Będziemy pierwsi

Z Waldemarem Wójcikiem, wiceprezesem zarządu ds. górnictwa naftowego
w Polskim Górnictwie Naftowym i Gazownictwie, rozmawia Mariusz Bober

Czy PGNiG ma szansę jako pierwsze rozpocząć wydobycie gazu z
niekonwencjonalnych złóż? W mediach ogłoszono, że to firma Lane Energy
Poland wykonała w miejscowości Łebień na Pomorzu pierwszy odwiert w
poszukiwaniu niekonwencjonalnego gazu, ale PGNiG wcześniej rozpoczęło
zabieg szczelinowania.
– PGNiG jest bardzo poważnie zaangażowane w projekt, jakim są
poszukiwania gazu ze złóż niekonwencjonalnych. Już wiele miesięcy temu
mówiliśmy, że optymistyczne prognozy trzeba zweryfikować. I po prostu
wzięliśmy się do pracy. Kiedy media informowały o odwiercie Lane Energy
Poland, PGNiG miało już pierwszy tego typu odwiert za sobą. Ba,
przygotowywaliśmy się do pierwszego na tak dużą skalę (jak na warunki
polskie) zabiegu szczelinowania. Informował o tym również ostatnio "Nasz
Dziennik". A wiercenia pod kątem poszukiwań gazu niekonwencjonalnego w
miejscowości Zwola pod Kozienicami na otworze Markowola-1 rozpoczęliśmy
już w kwietniu tego roku. Muszę jednak wspomnieć, że najpierw badaliśmy
ten teren pod kątem gazu konwencjonalnego. Dopiero na kolejnym etapie
rozpoczęliśmy poszukiwania zarówno pod kątem tight gas [gaz uwięziony w
skałach – red.], jak i shale gas [gaz łupkowy – red.]. Jesteśmy "do
przodu" w stosunku do innych o etap szczelinowania. Teraz czeka nas
analiza danych. Wiele będzie zależało od warunków złożowych. Jeśli
surowca będzie więcej, wówczas łatwiej będzie można ocenić zasobność
złoża i parametry gazu, jeśli mniej, będzie trochę trudniej, ale na
pewno wyniki uzyskamy wcześniej.

Współpracują Państwo z pozostałymi firmami poszukującymi
niekonwencjonalnego gazu w Polsce?
– Oczywiście, jesteśmy otwarci na współpracę. Zresztą większość firm
posiadających w Polsce koncesję na poszukiwania przyjeżdża do nas, by
wymienić się doświadczeniami. Ponadto korzystają one z usług firm
serwisowych należących do PGNiG, geofizycznych i wiertniczych. Na tej
zasadzie współpracujemy także z Lane Energy Poland.

Co można powiedzieć na temat niekonwencjonalnego złoża na
Lubelszczyźnie na podstawie dotychczasowych badań i drugiego
szczelinowania?
– Wkrótce będziemy mieli informacje na temat drugiego szczelinowania,
które rozpoczęliśmy w piątek, 16 lipca. Teraz musimy przeprowadzić
dokładną analizę danych. Aby przedstawić wiarygodne wyniki badań,
potrzebujemy około miesiąca na podsumowanie naszych działań. Jednak bez
względu na ich rezultat nasze prace w otworze Markowola-1 traktujemy
jako ważny krok w badaniu potencjału złóż gazu niekonwencjonalnego w
Polsce.

Prawdopodobnie występuje tam tight gas, a nie gaz łupkowy. Jakie to
ma w praktyce znaczenie dla warunków potencjalnej eksploatacji złoża?
– Tego jeszcze do końca nie wiadomo, niewykluczone, że mogą występować
oba rodzaje gazu. Warunki geologiczne zalegania skał w Polsce są tak
zróżnicowane, że w jednym miejscu mogą znajdować się zarówno złoża gazu
konwencjonalnego, jak i niekonwencjonalnego. Natomiast niewątpliwie
tight gas jest łatwiejszy w eksploatacji niż gaz łupkowy, choćby ze
względu na naturalną przepuszczalność skały. Natomiast koszty
udostępnienia takich złóż będą podobne.

