Od pewnego czasu pojawiają się głosy wielu ekspertów, że struktura geologiczna w Polsce i USA jest na tyle odmienna, że nie da się wykorzystać dokładnie tych samych metod wydobycia gazu z łupków, jak za oceanem. Czy tak jest faktycznie?

Złoża węglowodorów są darem natury i to ona zdecydowała w jaki sposób się one tworzyły i generowały. Podobnie ma się sprawa ze skałami złożowymi, które na przestrzeni milionów lat podlegały różnym procesom geologicznym. Trudno jest sobie nawet wyobrazić, że procesy te mogły przebiegać identycznie w różnych rejonach, a tym bardziej na różnych kontynentach. Każde ze złóż ma swoją niepowtarzalną historię, a co za tym idzie charakteryzuje się oryginalnymi właściwościami. Dotyczy to wszystkich rodzajów złóż węglowodorów, zarówno tak zwanych konwencjonalnych, jak i niekonwencjonalnych. Geolodzy i specjaliści zajmujący się poszukiwaniem, rozpoznawaniem, wierceniem, zabiegami stymulacyjnymi i eksploatacją złóż, używają wielu parametrów fizycznych, chemicznych i mechanicznych do opisu skał złożowych. Analizując te dane dla złóż amerykańskich i polskich oczywiście zauważamy pewne różnice. Jedną z istotniejszych jest głębokość zalegania. Polskie formacje łupkowe zalegają znacznie głębiej niż te w USA. Różnią się też składem mineralogicznym, wytrzymałością mechaniczną itp.

Będzie trzeba zastosować więc inną technologię wydobycia?

Metoda wydobywania gazu z łupków polega na wykonaniu w złożu wielu odwiertów poziomych, a w każdym z nich kilku lub kilkunastu zabiegów hydraulicznego szczelinowania. Na dzień dzisiejszy jest to jedyna skuteczna i ekonomicznie opłacalna metoda udostępniania i wydobywania gazu z łupków. Została ona praktycznie i z powodzeniem sprawdzona na kilku złożach w USA. Nasze złoża metanu w formacjach łupkowych wymagają identycznego podejścia. W związku z tym, że nasze łupki są nieco inne niż amerykańskie, będziemy musieli dokonać w tej technologii pewnych modyfikacji. Dotyczyć to może samego procesu wiercenia złoża, jak i technologii wykonywania zabiegów hydraulicznego szczelinowania.

Co należy zatem zrobić, by przystosować obecną technologię do polskich warunków?

Będziemy musieli opracować nasze autorskie rozwiązania i technologie lub zmodyfikować amerykańskie, które zapewnią opłacalne wydobycie metanu z formacji łupkowych.

Jedno jest pewne, bez wiercenia znacznej liczby odwiertów poziomych i wykonywania w nich szeregu zabiegów hydraulicznego szczelinowania gazu nie będziemy w stanie wydobyć.

Jakie technologie mogą zastąpić szczelinowanie hydrauliczne? Mówi się m.in. o zstąpieniu wody propanem, CO2, a nawet podobno samym powietrzem.

Zabieg hydraulicznego szczelinowania jest jedną z metod stymulacji wydobycia ze złóż węglowodorów. Jest to metoda dobrze znana i powszechnie stosowana. Odkrycie złóż gazu w formacjach łupkowych jedynie spowodował jej szerokie upowszechnienie. Zmieniła się też skala zabiegów szczelinowania, a w szczególności ich liczba i objętość cieczy technologicznych do ich wykonania.

Wiele różnych cieczy technologicznych było wykorzystywanych w historii szczelinowania. Znane są tzw. ciecze dwufazowe, czyli woda i gaz, ciecze na bazie węglowodorów, ciekłych gazów itp. Za każdym razem rodzaj cieczy technologicznej, jej skład oraz technologia wykonania zabiegu jest podyktowana dwoma czynnikami krytycznymi: wysoką efektywnością technologiczną w konkretnych warunkach złożowych i niskimi kosztami.

Nie inaczej ma się sprawa w przypadku łupków. Oczywiście możemy zabiegi szczelinowania wykonywać bardzo zaawansowanymi i nietypowymi płynami technologicznymi. Musimy jednak pamiętać, że sam proces wiercenia, zwłaszcza długich odcinków poziomych, oraz przygotowania do eksploatacji, wymagającego wykonania dużej ilości zabiegów szczelinowania, jest o wiele bardzie kosztowny niż ma to miejsce w złożach konwencjonalnych. W związku z tym bardzo wyszukane i zbyt oryginalne technologie mogą spowodować nieopłacalność całego procesu udostępniania złoża do eksploatacji.

Moim zdaniem kierunkiem na dzisiaj jest adaptacja i modyfikacja istniejących technologii. Cały czas trzeba sprawdzać i poprawiać efektywność stosowanych rozwiązań technologicznych, z czasem rozwijając je w kierunkach, które dzisiaj wydają się ekstrawaganckie i niekonwencjonalne.

Czy INiG bierze udział w programie Blue Gas?

Tak, Instytut Nafty i Gazu będzie członkiem konsorcjum, które powołane zostanie, by aplikować o środki finansowe na rozwój technologii w ramach projektu Blue Gas. Trwają rozmowy w sprawie utworzenia konsorcjum złożonego z polskich firm i instytucji naukowych. W projekcie zdefiniowano wstępnie 12 obszarów badawczych. Jednym z nich jest obszar dotyczący technologii hydraulicznego szczelinowania. Być może uda mi się nawet przewodniczyć pracom w ramach tego obszaru badawczego. W chwili obecnej jesteśmy na etapie przygotowania wniosku konkursowego w ramach tego projektu.

