Łupki już za 2 lata?

W tym roku może powstać ponad 20 nowych odwiertów w poszukiwaniu gazu łupkowego. To kolejny krok ku niezależności energetycznej.

Po latach przygotowań i zapowiedzi poszukiwania gazu niekonwencjonalnego w Polsce, przede wszystkim tzw. łupkowego, coś w tej sprawie wreszcie lekko drgnęło. Pojawiają się już pierwsze szacunkowe dane na temat zasobności złóż i rozwijane są plany dalszych poszukiwań. Jeszcze w tym roku firmy poszukiwawcze planują wykonać co najmniej 20 nowych odwiertów. Jest to jednak kropla w morzu potrzeb, jeśli chcemy realnie myśleć o niezależności energetycznej w najbliższych latach.

 

 

Pierwsze szacunki

Aurelian Oil & Gas PLC, polski oddział brytyjskiej spółki Aurelian, spodziewał się, że już w tym roku rozpocznie dostawy na rynek tight gazu, czyli tzw. gazu zaciśniętego w skałach, drugiego, obok gazu łupkowego, rodzaju niekonwencjonalnego błękitnego paliwa, jakie oprócz złóż konwencjonalnych mogą nam zapewnić niezależność energetyczną w najbliższej przyszłości.

Z powodu niezadowalającego wypływu gazu z odwiertów firma musi wydłużyć jednak prace nad przygotowaniem do wydobycia przemysłowego. Pocieszające jest natomiast to, że dysponuje ona pierwszymi szacunkowymi danymi co do ilości gazu na obszarze należących do niej koncesji.

Tylko na terenie obejmującym złoże „Siekierki” pod Poznaniem może znajdować się od 2,7 do aż 39,5 mld m sześc. błękitnego paliwa. Gdyby ta druga prognoza potwierdziła się, oznaczałoby to, że sama firma Aurelian mogłaby teoretycznie zapewnić zapotrzebowanie Polski na gaz na blisko 3 lata. Tak przynajmniej wynika z opublikowanych pod koniec maja br. ekspertyz firmy konsultingowej RPS Energy Consultants Limited. A to tylko jeden z obszarów poszukiwań Aurelian. Firma wykonała ponadto jeden odwiert na koncesji Niebieszczany w Bieszczadach, a kolejny prowadzi w rejonie Krosna. Równolegle trwają badania sejsmiczne w województwach małopolskim i śląskim.

 
Szacunkowe dane o zasobności złóż na swoich obszarach koncesyjnych przedstawił również Saponis – konsorcjum firm złożone z amerykańskiej BNK Petroleum oraz RAG, LNG Energy i Sorgenii, które wykonało 3 odwierty na trzech obszarach koncesyjnych na Pomorzu. Na koncesjach Sławno, Słupsk i Starogard, o powierzchni niemal 3 tys. m kw., może znajdować się od 128 do nawet 376 mld m sześc. gazu. Dane takie opracowała firma RPS Energy Ltd., a opublikowała w kwietniu br. LNG Energy.

 
Gdyby potwierdziły się te ostatnie szacunki, mogłyby podważyć oficjalne oceny Państwowego Instytutu Geologicznego, który w marcu przedstawił dane, szacując wszystkie polskie zasoby niekonwencjonalnych złóż gazu na 346-768 mld m sześciennych. Oznaczałoby to, że mamy znacznie więcej błękitnego paliwa z takich złóż, niż spodziewa się PIG.
Obiecująco zapowiadają się także zasoby pozostałych firm poszukujących niekonwencjonalnych złóż gazu w naszym kraju. Tyle tylko, że oficjalnie nie chcą o nich mówić.

 

 

Co się da wydobyć?

Firmy bardzo ostrożnie podchodzą do szacowania zasobności złóż z kilku powodów. Zastrzegają, że nie jest to proste: po pierwsze – z uwagi na specyfikę trudno przepuszczalnych skał łupkowych, po drugie – taka trudno przepuszczalna struktura może sprawić, że nawet jeśli uda się uzyskać wypływ gazu z odwiertów, może on być na tyle słaby, że nie zapewni opłacalności wydobycia.

