Poniższy artykuł opracowano w oparciu o stan prawny obowiązujący w momencie powstania tego artykułu.
Redakcja nie gwarantuje aktualności tekstu w okresie późniejszym, jak również nie ponosi odpowiedzialności za ew. stosowanie się do zawartych w nim zaleceń.

Gaz ziemny – błękitne paliwo

Gaz ziemny jest najczystszym ekologicznie źródłem energii spośród wszystkich paliw kopalnych.
W zależności od miejsca wydobywania jego skład zmienia się, jednak zawsze najważniejszym elementem jest metan, który stanowi ponad 90% składu gazu ziemnego. W przypadku gazu wysokometanowego zawartość metanu wynosi do 98%. Obok metanu w mieszaninie gazu ziemnego mogą występować także inne gazy palne oraz związki niepalne (butan, etan, propan, dwutlenek węgla, azotu, wodoru, siarkowodoru oraz gazy szlachetne - argon, hel). Ze względu na dużą kaloryczność gaz może być stosowany jako bardzo dobre źródło energii. Przy tym charakteryzuje się nikłą emisją gazów cieplarnianych i brakiem niebezpiecznych odpadów. Emisja CO2 ze spalania gazu jest do 30% mniejsza niż w przypadku ropy oraz do 60% mniejsza niż w przypadku węgla. Zredukowana jest także emisja innych substancji chemicznych, a gaz ziemny jako jeden z nielicznych nie wymaga procesu oczyszczania spalin z pyłów, tlenków azotu i siarki. Dlatego często nazywany jest paliwem XXI wieku lub błękitnym paliwem. Gaz najczęściej wydobywany jest ze złóż znajdujących się w skorupie ziemskiej poprzez odwierty, a ponieważ występuje pod wysokim ciśnieniem, w trakcie wiercenia sam wydobywa się na powierzchnię. Ze względu na obecność zanieczyszczeń gaz ziemny poddawany jest też czasem tzw. technologicznemu wzbogaceniu polegającemu na usunięciu ropy naftowej, związków siarki, cząstek ciał stałych, pary wodnej i in. Jest bezwonny, bezbarwny i ma mniejszą gęstość od powietrza, może tworzyć mieszankę wybuchową w wyniku reakcji z powietrzem. Proces nawaniania, któremu poddawany jest gaz, pozwala na jego wyczucie bez użycia dodatkowych urządzeń.

 

Gaz możemy podzielić

– ze względu na zawartość składników węglowodorowych, na:

  • suchy (mało propanu i wyższych węglowodorów),
  • mokry (propan i wyższe węglowodory w ilościach od 5-10%).

– ze względu na zawartość azotu:

  • bezazotowy (zawartość azotu poniżej 1-3%),
  • niskoazotowy (zawartość azotu w granicach 3-10%),
  • zaazotowany (zawartość azotu powyżej 10%).

– ze względu na zawartość siarkowodoru (siarki):

  • małosiarkowy (zawartość siarkowodoru poniżej 0,3%),
  • siarkowy (zawartość siarkowodoru w granicach 0,3-3%),
  • wysokosiarkowy (zawartość siarkowodoru powyżej 3%).

 

Do firm dysponujących największymi zasobami gazu ziemnego na świecie należą:

  1. National Iranian Oil Company, szacowane zasoby – 26,8 bln m3,
  2. Qatar General Petroleum Corporation – 25,6 bln m3,
  3. Saudi Arabian Oil Company – 7,2 bln m3,
  4. Abu Dhabi National Oil Company – 5,6 bln m3,
  5. Nigerian National Petroleum Corporation – 5,2 bln m3,
  6. Gazprom – 4,8 bln m3.

 

Z kolei do największych producentów gazu ziemnego na świecie zaliczymy rosyjski Gazprom, z rocznym wydobyciem na poziomie 510 mld m3 (stanowi to około 17% światowego wydobycia i 85% wydobycia w Rosji). Wynika z tego, że dzienne wydobycie Gazpromu wynosi 1,35 mld m3. W Polsce dzienne wydobycie gazu ziemnego to ok. 12 mln m3. Ponieważ roczne zużycie gazu ziemnego w Polsce wynosi ok. 16 mld m3, a z krajowego wydobycia pochodzi ok. 4,4 mld m3, jesteśmy uzależnieni od importu gazu spoza granic naszego kraju. Około 85% importu pochodzi z Rosji...

