Loe raamatut: «Нетрадиционные углеводородные источники: новые технологии их разработки. Монография», lehekülg 2

Глава 1
МЕТАН УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1. Состояние проблемы

Метан угольных месторождений впервые начали добывать в США в восьмидесятых годах двадцатого века. Сегодня его добывают в Канаде, Австралии, Китае и других странах (рис. 2). Примечательно, что в 2011 г его промышленная добыча в США составила 55 млрд м³, в Канаде – 9,3 млрд м³, в Австралии – 5,5 млрд м³, в Китае – 1,4 млрд м³ [15]. В Индии и Российской Федерации осуществляют первые попытки по опытному его извлечению.

Рис. 2 – Масштабы промышленной добычи метана из угольных пластов в мире в 2011 г.

Начало работ по освоению ресурсов угольного метана в Российской Федерации можно отнести к апрелю 1998 г. (соглашение между РАО «Газпром» и Администрацией Кемеровской области), а 12 февраля 2010 г. в присутствии Президента Российской Федерации Д. А. Медведева состоялась официальная церемония пуска первого опытного метаноугольного промысла. Этим подчеркивали создание новой подотрасли топливного энергетического комплекса – метаноугольной [17]. Перспективными метаноугольными бассейнами являются Кузнецкий и Печорский.

При этом извлечение угольного метана одновременно решает несколько проблем:

• снижение рисков взрывов метана при добыче угля в шахтах за счет существенного сокращения метаноносности;

• дополнительная (к углю) добыча газообразного углеводородного энергоносителя;

• предотвращение выброса в атмосферу метана, характерного для традиционной добычи угля, путем заблаговременного и предварительного его извлечения, а следовательно, сокращения эмиссии парникового газа в угледобывающих регионах.

Ниже представлены физико-технические основы извлечения угольного метана в Российской Федерации и за рубежом. Особое внимание уделено новым технологиям, которые направлены на повышение скважинных дебитов и снижение удельных капитальных и эксплуатационных затрат.

По мере прогрессирующего истощения и выработки месторождений традиционных ископаемых энергоносителей в мировой практике возрастает интерес к выявлению и освоению их нетрадиционных источников, из которых в последние два десятилетия среди наиболее значимых оказался метан угленосных отложений, или, для краткости, просто угольный метан.

Впервые на него обратили внимание в США, вероятно, вследствие постоянно растущего потребления природного газа в этой стране, ограниченности его традиционных запасов, а также исключительно благоприятных горно- и гидрогеологических условий добычи угольного метана в некоторых регионах США.

Американцы провели на своей территории разведку запасов угольного метана, размер которых в настоящее время составляет 7 % от суммарных запасов природного газа в мире, и ведут широкомасштабную добычу угольного метана, объем которой в 2011 г. превысил 8 % от уровня добычи природного газа в США и составил 55 млрд нм³ [18, 19]. По оценке Министерства природных ресурсов США, запасы угольного метана в США сопоставимы с доказанными запасами традиционного газа в стране и составляют 8,5 трлн нм³ [20].

Успешный опыт добычи угольного метана в США привлек внимание специалистов ряда стран, которые обладают крупными запасами каменных углей и уже начали или планируют начать в ближайшем будущем освоение и разработку запасов угольного метана на своей территории.

Установлено, что перспективы добычи угольного метана во многих странах, в т. ч. в Российской Федерации, велики и заслуживают пристального внимания.

Следует отметить, что при относительно ограниченных объемах добычи угольного метана в некоторых штатах США, он составляет основу локальных систем газоснабжения. Поэтому для Российской Федерации, с ее обширными восточными регионами и отсутствующей в них инфраструктурой жизнеобеспечения, перспектива добычи угольного метана может иметь особое значение.

Вместе с тем широкое освоение запасов угольного метана во всем мире сдерживается рядом факторов, прежде всего, плохой изученностью углегазоносных обводненных отложений, а также сложных физико-химических процессов, происходивших в угленосных отложениях в течение геологической истории, предшествующей образованию угольного метана. К сожалению, пока невозможно прогнозировать интенсивность и продолжительность газоотдачи угленосных отложений.

