Gaz łupkowy – więcej szans niż zagrożeń

13c

Rozmowa z prof. Wojciechem Góreckim, Kierownikiem Katedry Surowców Energetycznych AGH

13aWedług raportu Państwowego Instytutu Geologicznego gazu z łupków może być nawet blisko 2 bln m3, jednak najbardziej prawdopodobne jest, że zasoby gazu z łupków w Polsce mieszczą się w przedziale od 346 do 768 miliardów m3. Amerykanie są jednak przekonani, że gazu łupkowego w Polsce jest znacznie więcej. Pan sam kilka lat temu przekonywał, że w Polsce może  być nawet 3 bln m3 tego surowca. Podtrzymuje Pan dziś swoją prognozę? Na ile prognoza PIG jest prawdopodobna?

Podtrzymuję wielkość zasobów, o których mówiłem kilkanaście lat temu, że w Polsce zasoby prognostyczne mogą mieć wielkość ok. 3 bln m3. Wykonana w Katedrze Surowców Energetycznych ocena zasobów dolnego permu wykazała, że w tej formacji zasoby prognostyczne wynoszą 1,5 bln m3. W myśl tej oceny PGNiG podjęło program rozpoznania głębokich stref występowania osadów piaszczystych formacji czerwonego spągowca. Obecnie wiercony jest otworów Kutno-2 do głębokości 6500 m, a aktualna głębokość wynosi 5500 m. Program przewiduje dalsze konsekwentne rozpoznanie utworów dolnego permu z potwierdzonymi pułapkami, które potencjalnie mogą zawierać złoża o zasobach od kilkudziesięciu do kilkuset mln m3 gazu. Pragnę również podkreślić, że szanse poszukiwawcze związane są ze strefami Karpat fliszowych, w których również PGNiG S.A. prowadzi program głębokich wierceń. Perspektywy poszukiwawcze rokują formacje karbońsko-dewońska i górnopermska.

Kiedy dowiemy się, że produkcja gazu łupkowego w Polsce może być efektywna ekonomicznie?

Zarówno oceny amerykańskie jak i przygotowane przez PIG mają charakter wybitnie przybliżony ze względu na niewielką ilość danych dla poszczególnych stref koncesyjnych. Najwcześniej po kilku latach, po podjęciu eksploatacji będziemy mieli wiarygodną ocenę dla części stref koncesyjnych o wielkości zasobów wydobywalnych i zasobów przemysłowych, które uwzględniają opłacalność ekonomiczną i uwarunkowania związane z ochroną środowiska.

Główny Geolog Kraju dość szczodrze swego czasu udzielał koncesji poszukiwawczych zagranicznym koncernom, głównie amerykańskim, uzasadniając to tym, iż nie posiadamy środków na ten cel i nowoczesnych technologii. Czy faktycznie jesteśmy w tym względzie zależni od zagranicznych firm?

13bGłówny Geolog Kraju udzielał koncesji podmiotom krajowym i zagranicznym, w tym amerykańskim zgodnie z określoną procedurą wyartykułowaną w Prawie Geologicznym i Górniczym. Pragnę podkreślić, że najwięcej koncesji w liczbie 15 posiada PGNiG S.A. Nie ma żadnego związku pomiędzy udzielaniem koncesji a techniką i technologia rozpoznania, udostępniania i eksploatacji gazu ziemnego z łupków. Jest oczywiście oddzielnym zagadnieniem fakt, że polskie firmy serwisowe nie posiadają doświadczenia zarówno w wierceniu otworów horyzontalnych jak i przede wszystkim w całym procesie szczelinowania hydraulicznego. W związku z powyższym w pierwszym etapie rozpoznania i eksploatacji jesteśmy zmuszeni do korzystania z serwisowych firm zagranicznych, jakkolwiek sytuacja będzie się zmieniała wraz z intensyfikacją prac przy wydobyciu gazu ziemnego z łupków.

Czy Polska może w stosunkowo krótkim czasie dorobić się własnych technologii eksploatacji gazu łupkowego? Czy mamy należyty do tego potencjał?

Mamy zarówno potencjał naukowo-badawczy jak i przemysłowy. Niewątpliwie brakuje nam odpowiednich urządzeń, aparatury etc.  Sądzę, że w przeciągu kilku lat polskie firmy będą brały aktywny udział w realizacji rozpoznania i wydobycia.

A czy mamy dostateczny potencjał kadrowy, by myśleć poważnie o gazowym Eldorado?

