространяясь на всю Интинскую синклиналь в интервале между рекой Б. Интой на северо-востоке и ручьем Черным на юго-западе. В 1944 г. Б.В. Шумилов составил «Геологический отзыв об Интинском угольном месторождении», в котором обобщены все накопленные с 1924 г. геологические сведения. На площади 52,2 км2 были подсчитаны запасы по основным пластам на всю глубину синклинали между рекой Б. Интой и ручьем Черным в количестве 459,7 млн. т по категориям A+B+C1 и 813,5 млн. т по категориям A+B+C1+C2 (протокол ВКЗ № 3288 от 29.11.44).

В 1944—1956 гг. на этой же площади ведется детальная разведка отдельных шахтных полей, суммарные запасы которых были утверждены в количестве 819,5 млн. т. Степень разведанности возросла с 16,1% до 47,8%. В 1959 г. с вводом новых более жестких кондиций по мощности пласта (1,0 м вместо 0,6 м) запасы северной части Интинского месторождения были пересчитаны и утверждены ГКЗ в количестве 753,3 млн. т, причем степень разведанности уменьшилась до 30,7%, т. е. все шахтные поля оказались недоразведанными. В 1962—1985 г.г. велась доразведка действующих шахт. В результате разведанность запасов возросла до 72%. В 1980 г. была завершена разведка Чернореченской площади с запасами в количестве 839,3 млн. при степени разведанности 63,3%. В 1982—1989 гг. выполнена детальная разведка шахтного поля № 21 на северо-востоке Интинского месторождения с балансовыми запасами в 502,8 млн. т при степени разведанности 49,8%. Южно-Чернореченская площадь, расположенная между реками Черная и Кожым, оценена поисковыми работами путем разбуривания шести разведочных профилей, удаленных на 3,4—4,1 км друг от друга.

Освоение Интинского месторождения началось после первого утверждения в ЦКЗ запасов угля и признания его перспективности. В 1940 г. комплексная экспедиция Воркутстроя обследует условия шахтного строительства, собирает материалы для проектирования, а в первом квартале 1941г. были заложены вертикальные стволы первых шахт №№ 1, 2 и 3. С началом Отечественной войны ускоряются работы по обеспечению добычи угля. Закладываются еще пять маломощных шахт №№4—8 на верхние угольные пласты 11 и 10 на наиболее благоприятных по условиям отработки участках северо-западного крыла синклинали. Добыча угля началась в 1943 г., когда шахтами №№ 3, 6, 7 и 8 было выдано 84,6 тыс. т; в 1944 г. сдается в эксплуатацию шахта № 4 и добыча увеличивается до 219,0 тыс. т; в 1945 г. эти же шахты добывают 341,3 тыс. т. Все остальные шахты №№ 1, 2, 5, 9, 10, 11, 12, 13, 14 и 15 вступают в эксплуатацию в 1947—1954 гг., только шахта № 15 — в 1965 г. В настоящее время месторождение отрабатывается 6 шахтами, которые после многократных объединений, прирезок смежных площадей и реконструкций превратились в высокомеханизированные предприятия с производственной мощностью от 1170 до 2100 тыс. т в год (кроме шахты «Западная-12»). Состояние шахтного фонда показано в таблице 3.1.1. Горные работы шахт распространились на северо-восточную часть Интинской синклинали протяженностью 16,5 км.

Тектоника. Интинская синклиналь узкая, линейная, с вертикальной осевой поверхностью. Ширина синклинали, глубина шарнира и углы падения па выходах по пластам 11 и 1 приводятся в таблице № 3.1.2.


Северо-восточнее р. Черной отношение ширины Интинской синклинали к глубине шарнира по пласту I превышает 5; синклиналь имеет коробчатую форму, характеризуясь крутыми крыльями и широкой (до 1,1 км) пологой приосевой частью. Переход от крутых падений пластов на крыльях к пологим происходит путем резкого перегиба (до 20—30° ниже линии перегиба). Чем ниже стратиграфическое положение пласта, тем на большую глубину распространяются участки крутого залегания. Поэтому коробчатое строение синклинали наиболее четко проявляется по нижним пластам 6—1. Юго-западнее реки Черной отношение ширины к глубине синклинали по пласту I меньше 5, вследствие чего синклиналь теряет коробчатость, приобретает У-образную форму. Углы падения пластов постепенно уменьшаются к замку синклинали, пологая приосевая зона отсутствует.

Крутизна крыльев меняется по простиранию синклинали. На полях действующих шахт более пологим является северо-западное крыло; на Чернореченской площади — юго-восточное; южнее реки Черной — вновь северо-западное крыло.