Первые наивные представления об ограниченных запасах угольного метана в форме только свободного газа, почти полностью и быстро дренируемого при вскрытии угленосной толщи скважинами или трещинами, отступили под напором фактов длительной (в течение нескольких десятилетий) работы добывающих скважин в некоторых бассейнах с практически постоянным дебитом [21].

Хотя угольные пласты содержат значительные объемы метана, однако газообильность углей непостоянна и зависит от степени метаморфизма (катагенеза) углей, которая возрастает от 4 до 50 м³/т при переходе от бурых углей к антрацитам [22]. Метан угольных месторождений в пластовых условиях находится в адсорбированном и абсорбированном видах или в свободном состоянии. Некоторая часть метана растворена в пластовых водах. Сорбированный углем и плотными породами метан составляет 90 % его общих ресурсов [23].

В малопроницаемых углях он находится в форме твердого углегазового раствора (абсорбированное состояние). В таких условиях массоперенос (выделение из раствора метана) – процесс медленный, в основном диффузионный.

Доля свободного метана зависит, среди прочих геологических факторов, от марки углей. Наиболее высока она в углях низкой и средней степени катагенеза (угли марки Г, Ж, К, КС).

Итак, по прочности связи с породой различают три формы нахождения газа в угольном пласте.

Свободный газ занимает часть порового пространства, представленного относительно крупными, сообщающимися пустотами. Пласты угля, имеющие такие пустоты (поры, каверны, трещины), проницаемы для флюидов.

Адсорбированный углем газ занимает мелкие, слабо сообщающиеся между собой поры.

Абсорбированный газ связан с угольным веществом на молекулярном уровне.

Отсюда делают спорный, но распространенный вывод о том, что стабильная добыча метана с высокими дебитами возможна только из скоплений его в свободном состоянии.

Участившиеся случаи взрыва метана в подземных выработках угольных шахт стали трагическим сопровождением шахтной добычи угля. С увеличением глубины разрабатываемых угольных пластов возрастает их метаноносность, а следовательно, вероятность скопления метана в шахтных выработках. Тенденция углубления угольных шахт неизбежна, поэтому чрезвычайно важен поиск новых технологий интенсивной их дегазации, на наш взгляд, лучше предварительной.

Существующая в Российской Федерации технология дегазации малоэффективна. Основана она на бурении скважин с земной поверхности и из шахтных выработок с дальнейшим осуществлением через них гидроразрыва (гидрорасчленения) угольного пласта. Создаваемые буровые каналы и щели гидроразрыва в угольном пласте, в том числе закрепленные песком, имеют ограниченные поверхности фильтрации, а следовательно, и малые притоки к ним угольного метана. Скважины отводят, как правило, не более 2000–3000 м³/сут. газа с концентрацией метана до 20–30 %. Такую технологию можно отнести к разряду экстенсивных, и для того чтобы увеличить количество каптируемого метана, необходимо, соответственно, значительно увеличивать количество буровых каналов (кустовые и горизонтальные протяженные скважины).

Анализ состояния дегазации угольных пластов в США свидетельствует о заметном отставании Российской Федерации. Активную добычу угольного метана в США осуществляют с пятидесятых годов двадцатого века. При этом дегазацию производят в угольных бассейнах с метаноносностью, начиная от 5 м³/т. В 2011 г. в США добыли из угольных пластов 55 млрд м³ метана, при этом его концентрация достигала 90–95 %.

В Российской Федерации при дегазации шахт ежегодно каптируют 2 млрд м³ газа и, вследствие малой концентрации в нем метана, утилизируют не более 10–12 %. Возникает много проблем с предотвращением загрязнения атмосферы выбрасываемой метановоздушной смесью с концентрацией метана до 20 %.

Дегазацию угольных месторождений в США осуществляют по промышленно освоенной технологии, основные стадии которой следующие: бурение вертикальных скважин с сеткой до 500 м; гидравлический разрыв угольного пласта водой; закачка в щель гидроразрыва кварцевого песка и гелеобразного носителя с поверхностно-активными и химическими веществами; откачка из закрепленной щели подземных вод и, наконец, извлечение из созданной депрессионной области угольного метана. Эта технология обуславливает высокую производительность газодобывающих скважин.

