- Chcemy powtórzyć założenia z Wesołej i Gilowic, czyli szukać metanu na przedpolu podziemnych rozcinek w węglu, bo przez 9 miesięcy uzyskano tam prawie 900 tysięcy m sześc. gazu - wyjaśnia w rozmowie z Trybuną Górniczą PIOTR WOŹNIAK, prezes zarządu PGNiG SA.
W USA wydobycie metanu z formacji węglowych sięga rocznie 50 mld m sześc. i jest on jednym z głównych alternatywnych źródeł energii. Skąd pomysł, żeby pozyskiwać go na dużą skalę także w Polsce?
Przez kilka lat analizowaliśmy rezultaty wierceń w amerykańskich pokładach łupków. Trzeba mieć świadomość, że każdy z tamtejszych basenów łupkowych jest inny i wymaga dokładnego rozpoznania, aby dobrać właściwe parametry do zabiegu szczelinowania, a potem do wydobycia. O podatności danej skały na ewentualne oddanie gazu decyduje szereg czynników. W naszym przypadku to tzw. TOC, czyli całkowita zawartość substancji organicznej oraz zawartość krzemionki. Największe nagromadzenie tej pierwszej mamy oczywiście w węglu. W Górnośląskim Zagłębiu Węglowym jest on w dodatku przeławicony warstwami łupkowo-piaskowcowymi, między którymi znajdują się cieńsze warstwy węglowe. Lepszego środowiska do prowadzenia badań nie można sobie wyobrazić. Jeszcze pracując w Ministerstwie Środowiska namówiłem NFOŚiGW na wyasygnowanie pieniędzy na badania i z pomocą Państwowego Instytutu Geologicznego, oddziału PIG-PIB w Sosnowcu i jego dyrektora dr. Janusza Jureczki, przeprowadziliśmy pierwszy w kraju projekt odpowierzchniowego pozyskania metanu z węgla na obszarze górniczym kopalni Wesoła.
I jakie były efekty?
To był bardzo dobry poligon doświadczalny, chociaż projektu nie udało się nam dokończyć z powodu wyczerpania funduszy i awarii sprzętu, konkretnie głowicy szczelinującej. Zawierciliśmy jeden pionowy otwór o głębokości 1000 m, drugi intersekcyjny kilkaset metrów dalej, z odcinkiem horyzontalnym w pokładzie 510. Później zrobiliśmy szczelinowanie. Co prawda z pięciu planowanych faz wykonano tylko dwie, gdyż trzeba było ratować zakleszczoną głowicę zabiegową, niemniej doszło ono do skutku. Przeprowadziliśmy projekt na nietkniętym górotworze, na który dopiero za rok mieli wejść górnicy z robotami podziemnymi. Chodziło o sprawdzenie, jak po naszych działaniach zachowają się wyrobiska – przede wszystkim, jak zmieni się metanowość w kopalni – na dole. W obu otworach wiertniczych wykonano badania rdzeni, potem nastąpiły testy produkcyjne dopływu metanu, który wykazał niewiele ponad 240 m sześc. gazu na dobę. To ilość oczywiście nieduża. Ale gaz się pojawił. Po przesunięciu robót w kopalni w rejon zeszczelinowany przez nas od powierzchni nasz zespół zjechał na miejsce badania do chodnika wydobywczego pod ziemię, gdzie pracował kombajn węglowy. Nie zaobserwowano tam żadnych negatywnych skutków naszego szczelinowania. Zachęceni doświadczeniami z Wesołej postanowiliśmy spróbować wykorzystać je na skalę przemysłową i opracowaliśmy program pozyskiwania metanu z węgla. Tak powstał duży projekt Geo-Metan.
A dokładniej?
Zaczęliśmy od pilotażu w Gilowicach, gdzie istniał już otwór po poprzednim koncesjonariuszu, niewielkiej firmie z Australii. Dowierciliśmy drugi otwór pionowy, zarurowaliśmy poziomy i zrobiliśmy zabieg szczelinowania hydraulicznego, po którym uzyskaliśmy 5 tysięcy m sześc. na dobę. Jest to już całkiem przyzwoity wynik, ponieważ pozwala wydobyć rocznie 1,5 mln m sześc. paliwa. Test trwał 9 miesięcy i w jego trakcie wykorzystaliśmy wszystkie doświadczenia z Wesołej. Tam nie rurowaliśmy otworu – w Gilowicach tak. W Wesołej mieliśmy kilkukrotnie postoje, pompy tłokowe zapychały się mułem węglowym i trzeba było je odstawiać. W Gilowicach zastosowaliśmy pompę ślimakową, której to nie grozi. Pilotaż wyszedł nieźle i kończymy go obecnie montażem na otworze instalacji do produkcji energii elektrycznej z wydobywanego gazu. Energia elektryczna zostanie następnie przesłana do miejscowej sieci energetycznej. Nie chcemy, żeby metan się marnował.
