W tym roku Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy zaktualizował szacunki metanu towarzyszącego pokładom węgla na terenie Górnośląskiego Zagłębia Węglowego. Instytut ocenił wydobywalne zasoby tego gazu na 198 mld m sześc., czyli prawie 30 mld m sześc. więcej niż do tej pory. Z punktu widzenia spółek górniczych to niezbyt krzepiąca informacja – więcej metanu to większe zagrożenie metanowe i wyższe koszty wydobycia. Zupełnie inaczej patrzy na to Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo – dla spółki metan, główny składniki gazu ziemnego, to podstawa działalności. – Komercyjna eksploatacja zasobów metanu na terenie Górnośląskiego Zagłębia Węglowego może podnieść wydobycie gazu ziemnego w Polsce o 1-1,5 mld m sześc. rocznie. To oznaczałoby wzrost krajowej produkcji gazu o 25-40 proc. w stosunku do obecnego poziomu wydobycia – ocenia Piotr Woźniak, Prezes Zarządu PGNiG SA.

Przekuć problem w korzyść

Pierwszy krok w tym kierunku spółka zrobiła w 2016 roku, kiedy, razem z Państwowym Instytutem Geologicznym, rozpoczęła testowe wydobycie metanu w Gilowicach, w gminie Miedźna, w powiecie pszczyńskim. Efekty zastosowania opracowanej przez PGNiG metody powierzchniowego ujęcia gazu z pokładów węgla, okazały się znacznie lepsze od oczekiwań. W konsekwencji, specjaliści z PGNiG postanowili zaproponować wypróbowaną technologię wydobycia górnikom. – Od początku myśleliśmy o korzyściach, jakie nasz projekt może przynieść górnictwu węgla kamiennego. Jeżeli uda się odmetanować pokład węgla zanim górnicy rozpoczną w nim pracę, ilość gazu, który będzie uwalniać się podczas eksploatacji węgla, powinna być radykalnie mniejsza, co z kolei poprawi bezpieczeństwo pracy górników oraz zmniejszy koszty wydobycia spowodowane występowaniem zagrożenia metanowego – wyjaśnia Piotr Woźniak.

Aż 25 na 30 zakładów górniczych w Górnośląskim Zagłębiu Węglowym prowadzi eksploatację w warunkach zagrożenia metanowego. Szef PGNiG przyznaje, że przy tej skali i powszechności problemu, spółki górnicze radzą sobie z nim bardzo dobrze, ale uważa, że będzie im coraz trudniej. Eksploatacja odbywa się coraz niżej, a zagrożenie metanowe zwiększa się wraz z głębokością. Koszty i ryzyko będą rosły. A skoro już mowa o kosztach, to trzeba liczyć się z najgorszą ewentualnością, czyli wprowadzeniem limitów administracyjnych na emisję metanu.

Kosztowne emisje

Reklama

Metan, który jest gazem cieplarnianym o potencjale negatywnego oddziaływania kilkadziesiąt razy większym niż dwutlenek węgla, nie jest na razie poddany osobnym ograniczeniom emisyjnym na poziomie europejskim. Jeżeli jednak wziąć pod uwagę twarde stanowisko Brukseli w sprawie zmian klimatycznych oraz propagowane przez nią metody walki z tym zjawiskiem, taki stan nie utrzyma się długo. Tymczasem zdecydowana większość metanu usuwanego z polskich kopalni, jest po prostu emitowana do atmosfery. W ubiegłym roku było to ok. 700 mln m sześc. gazu. Metan kopalniany stanowi mniej więcej 1/3 emisji tego gazu w polskiej gospodarce. Wprowadzenie limitów emisji metanu i związanych z tym kosztów zakupu pozwoleń (jeżeli system ograniczeń będzie przypominać ten dla CO2), może mieć dla spółek górniczych bardzo negatywne skutki finansowe. – Polska energetyka jeszcze przez dekady będzie opierać się przede wszystkim na węglu. Należy zrobić wszystko, żeby to był surowiec z krajowych kopalni. Aby tak się stało, wydobycie węgla w Polsce musi być po prostu opłacalne – uważa Piotr Woźniak. – Droga do opłacalności prowadzi przez ograniczenie emisji metanu – dodaje.

