Стан і перспективи видобутку та використання метану вугільних родовищ України

Метан вугільних родовищ – це газова суміш, що супроводжує вугільні пласти та вміщуючі породи.

Незважаючи на те, що запаси даного типу газу в Україні оцінюються на рівні 12-13 трильйонів метрів кубічних, його практичний дебіт в процесі дегазації шахт в 2012 році склав 370 млн м3, з яких утилізовано всього 160 млн м3. Одночасно, прогнози майбутнього видобутку метану вугільних родовищ становлять від 1 до 10 млрд м3 на рік вже в 2030 році. Наскільки реальним є промисловий видобуток значної кількості метану вугільних родовищ в середньостроковій перспективі з огляду на поточні технологічні, геологічні, економічні та законодавчі умови?

В світовій теорії і практиці метан вугільних родовищ розділяється на шахтний метан та метан вугільних пластів.

Метан вугільних пластів – це метан, що видобувається з вугільних пластів вільних площ вугільних родовищ шляхом буріння вертикальних або направлених свердловин з поверхні, без або із застосуванням гідророзриву або інших заходів із стимуляції видобутку газу. Технологічно видобуток метану вугільних пластів може бути схожим на видобуток інших видів нетрадиційного газу, наприклад, сланцевого, однак здійснюється на менших глибинах із застосуванням меншої кількості рідини для гідророзриву. Основною метою такої діяльності є саме видобуток природного газу, а не дегазація вугільних пластів чи відпрацьованого простору діючих очисних забоїв. Масштабні проекти з видобутку метану вугільних пластів здійснюються в США, Канаді та Китаї. В Україні, проте, метан вугільних пластів не видобувається.

Загалом, протягом останніх 20 років в Україні було здійснено декілька спроб видобування метану вугільних пластів компаніями Iskander Energy, корпорацією «Індустріальний союз Донбасу», ТОВ «КарбонаЕнерго», ТОВ «Екометан» та ін. В цілому, було проведено близько 10 операцій з гідравлічного розриву пласта, проте відповідні свердловини не дали промислових припливів газу.

Висока щільність і низька пористість вугільних пластів та вміщуючих порід (зокрема, проникність пісковиків складає <0,1 мілідарсі, їх пористість – 5-6 %), мала потужність вугільних пластів і велика глибина їх залягання ускладнюють реалізацію подібних проектів і вимагають застосування сучасних технологій гідравлічного розриву пластів, адаптованих до конкретних геологічних умов. Одночасно, потреба у використанні приватних земельних ділянок для буріння свердловин і ризик їх забруднення ускладнюють отримання згоди на проекти з боку місцевих мешканців.

За інформацією першого заступника генерального директора ТОВ «Надра інтегровані рішення» Богдана Лелика, видобувні запаси метану вугільних пластів складають від 213 до 340 мільярдів метрів кубічних, а до 2030 року річний видобуток можна довести до 10 мільярдів метрів кубічних.

На думку генерального директора державного регіонального геологічного підприємства «Донецькгеологія» Миколи Жикаляка, до 2030 року обсяги видобутку метану вугільних родовищ можуть сягнути 5 мільярдів метрів кубічних на рік. Для виходу на такий рівень видобутку необхідно буде пробурити до 2030 року близько 5000 свердловин глибиною від 750 метрів до 1030 метрів. Автори оновленої Енергетичної стратегії України ще більш песимістичні в оцінках і прогнозують річний видобуток метану вугільних пластів на рівні 1-3 мільярдів метрів кубічних в 2030 році.

Практична реалізація проектів із видобутку метану вугільних пластів залежатиме від залучення сучасних технологій, інвестицій та досвіду провідних енергетичних компаній світу. Незважаючи на те, що в Україні видано десятки ліцензій, які дозволяють проводити роботи із вивчення та навіть видобутку метану вугільних пластів, реалізація масштабних проектів виглядає малореалістичною в короткостроковій перспективі, адже стримується відсутністю сприятливих регуляторних умов, високими інвестиційними витратами та собівартістю видобутку, низькою інвестиційною привабливістю України.

