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.
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 5070 м. Дебит каптированного метана составил 3033 м3/мин, что обеспечило эффективность дегазации карстовых пород до 8085 %. 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 300350 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 19931994 гг. составила 4,14,7 %. 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).