 

Udokumentowane złoża gazu ziemnego w kraju, pozostające w dyspozycji głównego producenta gazu i ropy naftowej – Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA, wynoszą 98 mld m3. Krajowe zasoby gazu ziemnego skoncentrowane są głównie na Niżu Polskim (66% udokumentowanych zasobów), na przedgórzu Karpat (29,5%), w polskiej strefie ekonomicznej Morza Bałtyckiego (3,2%) (złoża gazowe: B4 i B6, złoża ropno-gazowe: B3 i B8), a na Karpaty przypada około 0,9%. Należy także wziąć pod uwagę zasoby metanu w pokładach węgla kamiennego Górnośląskiego Zagłębia Węglowego – 51 złóż o zasobach wydobywanych bilansowych na poziomie 99,04 mld m3, w tym w obszarach eksploatowanych – 33,7 mld m3. W Polsce przyjęto nazywać kopalnie gazu od nazwy złoża, z którego surowiec jest wydobywany. Polskie kopalnie gazu ziemnego połączone są w dwie grupy podległe oddziałom Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA w Sanoku i w Zielonej Górze. Oddział w Sanoku skupia kopalnie działające na terenie Podkarpacia wydobywające gaz ziemny wysokometanowy. W ramach oddziału pracuje 38 kopalń (27 kopalń gazu ziemnego i 11 kopalń gazu ziemnego i ropy naftowej), zgrupowanych w pięciu ośrodkach (Przemyśl, Ustrzyki Dolne, Łańcut, Krosno i Tarnów). Natomiast oddziałowi w Zielonej Górze podlegają kopalnie znajdujące się na terenie Niżu Polskiego oraz na Pomorzu Zachodnim, które wydobywają gaz ziemny zaazotowany. W ramach tego oddziału pracuje 19 kopalń (14 kopalń gazu ziemnego i pięć kopalń gazu ziemnego i ropy naftowej), zgrupowanych również w pięciu ośrodkach (Zielona Góra, Ostrów Wielkopolski, Grodzisk Wielkopolski, Gorzów Wielkopolski, Karlino). Największy zasób gazu w Polsce ma złoże Kutno, położone na głębokości około 6-7 km. Szacuje się, że jest tam około 100 mld m3 gazu.
Największą w Polsce jest kopalnia gazu Kościan-Brońsko, mająca 31 odwiertów eksploatacyjnych (15 na złożu Kościan i 16 na złożu Brońsko), z której część wydobycia trafia bezpośrednio do elektrociepłowni w Zielonej Górze. Zdolność wydobywcza tej kopalni wynosi około 150 tys. m3 gazu na godzinę. Natomiast podczas prób na wielkopolskiej koncesji Rawicz osiągnięto maksymalny przepływ na poziomie 160 tys. m3 dziennie, a średnie dzienne wydobycie gazu ziemnego oszacowano na 127 tys. m3. Pełny rozwój pola i sprzedaż gazu spodziewane są na początku 2016 roku.
Poza tym niewielkie złoża znajdują się na wodach terytorialnych w okolicach Władysławowa.
Na terenie Polski przebadano w sumie 283 złóż gazu ziemnego. Na 198 z nich prowadzona jest eksploatacja, 62 nie zostały jeszcze zagospodarowane, a na 23 eksploatacja została zakończona.

Eksploatacja złóż gazu w Polsce prowadzona jest w sposób samoczynny - gaz ziemny samoczynnie wypływa ze złoża przez wykonany otwór. Potrzebna do tego energia pochodzi z rozprężania gazu lub naporu wody złożowej. W przypadku małej wydajności złoża możliwe jest zastosowanie zabiegów intensyfikacyjnych, np. kwasowania, płukania lub szczelinowania hydraulicznego. Na świecie stosowane są metody mające na celu zwiększenie wydajności wydobycia lub zwiększenie czerpania złoża. Noszą one wspólną nazwę „intensyfikacji wydobycia gazu”. Metody te najczęściej sprowadzają się do zatłaczania gazu „odpadowego” jednym z otworów eksploatacyjnych, który znajduje się na skraju złoża. Powoduje to zwiększenie ciśnienia w złożu i wypchnięcie gazu przez odwierty eksploatacyjne. Mamy tu do czynienia z eksploatacją gazu ze złóż konwencjonalnych.