PGNiG ma 13 z 62 wydanych koncesji na poszukiwanie
niekonwencjonalnych złóż gazu.
– Rzeczywiście mamy 13 koncesji na poszukiwania gazu
niekonwencjonalnego, a na dwie kolejne czekamy. Tak więc PGNiG posiada
zdecydowanie więcej koncesji niż każda z pozostałych firm, co dowodzi,
że w Polsce jesteśmy liderem na rynku poszukiwań również w tym
segmencie. I zapewniam, że tej pozycji nie oddamy.

Ile z posiadanych koncesji PGNiG zagospodaruje jeszcze w tym roku?
– Jeśli rozumiemy przez to rozpoczęcie prac poszukiwawczych, na co
składa się także analiza danych na temat prognozowanego złoża, to już
zagospodarowaliśmy wszystkie. Chcę podkreślić, że te prace
przygotowawcze stanowią bardzo ważny element przygotowań. Rozpoczęcie
odwiertu to już połowa działań poszukiwawczych. Jeśli wyniki prac z
odwiertu Markowola-1 pokazałaby, że są perspektywy na pozyskanie dużych
zasobów gazu, to trzeba będzie robić kolejne odwierty w tym miejscu.
Natomiast, zgodnie z naszymi planami, w listopadzie wykonamy odwiert na
koncesji w okolicach Wejherowa.

Poszukiwania będą prowadzone na całkowicie nowych obszarach czy też
PGNiG wykorzysta np. wcześniejsze odwierty, które nie potwierdziły
występowania złóż konwencjonalnych w ilościach przemysłowych?
– Te 13 koncesji dotyczy całkowicie nowych obszarów. Nie wykluczamy
jednak wykorzystania w pracach poszukiwawczych także tych odwiertów,
które nie ujawniły złóż gazu konwencjonalnego, pozwalających na
opłacalną eksploatację. Dysponując tym sprzętem i możliwościami, które
mamy dzisiaj, można się pokusić o sprawdzenie tego typu otworów. Wówczas
należałoby jeszcze wykonać odwierty poziome.

Czyli PGNiG w praktyce ma jeszcze większe możliwości poszukiwania
złóż niekonwencjonalnych niż te, na które pozwala 13 koncesji?
– Tak. Trzeba pamiętać, że mamy w sumie ponad 70 koncesji
poszukiwawczych i ponad 200 eksploatacyjnych. Tym niemniej poszukiwania
gazu konwencjonalnego sprawiły, że mamy już rozpoznane pewne struktury.
Jednak w celach poszukiwania surowca niekonwencjonalnego należy
przeprowadzić wiele prac badawczych, analiz itp.

Skupienie się na poszukiwaniach gazu niekonwencjonalnego nie
doprowadzi do odłożenia odwiertów i badania złóż konwencjonalnych? Czy
firma jest w stanie prowadzić jednoczesne poszukiwania na znacznie
większą skalę?
– Poszukiwania nowych złóż w kraju to jeden z najważniejszych filarów
strategii PGNiG. Konsekwentnie go realizujemy, bo dzięki temu
bezpieczeństwo energetyczne Polski może wzrosnąć. W tym roku PGNiG
przeznaczyło dodatkowo 100 mln zł na poszukiwania gazu
niekonwencjonalnego. Jeśli wyniki badań będą obiecujące, to jeszcze
zwiększymy fundusze na ten cel. Ale gros środków – ponad 550 mln zł –
przeznaczamy na poszukiwania gazu konwencjonalnego.

Dotychczas główną barierą w poszukiwaniu i eksploatacji złóż
niekonwencjonalnych był brak dostępu firmy do odpowiednich technologii.
Czy w przypadku potwierdzenia dużych zasobów gazu niekonwencjonalnego
PGNiG będzie się starało opracować własne technologie, zwłaszcza
szczelinowania, by obniżyć koszty pozyskania złóż niekonwencjonalnych?
– Metoda szczelinowania jest nam znana od lat. Stosowaliśmy ją na wielu
złożach konwencjonalnych. Jednak przy złożach tight gas czy gazu
łupkowego szczelinowanie musimy wykonywać na znacznie większą skalę. To
właśnie stanowiło problem. Jednak gdy teraz zarówno PGNiG, jak i inne
firmy wykonują tego typu prace na dużą skalę, zmniejszą się koszty
przeprowadzania tych drogich procesów technologicznych, ponieważ tzw.
część mobilizacyjna będzie tańsza. Na przykład sprzęt służący do
szczelinowania już jest w naszym kraju, wystarczy go tylko przemieścić w
inne rejony, w których wykonuje się odwierty. Oczywiście będziemy
śledzić nowe technologie służące wydobyciu gazu niekonwencjonalnego, już
staramy się poznać podstawowe założenia, którymi posługują się firmy
serwisowe, i przy współpracy z naukowcami będziemy starali się
przystosowywać nowe technologie do naszych warunków. Trzeba wiedzieć, że
każde złoże rządzi się własnymi prawami. Za każdym razem zastosowanie
konkretnej technologii musi uwzględniać wszystkie czynniki warunkujące
eksploatację złoża, czyli: porowatość, przepuszczalność, stosunki wodne
itd. Natomiast trudno byłoby dziś wyważać otwarte drzwi i wymyślać
całkiem nową technologię. Myślę, że skorzystamy z gotowych doświadczeń
we współpracy z firmami specjalizującymi się w tych technologiach
eksploatacji złóż niekonwencjonalnych.