 
Firma Lane Energy, której partnerem w poszukiwaniach jest inny gigant energetyczny, koncern ConocoPhillips, chce powtórzyć w tym roku testy na wykonanych wcześniej odwiertach na dwu koncesjach na Pomorzu. „Planujemy także wykonanie kolejnego odwiertu pionowego na koncesji Łebień w drugiej połowie bieżącego roku” – zapowiedziało biuro prasowe firmy w przesłanej nam informacji prasowej. Wszystko po to, by poprawić wypływ gazu z odwiertu i jak najbardziej zwiększyć jego przemysłowe wydobycie, które mogłoby się rozpocząć już za 2-3 lata.

 
O takim samym terminie rozpoczęcia przemysłowego wydobycia gazu na jednym ze swoich odwiertów – również na Pomorzu – mówi Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. – W przypadku koncesji Wejherowo przygotowujemy się obecnie do wiercenia otworu poziomego i drugiego – pionowego, które powinny zostać przeprowadzone w sierpniu. Prace te potrwają kilka miesięcy, więc do końca 2012 roku powinniśmy wiedzieć, czy w odwiercie Lubocino-1 mamy przemysłowy przypływ gazu – wyjaśnia Joanna Zakrzewska, rzecznik PGNiG. Dlatego firma unika wciąż szacowania zasobności złoża na tym obszarze koncesyjnym, choć nie ukrywa, że dotychczasowe badania wypadły obiecująco.

 
Prócz koncesji pomorskich PGNiG prowadzi obecnie kolejny odwiert w rejonie Lubyczy Królewskiej na koncesji Tomaszów Lubelski. To drugi odwiert firmy wykonywany na Lubelszczyźnie. Wcześniejsze badania w rejonie Markowoli wykazały co prawda występowanie gazu, ale w takich ilościach, że nie opłaca się go wydobywać. W tym roku firma planuje wykonanie w sumie do 10 nowych odwiertów w Polsce oraz przeprowadzenie kolejnych badań sejsmicznych. PGNiG ma obecnie 15 koncesji na poszukiwania niekonwencjonalnych złóż gazu w naszym kraju.

 

 

Ruch w wierceniach

Nowe odwierty w tym roku planują wykonać inne firmy poszukujące gazu łupkowego. Polski oddział amerykańskiego giganta energetycznego – Chevron Polska Energy Resources – posiada 4 koncesje na Lubelszczyźnie o powierzchni ok. 4100 km2 (Grabowiec, Kraśnik, Frampol oraz Zwierzyniec). – Zgodnie z naszymi zobowiązaniami koncesyjnymi i planem biznesowym wykonaliśmy dwa odwierty poszukiwawcze. Pierwszy we wsi Horodysko w gminie Leśniowice (koncesja Grabowiec), następny w Andrzejowie w gminie Godziszów (koncesja Frampol) – informuje Grażyna Bukowska, menedżer ds. relacji zewnętrznych w Chevron Polska Energy Resources. Zaznacza, że są jeszcze analizowane pobrane próbki skał łupkowych, dlatego na obecnym etapie jest za wcześnie, aby komentować rezultaty i oceniać zasoby na posiadanych przez firmę koncesjach. Mimo to Chevron jeszcze do końca tego roku planuje wykonanie co najmniej dwóch kolejnych odwiertów eksploracyjnych.

 
Z kolei Orlen Upstream w drugiej połowie tego roku chce wykonać 5-7 odwiertów, w zależności od wyników prowadzonych prac. Do tej pory firma w poszukiwaniu niekonwencjonalnych zasobów gazu w Polsce wykonała 2 odwierty na Lubelszczyźnie. Wkrótce mają być znane wyniki analiz pobranych próbek.

 
Około 7 odwiertów planuje jeszcze w tym roku wykonać także koncern Marathon Oil. Otrzymał on 11 koncesji na poszukiwania niekonwencjonalnych zasobów gazu w Polsce, ale 2 lata temu sprzedał połowę udziałów w 10 z nich, pozostając jednocześnie ich operatorem. Obecnie firma analizuje wyniki badań z wykonanego w ubiegłym roku odwiertu na obszarze koncesji „Orzechów”, zlokalizowanej w miejscowości Zagórze w woj. lubelskim.

 

 

Współpraca, czyli podział ryzyka

Taktyka Marathon Oil to jeden z przykładów podziału kosztów i ryzyka poszukiwań przez firmy energetyczne. Duże koszty poszukiwań niekonwencjonalnych źródeł gazu w naszym kraju (ok. 15 mln USD kosztuje wykonanie w Polsce jednego odwiertu) oraz stosunkowo duże ryzyko wykonania nietrafionych odwiertów, tzn. niepozwalających na przemysłowe wydobycie gazu, sprawia, że firmy prowadzące eksplorację tzw. gazu łupkowego podpisują umowy o współpracy, dzieląc się kosztami, ryzykiem, ale też potencjalnymi zyskami z przyszłego wydobycia. Tylko PGNiG wydało do końca 2011 roku na prace poszukiwawcze gazu niekonwencjonalnego na swoich obszarach koncesyjnych około 146 mln złotych.