Шарнир Интинской синклинали ундулирует, занимая наивысшее положение в разрезе по реке Б. Инте (пласт 11 на глубине 165 м) и на Чернореченской площади в 7,1 км на CB от реки Черной (пласт II на глубине 120 м, отложения печорской серии отсутствуют на протяжении 4 км по простиранию). Максимальные глубины погружения шарнира синклинали по пласту II находятся на Южно-Чернореченской площади в 8,2 км на ЮЗ от реки Черной (1150 м от поверхности) и в районе скважины 900 на границе между шахтами «Глубокая» и «Западная» (365 м от поверхности).

Ширина синклинали наибольшая на Чернореченской площади (4,9—5,7 км по пласту 1), в северо-восточном направлении она уменьшается до 4 км, а на юго-западе синклиналь замыкается в районе реки Кожым.

Залегание угольных пластов волнистое, что обусловлено колебаниями мощностей межпластовых интервалов, вызванными, в свою очередь, изменениями содержания песчаников в разрезах междупластий. Существенных проявлений складчатости второго порядка не установлено.

Складчатая структура месторождения осложняется дизъюнктивными нарушениями. Последние преимущественно распространены на крыльях синклинали и в нижней половине угленосной толщи в интервале пластов 6—1. Нарушенность угольных пластов на верхних горизонтах шахт выше, чем на нижних. По типу разрывы относятся к диагональным или продольным взбросам, редко встречаются сбросы и сдвиги. Как правило, разрывы затухают по падению пластов. Разведочными и горными работами установлено, что наиболее поражены дизъюнктивными нарушениями: 1) периклиналь Интинской антиклинали, где на полях шахт «Восточная» и № 21 выявлено 27 разрывов с нормальными амплитудами 10—50 м, 8 из которых пересекают и верхние пласты 11—7; 2) крутое юго-восточное крыло Интинской синклинали, где на полях шахт «Капитальная» и «Интинская» фиксируется около 25 нарушений с амплитудой 8—50 м. На противоположном северо-западном крыле синклинали на полях шахт «Капитальная», «Глубокая» и «Западная» горными выработками, дополнительно к 4 выявленным разведкой нарушениям с амплитудой 6—45 м, пересечено более 50 разрывов с амплитудой 0,4—7,0 м. На Чернореченской площади из 12 выявленных разведочными работами нарушений (все на верхних горизонтах) 11 расположены на более крутом северо-западном крыле.

Из более чем 60 разрывных нарушений с амплитудой более 6—10 м горными работами детально изучены только 4 на полях шахт «Восточная» и «Капитальная» (б. №№ 4, 5, 10, 9, 13 и 14). К ним относится Большой сдвиг, пересекающий вкрест простирания Интинскую синклиналь (с вертикальным сместителем и горизонтальной амплитудой смещения до 120 м) и служащий границей между полями шахт «Капитальная» и № 21; Первый, Второй и Третий надвиги, секущие на верхнем горизонте шахты «Капитальная» пласты 6—1 (с нормальными амплитудами до 38 м и протяженностью 1,2—2,6 км).

Гидрогеологические условия освоения Интинского месторождения благоприятны. Обводненность его умеренная и существенных трудностей при строительстве и эксплуатации шахт не представляет. Притоки воды по шахтам от 314 до 553 м3/час, коэффициент водообильности от 1,6 до 3,7; и среднем — 2,3.

Водоотдача четвертичных отложений (верховодка и грунтовые поды) при проходке стволов шахт, шурфов и котлованов характеризуется притоками до 5 м3/час, быстро идущими па убыль. Притоки из обводненных мощных песчано-гравийных древнеаллювиальных толщ, залегающих в депрессиях поверхности коренных пермских пород, достигают в начальной стадии 45 м3/час, но также обычно уменьшаются в течение первых 3—4 дней в десятки раз. В целом комплекс четвертичных отложений обводнен незначительно.

Подземные воды пермских отложений по условиям циркуляции трещинные и пластово-трещинные. Вся толща пермских пород до глубины 120—160 м от поверхности обводнена, но неравномерно — вследствие резкой анизотропии отложений. Наиболее водообильны конгломераты и песчаники, в которых выше степень раскрытия трещин и увеличено количество открытых трещин. С глубиной степень раскрытия трещин уменьшается, вместе с ней резко сокращается и водоносность пермских пород. Так, на глубинах до 60—70 м удельные дебиты скважин составляют 0,3—0,4 л/сек., на глубинах от 70 до 120 м — 0,1—0,2 л/сек. Еще меньше водоотдача пород угленосной толщи на глубине 120—220 м, а ниже водоносные породы редки и водоотдача их ничтожна.

