coal bed methane
<kòul bèd mìitħein> locuz. sost. ingl., usata in it. al masch. – In sigla CBM. Tra le riserve di gas non convenzionale, fonte energetica fossile costituita da metano adsorbito in giacimenti carboniferi nel corso del processo geologico di formazione. Si tratta di strati molecolari di metano che rimangono legati alla superficie della matrice di carbone alle elevate pressioni dei depositi profondi. Un carbone di alto rango come l’antracite (con un’elevata superficie interna) può trattenerne fino a 20 m3 per tonnellata. L’esplorazione di CBM è concomitante con l’individuazione di miniere di carbone caratterizzate da elevate pressioni e basse temperature, condizioni che permettono la ritenzione di consistenti quantità di gas. Insieme al gas, sono generalmente presenti nel giacimento rilevanti quantità di acqua che devono essere rimosse attraverso processi di drenaggio. Per ottenere un desorbimento efficiente è necessario attuare tecniche di stimolazione che dipendono dalle caratteristiche peculiari del giacimento. A parte la più convenzionale depressurizzazione del giacimento, uno dei processi di efficacia e in fase di progressiva diffusione consiste nell’iniezione di CO2 per spiazzare il metano adsorbito (enhanced CBM). È possibile in questo modo recuperare fino al 90% del gas originariamente presente. Nel periodo 1990-2005 negli Stati Uniti sono stati complessivamente prodotti circa 350 Gm3 di CBM. Da alcuni anni, anche in Australia è stato messo in produzione il metano associato ai grandi giacimenti carboniferi (5 Gm3 nel 2010). Cina e Russia, pur essendo fra i paesi probabilmente più ricchi di CBM, non hanno ancora avviato la produzione, presumibilmente a causa della mancanza di infrastrutture. Nelle condizioni più favorevoli, il CBM ha raggiunto costi di produzione competitivi rispetto al gas convenzionale (3-8 $/BTU). L’applicazione di nuove tecnologie promette ulteriori possibilità di produzioni economicamente vantaggiose. Le risorse globali di CBM sono stimate a circa 120.000 Gm3.