У свою чергу, шахтний метан – це метан, що виділяється в процесі видобування вугілля на діючих шахтах. В цьому випадку метан становить небезпеку для шахтарів, через властивість метано-повітряної суміші до самочинних вибухів. Для боротьби з метаном на багатьох шахтах побудовані складні системи вентиляції та дегазації, з метою уловлювання шахтного метану та виведення його на поверхню, за межі шахтних забоїв. При цьому концентрація метану в метано-повітряній суміші складає від 0,5 % у системах вентиляції шахт до 25 і більше % у системах дегазації. Дегазаційні свердловини, є, як правило, горизонтальними або направленими, хоча можливий варіант буріння вертикальних дегазаційних свердловин з поверхні, з метою випереджальної дегазації вугільних пластів. В цьому випадку концентрація отриманого метану може сягати 90 і більше %. Одночасно, на деяких шахтах практикується дегазація відпрацьованого простору діючих очисних забоїв за допомогою вертикальних свердловин з поверхні, для унеможливлення вибухів та міграції метану до робочих частин шахт.

За даними Міністерства енергетики та вугільної промисловості, в 2012 році при видобутку 85,7 мільйонів тонн вугілля було виділено 1,4 мільярда метрів кубічних шахтного метану. Проте більшість метану через системи вентиляції вугільних шахт потрапила в атмосферу і лише 370 мільйонів метрів кубічних було вловлено системами дегазації, якими обладнано лише 44 шахти із 155. Більше того, тільки 43% із вловленого метану були в подальшому утилізовані для виробництва теплової та/або електричної енергії або спалено на факелі, тоді як решта так само потрапила в атмосферу. Це пов’язано з тим, що лише на 18 шахтах концентрація метану в газоповітряній суміші з дегазаційних установок перевищує 25%, тоді як використання суміші з меншою концентрацією метану заборонено відповідно до правил безпеки.

Утилізація шахтного метану в 2012 році

Утилізація шахтного метану в 2012 році

Найбільш активно проекти із дегазації реалізуються на ПАТ «Шахта ім. О.Ф. Засядька»,ПАТ «Шахтоуправління «Покровське»» групи компаній Донецьксталь, ПАТ «Шахтоуправління «Донбасс»» та ПАТ «ДТЕК Шахта Комсомолець Донбаса».

За словами представника компанії “Донецьксталь” Євгена Юшкова, на даний час для дотримання безпеки праці шахтарів на шахтоуправлінні «Покровське» застосовується комплексна система поточної дегазації, яка включає у якості додаткового заходу засіб дегазації виробленого простору свердловинами, що споруджуються з поверхні.  Спорудження свердловин з поверхні здійснюється із застосуванням новітнього бурового обладнання. Прогнозні обсяги вилучення метану системою комплексної дегазації складають 40 мільйонів метрів кубічних на рік, включаючи 8 мільйонів метрів кубічних на рік за рахунок свердловин з поверхні. Утилізація шахтного метану дозволила в 2012 році виробити 22,2 мільйони кВт·год. електричної енергії та 20 845 Гкал теплової енергії. В частині застосування технології попередньої дегазації на даний момент проводяться лише дослідницькі роботи.

Представник департаменту технічного розвитку ДТЕК Сергій Єгоров звертає увагу на технологічні складнощі видобутку метану вугільних пластів на вугільних пластах шахт ДТЕК через їх високу щільність та низьку пористість, що було підтверджено в рамках дослідження американської компанії ARI.

Немає, принаймні поки що, і технологічної можливості ефективно уловлювати вентиляційний метан, адже відповідні технологічні рішення в світі знаходяться, фактично, на стадії випробування, без успішних прикладів їх ефективної та довготривалої експлуатації.

Таким чином, компанія ДТЕК зосередилась на удосконаленні уловлювання та утилізації шахтного метану. Серед 30 вугільних шахт, які експлуатуються компанією, на 17 виділяється метан. Всього у процесі гірничих робіт на поверхню надходить приблизно 370 млн м3 метану на рік (300 млн мвід вентиляції шахт і 70-80 млн м3 із дегазаційних станцій, що працюють на 6 шахтах). Проте лише близько 12 млн м3 метану із вловленого дегазаційними установками використовувалися для виробництва теплової енергії на котельнях шахт «Комсомолець Донбасу» і «Степова», оскільки на інших шахтах концентрація метану в суміші складає лише 15-20%.