Суммарный водоприток по действующим шахтам, горные выработки которых протянулись на 16,5 км по простиранию синклинали, составляет около 2200 м3/час. Депрессионная воронка вкрест простирания синклинали выходит на 0,6—0,7 км за контуры разработки, а по простиранию — на 1,8 км. Наиболее обводненным является верхний угольный пласт 11, на который приходится 50% и более от общего водопритока шахт, разрабатывающих верхние пласты. Причем, по пласту 11 водопритоки в очистных выработках наблюдаются на всю глубину синклинали, по пластам

9—1 водопритоки в лавы на глубинах ниже 200 м эпизодичны и не превышают 5 м3/час.

Газоносность. Исследование газоносности Интинского месторождения началось в 1952—1959 гг. с изучения качественного состава газов угольных пластов (отчет МГРИ за 1959 г., авторы Зимаков Б. М, и Маркова В.М.). Прямые определения газоносности угольных пластов с помощью керногазонаборников начаты в 1962 г. В сводном отчете МГРИ за 1968 г. установлены глубина газового выветривания угольных пластов, характер нарастания их природной метаноносности в зоне метановых газов и зависимость этих показателей газоносности от геологического строения месторождения.

Газообильность и газовый баланс шахт Ипты, характер нарастания относительной метанообильности с увеличением глубины разработки угольных пластов изучались ПечорНИУИ в 1954—1971 гг. Установлена прямолинейная зависимость газового давления от глубины залегания угольных пластов.

В составе газов угольных пластов установлены метан, водород, тяжелые углеводороды, азот, углекислый газ, в микроконцентрациях — инертные газы (аргон). Присутствие азота объясняется миграцией его из атмосферы в процессе газового выветривания (дегазации) угольных пластов, на что указывает увеличение его содержания от 0 до 99% с приближением к дневной поверхности.

Углекислый газ в газах угольных пластов Интинского месторождения обычно содержится в количестве от 0,5 до 2—3%, в некоторых пробах — до 5—10 %. Содержание CО2 увеличивается вблизи выходов угольных пластов под четвертичные отложения.

Метан преобладает среди газов угольных пластов, содержание его закономерно возрастает с глубиной, достигая 95—100%. Тяжелые углеводородные газы в концентрациях менее 0,1% регистрируются почти во всех анализируемых пробах: обычно их содержание не превышает 1%, лишь в единичных случаях повышается до 3% и более. ТУ представлены бутаном, пропаном и этаном. Водород определяется примерно в третьей части проб, содержание его обычно не превышает 5%. В отдельных пробах определено до 0,95% аргона.

Особенностью газовой зональности Интинского месторождения, как и всего Печорского бассейна, является отсутствие азотноуглекислой и углекисло-азотной зон, известных в Донецком и других бассейнах. Выделяются зоны газового выветривания и метановая.

В зоне газового выветривания значительную роль играют воздушные газы (азот и углекислый газ), концентрация которых с глубиной закономерно уменьшается при одновременном увеличении содержания метаморфогенных газов (метана, водорода, тяжелых углеводородов), причем практически отсутствует горизонт полной деметанизации угольных пластов (таблица 3.1.3.). Метаноносность угольных пластов в интервале распространения метано-азотных и азотно-метановых газов не превышает 2—3 м3/т. Мощность зоны газового выветривания на Интинском месторождении 80—200 м (таблица 3.1.6.). На юго-восточном крыле синклинали она больше, чем на северо-западном крыле, и по крутозалегающим пластам 6—1 больше, чем по пологозалегающим пластам 11—7.

В целом по Интинскому месторождению поверхность метановых газов имеет среднюю абсолютную отметку минус 70 м.

Интинская синклиналь опробована на всю глубину, что позволило вычислить гиперболическую зависимость газоносности пластов от глубины залегания по отдельным шахтным полям и участкам (таблица 3.1.6.). Интинские длиннопламенные угли характеризуются самой низкой в Печорском бассейне газоносностью угольных пластов, составляющей в среднем для рядовых углей месторождения (в м3/т горючей массы); 3—4 на глубине 100 м от поверхности метановой зоны; 4-5 — на глубине 200 м; 5-6 — на глубине 400 м; 6-7 — на глубине 600 м.

В таблице 3.1.4 приводится изменение с глубиной газового давления в угольных пластах Интинского месторождения.

Данные по относительной метанообильности (м3/т суточной добычи) и категорийность шахт по состоянию на 01.01.1993 г. приводятся в таблице 3.1.5. Газовыделение из разрабатываемого пласта на шахтах Инты составляет 25% (в том числе из очистных забоев — 15%), из выработанного пространства в пределах участка — 45% и из старых выемочных полей —30%. Количественно изменение относительной метанообильности шахт с углублением их горных выработок удовлетворительно описывается уравнением: g = 0,63+0,014 Н. Вследствие низкой природной газоносности угольных пластов газообильность шахт не превышает 10 м3/т. д. Ступень нарастания метанообильности шахт в среднем 70—80 м/м3/т. д. Метанообильность шахты «Глубокая», отрабатывающей пласты 5,4 и 3 в замковой части Интинской синклинали, не превышает 9 м3/т.д.

