Sawicki: O jedną trzecią gazu więcej dla Polski? Odpowiedź za rok

7 listopada 2017, 07:31 Energetyka

Szczelinowanie hydrauliczne w pokładach węgla działa i pozwala na przepływ metanu – gazu praktycznie w czystej postaci. Technologia ta może zwiększyć krajowe złoża gazu nawet o 30 proc. Warunkiem jest jednak opłacalność. Na pytanie, czy na metanie z pokładów węgla będzie można zarabiać, odpowiedź może paść najwcześniej pod koniec przyszłego roku – pisze redaktor portalu BiznesAlert.pl, Bartłomiej Sawicki.

Rys historyczny

Pierwsze prace dotyczące wydobycia metanu z pokładów węgla rozpoczęły się w Polsce w latach 90. Poszukiwania prowadziły dwie amerykańskie firmy, w tym  m.in. Texaco. Wykonywały one odwierty w pokładach węgla bez dodatkowych zabiegów stymulujących. Podobnie postąpił australijski koncern Dart Energy, który prowadził prace na terenie Gilowic w 2011 roku. Wówczas wykonano dwa odwierty nie stosując jednak dodatkowych zabiegów szczelinujących. Australia jest z resztą jednym z pionierów wydobycia metanu z pokładów węgla.

Dart Energy osiągnął jednak dalekie od oczekiwanych wyniki prac wiertniczych. Dopływ metanu wyniósł 180 m sześc. na dobę. W tym czasie, kiedy Dart Energy testowało odwierty w pokładach węgla, PGNiG rozpoczęła prace poszukiwawcze za gazem ziemnym ze skał łupkowych. Firma, korzystała wówczas z amerykańskich technologii, a serwis zapewniały firmy zza Wielkiej Wody – Schlumberger czy Haliburton. Spółka wiertnicza z Grupy PGNiG, Exalo Drilling z biegiem czasu nauczyła się tej technologii, adaptując ją do swoich priorytetów. Tymi nie są obecnie złoża gazu łupkowego, którego poszukiwania ze względu na trudne warunki geologiczne oraz niskie ceny ropy zostały zawieszone. Nowym frontem poszukiwań PGNiG z wykorzystaniem nowych metod jest m.in. przedeksploatacyjne wydobycie metanu z pokładu węgla.

Prace prowadzone w Gilowicach to nie pierwszy tego typu projekt PGNiG. Firma ma już za sobą doświadczenia w pracach poszukiwawczych metanu z pokładów węgla. Chodzi o prowadzone kilka lat temu prace na terenie kopalni „Wesoła” należącej do Katowickiego Holdingu Węglowego. Tam jednak „względy techniczne” uniemożliwiły spółce „ująć istotne ilości metanu”. W Gilowicach ma być jednak inaczej, ze względu na technologię, ale także istotne dla Śląska pokłady węgla nr 510.

Prace PGNiG w Gilowicach dotyczą programu Geo-Metan z udziałem Głównego Instytutu Górniczego oraz Wyższego Urzędu Górniczego. Cały projekt obliczony jest na 2-3 lata po to, aby uruchomić wydobycie złoża gazu w Górnośląskim Zagłębiu Węglowym. Zasoby to ok. 170 mld m sześc. metanu.

Łupkowa wiedza a złoża węgla

Technologia szczelinowania hydraulicznego została wykorzystana przy pracach na terenie złóż pokładu węgla. To pozwoliło zaś na zwielokrotnienie wydobycia. Od trzech tygodni wynik PGNiG ustabilizował się na poziomie 5000 m sześc. gazu na dobę. Apogeum przepływu sięgnęło 10000 m sześc. gazu. Nie jest to jednak wynik, który już teraz gwarantuje komercyjną eksploatacje. – Na takie szacunki jest zdecydowanie za wcześnie. Musimy wszystko dokładnie policzyć. To będziemy wiedzieć dopiero po wykonaniu kolejnych odwiertów  – powiedział prezes PGNiG Piotr Woźniak. Porównując to z wynikami odwiertów konwencjonalnych – jak powiedział Woźniak – jest to wynik mniej atrakcyjnych konwencjonalnych odwiertów eksploatacyjnych w złożach gazu ziemnego.

W pokładach węgla, podobnie jak w przypadku gazu łupkowego, wykonywany jest najpierw odwiert pionowy, który w Gilowicach ma głębokość ok. 1000 metrów, a następnie odwiert poziomy. Jego długość wynosi 2300 metrów. Kluczowym etapem, jaki daje PGNiG przewagę nad wcześniej prowadzonymi pracami, jest proces szczelinowania hydraulicznego. Liczba etapów szczelinowania zależy od długości odcinka horyzontalnego, badań geofizycznych. Wybierane są interwały, które dadzą najlepszy efekt. Zdaniem ekspertów szczelinowanie pokładów węgla nie napotyka na żadne problemy, a duży promień szczeliny po zabiegu pozwala na swobodny przepływ surowca.

Otwory przygotowane do szczelinowania zostały wywiercone przez Dart Energy, a następnie zostały przekazane przez Państwowego Instytutu Geologicznego. Następnie PGNiG rozpoczęło swoje prace badawcze. Pionowy odwiert liczy 1000 metrów, czas to ok. 3 tygodnie, a odwiert poziomy zajmuje około miesiąc.  Wykonano ok. pięć zabiegów szczelinowania na odcinku ok. 400 metrów. Jak dotychczas wydobyto 800 mln m sześc. gazu.

Metan to gaz, a gaz to pieniądz

PGNiG chce wydobywać metan z pokładów węgla z kilku powodów. Pierwszym i chyba najważniejszym z punktu widzenia biznesowej działalności jest fakt, że metan to gaz wysokogatunkowej jakości. Zawiera ok.95-98 proc. metanu i niewielkie ilości wody, azotu, CO2 czy innych węglowodorów. Wymaga on niewielkich zabiegów oczyszczenia i surowiec może być przesłany do sieci. Byłaby to duża zmiana jakościowa, bowiem, surowiec, który spółka wydobywa w Wielkopolsce zawiera duże ilości azotu, więc przed wprowadzeniem go do sieci musi zostać poddany zabiegom odazotowania.

Poprawa bezpieczeństwa i efektywności pracy kopalń

Kolejnym powodem podjęcia prób wydobycia metanu z pokładu węgla to  poprawa bezpieczeństwa operacji dołowych, urabiania węgla przed robotami górniczymi. Te działania pozwalają na usuwanie z wyprzedzeniem rocznym lub dwuletnim metanu z frontu robót pod ziemią.

Dr Janusz Jureczka, Dyrektor Górnośląskiego oddziału Państwowego Oddziału Geologicznego, Kierownik programu Bezpieczeństwo Energetyczne podkreślił, że wśród kopalń, które nie mają problemu z wysokim poziomem metanu na Górnym Śląsku są tylko 4 zakłady w części wschodniej Zagłębia. Pozostałe kopalnie są w większości „silnie metanowe”. Odematanowienie odbywa się w nich w warunkach trzeciego i czwartego stopnia zagrożenia metanowego.

Kolejnym powodem zaangażowania jest ekonomika pracy kopalń. Ze względu na wysokie zametanowienie polskich kopalń, zagrożenie metanowe, koszty oraz prace są rozłożone w czasie. Nowa technologia może przyspieszyć prace frontowe na dole, a jednocześnie obniżyć koszty przygotowania złoża lub ścian przeznaczonych do eksploatacji.

Zwiększenie zasobów gazu w Polsce

Ponadto dzięki prowadzonym pracom spółka chce uzupełnić bilans gazu wydobywanego metodami konwencjonalnymi. Bilansowe zasoby dotyczące wydobycia metanu wynosi ok.170 mld m sześc. zaś cały potencjał złóż wynosi 230 – 250 mld m sześc. To zasoby większe niż udokumentowane złoża gazu ze złóż konwencjonalnych. Jureczka powiedział, że jeszcze 20 lat temu wydobywano w Polsce ok. 130  mln ton węgla. Dzisiaj jest to dwa razy więcej. Jednak ilość uwalnianego metanu wcale nie spadła, a wręcz wzrasta. Oznacza to jednak, że Polska sięga po złoża, w którym znajduje się wysokie stężenie metanu.

Po zakończeniu prac pilotażowych,  badawczych i przejściu do fazy przemysłowej co może zabrać 5-7 lat ujęcie tego surowca może sięgnąć  ok. 1 – 1,5 mld m sześc. To jest zwiększenie krajowego wydobycia ok. 30 proc.