Так, уникальная скважина № 412 на месторождении Сан Хуан в июне 1992 г. отводила ежесуточно 300–400 тыс. м³ метана (12–16 тыс м³/ч) с концентрацией метана до 95 %. Такую технологию дегазации угольных пластов осуществляют, как правило, предварительно, что позволяет не только обеспечить газовую безопасность угольных шахт, но и эффективно использовать получаемый высококачественный энергоноситель.

1.2. О происхождении метана угольных месторождений

В США, Индии и некоторых других странах были предприняты широкомасштабные исследовательские программы по изучению генезиса угольного метана и традиционного природного газа (некоторые из программ продолжаются и сегодня). Этими исследованиями установлено, что, помимо процессов фильтрации и десорбции, в вопросах добычи угольного метана важную роль могут играть процессы и механизмы образования угольного метана непосредственно в угленосных отложениях [20, 24].

Эти механизмы обусловлены термическими процессами, в т. ч. каталитическими реакциями на минеральных катализаторах либо на соединениях некоторых металлов, содержащихся в углях. Не последнюю роль могло играть сорбционное замещение метана другими газами, прежде всего, углекислотой и азотом [18, 25, 26].

В 1998 г. в США был опубликован исчерпывающий реферативный обзор [27], включающий 177 публикаций по вопросам изучения механизмов и кинетики реакций, приводящих к образованию угольного метана в ходе «созревания» (роста степени метаморфизма углей).

Последние экспериментальные исследования в области пиролиза и кинетики механизмов, имитирующих образование угольного метана, показали, что процесс термического крекинга протекает слишком медленно, чтобы объяснить им установленные запасы традиционного природного газа и угольного метана. Кроме того, составы получаемых газов слишком отличаются от наблюдаемых в природных условиях.

Один из сторонников происхождения природного газа путем метаморфизма органических соединений (A. T. James – сотрудник американской корпорации Exxon в 1983 г.) связывал степень метаморфизма органики материнских горных пород с изотропной сепарацией углерода между компонентами газа [24]. Однако позже он стал сторонником образования угольного метана путем термического катализа на металлических катализаторах. Его исследования показали, что преобразующий угли процесс катализа на минеральных катализаторах и затем на соединениях некоторых переходных металлов с геологических позиций более реально объясняет образование метана в угольных месторождениях.

К переходным металлам относят некоторые элементы IV, V, VI и VIII групп периодической системы Д. И. Менделеева (например, ванадий, железо, кобальт, никель), для которых характерно такое строение внешней электронной оболочки атомов, которое обуславливает переменную валентность и способность образовывать комплексные ионы. Это определяет их каталитическую активность.

Результаты переработки угля показали, что менее метаморфизованные («сырые») угли образуют больше углеводородных газов, чем деминерализованный уголь.

Опыты также показали, что природный газ, нормальные алкены, водород и угленосные осадочные породы вступают между собой в каталитические реакции в присутствии окислов вышеупомянутых переходных металлов при умеренных термодинамических условиях, в т. ч. при температуре 200 °C, с образованием легких углеводородов, которые не отличаются по молекулярному весу и изотропному составу углерода от традиционного природного газа и угольного метана.

Было показано, что на окислах ванадия, железа, кобальта и никеля также каталитически разлагается сырая нефть, образуя газ, не отличающийся по составу от природного. Эта реакция сырой нефти беспрецедентна и неожиданно мощна, в результате чего в течение считанных суток она превращается в природный газ при температуре всего 175 °C.

Основные результаты упомянутого выше обзора можно свести к следующим положениям:

1. При обычных температурах угленосных отложений в естественном залегании термические реакции разложения углеводородов с образованием метана протекают на несколько порядков медленнее, чем это необходимо для того, чтобы образовались существующие запасы угольного метана. Гораздо активнее протекает образование метана с помощью реакции метанизации углекислоты или гидрогенизации жидких углеводородов на железно-минеральных катализаторах:

CO₂ + 4H₂ → CH₄ + 2H₂O.

(1)

2. Компонентный состав продуктов реакции термического разложения сильно отличается от состава угольного метана. В то же время составы газообразных продуктов гидрогенизации жидких углеводородов и углекислоты на минеральных катализаторах близки по составу к угольному метану (табл. 4).

Таблица 4

Компонентный состав смеси газов, образующихся при каталитической гидрогенизации жидких углеводородов с углекислотой

3. Для осуществления каталитической реакции необходимо наличие в углях значительного количества соединений переходных металлов (в частности, окислов железа).