Кровли угольных пластов на шахтах концерна «Интауголь» классифицируются в соответствии с «Временными указаниями...» ВНИМИ 1982 г. По устойчивости (способности самых нижних слоев кровли мощностью до 1 м сохранять целостность и не выпадать в подкрепное пространство очистной выработки) выделяются 4 типа кровли:

— устойчивая (сохраняет устойчивость в течение 2 часов и более вдоль всего забоя лавы; сложена алевролитами, песчаниками) ;

— средней устойчивости (сохраняет устойчивость более 0,5 часа на обнажениях кровли длиной 20 м; сложена аргиллитами и алевролитами с толщиной слоев 0,2—0,5 м);

— неустойчивая (обрушивается при обнажении длиной более

5 м; обнажения длиной 5—20 м сохраняют устойчивость 5—30 минут; сложена тонкослоистыми аргиллитами и алевролитами, трещиноватыми);

— весьма неустойчивая (обрушается за исполнительным органом комбайна или с отставанием до 5 м; сложена углистыми аргиллитами и аргиллитами трещиноватыми, тектонически нарушенными) .

Весьма неустойчивая кровля мощностью до 0,5 м называется ложной кровлей.

Активная внешняя нагрузка, которая должна быть уравновешена крепями для предотвращения их зажатия и завалов очистных забоев, определяется обрушаемостью пород кровли мощностью до 10-кратной вынимаемой мощности угольного пласта (mв) и обуславливает нагрузочные свойства кровли. Последние зависят от мощности легкообрушающихся пород (hло), залегающих непосредственно над пластом, и от мощности и шага обрушения вышележащих труднообрушаемых пород. По нагрузочным свойствам кровли делятся на 3 типа:

— легкая при hло/m > (6—7); 6 — при mв > 1,3 м; 7 — при mв меньше 1,3 м;

— средняя при (6—7) > hло/mв > (3—4);

— тяжелая при hло/mв < (3—4).

В зависимости от характеристики самых нижних слоев кровли мощностью до 1 м и нагрузочных свойств кровли подразделяются на 3 класса: легко,- средне- и трудноуправляемые. Трудность управления кровлями обуславливается наличием как неустойчивой и весьма неустойчивой кровли (при любом типе по нагрузочным свойствам), так и тяжелыми нагрузочными свойствами (при любом типе устойчивости).

При классификации кровель интинских пластов необходимо учитывать следующие особенности.

1. Почти повсеместное распространение ложной и неустойчивой непосредственной кровли мощностью соответственно 0,1—0,5 м и до 3—4 м по всем рабочим пластам делает кровли интинских пластов трудноуправляемыми. При отработке необходимо выполнение мероприятий по предотвращению обрушений пород ложной и непосредственной кровли: оставление защитной пачки угля мощностью до 0,2 м, подрубка ложной кровли вместе с углем, химическое и механическое анкерование, опережающая крепь и т. д.

2. Значительное площадное распространение (до 30—40% площади пластов 11, 10 и 5) размывных песчаников в непосредственной и основной кровле угольных пластов. Мощность песчаников до 26 м (обычно 10—18 м), глубина врезания их в подстилающие породы до 12 м. Обычно подошва песчаников находится в 0,1—2 м от кровли угольных пластов, но в отдельных случаях последние полностью или частично размываются, например, пласт 10 на полях шахт «Восточная», «Капитальная», «Интинская» и Чернореченской площади. В поперечном разрезе размывы имеют трапецевидную форму с плоским дном и крутыми боками. Ширина их достигает 150—600 м (обычно 200—300 м). По площади размывы в кровлях угольных пластов имеют руслообразную форму, и отдельные из них прослеживаются на многие километры, пересекая 2—3 смежных шахтных поля. Так, прослежено, что размыв кровли пласта 10 непрерывно протягивается до 21 км. Сложены размывы песчаниками, содержащими прослои и линзы гравелитов, участками очень крепкими в результате известково-железистой минерализации. Занимая значительные площади, размывы существенно влияют на работу комплексно механизированных лав. Картирование их затрудняется из-за руслообразной формы, изменчивости поперечных размеров и глубины врезания в подстилающие породы. Сеть скважин детальной разведки лишь констатирует (не всегда) наличие размывов. По выемочным столбам их положение уточняется подземной эксплуатационной разведкой (бурением, геофизикой).

