Z łupków może nam popłynąć nie tylko gaz, ale i ropa

Dziś, po kilku latach intensywnych prac i dzięki zdobytym doświadczeniom wiemy, że polskie złoża łupkowe są znacznie trudniejsze i bardziej wymagające niż podobnego typu złoża na kontynencie amerykańskim. - Właśnie dlatego konsekwentnie zmierzamy do wypracowania własnego know-how i technologii, które umożliwią nam opłacalne wydobycie gazu z łupków na skalę przemysłową możliwie jak najszybciej - wyjaśnił Wiesław Prugar, prezes spółki Orlen Upstream, czyli poszukiwawczo-wydobywczego ramienia koncernu z Płocka. - Bez stałej współpracy i wymiany doświadczeń z międzynarodowym środowiskiem ekspertów i najlepszych praktyków sektora upstream trudno myśleć o pozytywnych rezultatach naszych prac poszukiwawczych. Konferencje ShaleScience są już od 2011 r. doskonałym narzędziem i platformą międzynarodowej współpracy biznesu, nauki, ekspertów i instytucji państwowych - dodał. Koncern jest organizatorem tych sympozjów. W tym tygodniu w Warszawie odbyła się już trzecia edycja międzynarodowych konferencji z cyklu ShaleScience.

Za mało wiercimy

- Chociaż w kwestii poszukiwań gazu z łupków już dużo zrobiliśmy, ciągle jesteśmy na początku drogi - przyznał podczas sympozjum Wiesław Prugar.

Dotychczas wykonano w Polsce zaledwie 63 odwierty w złożach łupkowych, podczas gdy w samej tylko amerykańskiej Pensylwanii ich liczba przekroczyła 1,6 tys. Fakt, że u nas przeprowadzono do tej pory zaledwie 15 wierceń poziomych, niezbędnych do wydobycia węglowodorów z niekonwencjonalnych złóż (pozostałe 48 to otwory pionowe), powoduje, że na razie nie możemy myśleć o faktycznej eksploatacji tych zasobów. Co więcej, prac wiertniczych wykonuje się obecnie mniej niż jeszcze jakiś czas temu. W tym roku przeprowadzono tylko dziesięć wierceń, podczas gdy w rekordowym 2012 r. wykonano aż 24 odwierty.

Wiesław Prugar zauważa też, że jeszcze słabiej Polska wypada pod względem liczby tzw. procesów szczelinowania hydraulicznego, bez którego nie da się nawet oszacować opłacalności ewentualnej przyszłej eksploatacji. U nas wykonano tylko kilka takich zabiegów. Sam Orlen przeprowadził dotychczas dwa, a w tym roku chce wykonać kolejny. Na razie jednak prace poszukiwawcze prowadzone przez płocki koncern nie przyniosły takich przepływów gazu, które pozwoliłyby na rozpoczęcie produkcji na skalę przemysłową.

Zresztą podczas konferencji ShaleScience dr Piotr Kasza, kierownik zakładu stymulacji wydobycia węglowodorów Instytutu Nafty i Gazu, przekonywał, że dziś nie ma na świecie żadnej innej możliwości pozyskania gazu ze złóż łupkowych, jak właśnie poprzez szczelinowanie hydrauliczne. - Chodzi o to, że skały łupkowe charakteryzują się ekstremalnie małymi współczynnikami przepuszczalności i dlatego, stosowanie zabiegów szczelinowania jest niezbędne - mówił ekspert.

Nie można też nie zauważać tego, że obecnie poszukiwania gazu łupkowego prowadzi się na terenie niespełna 80 koncesji, podczas gdy przed dwoma laty, gdy perspektywy uzyskania komercyjnego wydobycia tego typu węglowodorów oceniano znacznie bardziej optymistycznie, w kraju funkcjonowało ponad 110 koncesji.

Spadek liczby to skutek opuszczenia Polski przez takich graczy, jak koncerny Marathon Oil, ExxonMobil, Talisman Energy czy Eni. Dziś liderami rynku wydają się być przede wszystkim polskie państwowe firmy takie jak Orlen i PGNiG. I to na nich spoczywa główny ciężar prowadzenia programu polskich łupków. Poczucie tej odpowiedzialności stanęło też u podstaw organizacji przez płocki koncern konferencji z cyklu ShaleScience.

Wszystko to powoduje jednak, że jesteśmy na zupełnie innym etapie zagospodarowywania niekonwencjonalnych złóż niż Amerykanie. U nas wszystkie przeprowadzone dotychczas odwierty mają charakter badawczy, podczas gdy te w Pensylwanii są z reguły odwiertami produkcyjnymi.

- W Polsce skały łupkowe będące złożami węglowodorów, bo łupki mogą przecież występować także nawet na powierzchni skorupy ziemskiej, ale wtedy nie kryją w sobie złóż, występują na głębokości 3-3,5 km pod poziomem gruntu. To są głębokości większe niż przeciętny basen amerykański - stwierdził Paweł Poprawa, ekspert z krakowskiej AGH i Instytutu Studiów Energetycznych. Skutek jest taki, że wydobycie u nas będzie droższe. Wraz z głębokością szybko rosną bowiem koszty wierceń, a właśnie wiercenia są najważniejszym składnikiem ogólnych kosztów eksploatacji.