O walorach tej technologii mówił podczas konferencji prasowej Minister Energii, Krzysztof Tchórzewski. Według niego tylko w ciągu pierwszego półrocza tego roku 0,5 mld m sześc. metanu wydzieliło się w trakcie wydobycia węgla na Śląsku, z czego wykorzystano ok. 150 mln m sześc.  Podkreślił, że technologia pozyskiwania metanu z kopalń może to znacząco obniżyć koszty wydobycia węgla poprzez znaczącą redukcje zagrożeń metanowych oraz obniżanie wyzwań technologicznych. Jego zdaniem sukcesem byłoby zagospodarowanie w ujęciu rocznym ok. 0,5 mld m sześc.

W ostatnim roku, w czasie prac wydobywczych zarejestrowano 938 mln m sześc. uwolnionego metanu. Z tego ujęto 342 mln, ale wykorzystano z tej ilości tylko 195 mln m sześc. Do produkcji energii elektrycznej, ciepła i chłodu wykorzystano ok. 20 proc. odzyskanego metanu.

Co dalej?

Program badawczy zakłada obecnie trzy etapy. Prace na otworze w Gilowicach traktowano jako pierwszy etap badawczo-pilotażowy. Następnie zaplanowano etap badawczo-demonstracyjny, gdzie testy byłyby prowadzone w trzech lokalizacjach. Po przeprowadzeniu kilku odwiertów pionowych oraz poziomych ma nastąpić etap testów, które uwzględniają już instalacje do zagospodarowania gazu. Przeprowadzona zostałaby wówczas ocena, w jaki sposób ilość ujętego gazu wpłynie na zmniejszenie zagrożenia metanowego w kopalniach. To pozwoliłoby na szczegółową analizę ekonomiczna. Finalnym etapem byłaby faza demonstracyjno-wdrożeniowa gdzie wydobywany byłby metan z wykorzystaniem kilkunastu otworów z danego złoża.

Wiercenia czterech odwiertów poziomych i pionowych w dwóch lokalizacjach w ramach drugiego etapu powinny ruszyć na wiosnę 2018 r., a pierwsze oceny opłacalności przedsięwzięcia po stronie PGNiG – być znane na koniec 2018 r.

Spółka  ma na ten program własne środki. W ciągu 3-4 lat wyda na inwestycje w projekt Geo-Metan 150 mln zł. Zabiega także o pozyskanie współfinansowania z Narodowego Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Kwota jaką Fundusz może zaoferować sięga 150 mln zł. Prowadzone są także rozmowy z Polskim Funduszem Rozwoju na temat ewentualnego udziału tej instytucji w projekcie. Jednak, aby pozyskać te środki należy osiągnąć najpierw etap produkcyjny.

PGNiG  będzie chciało wykonać po 10 otworów w każdej dużej spółce węglowej – JSW, PGG i KHW, a także Tauronem. Prace i analiza przy takim projekcie – jak zapewnia spółka  potrwają 3 lata.

Za wcześnie na liczenie zysków

Pytany czy projekt będzie opłacalny, a spółka będzie mogła na nim zarabiać, prezes PGNiG Piotr Woźniak powiedział, że nie można na tym etapie jeszcze tego policzyć. Wynika to z faktu, że spółka weszła na teren, który był już w dużej mierze przygotowany do prac badawczych, a więc odwierty były już wykonane przez Dart Energy, a plac został wcześniej wydzierżawiony.

Jeśli te koszty zostaną odjęte od całości projektu, to wówczas można powiedzieć, że projekt jest komercyjny. Należy jednak pamiętać, że kolejne prace PGNiG będą już wymagały wywiercenia otworów, których w Gilowicach były już przygotowane. Dopiero po przeprowadzeniu w przyszłym roku kolejnych czterech odwiertów w tej lokalizacji oraz wykonaniu na nich zabiegów stymulujących, będzie można odpowiedzieć na pytanie czy projekt może przejść w etap komercyjny. Póki co, zdaniem PGNiG, jest za wcześnie aby to ocenić, jednak uzyskane wyniki dają nadzieje na zysk i dodatkowy surowiec. Do końca 2018 roku ma się okazać, czy przedsięwzięcie będzie opłacalne.

PGNiG wierzy w metan z węgla. Efekty lepsze niż przy gazie łupkowym