3. Как показал многолетний опыт эксплуатации, к тяжелым по нагрузочным свойствам на Интинском месторождении можно относить кровли при hло/mв < 2. При hло/mв больше 2 кровли интинских угольных пластов управляются достаточно удовлетворительно даже при наличии в основной кровле (т. е. над легкообрушающимися породами непосредственной кровли мощностью более 2mв) мощных песчаников размыва.

4. Условием отнесения к трудноуправляемым на Интинском месторождении является залегание над легкообрушающимися породами непосредственной кровли мощностью менее 2mв массивных или толстослоистых песчаников мощностью более 4mв. Трудноуправляемыми являются также кровли на площадях развития ложной и неустойчивой непосредственной кровли, зоны тектонических нарушений, прилегающие к массивам руслообразных песчаников зоны шириной до 200 м с постепенно увеличивающейся мощностью (от 0 до 4—12 м) весьма неустойчивых трещиноватых легкообрушающихся аргиллитов-алевролитов.

В зависимости от характеристики управляемости кровли, прочностных свойств пород почвы и мощности пласта производится выбор механизированных крепей для отработки очистного поля, рассматривается необходимость предварительного разупрочения кровли для обеспечения первой посадки основной кровли или на всем протяжении отработки выемочного столба, предусматриваются мероприятия по предотвращению обрушений угля и пород кровли в очистных забоях (например, оставление защитной пачки угля, опережающая крепь, химическое нагнетание, химическое или механическое анкерование и т. д.

О соотношении линии очистного забоя и ориентировки эндогенной трещиноватости.

Разработка угольных пластов ведется обычно длинными столбами по простиранию со сплошным обрушением кровли. Выемочные столбы ориентированы по азимуту CB 50°±5° (на шахте «Западная» — CB 65°). Как правило, забои очистных выработок перпендикулярны оконтуривающим штрекам, т. е. простирание забоев лав — СЗ 320° (на шахте «Западная» — С3 335°). На шахте «Капитальная» по пластам 5 и 4 отрабатываются лавы по падению и восстанию с ориентировкой столбов СЗ 323° и очистных забоев CB 53°. На шахтах «Капитальная» и «Восточная» успешно отработаны лавы с изменяющимся простиранием столбов и ориентировкой очистных забоев от СЗ 320° до ЮЗ 215° (считая по направлению восстания).

Эндогенная трещиноватость (или эндокливаж) угольных пластов имеет повсеместное распространение и представлена двумя хорошо выраженными системами. Одна из них ориентирована вкрест простирания Интинской синклинали («основной кливаж»), имеет средний азимут простирания СЗ 315°±15° (по многим тысячам замеров). Примерно в 80% замеров трещины основного кливажа падают на СВ. Из-за близости к 90° падение легко меняется на обратное даже в пределах одного выемочного столба. Вторая система эндогенной трещиноватости ориентирована по простиранию Интинской синклинали («торцевой кливаж»), имеет средний азимут простирания CB 40°±10°. Трещины торцевого кливажа падают навстречу падению угольных пластов, средний угол падения 75°.

Простирание трещин основного кливажа (СЗ 315°±15°) совпадает с простиранием очистных забоев (С3 320°±5°) или составляет с ним острый угол величиной до 25° (в большинстве случаев — 5—15°) по лавам, ориентированным по простиранию синклинали. Простирание забоев лав, отрабатываемых по падению или восстанию угольных пластов (СВ 53°±5°), совпадает с ориентировкой трещин торцевого кливажа (СВ 40°±10°) или составляет с ним угол до 28°, обычно 5—10°. На периклинали Интинской антиклинали трещины основного и торцевого кливажа располагаются под различными углами к линиям очистных забоев.

Считается, что при ориентировке кливажа вдоль забоя лавы или под углом до 10—12° к нему создаются неблагоприятные условия для очистных работ, особенно при подвигании лав в сторону падения эндогенных трещин: отжим угля от груди забоя, заколы в кровле, плавные опускания или резкие осадки кровли в призабойной зоне, вывалы и обрушения порол ложной и непосредственной кровли, зажатие секций механизированной крепи и т. д. Существенно уменьшается негативное влияние эндокливажа при увеличении угла встречи линии очистного забоя с простиранием трещин до 20—45°.

Внедренные в 1980-е годы комплексы ОКП-70 и KMT (с высоким коэффициентом затяжки кровли, повышенными сопротивлением секций и усилием предварительного распора крепи) в условиях Интинского месторождения при любой управляемости кровли препятствуют развитию заколов в призабойной полосе, опусканиям и резким осадкам кровли по сформировавшимся заколам. Вывалы образуются только при наличии ложной и неустойчивой непосредственной кровли. Практически не сказывается влияние таких ранее учитывавшихся параметров эндогенной трещиноватости, как ориентировка кливажных трещин относительно линии очистного забоя, направление их падения, степень раскрытия и интенсивность развития трещиноватости угольных пластов и пород кровли, положение вершины острого угла между простиранием трещин и линией забоя лавы.

