Coraz głośniej mówi się o planowanych wierceniach za gazem niekonwencjonalnym, które wkrótce w Polsce rozpoczną koncerny amerykańskie i PKN Orlen. Mało kto jednak wie, że gaz tego typu w naszym kraju wydobywany jest od wielu lat. Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) ma złoża typu tight gas, które są eksploatowane komercyjnie. Oznacza to, że surowiec ten trafia do sieci gazowej i jest dystrybuowany do odbiorców.

– Wydobycie tight gas nie jest dla nas więc niczym nowym – podkreśla Piotr Gliniak, dyrektor departamentu poszukiwania złóż w PGNiG.
Jak tłumaczy, takich otworów spółka mam bardzo dużo, ale nikt nie robił wokół tego rozgłosu.
– Wcześniej surowiec ten nie nazywał się jednak tight gas, ale po prostu gaz ze słabo przepuszczalnego ośrodka – tłumaczy Piotr Gliniak.
Reklama

Gaz ze skał

Koncesji na poszukiwania tego typu gazu w Polsce wydano dotąd niewiele. Poza PGNiG złoża tight gas ma również Aurelian, a dokładniej Energia Zachód, spółka, której głównym udziałowcem jest Aurelian Oil & Gas Poland. Firma ta prace poszukiwawczo-rozpoznawcze skoncentrowała w obrębie jednej koncesji w tzw. utworach czerwonego spągowca. Również PGNiG prowadzi poszukiwania takiego gazu. W kwietniu spółka zakończyła już wiercenie otworu na obszarze Markowola-1. Wyniki wiercenia zostały już przeanalizowane, teraz koncern przygotowuje się do rozbicia skał, w których uwięzione są pokłady surowca.
– Zabieg szczelinowania to spore wyzwanie logistyczne. Myślę jednak, że za dwa miesiące będziemy mogli już jednak stwierdzić, czy znaleźliśmy gaz, i oszacować, ile może go tam być – mówi Piotr Gliniak.
Na razie spółka jest na etapie wyboru wykonawcy tego przedsięwzięcia. To trudne zadanie, bowiem – jak podkreślają eksperci – na świecie jest ich niewielu. Na zabiegi szczelinowania PGNiG może wydać od kilku do kilkunastu milionów euro. Średnio jeden zabieg kosztuje bowiem około 1 mln euro. A będzie trzeba wykonać ich sporo – jeden pionowy i kilka, a może nawet kilkanaście horyzontalnych.
Jeśli PGNiG stwierdzi, że na złożu Markowola-1 będzie możliwa produkcja, wydobycie ruszy za 7 – 8 lat. Tyle czasu potrzeba bowiem na uzyskanie wszystkich niezbędnych zgód i pozwoleń, budowę kopalni i instalację sprzętu uzdatniającego gaz do sprzedaży w sieci.
Inwestycji tej spółka nie będzie jednak realizować sama. PGNiG ma już podpisanych połowę planowanych umów o współpracy z partnerami, kolejne czekają jeszcze na sfinalizowanie rozmów.