Czy to już koniec testów?
Jeszcze nie. Uzyskaliśmy w rejonie Gilowic koncesję poszukiwawczo-wydobywczą Międzyrzecze i zaplanowaliśmy kolejne prace na dwóch wierceniach odległych od siebie o blisko kilometr. Zaczniemy je jeszcze w marcu. Staramy się działać tak, żeby zakończyć nasz projekt komercyjnym wydobyciem gazu. Na Śląsku jest to łatwiejsze, ponieważ większość jego terenów jest znakomicie zgazyfikowana pod względem dystrybucyjnym. W fazie pilotażowej postanowiliśmy jednak przeznaczyć metan do produkcji prądu, żeby nie ryzykować od razu inwestycji w gazociągi. Byłoby je trudno likwidować w razie niepowodzenia, a z tańszym przyłączem elektrycznym sprawa jest prostsza. Ostateczne decyzje zależą od ilości gazu.
Jak na wasze badania reagują mieszkańcy regionu?
Przygotowujemy kolejne prace na koncesji Międzyrzecze, gdzie nie było nigdy kopalni i nie ma żadnego obszaru górniczego, poza jedną koncesją na rozpoznawanie złóż węgla w okolicach Studzienic. Próbuje go szukać pewna prywatna spółka, z którą nie mamy nic wspólnego. Niestety jesteśmy z nią kojarzeni. Stanowi to pewien problem, ponieważ część lokalnej społeczności uważa nas za górników węglowych, a nie chce u siebie wydobycia węgla kamiennego. Wyjaśniamy, że mamy koncesję wyłącznie na metan i nie będziemy wykonywać żadnych wyrobisk pod ziemią. Nasze prace prowadzimy wyłącznie od powierzchni. W pobliżu naszej koncesji istniała kiedyś płytka kopalnia Czeczott, w której nie było metanu. Czeczott fedrował do ok. 400 metrów, a my wiercimy na głębokości ok. kilometra, gdzie są zupełnie inne warunki geologiczne i inne warunki górnicze. Chciałbym podkreślić – nie mamy zamiaru budować tam kopalni ani wydobywać węgla. To nie nasz biznes.
Po co w programie Geo-Metan spółki węglowe?
Po pogłębionym pilotażu na koncesji Międzyrzecze planujemy wejść na tereny górnicze i kopalnie. Liczymy, że wskażą je spółki węglowe. Odpowiedziały na naszą propozycję bardzo pozytywnie. Podpisaliśmy list intencyjny, a teraz grupy robocze ustalają lokalizacje. Cały projekt pod nazwą „Przedeksploatacyjne odmetanowanie pokładów węgla” ma cztery cele: zwiększenie postępu ścianowego, zwiększenie bezpieczeństwa robót, ludzi i urządzeń na dole, wydobycie samego gazu oraz ograniczenie jego emisji do atmosfery. Przy odmetanowaniu dołowym, zresztą bardzo kosztownym, znakomita większość metanu dostaje się do powietrza kopalnianego i jest emitowana szybami wentylacyjnymi. Odzyskanie metanu z powietrza wentylacyjnego jest jeszcze droższe i nikt go w Polsce nie wykonuje. Część odzyskuje się rurociągami i podaje na stacje odmetanowania, ale stanowi to mniejszość metanu uchodzącego do wyrobisk. Jeśli wyłapiemy gaz wcześniej naszą metodą, czyli od powierzchni, to spadnie jego emisja i w kopalni, i do powietrza. Metan zostanie spalony na instalacji do produkcji energii elektrycznej lub zatłoczony do rurociągów dystrybucyjnych i w ten sposób nie wydostanie się do atmosfery.
A bezpieczeństwo górników?