Установлено, что интенсивность проявления торцевого кливажа в лавах, отрабатываемых по падению или восстанию пластов, аналогична интенсивности проявления основного кливажа в очистных забоях, отрабатываемых по простиранию. С точки зрения управляемости кровли не имеет существенного значения направление подвигания лав (прямое или обратное, по падению или восстанию).

Угленосность и качество углей.

В верхней части разреза лекворкутской свиты разведочными работами отмечены 4 тонких угольных пласта, индексируемых 0a, 0б, 0в и 0г. Рабочей мощности они достигают лишь в единичных пересечениях, поэтому не являются объектами разведки и, как следствие, изучены слабо. Характеристика нулевых пластов по площадям их максимального развития приводится в таблице 3.1.7.

Строение пластов лекворкутской свиты простое, зольность несколько ниже, чем по пластам интинской свиты. Мощность пластов невыдержанная по площади, положение в стратиграфическом разрезе — весьма неустойчивое.

Промышленная угленосность связана с интинской свитой, содержащей 11 основных постоянных по положению в разрезе угольных пластов, обозначаемых снизу вверх индексами 1 (Первый) — 11 (Одиннадцатый), три сравнительно выдержанных на полях действующих шахт пласта — спутника 8в, 3н и 2в и до 40—50 угольных пропластков. Верхний пласт 11 расположен в 130 м от верхней границы свиты, пласт I—в 10 м от нижней границы. Расстояние между пластами 1 и 11 составляет 432— 459 м. По степени сближенности пластов выделяются две подсви-ты: нижняя, мощностью 184—201 м, с пластами 1—6 и верхняя, мощностью 149—171 м, с пластами 7—11. Безугольный интервал между ними 87—101 м.

Максимум угленосности интинской свиты приходится на крайний северо-восток месторождения — поля шахт «Восточная» и №21, где рабочее значение имеют все 11 угольных пластов. В северо-восточном направлении угленосность резко падает. Уже на северо-востоке шахтного поля № 21 происходит расщепление пластов 10, 8, 4 и 1, причем рабочее значение сохраняют пласты 10н, 8н и 1н, а пласт 4 теряет балансовый характер.

Юго-западнее шахтного поля № 21 на полях действующих шахт не имеет рабочего значения пласт 6, а на северо-западном крыле синклинали по полю шахты «Капитальная» частично и по полям шахт «Глубокая» и «Западная» полностью — пласты 9 и 7. К пластам средней мощности (более 1,5 м) относятся пласты 1, 3, 4, 5, 8, 10 и 11; к тонким — пласты 2, 6, 7, 9 и участками пласт 1. Сложное строение имеют пласты 6, 7, 10, 11 и участками пласт 1; относительно простое — пласты 2 и 9; средней сложности — пласты 3, 4, 5, 8 и участками пласт 1 (рис. 3.2). Устойчивое рабочее значение на полях действующих шахт имеют пласты 2, 3, 4, 8 и 11, относительно устойчивое — пласты 5 и 10, неустойчивое — пласты 1, 6, 7 и 9.

На Чернореченской площади угленосность интинской свиты падает в юго-западном направлении; кроме того, на юго-восточном крыле синклинали она выше, чем на северо-западном. Только пласты 8 и 4 сохраняют рабочее значение на всей площади. Пласты 11, 10 и 5 расщепляются, рабочее значение на значительной площади сохраняют пласты 11в, 10н и 5н. Пласт 3, постепенно утоняясь, на юго-западе Чернореченской площади лишь частично сохраняет рабочее значение. Пласты 2 и 1 имеют балансовый характер только на крайнем северо-востоке.

Юго-западнее реки Черной пласты 11в и 10н теряют рабочее значение (через 5—7 км). Пласт 9 имеет рабочую мощность на отдельных участках юго-восточного крыла синклинали и на крайнем юго-западе. Пласт 8 кондиционен почти на всей площади за исключением 3-километрового отрезка центриклинального замыкания синклинали, где его мощность уменьшается до 0,84 м. Пласт 7 имеет рабочую мощность в отдельных точках в приосевой зоне синклинали на северо-востоке и па крайнем юго-западе, где затем выклинивается, отсутствуя па последнем 4,5-километровом отрезке синклинали. Пласт 6 лишь в 2 пересечениях имеет мощность более 0,9 м и тоже выклинивается, утоняясь, на юго-западе, отсутствуя на последних 4,5 км синклинали. Пласт 5 имеет рабочее значение на всем протяжении северо-западного крыла синклинали, а на юго-восточном крыле он кондиционен только на северо-востоке. Пласт 4 теряет рабочее значение на юго-западном отрезке синклинали протяженностью 7 км. Пласт 3 кондиционен на небольшом участке юго-восточного крыла у реки Черной и выклинивается на юго-западе, отсутствуя на последних 5,5 км синклинали. Пласт 2 имеет рабочую мощность только в одной скважине № 815 у реки Черной. Пласт 1 некондиционен на всей Южно-Чернореченской площади.