Amerykanie pomogą

Odwiert badawczy Markowola-1 zlokalizowany jest w północno-zachodniej części Lubelszczyzny, na obszarze koncesji Pionki – Kazimierz. Gazu niekonwencjonalnego PGNiG szuka jednak również w innych regionach kraju. Tam stawia jednak na gaz łupkowy. Spółka posiada w sumie 11 koncesji dla poszukiwań złóż gazu ziemnego w obszarach występowania shale gas. Ten obszar ma powierzchnię ponad 9 tys. km kw. Trzy z nich znajdują się w okolicy Gdańska, cztery w pobliżu Warszawy, a dwie na Lubelszczyźnie.
– Dodatkowo w Ministerstwie Środowiska złożyliśmy aplikację na 2 obszary koncesyjne o powierzchni ok. 1,4 tys. km kw. informuje PGNiG.
Shale gasu spółka będzie szukać z partnerami zagranicznym. Na razie nie podpisała jeszcze żadnych umów w tej sprawie, ale negocjuje m.in. z firmami z USA i Kanady. PGNiG w listopadzie 2009 roku podpisało list intencyjny z firmą Maraton Oil. W ramach tej współpracy obie firmy złożyły w Ministerstwie Środowiska wnioski o udzielenie koncesji na blokach 172, 173, 192, 193, 194 i 214 w tzw. rejonie Płońska. Obecnie trwają zaawansowane negocjacje dotyczące podjęcia wspólnych operacji. Na obszarze Gdańskiej Prowincji Naftowej natomiast spółka rozpoczęła rozmowy z firmą Lane Energy o wymianie informacji geologicznych i geofizycznych na blokach 29, 49, 69 (koncesje PGNiG) oraz 27, 28, 70 (koncesje Lane).
Od jesieni 2009 roku trwają poza tym rozmowy z koncernem Chevron. Ich celem jest podjęcie współpracy w zakresie poszukiwania niekonwencjonalnych złóż węglowodorów na obszarze Rowu Lubelskiego.
Poszukiwanie wyłącznie niekonwencjonalnych złóż gazu prowadzą w Polsce na kilkunastu koncesjach dwie firmy z kapitałem amerykańskim (Exxon – Mobil Exploration and Production Poland – 5 koncesji) i Mazovia Energy Resources – 7 koncesji) oraz jedna z kapitałem australijskim (Strzelecki Energia Sp. z o.o. – 1 koncesja). Kolejne 14 firm zagranicznych posiada 40 koncesji na łączne poszukiwania i rozpoznanie konwencjonalnych i niekonwencjonalnych złóż węglowodorów.

To tylko szacunki

Aby od etapu poszukiwań przejść do wydobycia gazu niekonwencjonalnego, potrzeba minimum 5 – 8 lat. Eksploatacje tego typu złóż mogłaby ruszyć zatem za 10 – 15 lat. Wymagać to będzie odwiercenia setek, a przy dużych zasobach tysięcy otworów eksploatacyjnych. Koszty tych inwestycji mogą sięgać wielu miliardów złotych. Amerykańskie firmy konsultingowe szacują, że w Polsce może być nawet ponad 200 razy gazu niekonwencjonalnego więcej niż wynoszą nasze roczne potrzeby (14 mld m sześc.). Gdyby więc prognozy się potwierdziły, moglibyśmy się stać krajem samowystarczalnym pod względem zaopatrzenia w to paliwo. Od kilku miesięcy w mediach wrze, a analitycy przekonują, że nowa możliwość pozyskania surowca w naszym kraju całkowicie zrewolucjonizuje naszą sytuację gazową – poprawi bezpieczeństwo energetyczne i uniezależni od dostaw surowca z Rosji. Geolodzy do zagadnienia podchodzą jednak z większą rezerwą. Wątpią w wiarygodność tych danych i podkreślają, że powstały one jedynie na podstawie prostego porównania warunków geologicznych, jakie panują w Polsce i Stanach Zjednoczonych (tam odkryto ogromne złoża surowca, liczące 17 bln m sześc.). Jak podkreśla Henryk Jacek Jezierski, wiceminister środowiska i główny geolog kraju, w rzeczywistości w Polsce trzeba się liczyć z kilkoma możliwymi scenariuszami.
– Może być tak, że gazu będziemy mieli tyle, ile mówią amerykańskie szacunki albo wcale. A może być również tak, że gaz będzie, ale jego wydobycie będzie nieopłacalne – podkreśla Henryk Jacek Jezierski.
Jak podkreśla prof. Stanisław Rychlicki, przewodniczący rady nadzorczej PGNiG, dlatego budowanie dziś przyszłości gazowej Polski w oparciu o analizowane zasoby gazu w złożach niekonwencjonalnych byłoby w najbliższym czasie nieodpowiedzialne.