Opracowywane są już plany zagospodarowania tak gigantycznych złóż, o
jakich mówią prognozy (nawet 3 bln m sześc.)? Czy nie należałoby już
pomyśleć np. o dostosowaniu naszej infrastruktury przesyłowej do nowych
warunków handlu gazem?
– Powołaliśmy w PGNiG specjalne zespoły, które pracują nad analizą
geologiczną oraz opracowaniem warunków eksploatacji złóż
niekonwencjonalnych. Członkowie tych zespołów będą przechodzić
szkolenia, by uzyskiwać informacje niezbędne do podjęcia takich analiz.
Jeśli zaś chodzi o system przesyłowy w Polsce, to oczywiste jest, że
należy go nadal rozwijać, budować połączenia międzynarodowe, zarówno na
cele importu, jak i eksportu niekonwencjonalnego gazu ziemnego. W Polsce
mamy już wiele opracowań na ten temat, są gotowe rozwiązania. Teraz
należy działać…

I wykonać połączenia z systemami gazowymi innych państw… Zwłaszcza
sąsiedzi z Europy Środkowo-Wschodniej byliby zainteresowani kupowaniem
polskiego gazu, głównie w celu dywersyfikacji dostaw.
– Jeśli okaże się, że prognozy dotyczące olbrzymich ilości gazu w
złożach niekonwencjonalnych w Polsce się potwierdzą, to możemy stać się
eksporterem tego surowca. Pamiętajmy jednak, że tak naprawdę wiedzę na
temat zasobów będziemy mieli za 3-4 lata, kiedy wykonamy dziesiątki
takich odwiertów jak ten na Markowoli-1. Wydobycie na szeroką skalę
mogłoby się rozpocząć za 8-10 lat. Natomiast Europa Środkowa – poprzez
Unię Europejską – próbuje zbudować coś w rodzaju wspólnego rynku
europejskiego. Oczywiście, chcemy się wpisać w te plany.

Niektórzy już stawiają pytanie, czy uda się w Polsce zapewnić warunki
eksploatacji złóż niekonwencjonalnych w zgodzie z wymogami
środowiskowymi, i powołują się na przypadki negatywnego oddziaływania
eksploatacji złóż na środowisko np. w Ameryce Północnej.
– Pracuję w branży gazowej od 30 lat. Większość tego czasu spędziłem
przy eksploatacji jednego z największych w Polsce złóż w Przemyślu,
gdzie na samym początku pojawiły się problemy związane z
niekontrolowanym przedostawaniem się gazu na powierzchnię. Wtedy wiązało
się to z koniecznością wysiedleń mieszkańców dwóch czy trzech domów. Ale
takie problemy zostały dawno opanowane. Technologia wierceń i
eksploatacji surowca niekonwencjonalnego niczym się nie różni od
sposobów zagospodarowania złóż konwencjonalnych. Może wystąpić problem
utylizacji płynów zabiegowych, ale już teraz mamy rozwiązania
pozwalające na ich bezpieczną neutralizację. Poza tym wymagania ochrony
środowiska w Polsce są tak wysokie, że nie powinno być z tym problemów.
Od kilkunastu lat istnieją w Polsce miejsca, gdzie płyny wykorzystywane
w procesie pozyskania gazu są oczyszczane albo utylizowane. Nie pamiętam
przypadku, by w ostatnich latach pojawił się problem niekontrolowanego
wypływu gazu z nowo eksploatowanych złóż.

Dziękuję za rozmowę.