Следовательно, выявление в золе углей минералов, содержащих окислы железа либо других переходных металлов, может служить хорошим поисковым индикатором обнаружения запасов угольного метана. Следует учитывать, что повсеместно железо является важным неорганическим элементом золы многих типов углей.

4. Схематическая диаграмма на рис. 3 представляет модель образования угольного метана и позволяет оценивать количество углерода, превращающегося в угольный метан в процессе метаморфизма угля (10 % от общего количества углерода в угле).

Рис. 3 – Схема образования угольного метана [24]

Исследователи пока не готовы полностью отвергнуть термический крекинг в пользу катализа на минеральных катализаторах и переходных элементах как основной путь образования природного газа и угольного метана, т. к. не выявлена действенность минеральных катализаторов в естественных условиях.

Тем не менее получены косвенные натурные подтверждения того, что низкосортные угли образовали угольный метан скорее вследствие каталитического разложения угля на минеральных катализаторах, чем путем обычного (некаталитического) термического крекинга. Каталитическое действие может сильно ускоряться.

Поэтому угольный метан, образовавшийся в результате пиролиза и каталитического крекинга угля на минеральных катализаторах, обычно неразличим до тех пор, пока не будут получены химические «отпечатки» (метки) для его дифференциации. Поэтому нынешние натурные данные могут быть лишь косвенными или случайными.

Из изложенного выше следует важный вывод: в процессе разведки на угольный метан в продуктивных на нефть и газ отложениях горных пород более обоснованно искать в пробах окислы переходных металлов (ванадия, железа, кобальта, никеля), а в углях – минеральные катализаторы (подобные окислам железа) вместо определения происхождения и геологического возраста горной породы (или изменения температуры горной породы в геологической истории), как это принято сейчас. Именно каталитический крекинг, а не пиролиз следует считать основным фактором образования угольного метана.

Ниже представлены факты, подтверждающие данный вывод.

Низкосортные лигнитовые угли Северно-Кембрийского бассейна в Индии залегают в интервале глубин от 700 до 1600 м, в заболоченной пойме, в фазе регрессии пострифтового периода существования бассейна. Влажность угля – 10–12 %, плотность – 1,2 г/см³. Угли содержат 5–6 % свободного водорода в пересчете на сухое органическое вещество. Кроме того, эти угли – битуминозные, и при их нагреве выделяется 6–12 % углекислоты. Химический анализ золы углей показал содержание в ней от 5 до 9 % окислов железа.

Обычно лигниты содержат не более 2,5 нм³/т биогенного угольного метана, поскольку, в соответствии с петрографическим составом, содержание витринита в угле – всего 0,3–0,36 %, а термические процессы, приводящие к образованию метана, начинаются при содержании витринита не ниже 0,6 %.

Фактическое газосодержание угля составило от 3 до 8,85 нм³/т. Избыточное газосодержание этих углей невозможно объяснить пиролизом. Оно может быть обусловлено главным образом крекингом на минеральных катализаторах.

Не содержащие лигнита и битума низкосортные угли бассейна Powder River в США имеют низкое газосодержание, что соответствует содержанию в них витринита.

Данные по образованию природного газа в осадочных отложениях показали, что незрелые битуминозные угли сами по себе не выделяют газа, но при повышении температуры (в присутствии естественных минеральных катализаторов) в процессе термических превращений они выделяют водород и двуокись углерода и образуют угольный метан вследствие каталитических реакций. Поэтому такие угли могут иметь более высокое газосодержание, чем зрелые.

На западе Канады верхнемеловые сланцы содержат обогащенный метаном газ (при естественной температуре всего + 62 °C). В этом случае явная причина образования метана – каталитический крекинг на минеральных катализаторах и соединениях переходных металлов.

По последним данным исследований физико-химической структуры газоугольной матрицы метаноугольных пластов, метан в них содержится в трех состояниях: свободном, адсорбированном и твердом растворе [28]. При этом в твердом растворе содержится 70 % всего метана угольного пласта, и выделение его из твердой матрицы угля наиболее сложно и продолжительно по времени.

Несмотря на дискуссионность этой теории, нет сомнений, что только свободный метан легко извлекаем с помощью простых буровых каналов. Адсорбированный метан, а тем более метан, находящийся в твердом растворе, не могут быть извлечены такими элементарными способами. Для этого необходимы более эффективные технологии разрыва физико-химических связей метана с угольной матрицей и разгрузки угольного пласта.

