Раздел 2. Гидроэнергетические ресурсы, их использование. Принципиальные схемы, параметры, режимы работы ГЭС и ГАЭС

Метан вугільних пластів, або, як його ще називають, шахтний метан, впродовж сотень років видобутку вугілля розглядався виключно як «ворог» шахтарів, джерело вибухів і раптових викидів вугілля і породи в шахтах. На боротьбу з ним з метою забезпечення безпеки гірничих робіт і збільшення продуктивності праці шахтарів витрачалися (і витрачаються) значні матеріальнотехнічні, енергетичні та трудові ресурси. Метан відноситься до парникових газів, він безперервно виділяється в процесі метаморфізму вугілля, а також в ході їх видобування і переробки. Інтенсивність поглинання довгохвильового випромінювання Землі метаном в 21 раз вища, ніж вуглекислим газом. Оцінка показує, що при середньому вмісту метану в донецькому вугіллі 15 м3/т і середньорічному рівні видобутку вугілля (80 млн. т), який склався в Україні, кількість метану (1,2 млрд. м3), що виділяється при видобуванні та транспортуванні вугілля, щодо внеску в парниковий ефект еквівалентна спалюванню 9 млрд. м3 природного газу.

Як супутня корисна копалина шахтний метан використовується протягом більше 40 років, головним чином для задоволення енергетичних потреб шахт. Як самостійний енергетичний ресурс метан вугільних пластів почав розглядатися енергетиками з 70-х років минулого століття. Таким чином, проблема дегазації вугільних полів має три аспекти: забезпечення безпеки проведення гірничих робіт, видобування метану як енергоносія, зниження викидів метану в атмосферу.

Зважаючи на відсутність єдиних надійних методик визначення запасів шахтного метану дані про його запаси дуже відрізняються. Їх величину в головних вуглевидобувних країнах світу за одним з джерел наведено в табл. 8.7.

Ресурси шахтного метану в Україні за різними джерелами відрізняються від наведених в табл. 8.7. За даними колишнього Державного комітету України з геології, ресурси метану, розраховані за шахтними полями і ділянками, що підлягають дегазації, тобто які містять більше 10 м3 метану на 1 т гірської маси, складають 1083 млрд. м3, зокрема в робочих вугільних пластах 562 млрд. м3, в неробочих – 521 млрд. м3 (1988 р.). З урахуванням газу, що міститься у вміщуючих породах і скупченнях, загальні запаси газу в українській частині Донбасу оцінювалися в 1,3 трлн. м3, з них ті, що видобуваються, можуть скласти 850 млрд. м3. Наведені дані належать до найбільш песимістичних, оскільки, на думку деяких геологів України, вони отримані при розвідці вугілля, яка виконана до глибини 1200 м і лише по деяких регіонах Донбасу – до глибини 1800 м. За оптимістичними прогнозами, при постановці спеціальних розвідувальних робіт на газ до глибин 5000–5500 м запаси метану вугільних родовищ можуть бути істотно збільшені. Розраховані за прийнятою, зокрема в США, методикою, в основу якої покладена щільність ресурсу на одиницю площі, ресурси шахтного метану в Україні оцінюються величиною близько 12 трлн. м3 з урахуванням метану вміщуючих порід. При цьому середня щільність ресурсів метану у вугільних пластах південно-західної частини Донбасу за розрахунками українських і американських геологів складає від 90 до 107 млн. м3/км2. Проте більшість українських геологів оцінюють ресурси шахтного метану в Україні в 2,5–3,0 трлн. м3.

Таблиця 8.7. Запаси метану вугільних пластів в основних вугледобувних країнах світу

Метан у вугіллі знаходиться в сорбованому на поверхні вугільних частинок стані, а також у розчиненому в органіці вугільної речовини і вільному стані в транспортних і закритих каналах і порах. Середній вміст газу-метану у вугільних пластах залежно від марки вугілля характеризується наступними даними (м3 на тонну сухої беззольної маси):

марка Д – довгополуменеве          0–5

Г – газове                             5–15

Ж – жирне                         10–20

К – коксівне                         10–25

Т – пісне                              10–30

А – антрацити                     15–35

Вміст газу у вугіллі залежить від глибини залягання пластів, ступеня метаморфізму вугілля, умов залягання (структури), багатьох інших чинників. Згідно з рядом досліджень середні значення природної метаноносності вугілля при переході його від довгополуменевого і газового до антрацитів зростають від 8–10 до 30–40, а в суперантрацитах різко знижуються до мінімальних значень – 0,3–0,5 м3/т сухої беззольної маси. Газоносність багатьох пластів складає 20–60 м3/т видобутого вугілля і більше.

Зміна метаноносності в окремо взятому пласті із зростанням глибини його залягання характеризується максимальним темпом збільшення в початковій стадії і сповільненим темпом при досягненні глибин 600–1000 м, де газоносність вугілля досягає сорбційної ємності та стабілізується.

Середні значення газоносності вміщуючих порід коливаються в межах від 0,2–0,3 до 1,0–1,5 м3/т порід, а максимальні значення досягають 1,6–3,6 м3/т. Враховуючи велику товщину пластів вміщуючих порід, загальний вміст метану в них може бути вельми значним і являти промисловий інтерес для його видобутку. Вважається встановленим, що до глибин 1200–1300 м природна метаномісткість у вугільних пластах робочої потужності складає 40–50% загального об'єму ресурсів метану, на частку вугільних пластів і пропластків неробочої потужності (менше 0,5 м) припадає 20–30% ресурсу і на частку вміщуючих порід – 30–40%.

Вугільні пласти з високою газоносністю можуть розглядатися і розроблятися як комплексні родовища вугілля і газу, оскільки кількість газу, що виділяється, у ряді випадків наближається до 100 м3/т, що в перерахунку на теплотворну здатність складає більше 10% калорійності вугілля.

