Гази вугільних родовищ
В останні роки стає усе більш очевидною об'єктивна необхідність вилучення і використання метану вугільних родовищ як енергоносія для промислових і комунальних потреб.
Шахтний метан, як побіжна корисна копалина використовується понад 40 років. На метан вугільних родовищ, як самостійну корисну копалину за рубежем звернули увагу після нафтової кризи 1973 року. У США ці роботи заохочувалися шляхом знижок у податках і кредитах. Запаси метану в США за даними нафтової ради й Інституту газової промисловості складають до глибини 900 м від 8,5 до 14 трлн. м3 при запасах вугілля 2520 млрд.т. У 1998 році за даними агентства охорони навколишнього середовища США з вугільних пластів великої потужності з метаноносністю від 8,5 до 19,2 м3/т добуто й утилізовано близько 10 млрд. м3 метану, що майже в 12 разів більше, ніж у 1997 році. У США експлуатується понад 5000 свердловин, що добувають газ з вугільних шарів. Очікується, що в 2000 році видобуток метану з вугільних родовищ досягне 30 млрд. м3.
Шахтні методи дегазації метану широко застосовуються в Німеччині (ресурси 3-4 трлн. м3), Англії (1,9 -- 2,8 трлн. м3), Австралії (6,0 трлн. м3) і інших країнах. У Польщі (ресурси 1,6 -- 2,0 трлн. м3), Чехії (1,1 -- 1,5), Китаї (25 -- 30 трлн. м3) широко ведуться роботи з використання метану як у процесі видобутку вугілля в шахтах, так і на розвіданих вугільних родовищах. Метан вугільних родовищ на 35 -- 40 % дорожче природного газу, однак з урахуванням знижок, організаційно-виробничих заходів, передбачених спеціальним законодавством у США видобуток метану з вугільних шарів цілком рентабельний.
У Донецькому і Львівсько-Волинському басейнах метаноносність кам'яного вугілля коливається в межах 0,5-25 м3/т, антрацитів до 35-40 м3/т. Ресурси метану в розвіданих кондиційних вугільних шарах до глибини 1800 м коливаються в межах 450-550 млрд. м3. У бокових породах акумульовано в 1,5-2 рази більше вуглеводних газів, ніж у вугільних шарах, тобто в них не менш 1,5-2 трлн. м3 метану. З урахуванням Львівсько-Волинського басейну можна вважати, що вугільні родовища України містять 2,5-3,0 трлн. м3 газу.
Для прогнозування метаноносності вуглепородного масиву створене унікальне устаткування, що дозволяє на реальних зразках вугілля і гірських порід одержувати будь-який напружений стан (у тому числі і нерівнокомпонентний), що відповідає глибині залягання до 10 км. На зазначеному устаткуванні вивчена ефективна поверхнева енергія вугілля, його поведінка в об'ємному нерівнокомпонентному полі стискаючих напруг і закономірності фільтрації метану через вугільну речовину для глибини до 3 км.
На великих глибинах за рахунок нерівнокомпонентності поля чи напруг утворюється додаткова тріщинуватість, рівнозначна максимальній головній напрузі, за якою відбувається фільтрація метану. Для поліпшення метановидалення з вугілля масив необхідно обробляти хімічно активними речовинами чи витісняти адсорбований метан поверхневоактивними речовинами.
Теоретично й експериментально доведено, що метан у викопному вугіллі знаходиться в трьох станах: вільному в транспортних і закритих каналах і порах (в останні він попадає унаслідок твердотільної дифузії), адсорбований на їхній поверхні і розчинений в органіці вугільної речовини. З урахуванням метану, що знаходиться в закритих порах і розчиненого в органіці вугіллі, його кількість у вугіллях, підрахована на піктрометрах ЯМР, повинна бути в 1,6 рази більше кількості, підрахованого за стандартними методиками. На підставі цього вугільні родовища Донбасу варто вважати вуглегазовими.
Газова зональність Донбасу сформувалася в два етапи.
Перший етап -- доінверсійний період розвитку басейну -- характеризується потужним осадонакопиченням з інтенсивним процесом газогенізації і формуванням первинної вертикальної газової зональності, що відбиває газопродукуючі здатності вугленосної товщі і ступінь насичення вугілля і самих газів у залежності від існуючих термодинамічних умов. Другий етап -- період геологічного розвитку прогину -- характеризується інтенсивним перерозподілом газів в осадовій товщі басейну і руйнуванням первинної газової зональності з трансформуванням її в сучасну вертикальну і площинну зональність. Вона обумовлена закономірними змінами колекторських властивостей вмісних порід.
Незважаючи на значні запаси метану у вуглегазових родовищах, добування його з використанням традиційних технологій видобутку, застосовуваних у газодобувній галузі, практично неможливе через особливий характер зв'язку метану з вугільною речовиною в порівнянні зі зв'язками природного газу з газомісткими породами.До останнього часу ставлення до метану, що виділяється при розробці вуглегазових родовищ, було однозначним -- він "ворог", вилучення його, за невеликими виключеннями, визначається вимогами техніки безпеки. Аналіз діяльності об'єднання "Донецьквугілля" за останні 10 років показав, що з 4,5 млрд. м3 метану, що виділився при видобутку вугілля, 80 % викинуто в атмосферу системами вентиляції шахт, 18 % коптовано системами підземної дегазації і 2 % добуто через свердловини, пробурені з поверхні. Метан, що міститься у вентиляційній суміші, поки що не знайшов застосування в енергетичних цілях. У коптованій метаноповітряній суміші його концентрація досягає в деяких шахтах 60 %, але частіше -- нижче 25 %, через що використання такого метану в енергетиці не перевищує 9 % загальної кількості. Збільшення його частки в найближчій перспективі зв'язано з технологіями, що дозволяють одержати газ з великою концентрацією метану.