Ниже излагаются некоторые инновационные технические решения воздействия на угольный пласт с целью интенсификации извлечения угольного метана.

1.3. Зарубежный опыт

Для предотвращения выделения метана в горные выработки угольных шахт в большинстве угледобывающих стран мира (США, КНР, Российская Федерация, ФРГ, Польша, Великобритания и др.) широко применяют дегазацию угольных пластов и участков природного скопления свободного метана.

Среди известных примеров шахтной дегазации разрабатываемых угольных месторождений можно отметить следующие [29].

В ФРГ на шахте «Луизенталь» (глубина 800 м) дегазацию газосодержащих толщ проводили вертикальными скважинами, пробуренными с поверхности. За 8 лет было каптировано 23,4 млн м³ метана, в том числе 1,84 млн м³ (в среднем 630 м³/сут.) до начала проведения горных работ. Эффективность дегазации шахты последовательно вертикальными скважинами, пробуренными с поверхности, и подземными скважинами составила 80 % (каптировано вертикальными скважинами – 11 млн м³ метана, подземными скважинами – 1,5 млн м³ метана, 3 млн м³ метана выделилось в выработки шахты).

В КНР на антрацитовой шахте «Янцюань» (провинция Шаньси) при разработке свиты пологих пластов мощностью от 0,8 до 11 м и общешахтном выделении метана 240 м³/мин для дегазации заполненных метаном карстовых пустот бурили скважины с поверхности глубиной до 400 м, с расстоянием между соседними скважинами 50–70 м. Дебит каптированного метана составил 30–33 м³/мин, что обеспечило эффективность дегазации карстовых пород до 80–85 %. За 25 лет было извлечено 360 млн м³ метана (в среднем 39 тыс м³/сут.).

В США на шахте «Федерал» применяли дегазацию пласта «Питтсбург» направленными скважинами с поверхности. Вертикальные скважины бурили до глубины 300–350 м, а затем из их забоев бурили по пласту веер из трех скважин суммарной длиной до 2000 м. Среднесуточный дебит метана за 880 сут. составил 44 тыс м³. При общих капитальных и эксплуатационных затратах $1,5 млн и извлечении 9,2 млн м³ метана/год каптаж 1000 м³ обошелся в $2,05 млн. Затраты на бурение и оборудование скважин окупились за 4 года. Эффективность дегазации выемочного участка составила 40 %.

Промышленную добычу метана из углегазовых месторождений наиболее эффективно осуществляли в США, начиная с восьмидесятых годов двадцатого века. В последнее время появились новые сведения об успехах во внешахтной дегазации угольных месторождений Австралии и Китая.

Остановимся более детально на результатах промысловой (заблаговременной) добычи метана.

Так, по опубликованным данным, добыча метана в США возросла с 5 млрд м³ в 1990 г. до 24,3 млрд м³ в 1994 г. (табл. 5).

Таблица 5

Добыча метана на угольных месторождениях США

Очень показателен рост доли угольного метана в общем балансе добычи природного газа в США: в 1990 г. она была равна 1 %, а уже в 1993–1994 гг. составила 4,1–4,7 %. Такой рост добычи метана даже при отмене налоговых льгот в 1994 г. объясняется уникальностью месторождений и совершенствованием технологий, которые резко повышают продуктивность скважин. Добыча угольного метана в США в 1996 г. достигла 28,4 млрд м³, в том числе в бассейне Сан-Хуан – 23,2 млрд м³ и Блэк Ворриор – 2,26 млрд м³, или, соответственно, 82 % и 8 % от общего объема. В 2003 г. суммарный объем добычи метана на угольных месторождениях достиг 45 млрд м³, а в 2011 г. – 55 млрд м³.