W styczniu 2018 r. PGNiG podpisało z Jastrzębską Spółką Węglową, Polską Grupą Górniczą i Tauronem list intencyjny dotyczący współpracy w ramach programu Geo-Metan, którego celem jest rozwój technologii powierzchniowego wydobycia metanu z pokładów węgla przeznaczonych do eksploatacji górniczej. Na konkrety trzeba było poczekać rok. W lutym 2019 r. PGNiG i PGG zawarły umowę w sprawie wykonania dwóch odwiertów w złożu węgla należącym do KWK Ruda Ruch Bielszowice. Otwory wykonane na terenie gminy Mikołów posłużą do odmetanowania pokładu węgla 405/2wg, którego eksploatację, w partii złoża objętej projektem, PGG zamierza prowadzić w latach 2024-2030. To właśnie konieczność skoordynowania prac PGNiG z planami wydobywczymi spółek górniczych jest jednym z wyzwań przy negocjowaniu umów dotyczących odmetanowania. Trzeba też wziąć pod uwagę warunki geologiczne, a więc m.in. przebieg uskoków, czy kierunki zapadania warstw, a także rozkład istniejącej już infrastruktury kopalnianej, czyli układ i wgłębną lokalizację zrobów górniczych w nadkładzie. Ograniczeniem są także wymogi co do prowadzenia otworów względem układu ścian w pokładzie przeznaczonym do odmetanowania Wszystko to sprawia, że wybór konkretnych lokalizacji, dogodnych zarówno dla PGNiG jak i spółek górniczych, zajmuje dużo czasu. Ale, jak zapowiadają przedstawiciele gazowej spółki, prace nad kolejnymi umowami są już na zaawansowanym etapie.

Pora na testy

Na razie PGNiG przygotowuje się do rozpoczęcia prac w Mikołowie. Wiercenia otworów zaplanowano na przyszły rok. Będzie to system złożony z dwóch odwiertów – pionowego i horyzontalnego – połączonych intersekcyjnie na głębokości ponad 1100 metrów. W odwiercie horyzontalnym spółka przeprowadzi zabiegi szczelinowania hydraulicznego, które mają za zadanie zintensyfikować przypływ metanu do otworu, po czym rozpocznie testy złożowe w otworze pionowym, które pozwolą określić wydajność dopływu gazu, jego parametry techniczne i możliwość zagospodarowania.

Z perspektywy PGNiG, Mikołów będzie powtórzeniem prac już zrealizowanych w Gilowicach. Na podstawie doświadczeń tam zdobytych spółka jest przekonana o skuteczności stosowanej przez siebie technologii wydobycia i liczy, że również w Mikołowie uda się wydobyć metan w ilościach przemysłowych. Tym razem jednak gaz będzie pochodzić z pokładu, w którym w przyszłości będą pracować górnicy. Na ile zastosowanie metody PGNiG poprawi bezpieczeństwo pracy górników? – to okaże się w 2028 roku, gdy zostaną przeanalizowane dane na temat metanowości ścian pokładu 405/2wg zebrane już po rozpoczęciu wydobycia węgla przez Polską Grupę Górniczą. – Perspektywa ośmiu lat wydaje się odległa, zwłaszcza, jeśli porównać to z Gilowicami, gdzie o efektach mogliśmy mówić już roku od rozpoczęcia prac. Ale w przypadku Bielszowic spotykają się dwa do tej pory odległe światy – górnictwa węgla i wydobycia gazu. Wierzę, że na tym spotkaniu skorzystają oba – podkreśla prezes PGNiG.