Wydobycie krajowe: gdzie w Polsce szuka się dziś gazu i ropy naftowej?

Ponad jedna piąta gazu ziemnego zużytego w zeszłym roku w Polsce (dokładnie 3,8 mld m³), pochodziła z krajowych złóż, a pozostałe cztery piąte – z importu. Dzięki temu, że możemy choć częściowo zaspokajać zapotrzebowanie na gaz (szacowane obecnie na ok. 18-19 mld m³ rocznie) krajowym paliwem, w Polsce pozostaje kilka miliardów złotych, które inaczej trzeba by wydać na import. Stąd nie dziwi wcale, że krajowa eksploatacja złóż błękitnego paliwa, którego potrzebujemy m.in. do gotowania, ogrzewania oraz wytwarzania ciepła i energii elektrycznej, w rządowej strategii gazowej uznawana jest za trzeci filar (obok gazu sprowadzanego w przyszłości z Norwegii i importowanego w formie LNG), mający bezpośredni wpływ na bezpieczeństwo energetyczne kraju.

Nowoczesne technologie w służbie poszukiwania i wydobycia

W Polsce liderem rynku gazu ziemnego jest Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA, spółka giełdowa zajmująca się poszukiwaniami i wydobyciem gazu ziemnego oraz ropy naftowej, importem gazu, a także – poprzez kluczowe spółki zależne – magazynowaniem, sprzedażą, dystrybucją paliw gazowych i płynnych oraz produkcją ciepła i energii elektrycznej. Bezpieczeństwo energetyczne kraju i dywersyfikacja dostaw paliwa gazowego są priorytetem dla PGNiG, zaś środki prowadzące do jego realizacji to pełne uniezależnienie od rosyjskiego gazu po 2022 roku oraz rozwój własnego wydobycia w kraju i za granicą – mówi Jerzy Kwieciński, Prezes Zarządu PGNiG. I dodaje, że poszukiwanie i wydobycie jest najbardziej rentownym segmentem działalności Grupy PGNiG, a gaz ziemny z własnych źródeł to dodatkowa gwarancja bezpieczeństwa energetycznego kraju.

Jak wyglądają poszukiwania złóż w praktyce? Najpierw konieczne jest przeprowadzenie badań sejsmicznych. Należąca do grupy PGNiG Geofizyka Toruń należy do światowej czołówki w tej specjalizacji. Prowadzi badania sejsmiczne w Polsce i na całym świecie. Można je porównać do USG ziemi. Na terenie przeznaczonym do badań specjalne pojazdy wzbudzają fale sejsmiczne. Odbijające się od warstw ziemi fale „zbierane” są przez specjalne czujniki, tzw. geofony. Często rozłożone są one na wielu setkach kilometrów kwadratowych. Z zebranych danych geofizycy tworzą mapę – zdjęcie sejsmiczne, które daje geologom pewne wyobrażenie, co znajduje się kilka kilometrów pod ziemią. Geofizyka Toruń była pierwszą w Europie firmą, która przy poszukiwaniu złóż węglowodorów wykorzystała tzw. czujniki nodalne. W odróżnieniu od geofonów nie są one spięte kablami, mają GPS i wydajne baterie, dzięki czemu można nimi rejestrować dane przez kilka tygodni.

Nowe technologie pozyskiwania danych sejsmicznych to nie jedyne innowacje wdrożone przez grupę PGNiG. Firma do wsparcia procesów planowania związanych z wydobyciem węglowodorów stosuje narzędzia o nazwie „Cyfrowe złoże”. To rozwiązanie typu digital oilfield, po które sięgnęły już największe światowe koncerny naftowe. W skrócie - to połączenie kilku narzędzi i systemów, pozwalające na symulację różnych scenariuszy wydobycia z kilku złóż jednocześnie przy zastosowaniu różnych technologii, poziomów zużycia energii i zmiennych kosztów. Poszczególne modele podpowiadają, które rozwiązanie jest najlepsze, przede wszystkim pod kątem ekonomicznym, co pomaga podjąć decyzję o wyborze najlepszej strategii zarządzania konkretnym złożem. Dzięki temu możliwe staje się jeszcze lepsze sczerpanie złóż, czyli wykorzystanie zasobów złoża, przy jednoczesnej poprawie efektywności ekonomicznej takiej inwestycji. Obecnie platforma Cyfrowe Złoże wykorzystywana jest do wspomagania procesu optymalizacji całego procesu wydobycia z siedmiu złóż w Polsce: Załęcze, Żuchlów, Kościan, Brońsko, Paproć, Wielichowo, Jabłonna oraz obejmuje Podziemny Magazyn Gazu Strachocina.