 

Postęp technologii wydobycia i obniżenie jej kosztów spowodowały możliwość sięgnięcia po nowe, pomijane do tej pory zasoby gazu ziemnego znajdującego się w tzw. złożach niekonwencjonalnych.
Geolodzy dzielą ten rodzaj surowców na trzy grupy:

  • gaz ziemny w pokładach węgla (coal–bed methane),
  • gaz ziemny i ropa naftowa w łupkach (shale gas & oil),
  • gaz ziemny zamknięty w piaskowcach (tight gas).

 

Państwowy Instytut Geologiczny w latach 90. XX wieku opracował prognozę, a potem dokumentacje geologiczne, dla metanu w pokładach węgla, a w roku 2012 przygotował pierwsze oszacowanie potencjalnych zasobów gazu i ropy w łupkach.
Do niedawna w Polsce głośno było o gazie ziemnym zawartym w łupkach. Niestety tempo poszukiwań gazu łupkowego w dalszym ciągu spada. Liczba koncesji poszukiwawczych, które obecnie obowiązują, wynosi 46. Najwięcej koncesji - 11 sztuk - posiada PGNiG SA, a Orlen Upstream Sp. z o.o. oraz Lotos Petrobaltic SA – po 7 koncesji. Te ostatnie obejmują wyłącznie obszar morski. Nie przybyła żadna nowa koncesja na poszukiwanie i/ lub rozpoznawanie złóż gazu z łupków.
W szczytowym okresie poszukiwań gazu łupkowego w Polsce - na przełomie 2012 i 2013 roku - obowiązywało 113 koncesji, obejmujących obszar ponad 90 tys. km2. Obecnie powierzchnia objęta koncesjami skurczyła się do 37,5 tys. km2. Poszukiwaniami objętych jest w sumie 9 województw. Do maja 2015 roku koncesjonariusze wykonali 70 otworów rozpoznawczych, z czego 16 to otwory krzywione/poziome, a 54 - otwory pionowe. Najwięcej otworów będących poszukiwaniem gazu łupkowego wykonano w 2012 roku – aż 24. W bieżącym roku, do maja, wykonano tylko 2 otwory poszukiwawcze za gazem łupkowym, a żaden odwiert nie jest rozpoczęty. W analogicznym okresie w ubiegłym roku 8 otworów było już zakończonych, 3 otwory były w trakcie wiercenia. W części otworów wykonano zabiegi specjalne, mające na celu wstępną ocenę możliwości wydobycia gazu z łupków. Szczelinowanie hydrauliczne przeprowadzono w 25 otworach (w 37% wykonanych), w tym w 12 otworach poziomych. Wykonano także 9 zabiegów mikroszczelinowania. W 41 otworach nie wykonano dotychczas żadnych zabiegów specjalnych. W raporcie z 2012 r. Państwowy Instytut Geologiczny szacował, że zasoby wydobywalne gazu z łupków w pasie ciągnącym się od Pomorza po Lubelszczyznę mogą wynosić 1,92 bln m3, a najbardziej prawdopodobny przedział to 346÷768 mld m3. Wcześniej amerykańska agencja Energy Information Administration (EIA), podała, że w polskich łupkach kryć może się aż 5,3 bln m3 gazu... Na dzień dzisiejszy na polu poszukiwawczym gazu łupkowego w Polsce zostały tylko rodzime firmy PGNiG oraz Orlen, prace amerykańskich koncernów zakończyły się fiaskiem i wycofały się one z dalszych poszukiwań.

 