 
Dlatego także polskie firmy łączą swoje siły i chcą ciąć koszty poszukiwań. Właśnie finalizowane są rozmowy na temat takiej współpracy przy poszukiwaniach niekonwencjonalnych zasobów gazu między PGNiG, Polską Grupą Energetyczną, Eneą, Tauronem oraz KGHM Polska Miedź. Według naszych informacji będą one przewidywać udział PGE, Enei, Tauronu i KGHM w finansowaniu poszukiwań na koncesji Wejherowo na Pomorzu, należącej do PGNiG, ale też w zyskach z przyszłej eksploatacji złóż, jeśli będzie ona opłacalna. Natomiast PGNiG nadal pozostanie właścicielem koncesji. Firmy nie wykluczają jednak współpracy także przy poszukiwaniach błękitnego paliwa na innych koncesjach tej firmy.

 
Prócz tej współpracy KGHM będzie rozwijał także własne wydobycie gazu z łupków i skał występujących na terenie kopalń, głównie miedzi, eksploatowanych przez ten koncern. Do tej pory stanowił on poważny problem i zagrożenie dla górników, przenikając do szybów wydobywczych. Jednak właściciel amerykańskiej firmy Geoexplorers dr Jan Krasoń zaproponował KGHM współpracę przy jego wydobywaniu, wykorzystując te same metody, co przy poszukiwaniach gazu łupkowego. W ten sposób firma za jednym zamachem uporałaby się lub co najmniej poważnie ograniczyła problem zagrożenia wybuchami metanu w swoich kopalniach, i stała się producentem gazu, który dotąd kupowała.

 

 

Po gazie będzie ropa?

Zarówno PGNiG, jak i Lane Energy potwierdzają ponadto, że już dzięki dotychczasowym odwiertom natrafiły na złoża tzw. ropy łupkowej, występujących razem z gazem. Na ropę natrafiono w wykonanym przez tę pierwszą firmę odwiercie Lubocino-1 na Pomorzu, z którego próbki są jeszcze analizowane. „Kolejne analizy potwierdzają występowanie węglowodorów ciężkich” [olei – przyp. red.] – zaznacza biuro prasowe firmy w przesłanej nam informacji.

 
Występowanie „ropy łupkowej” w jednym z odwiertów Lane Energy potwierdza także Katarzyna Terej, doradca tej firmy. Zarówno ona, jak i rzecznik PGNiG zastrzegają jednak, że na obecnym etapie obie firmy nie rozważają eksploatacji tego surowca. – W tej chwili koncentrujemy się na gazie – ucina krótko Joanna Zakrzewska.

 
Wydobycie ropy z trudno przepuszczalnych łupków jest technologicznie bardziej skomplikowane i kosztowne niż wydobycie gazu łupkowego, choć już możliwe. – Jeśli chodzi o technologię wydobycia tzw. ropy łupkowej, podstawą prac wydobywczych jest podobny koncept, jak przy wydobyciu gazu ze skał łupkowych, a więc wykorzystuje się do tego technologię odwiertów poziomych i szczelinowania hydraulicznego – zaznacza Katarzyna Terej.
Dopóki ceny ropy były stosunkowo niskie, firmy poszukiwawcze nie interesowały się jej wydobyciem ze skał łupkowych. Ale obecnie od dłuższego czasu ceny czarnego surowca utrzymują się powyżej 100 USD za baryłkę, bijąc dotychczasowe rekordy. To zaś oznacza, że prędzej czy później także w Polsce firmy sięgną po jej wydobycie, choćby ze względu na to, by maksymalizować zyski z wykonanych drogich odwiertów i procesów szczelinowania w poszukiwaniu gazu łupkowego.

 
W USA już obecnie prowadzi się wydobycie tzw. ropy łupkowej. – Produkcja ropy naftowej ze złóż w skałach łupkowych w USA jest prowadzona z pól Bakken i Eagleford. Są to dzisiaj najlepsze przykłady miejsc na świecie, w których odbywa się wydobycie ropy ze skał łupkowych – wskazuje Katarzyna Terej.