Характеристика угленосности интинской свиты приводится в таблице 3.1.8.


Угли месторождения гумусовые, довольно однородны по петрографическому составу (ЕОК а среднем не превышает 20%, составляя от 11 до 26%), имеют показатель отражения витринита в пределах 0,51—0,72 (по данным лаборатории стандартизации углей института «ПечорНИИпроект»), выход летучих — 35,0-42,7%, спекаемость отсутствует, что позволяет отнести интинские длиннопламенные угли к подгруппе 1ДВ (рис. 3.3 и таблица 3.1.12). Теплота сгорани (Qsdaf) интинских углей составляет в среднем от 31,21 МДж/кг по пласту 11 до 32,24 МДж/кг по пласту 1 на полях шахт «Восточная» и № 21 и от 29,73 МДж/кг по пласту 11 до 30,98 МДж/кг по пластам 3,2 и 1 Чернореченской площади. По остальным пластам и шахтным полям теплота сгорания имеет промежуточные значения, т. е. она возрастает с абсолютной и стратиграфической глубиной залегания угольных пластов и по простиранию Интинской синклинали с юго-запада на северо-восток. Содержание углерода в органической массе (Codaf) интинских углей составляет в среднем от 76,5% по пласту 11 до 78,3 по пласту 2 на полях шахт «Восточная» и № 21 и от 73,2 по пласту 11 до 75,9 по пласту 2 на Чернореченской площади, т. е. отмечается четкое увеличение содержания углерода по простиранию синклинали с юго-запада на северо-восток с абсолютной и стратиграфической глубиной залегания угольных пластов. Содержание водорода в органической массе (Hodaf) интинских углей составляет от 4,7 до 5,2% в среднем по пластам: содержание азота (Nodaf) — от 2,1 до 2,6%. Содержание кислорода в органической массе (Oodaf) углей находится в пределах от 9,9 до 15,2%, причем оно уменьшается с глубиной залегания пластов (например, по полям шахт «Восточная» и № 21 — от 11,7% по пласту 11 до 9,9% по пласту 1) и по иростиранию синклинали с юго-запада на северо-восток (от 13,2% по пласту 2 Чернореченской площади до 9,9% по пласту 1 шахтного поля № 21).

Аналитическая влажность углей увеличивается в юго-западном направлении по простиранию синклинали от 3,6—4,5% по пластам на полях шахт «Восточная» и №21 до 5,7—8,1% на Чернореченской площади.

Естественная влажность углей в верхнем 50-метровом интервале глубины по данным опробования в шахтах наибольшая и составляет в среднем 13,2%. На нижележащих горизонтах она закономерно уменьшается до 6,7% на глубине 700—800 м. Отмечается увеличение естественной влажности в юго-западном направлении по простиранию синклинали.

Интинские угли высокосернистые. Наименее сернистым является пласт 5 (1,5-2,6% в среднем по шахтным полям); пласты 2,4 и 8 содержат 1,9—2,8% общей серы; пласты 1,10 и 9-2,4-3,2%; самые сложные по строению и самые высокозольные пласты 3, 6, 7 и 11 - 2,8-3,4%.

Химический состав золы по среднегодовым сборным пробам шахт следующий: SiO2 - 50,9-54,4%; Fe2O3 - 10,7-13,5%; Аl2О3 -20,1-22,6%; CaO - 4,4-5,4%; MgO - 1,5-3,1 %; CO3 - 4,5-6,3%.

Температура плавления золы углей Интинского месторождения определялась во Всесоюзном научно-исследовательском теплотехническом институте и характеризуется следующими показателями: температура начала деформации — 1050-1115°, температура размягчения — 1135-1210°, температура жидкоплавного состояния — 1185-1285°.

Обогатимость интинских углей очень трудная. В сущности обогащение сводится к удалению из отбитой горной массы примеси породы. Весь добытый шахтами уголь обогащается на двух групповых обогатительных фабриках «Капитальная» и «Интинская» гравитационным методом в магнетитовой суспензии с удельным весом 1,80—1,85. Выход концентрата в среднем 46,2%, зольность его 24,4%. Обогащение отсева (фракции менее 43 мм) не производится. Выход его 46,5% и зольность — 32,4%.