До останнього часу видобування метану вугільних пластів зумовлювалося винятково вимогами безпеки. Видобування метану здійснюється системами підземної і поверхневої дегазації через свердловини, пробурені в підземних гірничих виробках і з поверхні землі. У 80-ті роки минулого століття в Донецькому басейні дегазація здійснювалася на 115–120 шахтах з 272, ефективність видобування метану не перевищувала 25%. Із щорічно видобутих 800 млн. м3 метану використовувалося не більше 10%, головним чином для опалювання шахтних котелень. Аналіз діяльності об'єднання «Донецьквугілля» за 10 років показав, що зі всієї кількості метану, що виділився при видобутку вугілля, 80% викинуто в атмосферу системами вентиляції шахт, 18% видобуто системами підземної дегазації шахт і 2% – через свердловини, пробурені з поверхні. Метан, що міститься у вентиляційній суміші, має концентрацію 0,2–0,6%. Така суміш може використовуватися як дуттьове повітря енергетичних установок, проте ця технологія не знайшла практичного застосування. В отриманій у процесі підземної дегазації метаноповітряній суміші його концентрація досягає на деяких шахтах 60%, але зазвичай знаходиться в межах 25–30%, що обмежує її використання в енергетичних цілях.

Реальні успіхи у видобуванні шахтного метану досягнуті в США. Промислове видобування шахтного метану розпочалося в цій країні у 1984 р., коли було отримано 280 млн. м3 газу через 284 свердловини. До 1997 р. було пробурено вже 7300 свердловин, а об'єм видобування досяг 32 млрд. м3, що склало 6% загального об'єму споживання газу. У 2000 р. число пробурених свердловин досягло 8000, а об'єм видобування склав 35 млрд. м3. Основна частина газу, що видобувається на вугільних родовищах США, отримується за рахунок застосування методів інтенсифікації припливу газу в свердловини, зокрема методу гідророзриву пластів. У той же час з полів діючих шахт видобувається і використовується 1,8 млрд. м3. Загальні запаси шахтного метану в США за останніми даними оцінюються в 27 трлн. м3, а видобувні, за різними оцінками, складають від 1,35 до 3,8 трлн. м3. Одним з найбільш вагомих чинників, що стимулюють початок активного видобування цього нетрадиційного ресурсу, було ухвалення в 1980 р. закону про альтернативні види палива, яким надавалася податкова знижка (tax credit), рівна приблизно 15–20 дол. на у. т. видобутого або використаного нетрадиційного ресурсу. Вартість газу на головці свердловини залежить від багатьох чинників – глибини залягання вугільного пласта, його товщини, проникності порід, використання методів інтенсифікації газовіддачі (табл. 8.8).

У 1992 р. податкові пільги були скасовані, проте на той час технологія видобування була розвинута настільки, що її вартість в більшості випадків стала в 2–3 рази меншою вартості видобування природного газу. Досвід США цікавий з ряду причин: основна частина газу видобувається на тих вугільних родовищах, де видобуток вугілля не проводиться або зовсім не передбачається; сама технологія видобутку газу досягла високого рівня – свердловини пробурюють за декілька днів, процес видобування повністю комп'ютеризований, вирішені проблеми підтримки високої якості газу і підключення свердловин до газопроводів, а також проблеми відкачування і відведення мінералізованних вод. Важливими є ухвалення законодавства про надання пільг в початковий період розробки родовищ, а також той факт, що враховуючи розкиданість і порівняно невеликий обсяг родовищ їх розробка здійснюється малими компаніями.

Таблиця 8.8. Вартість видобутку шахтного метану в основних вугільних басейнах США (дані 2000р.)

При припиненні видобутку вугілля і закритті шахт у ряді західноєвропейських країн, а також в Україні відбуваються складні газодинамічні процеси.

При закритті шахти з порушеного гірничого масиву і ціликів, що залишилися, в шахтний простір продовжує виділятися метан, який поступово витісняє з нього повітря, при цьому в шахті створюється газоповітряна суміш з концентрацією метану в середньому 50%. Одночасно відбувається складний газообмін між атмосферним повітрям і шахтним простором. Через неущільнений шахтний стовбур та інші нещільності при підвищенні атмосферного тиску повітря надходить у шахту, має місце і зворотний процес. Після зупинки шахти піднімається рівень шахтних вод. Якщо він досягає нижньої частини шахтного стовбура, метан або метаноповітряна суміш, тиск яких підвищується, шукають вихід в атмосферу через різні нещільності, а також накопичуються під щільними породами і куполами. Викиди в атмосферу трапляються в непередбачених місцях і можуть бути надзвичайно небезпечними.

Для запобігання негативним явищам, пов'язаним з поведінкою шахтного метану при закритті шахт, застосовують відкачування води з шахти; буріння дегазаційних шпурів (свердловин) у місця скупчення метану в шахтному просторі; встановлення зворотних клапанів у шахтному стовбурі, щоб уникнути підсосів повітря в шахту.

Найбільш радикальними для запобігання шкідливому впливу на навколишнє середовище викидів метану із закритих шахт є його організований видобуток і подача в газопроводи або використання як палива для котельних або енергоустановок. Позитивний багаторічний досвід утилізації метану із зупиненої шахти накопичений у Франції; останніми роками успішний комерційний видобуток газу із закритих шахт здійснюється у Німеччині.

В Україні можливий рівень видобутку шахтного метану оцінюється в 6–7 млрд. м3. Територіально родовища шахтного метану знаходяться поблизу потенційних споживачів теплової й електричної енергії, що збільшує перспективність його використання, зокрема в децентралізованій енергетиці.