Potencjał kadrowy związany jest przede wszystkim z PGNiG S.A. oraz z ośrodkami badawczymi w Akademii Górniczo-Hutniczej na Wydziałach Geologii, Geofizyki i Ochrony Środowiska i Wiertnictwa, Nafty i Gazu oraz w Instytucie Nafty i Gazu.

Z zakresu badań podstawowych geologii naftowej, geofizyki poszukiwawczej, wiertnictwa reprezentujemy poziom światowy, a w kilku dziedzinach, w tym szczelinowaniu hydraulicznym będziemy szkolić polskich specjalistów przy współpracy z ośrodkami zagranicznymi.

Zapewne główny problem technologiczny eksploatacji gazu łupkowego stanowi wciąż problem szczelinowania hydraulicznego?

Proszę wziąć pod uwagę, że od kilkunastu lat serwisowe firmy amerykańskie dokonują rocznie tysiące szczelinowań hydraulicznych. Jest to proces technologicznie bardzo wyrafinowany i niezbędne jest ogromne doświadczenie. Kluczem do szczelinowania hydraulicznego są m.in. bardzo dokładne badania rdzeni wiertniczych pod kątem parametrów geomechanicznych, petrofizycznych, geochemicznych etc.  Niezbędne jest również wykonanie badań mikrosejsmicznych, które umożliwiają śledzenie przebiegu szczelin.

Czy argumenty jakie podnoszą w tej kwestii ekolodzy są pozbawione podstaw merytorycznych, czy może jednak jest to realny problem?

Problemy związane z ochroną środowiska są monitorowane równo w poszukiwaniach i eksploatacji węglowodorów ze złóż konwencjonalnych jak i będą przy eksploatacji gazu ziemnego z łupków. Osobiście nie widzę poważnych zagrożeń ekologicznych, jakkolwiek przewidywana skala działań, w tym ilości wierceń, transport, pobór wody, hałas wymaga monitoringu.

Czy nie jest tak, że atmosfera polityczna jaka unosi się nad gazem łupkowym nie powoduje, że w Polsce problemy wydobycia gazu łupkowego są bagatelizowane?

Atmosfera polityczna w Polsce wręcz zachęca firmy do szybkich i intensywnych działań na rzecz rozpoznania i wydobycia. Problem tkwi w sensownych uregulowaniach prawnych i fiskalnych. Kwestie związane z opodatkowaniem eksploatacji gazu ziemnego powinny być poddane regulacji co najmniej za kilka lat, kiedy będziemy znali jak jest opłacalność ekonomiczna wydobycie i skala produkcji.

Jakich korzyści społeczno-gospodarczy moglibyśmy się spodziewać wraz z rozpoczęciem wydobycia na masową skalę? Realną korzyścią jest spadek cen gazu, a inne korzyści?

Przyjmując Pański punkt widzenia, że w perspektywie czasowej nastąpi wydobycie gazu ziemnego na wielka  skalę, to niewątpliwie surowiec ten znajdzie szerokie zastosowanie w sektorze elektroenergetycznym tak jak to jest w wielu krajach Unii Europejskiej. Pozwoli to na obniżenie emisji CO2 z elektrowni gazowych. Inne niewątpliwe korzyści to wzrost zatrudnienia, aktywizacja gospodarcza wielu regionów Polski północnej i wschodniej.

Czy informacja, że ExxonMobil wycofa się z poszukiwań gazu łupkowego w Polsce świadczy, że jego eksploatacja nie będzie opłacalna?

ExxonMobil podpisał ostatnio wielkie umowy z firmą rosyjską Rosneft na eksploatację złóż syberyjskich ropy naftowej, które mogą być znacząco większe niż stwierdzone zasoby w Stanach Zjednoczonych. Firma ta ma inną skalę działania i inne priorytety. ExxonMobil wykonał w obrębie koncesji w Polsce dwa otwory wiertnicze. Li tylko w oparci o te badania nie można stwierdzić, że eksploatacja gazu ziemnego z łupków w Polsce będzie nieopłacalna. Taka opinia byłoby merytorycznym nadużyciem. Na koncesji obejmującej 1200 km2 może być wiele stref, które mogą zawierać gaz ziemny w łupkach z opłacalna produkcją, zaś w innych strefach wydobycie może być nieopłacalne. Wymaga to jednak wykonanie badań sejsmicznych 3D i odpowiedniej liczy wierceń.

 —

Ile jest gazu w polskich łupkach?

Pierwszy naukowy raport dotyczący szacunkowych zasobów gazu z łupków w Polsce przygotowali polscy geolodzy we współpracy z ekspertami z USA. Jego wyniki poznaliśmy pod koniec marca br. Państwowy Instytut Geologiczny (PIG), będący Państwową Służbą Geologiczną, we współpracy z Amerykańską Służbą Geologiczną (USGS) analizował dane z lat 1950-1990, żeby sprawdzić, jakich ilości gazu ziemnego i ropy naftowej w skałach łupkowych w Polsce możemy się spodziewać. Postawiono jeden warunek: zasoby muszą być technicznie możliwe do wydobycia.

Gazu z łupków może być nawet do 2 bilionów m3 (1920 mld m3), ale najbardziej prawdopodobne jest, że zasoby gazu z łupków w Polsce mieszczą się w przedziale od 346 do 768 miliardów m3. To nawet 5,5 raza więcej od udokumentowanych do tej pory zasobów ze złóż konwencjonalnych (które w Polsce wynoszą ok. 145 mld m3). Przy obecnym rocznym zapotrzebowaniu na gaz ziemny w Polsce (ok. 14,5 mld m3), wystarczy to na zaspokojenie potrzeb polskiego rynku na gaz ziemny przez prawie 65 lat. Jak przeliczają eksperci, to także blisko 200 lat produkcji gazu ziemnego w Polsce na dotychczasowym poziomie (bez zmiany poziomu i proporcji podaży z importu i ze źródeł krajowych).

Badania dotyczyły tylko gazu z łupków, występującego od morskich obszarów na północ od Słupska i Wejherowa do okolic Hrubieszowa i Tomaszowa Lubelskiego (a nie na przykład tzw. tight gasu, czyli innego rodzaju gazu niekonwencjonalnego). Po dodaniu danych z najnowszych odwiertów, prowadzonych od 2010 r., oraz szacunków gazu ze złóż niekonwencjonalnych w takich rejonach, jak Wielkopolska czy Dolny Śląsk, szacunki te będą rosnąć.

W Polsce będzie też można wydobyć ropę ze skał łupkowych. Geolodzy twierdzą, że maksymalnie do wydobycia będziemy mieli 535 milionów ton, a z największym prawdopodobieństwem mówimy o ilościach tego surowca w przedziale od 215 do 268 milionów ton. Mamy więc zasoby nawet 10,5 krotnie większe od udokumentowanych do tej pory zasobów ze złóż konwencjonalnych (które wynoszą ok. 26 mln ton). Przy obecnym rocznym zapotrzebowaniu na ropę naftową w Polsce (24 mln ton) i wliczając dotychczasowe zasoby ze złóż konwencjonalnych, oznaczałoby to 12 lat zaspokojenia pełnego zapotrzebowania polskich rafinerii na ropę naftową. Dzięki ropie z łupków mielibyśmy zasoby odpowiadające nawet 440-letniej produkcji ropy naftowej w Polsce na dotychczasowym poziomie (bez zmiany poziomu i proporcji podaży z importu i ze źródeł krajowych).

Wydobycie gazu łupkowego a środowisko

13dCzy eksploatacja gazu łupkowego może stanowić zagrożenie dla środowiska naturalnego? To pytanie kładzie się cieniem na polskie marzenia o drugiej Norwegii. Z różnych stron świata,  przede wszystkim ze Stanów Zjednoczonych docierają przerażające wieści o skutkach szczelinowania hydraulicznego – jedynej metody, która pozwala na uwolnienie gazu zamkniętego w mikroskopijnych porach ciemnych, nieprzepuszczalnych łupków sylurskich zalegających na głębokości 3–4 km w pasie od Pomorza Środkowego do Lubelszczyzny.

Aby zweryfikować pogłoski naukowcy postanowili dokładnie zbadać środowisko i wody podziemne w rejonie pierwszego w kraju odwiertu, w którym firma Lane Energy przeprowadziła w połowie zeszłego roku pełnoskalowe szczelinowanie hydrauliczne. Badania przeprowadzono z inicjatywy Ministerstwa Środowiska w okresie 13 czerwca – 13 października 2011 r.

Zespół specjalistów badał stan środowiska naturalnego i wód podziemnych przed rozpoczęciem szczelinowania, w trakcie zabiegu i po zakończeniu prac. Koordynatorem prac był Państwowy Instytut Geologiczny. W badaniach poza geologami i hydrogeologami z Instytutu brali udział  specjaliści z Instytutu Geofizyki PAN, Wojewódzkiego Inspektoratu Ochrony Środowiska, Zakładu Biologii Wydziału Inżynierii Środowiska Politechniki Warszawskiej oraz Instytutu Nafty i Gazu w Krakowie. W pracach terenowych uczestniczyło ponad 30 osób, w pracach laboratoryjnych ok. 20 osób.

Odwiert o głębokości 4075 m oznaczony jako LE–2H, z częścią poziomą o długości 1000 m,  położony jest niedaleko Łebienia, w woj. pomorskim. To teren typowo rolniczy, w pobliżu Słowińskiego Parku Narodowego i obszaru Natura 2000. Odwadniany jest przez rzeczkę Kisewska Struga. Użytkowy poziom wodonośny znajduje się tutaj na głębokości 10 – 20 m ppt. Mieszkańcy korzystają również z płytszych wód gruntowych.

Szczelinowanie hydrauliczne przeprowadzono w horyzontalnej części odwiertu w dniach 19 sierpnia – 28 sierpnia 2011 r. Wykonawcą była firma Schlumberger. W 13 sekcjach odcinka horyzontalnego wykonano otwory w stalowej rurze okładzinowej i wtłoczono 17 322 m3 wody pobranej ze specjalnego zbiornika na terenie wiertni. Do wody dodano 1271 ton piasku kwarcowego oraz 462 m3 związków chemicznych. Piasek miał zapobiegać zamykaniu się szczelin, wytworzonych przez uderzenie wody pod wysokim ciśnieniem, a dodatki chemiczne zwiększały jej zdolność penetracji, zapobiegały rozwijaniu się flory bakteryjnej i chroniły rury przed korozją.

Wszechstronnie badano powietrze atmosferyczne, powietrze zawarte w glebie, wody powierzchniowe, użytkowe wody podziemne, glebę, poziom hałasu i drgania gruntu. Szczególną uwagę poświęcono występowaniu głównego składnika gazu ziemnego – metanu oraz promieniotwórczego gazu radonu. Obecność pierwszego świadczyłaby o nieszczelności cementowych zabezpieczeń rur wiertniczych albo o migracji z warstw szczelinowanych łupków gazonośnych. Radon, występujący w stanie naturalnym w skałach i wodach podziemnych, jak sugerowały niektóre publikacje naukowe, może  pochodzić również z  warstw łupków gazonośnych.

Badania przeprowadzone po raz pierwszy w Polsce na taką skalę nie wykazały żadnych zmian w środowisku naturalnym. Nie stwierdzono występowania metanu ani radonu. Stacje sejsmiczne Instytutu Geofizyki (20 jednostek) nie odnotowały żadnych wstrząsów podczas szczelinowania. Ani woda w Kisewskiej Strudze ani w żadnej z 20 obserwowanych studzien nie wykazała  odchyleń od stanu chemicznego dokładnie zbadanego i opisanego przed szczelinowaniem. Jedynie poziom hałasu był chwilami uciążliwy, ale wyłącznie w najbliższym sąsiedztwie agregatów.

Ocenie poddano też gospodarkę odpadami i wodą technologiczną. W końcowej fazie szczelinowania, zgodnie z oczekiwaniami na powierzchnię powróciła część zatłoczonego płynu technologicznego – 2781 m3. Na skutek kontaktu z silnie zasoloną wodą  i samymi łupkami w strefie szczelinowania płyn został wzbogacony o chlorki i sole baru. Jak wykazały analizy cechował on się podwyższoną toksycznością w stosunku do niektórych grup organizmów (skorupiaków i roślin). Znaczna część płynu zwrotnego została oczyszczona w specjalnej stacji na terenie wiertni i zachowana do użycia podczas kolejnego zabiegu w innym otworze. Pozostała część jako odpad przemysłowy została skierowana do specjalistycznej utylizacji. Płyny technologiczne znajdowały się pod stałą kontrolą.

Wszystkie prace prowadzone były z zachowaniem środków minimalizujących możliwość negatywnego oddziaływania na wody podziemne, Zastosowano system oczyszczania płynu zwrotnego, sposób przechowywania odpadów w szczelnych zbiornikach oraz zabezpieczenie powierzchni terenu płytami betonowymi i folią izolującą.

Użycie sporej ilości wody na potrzeby zabiegu nie spowodowało zmniejszenia zasobów wód podziemnych w rejonie wiertni ponieważ zgodnie pozwoleniem wodno–prawnym woda była pobierana stopniowo, w ciągu kilku miesięcy i gromadzona w szczelnym basenie.

admin

Komentarz

Twój adres email nie zostanie opublikowany. Pola, których wypełnienie jest wymagane, są oznaczone symbolem *