Промышленные испытания показали непригодность пневматического метода обогащения из-за большого содержания мелких фракций и влажности угля. Гравитациопиый метод с использованием водно-песчаной суспензин с удельным весом 1,60—1,65 также оказался неэффективным, Действовавшая в г. Инте в 1972—1988 годы опытно-промышленная установка имела выход концентрата 42,9%:, что ниже, чем при использовании магнетитовой суспензии.

Полукоксование. Выход и состав продуктов полукоксования интинских углей на условную горючую массу следующий: смола — 8,0%; полукокс — 76,7%; пирогенетическая вода — 8,1%; газ + потери — 7,2%. Групповой состав первичной смолы (на безводную массу, в %); пыль и свободный углерод — 7,6; смолистые вещества — 11,5, органические вещества — 1,1; карболовые кислоты — 0,4; фенолы — 29,9 (в том числе легкие, с температурой кипения до 235° — 23,9); парафины твердые — 1,7; асфальтсиы — 2,2; нейтральные масла — 45,6.

Интинские угли, как высокозольные и имеющие выход первичной смолы менее 10%, не могут использоваться для производства жидкого топлива.

Газификация. Опыты по газификации на лабораторной установке Восточного НИИ топливоиспользования в 1949 г. показали, что интинские угли являются удовлетворительным газогенераторным топливом, обладающим высокой реактивной способностью и достаточной термической прочностью. Полученный газ содержал 30% окиси углерода и 14% водорода, теплотворная способность составляла 1380—1420 ккал на 1м3.

Физико-механические свойства вмещающих пород. Массовые определения выполнены только по естественной влажности, действительной и кажущейся плотности, пределам прочности на сжатие и растяжение, водопоглощению и коэффициенту размягчения пород в водонасыщенном состоянии. Средние их значения по полям шахт приводятся в таблице 3.1.9.

Предел прочности на одноосное сжатие (осж) определялся по ГОСТ 21153.4-75. В среднем по месторождению осж равен по песчаникам 500—700 кгс/см2, по алевролитам — 200—400 кгс/см2 и по аргиллитам — 200—250 кгс/см2. Отмечается увеличение осж с глубиной, что иллюстрируется таблицей 3.1.10.

Пористость в средних цифрах весьма однородная для всех литологических разностей, составляя около 12,5% по песчаникам и 11,5% по алевролитам и аргиллитам.

Удароопасность. ВНИМИ в 1991 г. исследовал на шахтах «Глубокая» и «Капитальная» выработки пласта 5 на глубине 600—650 м. Бурение контрольных скважин показало отсутствие повышенного выхода буровой мелочи. Показатели фазово-физических свойств угля следующие (по анализам шахтных проб);

— степень естественного водонасыщения Gе = 0,4;

— степень водонасыщения угля Gмг, соответствующая уровню максимальной гигроскопичности, составляет ~ 0,29—0,39;

— средний уровень естественной влажности Wе ~ 6,5—9,0%;

— средняя максимальная гигроскопичная влажность Wмг ~ 5,5-7,5%.

Анализ фазово-физических свойств угля показывает:

1) превышение уровня естественной влажности над показателем максимальной гигроскопической влажности (Wе больше Wмг);

2) степень водонасыщенности угля, соответствующая уровню максимальной гигроскопичности Gмг меньше 0,85;

3) в большинстве случаев степень естественного водонасыщения Ge больше Gмг (Ge больше Gмг).

Приведенные результаты позволяют заключить, что опасность по динамическим явлениям отсутствует.

Самовозгораемость Случаев самовозгорания углей в горных выработках шахт Интинского месторождения не отмечалось за 50 лет эксплуатации.

Самовозгораемость интинских углей изучалась Интинской ГРЭ в процессе геолого-разведочных работ по комплексной методике ДонбассНИЛ, основанной на анализе химических и горно-геологических факторов. По выходу летучих веществ на горючую массу (все определения в интервале от 30 до 41%) и показателю карбонизации

интинские угли относятся ко II группе степени углефикации. В зависимости от количества «свободной» серной кислоты (если КСК больше 3%), мощности пласта (при mпл больше 3 м), углу падения (более 45°— наиболее опасные условия; 20—45° — опасные условия и менее 20° — малоопасные условия), строения угольного пласта (при сложном строении — более опасные условия), выдержанности пластов по площади (в зонах расщепления и раздувов более опасные условия) и тектонической нарушенности пластов отдельные участки шахтопластов формально по набору вышеуказанных горно-геологических факторов могут быть отнесены к опасным по самовозгораемости. В целом же, вследствие отсутствия генетических предпосылок для самовозгораемости, влияние горногеологических факторов не проявляется, и угольные пласты Интинского месторождения, вероятно, следует полностью отнести к неопасным в отношении эндогенных пожаров.


Имя:*
E-Mail:
Комментарий: