Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) oraz Polska Grupa Górnicza (PGG) podpisały umowę o współpracy, w ramach strategicznego programu Geo-Metan. Celem jest rozwój technologii eksploatacji metanu z pokładów węgla.
– Gratuluję PGG, że razem z nami (PGNiG – red.) udało się zakończyć żmudne negocjacje z prawnikami obydwu firm. Klimat w Komisji Europejskiej wokół węgla jest bardzo „trudny”. Polityka neutralności węglowej, jaką przedstawiła musi skutkować działaniami „offsetowymi” w energetyce, a więc zmniejszaniem emisji, poprzez inne metody. Nie ma jednak pomysłu jak stosować „offset” dla paliw kopalnych. Technologia CSS praktycznie się nie przyjęła w Europie poza Norwegią. Szukamy nowego źródła gazu. Poszukujemy sposobu, aby utrzymać poziom wydobycia gazu, w kraju, w graniach 4 mld m sześciennych rocznie, co staje się coraz trudniejsze. Górny Śląsk może być nowym miejscem do zagospodarowania surowca. Wydobywanie miliarda metrów sześciennych gazu w tym regionie jest dla nas osiągalne – powiedział prezes PGNiG, Piotr Woźniak. Dodał, że rozmowy z Jastrzębską Spółką Węglową, podobne do tych jakie prowadzone były z PGG, są „bardzo ciężkie, a wręcz „niemożliwe”, w przeciwieństwie do PGG i Taurona. Tymczasem prawie wszystkie kopanie JSW są wysokometanowe. – Z programem Geo–Metan ruszamy zaraz po podpisaniu umowy z PGG. Liczymy, że zmobilizuje to także naszych partnerów z JSW – powiedział.
Dodał, że katastrofa górnicza w Czechach, w kopalni należącej do firmy OKD pokazuje, jak ważna może to być technologia. Przypomniał także w tym kontekście katastrofę w kopalni Halemba sprzed kilku lat.
Z kolei Piotr Bojarski, wiceprezes PGG ds. produkcji, powiedział, że rozmowy na temat współpracy z PGNiG trwały długo, bo to projekt pilotażowy. – Liczymy jednak na korzyści ekonomiczne jak i te związane z poprawą bezpieczeństwa – powiedział.
– Rok temu podpisaliśmy list intencyjny z PGG w sprawie Projektu Geo-Metan. Dzisiaj konsumujemy tamtą umowę. Korzyści są obopólne. Dla nas to produkt, czyli metan, a dla górnictwa bezpieczeństwo, obniżenie kosztów wydobycia i obniżenie emisji. – Coal-bed methane i przed eksploatacyjne wydobycie węgla to technologia ważna dla Polski, która rozwijana jest także we współpracy międzynarodowej, pod egidą ONZ. W przyszłości chcemy dzięki niej wydobywać dodatkowo 1 mld m sześciennych – nadmienił uczestniczący w konferencji wiceprezes PGNiG, Łukasz Kroplewski.
Jak powiedział mający prezentację o tej technologii, Andrzej Jureczka z Państwowego Instytutu Geologicznego polskie zasoby przemysłowe szacowane są na 250 mld m sześciennych metanu, uzyskiwanych z pokładów węgla. Największe złoża znajdują się na Zagłębiu Górnośląskim. – To znacznie więcej niż krajowe zasoby gazu ziemnego. Jednocześnie jednak warunki pracy w polskich kopalniach są niebezpieczne przez wysokie stężenie metanu – dodał.
Jureczka podał, że podczas eksploatacji złóż węgla wydobywane jest ok. 900 mln m sześciennych metanu rocznie. Tymczasem wydobycie węgla w ciągu 25 lat zmniejszyło się o połowę. – Wydobycie metanu na jedną tonę węgla wzrosło zaś w tym samym czasie nawet trzykrotnie. Zagospodarowanie metanu jest na niezmiennym poziomie. Wolumen rejestrowanych emisji metanu podczas wydobycia to 740 mln m sześciennych rocznie. Łączna emisja metanu do atmosfery razem z nierejestrowanymi emisjami to 800 mln m sześciennych. Daje to ok. 20 mld ton CO2. W kolejnych latach się to nie zmieni, ponieważ po metan sięgamy coraz głębiej. Szansą może być przed eksploatacyjne „ujęcie” metanu z pokładów węgla. Może ono stanowić element dywersyfikacji dostaw gazu, poprawy rentowności kopalń i wreszcie ograniczenia skutków emisji metanu do atmosfery – powiedział Jureczka. Poinformował także, że koszty emisji gazów cieplarnianych będą nadal rosły.
Przypomniał, że PGNiG prowadzi prace badawcze i testy produkcyjne z wykorzystaniem technologii szczelinowania hydraulicznego w Gilowicach. – Obecnie rozpoczynamy prace demonstracyjne, badawcze, prowadzące do długoterminowych testów dopływu do otworu metanu. Pozwoli to zbadać jakie będzie to miało przełożenie na eksploatację ścian węgla, w stosunku do kosztów klasycznego odmetanowienia – powiedział.