Złoża w puszczy

Obecnie w Polsce PGNiG prowadzi eksploatację na blisko 190 złożach,wykorzystując około 2 tys. odwiertów. I jak wynika z prognozy na lata 2019 – 2021dotyczącej pozyskiwania węglowodorów, którą firma przedstawiła w połowie 2019 roku, krajowe wydobycie gazu ma szansę ulec zwiększeniu z 3,8 mld m³ w chwili obecnej do 4,0 mld m³ w przyszłości. Ten wzrost ma być efektem włączenia do eksploatacji nowych odwiertów na Podkarpaciu i Niżu Polskim. O ilew wydobyciu ropy naftowej, której rocznie pozyskujemy z polskich złóż ok. 780 tys. ton, należy się spodziewać stopniowego spadku z powodu naturalnego wyczerpywania się złóż, to w przypadku gazu możemy oczekiwać lekkiego wzrostu, na który przekładają się intensywnie prowadzone działania poszukiwawcze. Na ten cel przeznaczane są konkretne pieniądze – w 2019 roku PGNiG w poszukiwanie i wydobycie błękitnego paliwa w Polsce zainwestowało aż 831 mln zł i odkryło tu zasoby gazu o objętości 4,66 mld m³ (wiercenia prowadzono w 35 odwiertach, których łączna długość wyniosła aż 79 km).

Prace eksploatacyjne prowadzone są głównie na obszarze Podkarpacia i Niżu Polskiego. Dzięki zastosowaniu nowych technologii, m.in. na najstarszym i największym w Polsce złożu Przemyśl, według szacunków PGNiG w ciągu pięciu najbliższych lat wydobycie gazu na całym Podkarpaciu wzrośnie o 28 proc. do ok. 1,70 mld m³ rocznie. Prace prowadzone są np. w Nowych Sadach (woj. podkarpackie), gdzie wierci się głęboki otwór o długości 6 km. Jego celem jest zbadanie tzw. pułapki złożowej, w której mogą znajdować się bogate zasoby węglowodorów.

Jeśli chodzi o obszar Niżu Polskiego, to obejmuje on: Wielkopolskę, Lubuskie, Pomorze Zachodnie i Dolny Śląsk. Działające na tym terenie kopalnie odpowiadają za dwie trzecie krajowego wydobycia gazu ziemnego (dziś w całej Polsce pracują łącznie 54 kopalnie: gazu ziemnego, ropy naftowej oraz ropy naftowej i gazu ziemnego). Największą i najnowocześniejszą z nich jest uruchomiona w 2013 roku kopalnia ropy naftowej i gazu ziemnego Lubiatów, położona w województwie lubuskim na terenie Puszczy Noteckiej. To właśnie tam już kilkadziesiąt lat temu geolodzy przewidzieli sporą akumulację węglowodorów. Dziś wiemy, że całkowita powierzchnia złóż kryjących węglowodory to ponad 9 km². W kopalni Lubiatów ropa i gaz ziemny wydobywane są z głębokości ok. 3 km. Płyn złożowy, czyli mieszanina ropy naftowej, gazu i wody, który z otworu przesyłany jest do instalacji separujących w kopalni, transportowany jest rurami do ośrodka centralnego z aż 13 odwiertów.

– Dobowo wydobywamy ok. 900 ton ropy naftowej i produkujemy ok. 30 tys. m³ gazu na godzinę. Ponadto produkujemy siarkę i propan butan – opowiada Krzysztof Marciniak, kierownik KRNiGZ Lubiatów.

Z kolei w Wielkopolsce w 2021 roku planowany jest odwiert Lisiniec-1 (woj. wielkopolskie), który zbada potencjał zasobowy złóż czerwonego spągowca, ale także głębokie utwory piaskowcowe na głębokości 5,5 km. W tym wypadku badane są złoża niekonwencjonalne, które do tej pory nigdy nie były przedmiotem poszukiwań.

Bezpieczeństwo energetyczne to podstawa

Innowacje i coraz nowocześniejsze narzędzia stosowane do poprawy efektywności poszukiwań i wydobycia sprawiają, że od kilku lat udaje się utrzymać wydobycie gazu na stabilnym poziomie, a w najbliższych latach można nawet oczekiwać jego wzrostu. W efekcie dzięki krajowemu wydobyciu i dwóm pozostałym filarom strategii dywersyfikacji dostaw gazu, którymi są: import LNG, a wkrótce także sprowadzanie gazu wydobywanego przez PGNiG i kupowanego w Norwegii, możliwe jest zapewnienie Polsce bezpieczeństwa energetycznego.