Czy realne jest, by w 2015 roku, gdy mogłoby ruszyć pierwsze wydobycie gazu z łupków w Polsce, nasz kraj dysponować będzie już nową technologią?

Projekt Blue Gas znacznie nas przybliży do opracowania autorskich technologii szczelinowania formacji łupkowych. Jeżeli dopisze nam szczęście w poszukiwaniach gazu z łupków i w poszukiwaniach efektywnej technologii ich udostępniania być może w 2015 roku będą już pracowały odwierty komercyjnie eksploatujące gaz z łupków. Proszę jednak pamiętać, że natura niechętnie rozstaje się ze swoimi skarbami. Wszystkich specjalistów zaangażowanych w szeroko rozumiany projekt gazu z formacji łupkowych czeka ciężka praca. Na pewno do roku 2015 będziemy dysponować kolejnymi doświadczeniami w tym obszarze, a stosowane technologie na pewno będą bardziej efektywne niż te, które stosujemy dzisiaj.

Czy Polska ma szanse korzystać na masową skalę z technologii alternatywnych wobec szczelinowania hydraulicznego?

Szczelinowanie hydrauliczne to kontrolowany, bezpieczny i skuteczny proces. Nie dostrzegam ani potrzeby zmiany technologii, ani satysfakcjonującej alternatywy wobec hydraulicznego szczelinowania, przynajmniej w perspektywie kilkunastu lat. Nie oznacza to jednak, że takiej alternatywy nie ma. W tej chwili następuje tak szybki postęp w wielu dziedzinach naszej branży, że nie można tego absolutnie wykluczać. Podobnie miała się sprawa z gazem w łupkach. Przecież te formacje były niejednokrotnie przewiercane przy okazji rozpoznawania złóż konwencjonalnych i mieliśmy świadomość, że znajduje się w nich gaz. Nie wiedzieliśmy natomiast, ile tego gazu jest, a sama skała złożowa wydawała się tak nieprzyjazna do eksploatacji, że kilkanaście lat temu nikt nawet nie marzył o eksploatacji tego gazu.

Czy dziś można z całą stanowczością powiedzieć, że proces szczelinowania hydraulicznego jest bezpieczny, zarówno dla ludzi, jak i środowiska? Pojawia się wiele zarzutów pod adresem tej technologii ze strony ekologów, dotyczących m.in. potencjalnych zanieczyszczeń wód czy wstrząsów.

Przyznam szczerze, że trochę ze zdziwieniem przyglądam się tym informacjom, a raczej mitom, jakie stworzono, by demonizować hydrauliczne szczelinowanie. Przypomnę tylko, że zabiegi hydraulicznego szczelinowania w Polsce wykonywane są od lat pięćdziesiątych XX stulecia. Wykonano ich na terenie Polski już setki. Nie znam żadnego przypadku skażenia wód powierzchniowych czy podziemnych czy negatywnego wpływu na środowisko. Tym bardziej zadziwiać może fakt takiej aktywności części środowisk ekologicznych. Jest to przykre, że czerpią wiedzę z niesprawdzonych źródeł i publikacji. Jest oczywiste, że złoża gazu w łupkach wymagają znacznie większej aktywności w obszarze zabiegów szczelinowania, a zabiegów tych będzie się wykonywać więcej, zaś objętość używanych cieczy technologicznych będzie większa. Na przestrzeni wielu lat praktyki nauczyliśmy się bezpiecznie projektować i wykonywać te prace, a stosowane technologie są o wiele bardziej przyjazne środowisku niż te sprzed kilkudziesięciu lat.

Wstrząsy to kolejny mit. Używamy badań mikrosejsmicznych do monitorowania procesu szczelinowania. Jest to wsłuchiwanie się w bardzo subtelne dźwięki dochodzące ze złoża. Nie ma to nic wspólnego z trzęsieniami. Stosując taką retorykę, należałoby zabronić kretom drążenia podziemnych korytarzy.

Co robi się ze zużytą wodą, wykorzystaną już w procesie szczelinowania?

Do zabiegu szczelinowania zużywa się średnio około 1500 m sześc. wody. Do tej objętości dodaje się około 5 proc. tzw. materiału podsadzkowego oraz około 0,5 proc. dodatków chemicznych. Średnio w odwiercie poziomym wykonuje się około 10 zabiegów szczelinowania. Analizując zapotrzebowanie na wodę do potrzeb szczelinowania i porównując ją do ilości wody zużywanej przez inne gałęzie przemysłu, jesteśmy jednym z odbiorców zużywających najmniejsze ilości wody. Ponadto po wykonaniu hydraulicznego szczelinowania odbieramy około 40 proc. cieczy pozabiegowej. Ciecz ta w całości poddawana jest procesom recyklingu. Dostępne technologie oczyszczania umożliwiają 98 proc. efektywności tych procesów. Jak łatwo wyliczyć ilość pozostałości wymagającej utylizacji jest znikoma. Może kilkaset kilogramów odpadu w postaci stałej, który poddawany zostaje kontrolowanemu spaleniu w przeznaczonych do tego przedsiębiorstwach.

Jeżeli nawet skalę produkcji odpadów rozważy się w skali całego złoża i dziesiątków odwiertów, okaże się że ilość pozostałości wymagających utylizacji nie będzie oszałamiająca. Średnica otworu wiertniczego to od kilkudziesięciu do kilkunastu centymetrów (średnica zmniejsza się wraz z głębokością) – ile wobec tego może powstać takiego odpadu w procesie wiercenia? W chwili obecnej sprawami odbioru i utylizacji tych pozostałości zajmują się specjalistyczne firmy zewnętrzne posiadające stosowane zezwolenia i uprawnienia.