Chcemy powtórzyć założenia z Wesołej i Gilowic, czyli szukać metanu na przedpolu podziemnych rozcinek w węglu, bo przez 9 miesięcy uzyskano tam prawie 900 tysięcy m sześc. gazu. Specjaliści zajmujący się odmetanowywaniem dołowym pytają nas, po co chcemy go wydobywać, skoro i tak go się nie usunie całkowicie. Oczywiście, że nie można usunąć go do końca, ale metanu ubędzie. Potwierdziły to nasze liczniki na otworze Gilowice-2H. Wydobyliśmy prawie 1 mln m sześc. metanu przez zaledwie 9 miesięcy. Osiągamy więc cel polegający na poprawie bezpieczeństwa górników i sprzętu na dole. Jeśli razem z JSW czy PGG wytypujemy kopalnie wysokometanowe i chociaż półtora roku wcześniej zrobimy odgazowanie od powierzchni, to górnicy wejdą w środowisko ze znakomicie niższą zawartością metanu. Przyśpieszy też postęp ścianowy, bo obecnie kilkudniowe postoje ze względu na wzrost stężenia metanu są zjawiskiem powszechnym. Korzyści są więc dla obu stron.
Kiedy zaczniecie prace na terenach kopalni?
Sądzę, że zostaną one zaplanowane jeszcze w tym roku. Samo wejście na kopalnie nastąpi trochę później. Decyzję o rozpoczęciu prac będziemy zawsze podejmowali indywidualnie, ponieważ każdy zakład górniczy jest inny i ma swoją specyfikę. Póki co kontynuujemy pilotaż rozpoczęty w Gilowicach i w zależności od tego, czego nowego się nauczymy, będziemy planowali kolejne prace. Mamy jeszcze sporo do ustalenia z kierownictwem kopalń węgla: kwestie wzajemnych rozliczeń, rozstrzygnięcie, czy wydobywany gaz tłoczyć do sieci gazowej, czy może lepiej przeznaczyć go do produkcji prądu albo energii i ciepła w kogeneracji. Na pewno będzie w całości wykorzystany.
Ostatnio coraz więcej informacji z PGNiG dotyczy poszukiwań gazu w kraju. Czy to dopełnienie działań na rzecz bezpieczeństwa energetycznego?
Oczywiście, chociaż intensyfikujemy poszukiwania także dlatego, że spada nam krajowe wydobycie, a chcemy utrzymać jego poziom. Na razie nadrabiamy za granicą, wydobywając gaz w Pakistanie i Norwegii. Zarabiamy na nim, ale nie trafia on przecież do kraju. Surowiec wydobywany w Pakistanie sprzedawany jest na rynku lokalnym, gaz z Norwegii, na niemieckich giełdach. W tej chwili mamy wydobywane i udokumentowane krajowe zasoby na poziomie 83 mld m sześc. Skoncentrowaliśmy się na złożu Przemyśl, jak niedawno się okazało, zupełnie słusznie. Produkujemy z niego gaz od 60 lat, ale od kilku lat notowano na nim istotny spadek wydobycia. W niektórych otworach produkcja praktycznie stanęła. Zrobiliśmy więc bardzo duże zdjęcie geofizyczne 3D, zarówno na samym złożu Przemyśl, jak i dalej na południe za uskokiem na nasunięciu karpackim. Udało się nam wykartować „pułapkę złożową”, w której może być gaz albo ropa. Wariant trzeci, pesymistyczny, to morze solanki, ale mam nadzieję, że się nie spełni. Na obszarze Fredropol chcemy zacząć prace wiertnicze na przełomie lat 2018 i 2019.
A w innych rejonach Polski?
Stale pracujemy na Niżu Polskim, zwłaszcza w Wielkopolsce. Ostatnie poszukiwania w okolicach Miłosławia dały bardzo dobre wyniki. Warstwy gazonośne po dowierceniu otworami pionowymi dawały wydatki do 8 m sześc. na minutę, co jak na konwencjonalne złoże jest wynikiem słabym. Natomiast po udostępnieniu otworem horyzontalnym i rurami ciętymi (perforowanymi) uzyskany przypływ wzrósł do 80 m sześc. na minutę, czyli dziesięciokrotnie więcej (40 mln m sześc. rocznie – red.). Są też tereny na północy, które badają inne firmy, przede wszystkim Orlen Upstream, posiadający w województwie kujawsko-pomorskim sporo koncesji. PGNiG ma również swój „nadmorski” sukces. Dwa lata temu odkryliśmy gaz w Dargosławiu pod Koszalinem. W okolicy są spore szanse na kolejne odkrycia. Dla potwierdzenia i udokumentowania zasobów realizujemy duże zdjęcie sejsmiczne w tym rejonie.
Jeśli chcesz mieć dostęp do artykułów z Trybuny Górniczej, w dniu ukazania się tygodnika, zamów elektroniczną prenumeratę PREMIUM. Szczegóły: nettg.pl/premium. Jeżeli chcesz codziennie otrzymywać informacje o aktualnych publikacjach ukazujących się na portalu netTG.pl Gospodarka i Ludzie, zapisz się do newslettera.