Одночасно, ДТЕК вивчає можливість застосування на полях шахт компанії поточної дегазації виробленого простору очисних забоїв вертикальними свердловинами з поверхні.

В цілому, перспективи нарощування уловлювання і корисної утилізації шахтного метану в Україні залежать від майбутніх обсягів видобутку вугілля, модернізації систем дегазації, запровадження технологій щодо використання вентиляційного метану та удосконалення законодавчої бази, тим більше, що в частині удосконалення українського законодавства в даному напряму є над чим попрацювати.

10 грудня 2013 року в Києві відбувся семінар “Видобування та використання шахтного метану: перспективи розвитку”, організований Комітетом з питань паливно-енергетичного комплексу, ядерної  політики та ядерної безпеки Верховної Ради України спільно з Агентством з охорони довкілля США, на якому основна увага була приділена саме регуляторним та законодавчим перепонам використання шахтного метану.

Зокрема, відповідно до норм діючого податкового кодексу підприємства повинні сплачувати плату за користування надрами за використання метану вугільних родовищ на такому ж рівні, як і за видобуток традиційного природного газу. На думку учасників семінару, така ситуація негативно впливає на економічну ефективність проектів і стримує корисну утилізацію шахтного метану та видобуток метану вугільних пластів. За словами Сергія Єгорова з ДТЕК, такі норми Податкового кодексу змусили компанію призупинити проекти із будівництва когенераційних установок з використанням шахтного метану. Єдиним реалістичним джерелом доходів для подібних проектів є можливість виробництва електроенергії та економія на закупівлі електроенергії з мережі.

Для стимулювання видобутку метану вугільних родовищ Микола Жикаляк пропонує на законодавчому рівні віднести до альтернативних джерел енергії не відновлювані або вторинні енергетичні ресурси дегазаційного газу метану вугільних родовищ шахтних полів, а також діючих і закритих вугільних шахт. Крім того, Микола Жикаляк звернув увагу на необхідність виключення абсорбованого газу метану вугільних родовищ, вилученого в процесі випереджаючої та поточної дегазації вугільних шахт, шахтних полів та закритих шахт, незалежно від подальшого використання вилученого газу, з об’єкту оподаткування платою за користування надрами.

Відзначимо, що подібна пропозиція міститься в законопроекті №2811 за авторства народних депутатів Коваля О.І., Мирного О.Б. та Байсарова Л. В. Зокрема, законопроектом пропонується встановити плату за надра для газу (метану) вугільних родовищ при дегазації вугільних родовищ з вугільних пластів, вміщуючих порід та підземних порожнин у розмірі 1,25 відсотка середньої митної вартості такої вуглеводневої сировини (природного газу). Іншими словами – законопроектом пропонується суттєво зменшити ставку оподаткування, оскільки на даний час шахтний метан оподатковується за ставкою оподаткування для природного газу, яка відповідно до статті 263.9.1 Податкового кодексу України складає 20% від вартості видобутих корисних копалин. Якщо ж метан не використовується, а викидається в атмосферу, пропонується обкладати його екологічним податком за викиди в атмосферне повітря в розмірі від 1,75% середньої митної вартості вуглеводневої сировини при концентрації метану менше 25%, 3% середньої митної вартості – при концентрації метану від 25% до 35% та 5% – при концентрації метану більше 35%.

Таким чином, видобуток метану вугільних родовищ має високий потенціал в Україні, однак вимагає розробки заходів з державної підтримки таких проектів, а також залучення провідних світових компаній, що володіють сучасними технологіями видобутку. Попередня дегазація вугільних пластів може не лише збільшити національний видобуток природного газу, а й сприяти підвищенню безпеки видобутку вугілля та зменшення викидів метану в атмосферу від цієї діяльності.

  • Юрій Хромей

    от поки будуть “розробки заходів з державної підтримки таких проектів” доти буде лише розпил бюджету без прогресу. Лібералізація, ринок, конкуренція. наскільки я розумію для зачинених чи законсервованих шахт це чудовий варіант і газ видобути і робочі місця створити. Питання. Чи можна його потім під’єднувати до загальної газової мережі ? чи треба тільки одразу на місці використовувати ?