Przypomniał, że podczas już prowadzonych prac udało się osiągnąć nawet 10 tys. m sześciennych dopływu gazu na dzień, a po ustabilizowaniu wydobycia było to 4 m sześciennych, na minutę. Wybrane lokalizacje do prowadzonych przez PGNiG prac to w PGG, Ruch Bielszowice, pokład Rudna, 1050 – 1150 m pod ziemią, mające wysokometanowy pokład. Inne lokalizacje to Kopalnia Budryk w JSW oraz KWK Brzeszcze Taurona. Jak zapewnił prezes Woźniak spółki węglowe nie partycypują w kosztach, które ponosi PGNiG.
– PGNiG intensywnie realizuje kilka inwestycji jednocześnie, tak jak dzieje się to w Jastrzębiu, w oparciu o blok energetyczny multi – fuel, a więc wykorzystanie paliw towarzyszących i kopalnych. Wydobywany metan może być impulsem dla rozwoju polskich spółek górniczych, poprawiając ich rentowność – powiedział senator RP, Adam Gawęda. Dodał, że powołanie sieci badawczej „Łukasiewicz” może w tym pomóc.
Co zawiera umowa?
Umowa pomiędzy PGNiG i PGG przewiduje wykonanie systemu otworów składającego się z odwiertu pionowego i połączonego z nim intersekcyjnie odwiertu horyzontalnego. Po odwierceniu otworów i wykonaniu kompletu badań geofizycznych i badań laboratoryjnych w otworze horyzontalnym przeprowadzony zostanie zabieg intensyfikacyjny, którego celem będzie stymulacja przypływu metanu do otworu. Następnie PGNiG przeprowadzi testy produkcyjne, aby ustalić potencjał odmetanowania pokładów węgla przewidzianych do eksploatacji. Prace będą prowadzone na terenie Kopalni Węgla Kamiennego Ruda Ruch Bielszowice, w obrębie zachodniej części złoża węgla kamiennego „Zabrze-Bielszowice”. PGG planuje rozpocząć eksploatację ścian w tej partii złoża po 2026 roku.
Według szacunków Państwowego Instytutu Geologicznego – Państwowego Instytutu Badawczego na terenie Górnośląskiego Zagłębia Węglowego może znajdować się nawet 170 mld m sześc. metanu. Obecnie jego zasoby stanowią poważny problem dla spółek zajmujących się wydobyciem węgla. Metan uwalniający się w trakcie prac górniczych stanowi śmiertelne niebezpieczeństwo dla załóg pracujących pod ziemią, a jego usuwanie zmniejsza tempo prac wydobywczych i podnosi ich koszt. Jednocześnie większość metanu uwalnianego podczas eksploatacji węgla trafia do atmosfery, gdzie przyczynia się do powstania efektu cieplarnianego. PGNiG i PGG liczą, że ujęcie metanu przed rozpoczęciem wydobycia węgla pozwoli zminimalizować te trudności.
Współpraca PGG i PGNiG odbywa się w ramach programu Geo-Metan, którego celem jest rozwój metod i technik przedeksploatacyjnego wydobycia metanu z pokładów węgla. Spółki podpisały w tej sprawie list intencyjny w styczniu ubiegłego roku. Sygnatariuszami są również Tauron Polska Energia SA i Jastrzębska Spółka Węglowa.
Kopalnia Bielszowice jest jednym z trzech ruchów zespolonej kopalni Ruda w Rudzie Śląskiej. Prowadzi eksploatację złoża z zastosowaniem kompleksowej mechanizacji robót, nowoczesnych rozwiązań transportu podziemnego oraz systemów monitoringu produkcji i zagrożeń naturalnych, w tym dyspozytorni bezpieczeństwa wyposażonej w jeden z najnowocześniejszych systemów gazometrii. Występujące zagrożenia naturalne zaliczone są do najwyższych stopni i kategorii, w tym do IV kategorii zagrożenia metanowego i II stopnia zagrożenia tąpaniami.
-Działania w ramach projektu Geo-Metan w Ruchu Bielszowice powinny przyczynić się do obniżenia pierwotnej, wysokiej metanonośności pokładu węgla i zmniejszenia wydzielania się metanu podczas prowadzenia późniejszej eksploatacji górniczej. Pozwoli to zarówno na zwiększenie bezpieczeństwa robót górniczych, a także na wzrost ilości ujmowanego i wykorzystywanego gospodarczo metanu. W aspekcie środowiskowym znacząco ograniczona zostanie także emisja metanu do atmosfery – podaje PGNiG w komunikacie.
Niezależnie od współpracy z PGG, PGNiG prowadzi obecnie testowe wydobycie metanu z pokładów węgla na koncesji „Międzyrzecze” w województwie śląskim. W rejonie miejscowości Gilowice, gmina Miedźna, spółka przeprowadziła do tej pory prace w wiertnicze na 5 otworach (dwóch pionowych, dwóch poziomych i jednym kierunkowym). Na terenie koncesji wykonano również zdjęcie sejsmiczne 3D. Testy produkcyjne przyniosły pozytywne rezultaty – od czerwca do listopada 2017 roku z lokalnych pokładów węgla wydobyto blisko 900 tys. m sześc. gazu ziemnego wysokometanowego. Po zakończonym teście produkcyjnym rozpoczęto prace związane z zagospodarowaniem. Dalsze działania na tym terenie PGNiG zaplanowało na 2019 rok.