Большой интерес представляет взаимосвязь между числом метанодобывающих скважин и объемами извлеченного метана. Так, добыча угольного метана увеличилась с 2,57 млрд м³ в 1989 г. (1461 скважина) до 15,4 млрд м³ в 1992 г. (5743 скважины), т. е. среднее метановыделение в пересчете на одну скважину возросло в 1,5 раза. При этом характерно то, что добыча метана в угольных бассейнах Сан-Хуан (штаты Колорадо и Нью-Мексико) и Блэк Ворриор (штат Алабама) составила в 1994 г. 95 % от общей добычи угольного метана в США, а в 1996 г. – 90 %, что подчеркивает уникальность угольного бассейна Сан-Хуан. В других бассейнах США добыты относительно небольшие объемы метана: 53 млн м³ – в басссейне Аркома (штат Оклахома); 140 млн м³ – в бассейне Чероки (штаты Канзас, Оклахома и Миссури); 2,8 млн м³ – в бассейне Форест Сити (штаты Канзас, Айова, Миссури и Небраска); 2,2 млн м³ – в штате Иллинойс; 5,6 млн м³ – в бассейне штата Юта; 0,056 млн м³ – в бассейне Грин Ривер (штаты Колорадо и Вайоминг); 0,84 млн м³ – в части бассейна Северных Аппалач (штат Пенсильвания).

Средний дебит метана в пересчете на одну скважину составлял 800–1800 м³/сут. (аналогичные значения дебита подтверждены на шахтных полях Карагандинского и Донецкого бассейнов). Доля угольного метана в добыче природного газа в штатах Алабама, Колорадо, Нью-Мексико и Вирджиния в 1992 г. составила 26, 26, 29 и 24 %, соответственно. По уточненным данным, реальные для извлечения запасы шахтного метана в этих штатах США увеличились с 0,23 до 0,28 трлн м³. По оценкам Национального нефтяного совета США, технологически извлекаемые запасы угольного метана в 1992 г. составили 1,73 трлн м³ при условии использования действующих технологий для извлечения метана и 2,74 трлн м³ при условии использования передовых технологий. Комитет по газу оценил запасы угольного метана в 2,52 трлн м³ по 48 шахтам и в 1,6 трлн м³ по Аляске.

Практика США показала, что добыча метана на угольных месторождениях является, прежде всего, инженерной задачей, решение которой в значительной степени зависит от свойств углеводородных толщ как резервуаров газа. Предоставление налоговых льгот и действующие законы, определяющие государственную собственность на метан угольных пластов, явились важными факторами, стимулирующими добычу метана в условиях действующих угольных бассейнов США. Чтобы обеспечить добычу метана 25 млрд м³/год, потребовалось пробурить 17 000 геологоразведочных скважин общей стоимостью $17 млрд. По данным на 2011 г., в США было извлечено 55 млрд м³ угольного метана через 17 000 добычных скважин.

1.4. Ресурсы угольного метана в Российской Федерации

Большинство угольных бассейнов Российской Федерации обладает колоссальными ресурсами метана, который сосредоточен как непосредственно в угольных пластах, так и во вмещающих их породах. Запасы метана на угольных месторождениях Российской Федерации исчисляются десятками триллионов кубических метров [30].

В Кузнецком угольном бассейне ресурсы метана в угольных пластах, перспективных для его извлечения, достигают 13 трлн м³. При этом мощность оцененной зоны (1800 м) охватывает верхнюю треть бассейна, газовые ресурсы более глубоких горизонтов полностью не разведаны и могут составлять до 30–50 трлн м³. Плотность ресурсов угольного метана в среднем составляет 717 млн м³/км² при расчете на всю мощность угленосной толщи. Метаноносность углей изменяется от 18 до 44 м³/т.

По существующим оценкам, Кузнецкий угольный бассейн является наиболее перспективным для промышленной добычи метана. Это, прежде всего, связано с благоприятными предпосылками для поиска залежей свободного газа в угольных пластах, о чем свидетельствуют разнообразие марочного состава углей с высокой природной метаноносностью, их большая мощность и газопроявления в процессе проведения горных работ.

В Печорском угольном бассейне метаноносность угольных пластов изменяется от 12–14 м³/т в длиннопламенных углях до 28–38 м³/т в жирных углях. Общие ресурсы метана в угольных пластах бассейна составляют 2 трлн м³. Плотность ресурсов изменяется от 300 млн м³/км² на глубине 500 м до 760 млн м³/км² на глубине 1000–1200 м. Благоприятными предпосылками для добычи угольного метана Печорского бассейна являются значительные плотности ресурсов на различных глубинах и практически отсутствие зоны газового выветривания.