W marcu br. Państwowy Instytut Geologiczny przedstawił raport na temat trzeciego komponentu złóż niekonwencjonalnych: gazu ziemnego zamkniętego w zwięzłych i słabo przepuszczalnych piaskowcach. Na świecie jest on wydobywany od dawna (USA, Niemcy, Holandia, Rosja, Argentyna - eksploatacja od ponad 20 lat). W Polsce w ostatnich latach zostały odkryte akumulacje gazu zamkniętego w dwóch strukturach geologicznych. Ten rodzaj surowca chemicznie i fizycznie niczym nie różni się od naturalnego gazu ziemnego wydobywanego od lat ze złóż klasycznych – składa się głównie z palnego metanu. Jedyną cechą odmienną jest sposób występowania. Tight gas jest uwięziony w mikroskopijnych przestrzeniach porowych piaskowców, ale przestrzenie te nie są ze sobą połączone. Dlatego klasyczne sposoby wydobycia zawodzą. Aby uwolnić gaz z izolowanych porów, trzeba użyć szczelinowania hydraulicznego, które kruszy skały i wytwarza gęstą sieć spękań. Technologia wydobycia jest bardzo podobna do używanej w eksploatacji gazu z łupków. Wykonujemy wiercenia pionowe (jak w przypadku złóż konwencjonalnych), a następnie kontynuujemy odwiert, w kierunku poziomym, wzdłuż złoża. Takie działanie umożliwia zwiększenie objętości, która może być objęta eksploatacją z jednego odwiertu pionowego. Praktykowane jest wykonanie z jednego odwiertu pionowego kilku odwiertów poziomych. Długość poziomego wiercenia może dochodzić nawet do kilku kilometrów. W Polsce mamy trzy obszary perspektywicznego występowania gazu zamkniętego w piaskowcach: piaskowce karbonu na północ od Wrocławia aż po Pniewy w Wielkopolsce; na północny wschód od Poznania piaskowce permu (czerwony spągowiec) oraz piaskowce kambru w zachodniej części basenu bałtyckiego, u nasady półwyspu helskiego.

 

Prognostyczne zasoby geologiczne gazu ziemnego zamkniętego
dla kompleksów piaskowców czerwonego spągowca, karbonu i kambru
w mld m3

Kompleks geologiczny Głębokość
[m p.p.m.]
Minimum
[mld m3]
Najbardziej prawdopodobne [mld m3] Maksimum
[mld m3]
I – piaskowce permu (czerwonego spągowca) 5500-6000 lub 5100-6000 101 lub 216 345 lub 812 884 lub 2308
II – piaskowce karbonu 1800-3500 453 1145 2822
III – piaskowce kambru 2800-3100 17 38 80
RAZEM - 571 - 686 1528 - 1995 3786 - 5210

 

Mapa obszarów, na których mogą występować złoża gazu ziemnego zamkniętego w piaskowcach

 

W trzech badanych obszarach w strefie poznańsko-kaliskiej, wielkopolsko-śląskiej i w zachodniej części basenu bałtyckiego znajduje się najprawdopodobniej od 1,5 do 2 bln m3 gazu. Oszacowanie zasobów technicznie wydobywalnych można podać hipotetycznie, przyjmując współczynnik wydobycia 5-15% (średnio 10%) dla każdego z rejonów. Stanowi to wielkość złóż surowca o przedziale między 153 - 200 mld m3. Raport PIG - PIB został opracowany w oparciu o informacje geologiczne z ponad 500 otworów, w tym o analizy dostępnych archiwalnych danych geologiczno-złożowych z około 30 otworów, z uwzględnieniem nowych danych pozyskanych przez firmy poszukiwawcze działające w Polsce. Dla każdego z rejonów określono obszary perspektywiczne dla występowania gazu zamkniętego, udział odpowiednich skał i potencjalnych poziomów gazonośnych. Co istotne, technologia szczelinowania hydraulicznego stosowana na złożach gazu ziemnego ukrytych w piaskowcu sprawdza się w polskich warunkach, w przeciwieństwie do złóż łupkowych. Wynika to z innego charakteru skały, która poddawana jest zabiegom. Podczas prac nad gazem łupkowym dużym problemem są minerały ilaste, które pęcznieją i utrudniają przepływ surowca. Takiego problemu nie ma w przypadku skał piaskowca. Szczelinowanie jest dużo prostsze i nie wymaga stosowania niektórych komponentów chemicznych do płynu szczelinującego. Problemem są natomiast głębokości, na których znajdują się złoża 3,5 - 6,0 km i koszty z tym wiązane. Koszt jednego wiercenia bowiem waha się pomiędzy 30 a 45 mln zł. Póki co nie jest znana data rozpoczęcia komercyjnego wydobycia (czyżby niemiłe doświadczenia z łupkami?).

Jedno jest pewne - koszt wydobycia gazu z własnych złóż jest i tak kilkakrotnie niższy niż kupowanie go za granicą – stąd prosty wniosek, że poszukiwania powinny być kontynuowane. Chyba nie trzeba nikomu mówić, jak duże ma to znaczenie dla bezpieczeństwa energetycznego Polski.