 

 

Rosjanie a gaz łupkowy w Polsce

Są również pierwsi wielcy zrezygnowani w wyścigu o dostęp do gazowego eldorado w naszym kraju. To amerykański gigant ExxonMobil, który właśnie ogłosił zakończenie poszukiwań tzw. gazu łupkowego w Polsce. – Nie zaobserwowaliśmy stałego, komercyjnego poziomu przepływu węglowodorów w naszych dwóch otworach w basenie lubelskim (otwór Krupe-1, gmina Krasnystaw, koncesja Chełm) i podlaskim (otwór Siennica-1, gmina Siennica, koncesja Mińsk Mazowiecki) – tłumaczy stanowisko firmy Adam Kopyść, doradca ds. relacji zewnętrznych w ExxonMobil.
Do końca jednak nie wiadomo, dlaczego koncern zrezygnował z poszukiwań już po wykonaniu 2 odwiertów, choć ma prócz nich jeszcze 4 koncesje na poszukiwania niekonwencjonalnych zasobów gazu na Mazowszu i Podlasiu. Decyzja ta mogła być skutkiem podpisanego w ubiegłym roku porozumienia o współpracy z rosyjskim państwowym koncernem paliwowym Rosnieft. Umowa zakłada m.in., że Rosnieft przejmie 30 proc. akcji w spółkach ExxonMobil wydobywających ropę i gaz z trudno dostępnych złóż w Teksasie oraz Kanadzie. Porozumienie zakłada także współpracę obu firm przy poszukiwaniach ropy i gazu w Arktyce, na Syberii Zachodniej i Morzu Czarnym. Wartość podpisanych porozumień wstępnie szacowano nawet na 500 mld USD. Mimo to przedstawiciele ExxonMobile w Polsce przekonują, że porozumienia z rosyjską firmą nie miały wpływu na decyzję o zakończeniu poszukiwań w Polsce.

 
Eksperci jednak ostrzegali, że Rosjanie będą torpedować poszukiwania, jak i wydobycie gazu łupkowego w Polsce z prozaicznej przyczyny. Samowystarczalność energetyczna Polski, która jest dziś olbrzymim importerem gazu z Rosji, to dla naszego wschodniego sąsiada wymierne straty. Ponadto Polska może eksportować gaz z łupków na Zachód po znacznie niższych cenach niż sprzedają go dziś Rosjanie. Komentując decyzję ExxonMobile, wicepremier Waldemar Pawlak powiedział jednie, że firma albo musi zrezygnować ze swoich koncesji, albo je odsprzedać.

 

 

Ciągle za wolno

W porównaniu z ubiegłym rokiem, gdy wykonano zaledwie 13 odwiertów, zauważalne jest pewne przyspieszenie. W tym roku – jeśli brać pod uwagę zapowiedzi firm poszukiwawczych – przybędzie ich co najmniej 20. Jednak jeśli tempo poszukiwań gazu łupkowego w Polsce radykalnie nie przyspieszy, nie będziemy mogli w najbliższych latach uniezależnić się energetycznie. Profesor Mariusz-Orion Jędrysek, były główny geolog kraju i wiceminister środowiska, ocenia, że w Polsce firmy poszukujące gazu łupkowego powinny wykonywać co najmniej 100 odwiertów rocznie. Dlaczego więc tego nie robią?

 
Przedstawiciele firm zaangażowanych w poszukiwania niekonwencjonalnych zasobów gazu w Polsce wskazują, że wykonanie kosztownych odwiertów musi zostać poprzedzone wieloma czasochłonnymi przygotowaniami, aby zminimalizować ryzyko bezowocnych poszukiwań gazu. Poza tym, aby wyeliminować groźbę skażenia środowiska naturalnego, cały proces poszukiwań poddany jest rygorystycznym procedurom, także formalnoprawnym, w tym uzgodnieniom z właściwymi urzędami. Zdaniem przedstawicieli firm poszukiwawczych, właśnie tego rodzaju formalności wydłużają okres przygotowań do odwiertów, choć przyznają, że wiele z nich jest koniecznych ze względu na bezpieczeństwo ekologiczne.

 
Firmy poszukiwawcze do wykonywania nowych odwiertów zniechęca również brak ustawy regulującej zasady wydobycia węglowodorów oraz ich opodatkowania. Rząd niedawno w ostatniej chwili zrezygnował z ujawnienia projektu ustawy w tej sprawie.