To nie jest Ameryka

Różnic, co dziś widać już bardzo wyraźnie, jest więcej. W Polsce jest stosunkowo niska koncentracja substancji organicznych w złożach. Grubość pokładów, z których można wydobywać węglowodory, jest niewielka, a ponadto zdolność przesączania się gazu czy ropy przez skały jest mniejsza niż w przypadku wielu złóż amerykańskich.

Basenów trudnych, takich jak nasze też zarówno w Stanach Zjednoczonych, jak i Kanadzie, też jest niemało. Zazwyczaj wtedy eksploatacja takich złóż jest na granicy opłacalności. I wtedy właśnie bardzo wiele zależy od różnych czynników takich, jak koszty produkcji, wysokość podatków czy ceny produktów na rynku. Dlatego jeśli tylko cena gazu ziemnego spada, słabsze baseny od razu wypadają z gry ekonomicznej. - Im słabszy projekt, tym jest bardziej podatny na wszelkie tego typu czynniki. I nasz należałoby najpewniej właśnie do takich zaliczyć. Oceniamy go obecnie jako zbiornik średniej jakości - powiedział Paweł Poprawa. Na podstawie przeprowadzonych już badań można stwierdzić, że nie mamy u nas w kraju do czynienia z czymś takim, co przypominałoby najlepszej jakości amerykańskie baseny łupkowe. - To jest pewna zmiana w stosunku do tego, co sądzono wcześniej. Jakiś czas temu, gdy poszukiwania były na bardzo wczesnym etapie i nie zdawaliśmy sobie jeszcze sprawy z tego, z jakimi warunkami mamy faktycznie do czynienia, w odbiorze publicznym przeważały bardzo optymistyczne scenariusze, a tym bardziej pesymistycznym trudniej się było przebić do powszechnej świadomości. Postęp wierceń i czas zweryfikowały te bardzo optymistyczne spojrzenia - zauważył ekspert.

- Dane są dziś nieco inne, niż na początku przewidywaliśmy - przyznał też Wiesław Prugar. - Jednak jeśli w konwencjonalnym wydobyciu mamy ok. 150 mld m sześc., a w przypadku łupków jest to ok. 300 mld m sześc., to jest to nadal ogromna ilość - dodaje prezes Orlen Upstream.

Bogactwa wszelakie

Wraz z toczącymi się pracami poszukiwawczymi i kolejnymi doświadczeniami, jakie zdobywamy na ternie polskich koncesji, otwierają się oczywiście także kolejne możliwości. Jak podkreślił Paweł Poprawa, coraz mocniej uzmysławiamy sobie, że mamy w naszych złożach dużo innych węglowodorów niż sam tylko gaz z łupków. Są to różnego rodzaju kondensaty oraz ropa naftowa. Zresztą w tego typu złożach zazwyczaj znajduje się bardzo szerokie spektrum produktów węglowodorowych, poczynając od metanu, poprzez inne gazy węglowodorowe o dłuższych łańcuchach takie, jak etan, propan, butan, aż po ropę naftową. Każdy z tych produktów ma trochę inny rynek. Metan jest źródłem energii lub służy do produkcji sztucznych nawozów, pozostałe z tych gazów to substancje wykorzystywane głównie w przemyśle petrochemicznym, zaś ropa - jak wiadomo - poddawana jest głównie procesowi rafinacji i służy do produkcji paliw silnikowych.

- Na razie nie wiemy jednak, na ile te cięższe węglowodory będą się nadawać do wydobycia, bo generalnie z technicznego punktu widzenia są one trudniejsze w eksploatacji niż suchy gaz - powiedział ekspert z AGH I ISE.

Należy też pamiętać, że z danego rodzaju skały łatwiej jest wydobywać gaz niż ropę. W tym drugim przypadku mamy bowiem do czynienia z substancją o znacznie większych molekułach, co stanowo jej lepkości i powoduje, że przedostawanie się ropy przez mikroskopijne pęknięcia jest znacznie trudniejsze niż przedostawanie się gazu. - Spora część ropy naftowej zawartej w złożach niekonwencjonalnych, właśnie z powodu lepkości tej substancji przy obecnych technologiach w ogóle nie może być wydobyta - zauważył Richard E. Lewis, kierownik techniczny ds. petrofizyki w Schlumberger, który jest znawcą tego rodzaju problematyki. Pracuje obecnie nad udoskonaleniem własnego modelu procesu oceny łupkowych złóż gazonośnych i możliwością zastosowania go w przypadku złóż zawierających węglowodory płynne, czyli właśnie m.in. ropę.

@RY1@i02/2014/113/i02.2014.113.000001100.804.jpg@RY2@

@RY1@i02/2014/113/i02.2014.113.000001100.805.jpg@RY2@

Bartłomiej Mayer

bartlomiej.mayer@infor.pl

@RY1@i02/2014/113/i02.2014.113.000001100.806.jpg@RY2@