В Донецком угольном бассейне (Ростовская область), охватывающем шесть промышленных районов Донбасса, бурые и каменные угли, а также антрациты всех стадий метаморфизма отличаются в целом невысокой природной метаноносностью (до 28 м³/т); общие ресурсы метана оцениваются в 80–97 млрд м³; плотность запасов также невелика и составляет 40 млн м³/км². Отличительная особенность Донбасса – широкое распространение зон, благоприятных для образования газовых залежей. Об этом свидетельствуют многочисленные газовые аварии на угольных шахтах, вызванные прорывами газа из залежей в пористых или трещиноватых песчаниках, трещиноватых угольных пластах, трещиноватых аргиллитах и других породах в пределах структурных осложнений, благоприятных для образования газовых скоплений. Широкое распространение легкоизвлекаемой формы угольных газов, несмотря на незначительные, по сравнению с другими угленосными площадями, запасы и плотность ресурсов, делает российскую часть Донбасса привлекательной в отношении извлечения и использования угольного метана.

Тунгусский и Ленский угольные бассейны в настоящее время крайне слабо изучены. Тем не менее, по существующим оценкам, они имеют большой потенциал в будущем благодаря предполагаемым значительным ресурсам угольного метана в них, их плотности на различных глубинах (до 230 млн м³/км²), а также высокой природной метаноносности углей (до 40 м³/т).

Помимо рассмотренных наиболее крупных угленосных регионов Российской Федерации, значительным потенциалом в качестве источников метана обладают Таймырский, Горловский, Южно-Якутский, Зырянский, Буреинский и Сахалинский бассейны.

Таким образом, угленосные площади Российской Федерации имеют существенно больший потенциал как источник этого нетрадиционного вида топлива, чем многие угольные бассейны в мире.

Отмеченные выше малоэффективные методы шахтной дегазации угольных пластов, заключающиеся в бурении с поверхности или из шахтных выработок различных скважин с дальнейшим вакуумированием метановоздушной смеси, являются практически обязательным этапом разработки метаноносных угольных месторождений.

Однако периодически случающиеся аварии (например, в Кузнецком и Печорском бассейнах и Восточном Донбассе), вызванные взрывами метановоздушной смеси в шахтных выработках, свидетельствуют о малой степени извлечения метана из углепородного массива при предварительной его дегазации. Необходимы более эффективные методы дегазации угольных пластов.

Низкая газопроницаемость каменноугольных пластов обусловливает их невысокую метаноотдачу. Отсюда, очень важно при дегазации применять методы искусственного увеличения метаноотдачи углепородного массива путем его гидравлического разрыва.

Первые гидравлические разрывы угольного пласта с целью его разупрочнения были осуществлены в Донбассе в 1955 г., на Лисичанской станции «Подземгаз», при научном и инженерном руководстве ученых Всесоюзного научно-исследовательского института подземной газификации угля. Позже к этой проблеме активно подключились ученые Московского горного института, Института горного дела им. А. А. Скочинского, Научно-исследовательского института геомеханики и маркшейдерского дела, Института проблем комплексного освоения недр Российской академии наук и др.

Очень эффективными для интенсификации метаноотдачи оказались способы физико-химической обработки созданных щелей гидравлического разрыва в угольном пласте [31]. В качестве рабочих жидкостей применялись химически-активные растворы (например, соляная кислота), поверхностно-активные вещества, а также растворы комплексов.

Опыт физико-химического воздействия на угольные пласты Карагандинского и Донецкого угольных бассейнов показал следующее:

• воздействие соляной кислоты повышает метаноотдачу на 25–35 %, по сравнению с обычной скважинной вакуумной дегазацией, степень дегазации возрастает до 40–50 %;

• последовательное воздействие на угольный пласт растворов соляной кислоты и поверхностно-активных веществ повышает метаноотдачу на 50–60 %, а степень извлечения метана возрастает до 60–70 %.

В настоящее время идет поиск и апробирование новых методов повышения метаноотдачи угольных пластов как при шахтной (предварительной), так и при промысловой (заблаговременной) дегазации метаноугольных месторождений. К этим методам следует отнести: протяженные горизонтальные скважины, волновое и вибрационное воздействие на угольный пласт, закачка в метаноносный пласт инертных газов (углекислого газа, азота), а также другие методы.