Dzięki nowym kopalniom gazu ziemnego zwiększa się krajowe wydobycie tego surowca, a tym samym wzrasta bezpieczeństwo energetyczne kraju. Przykładem takiej inwestycji jest otwarta w 2013 r. kopalnia gazu ziemnego i ropy naftowej Lubiatów. To jedna z największych i najnowocześniejszych inwestycji spółki w ostatnich latach. Dzięki niej krajowe wydobycie ropy naftowej ze złóż konwencjonalnych wzrosło prawie dwukrotnie, do 815 tys. ton w 2013 r. w porównaniu z rokiem 2012. W pierwszych latach eksploatacji w kopalni będzie wydobywane ok. 100 mln m sześc. gazu rocznie i ok. 300 tys. ton ropy rocznie. Wydobywany przy okazji eksploatacji ropy naftowej gaz ziemny jest wykorzystywany m.in. do zasilania elektrociepłowni w Gorzowie Wielkopolskim, a także elektrociepłowni działającej na potrzeby kopalni.
Złoża Lubiatów, Międzychód, Grotów (LMG), na których znajduje się kopalnia, należą do największych w Polsce. Udokumentowane zasoby wydobywalne ropy naftowej z tych złóż wynoszą ok. 7,25 mln ton, a gazu ziemnego ok. 7,3 mld m sześc. Inwestycja obejmuje zagospodarowanie gazu ziemnego i ropy naftowej z 14 odwiertów. W jej ramach zagospodarowano odwierty na złożach ropy i gazu, a także wybudowano instalacje przyodwiertowe, rurociągi kopalniane łączące poszczególne odwierty z Ośrodkiem Centralnym Lubiatów, a także rurociągi do terminalu ekspedycyjnego Wierzbno. Również w ubiegłym roku PGNiG SA uruchomiło nową kopalnię gazu ziemnego Lisewo w rejonie Poznania. Eksploatuje się w niej gaz trzema odwiertami: Komorze- -3k, Lisewo-2k i Lisewo-1k. Odwierty udostępniają dwa złoża: Lisewo i Komorze. Odkryte w 2011 r. złoże Lisewo znajduje się na głębokości ok. 3600 m. Jego zasoby wydobywalne określono na 990 mln m sześc. gazu. Początkowe wydobycie gazu z tego złoża jest planowane na 50 mln m sześc. surowca rocznie, a przewidywany czas eksploatacji to 25 lat.
Gaz ze złoża jest wydobywany dwoma odwiertami: Lisewo-1k i Lisewo-2k, których pełna eksploatacja ma się rozpocząć w drugiej połowie 2014 r. W odwiercie Lisewo-2k obecnie trwają testy produkcyjne. Odkryte w 2012 r. złoże Komorze znajduje się na głębokości ok. 3800 m. Jego zasoby wydobywalne oszacowano na 340 mln m sześc. gazu. Planowane wydobycie z tego złoża to ok. 12 mln m sześc. rocznie, a przewidywany czas eksploatacji – 25 lat. Gaz ze złoża jest wydobywany otworem Komorze-3. Wszystkie trzy odwierty są zlokalizowane na koncesjach PGNiG SA, których spółka jest operatorem. W ramach umowy o wspólnych operacjach spółka FX Energy ma 49 proc. udziałów w przedsięwzięciu.
POSZUKIWANIA GAZU Z ŁUPKÓW
Równolegle z poszukiwaniami i zagospodarowywaniem złóż konwencjonalnych PGNiG prowadzi poszukiwania gazu z łupków. Odkrycie znaczących złóż tego gazu również mogłoby się przyczynić do zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego Polski. PGNiG SA wykonało dotychczas dziesięć odwiertów pionowych i dwa poziome. W trakcie prac jest kolejny odwiert pionowy Opalino-4 (koncesja Wejherowo), a następne są w planach na najbliższe miesiące. W 2014 r. jest planowane wykonanie dziesięciu odwiertów poszukiwawczych gazu z łupków (w tym jeden we współpracy ze spółką Chevron). Do tej pory przeprowadzono zabieg szczelinowania w odwiercie pionowym Lubocino-1 i poziomym Lubocino-2H. Najważniejsze w całym procesie poszukiwawczo-badawczym jest pozyskanie informacji geologicznej, która pozwoli podjąć decyzję w sprawie dalszych prac i jednocześnie określić potencjał węglowodorowy.
Pierwsze wykonane odwierty poszukiwawcze gazu z łupków pokazują, że jego poszukiwania to wyzwanie geologiczne i techniczne większe, niż się spodziewano. Wyniki szczelinowania otworu Lubocino-2H potwierdzają występowanie gazu ziemnego i ropy naftowej w utworach ordowiku i syluru oraz możliwość ich przypływu do otworu.
Konieczne są dalsze badania, w tym wiercenia nowych otworów poziomych, tak aby ostatecznie oszacować możliwości i wielkość potencjalnej produkcji. Doświadczenie zdobyte podczas szczelinowania na odwiercie Lubocino-2H będzie miało wpływ na efektywniejsze prowadzenie tego procesu na nowych odwiertach poziomych. Zdobywamy też kolejne doświadczenia przy wykonywaniu następnych odwiertów pionowych w innych rejonach Polski (na Lubelszczyźnie i Podkarpaciu). Trwa analiza oceny własności złożowych oraz możliwości produkcyjnych odwiertów zakończonych. Prowadzimy też kompleksową analizę wraz z wynikami innych prac już wykonanych na sąsiednich odwiertach.
Chcąc efektywniej wykorzystać zasoby i zoptymalizować koszty prac poszukiwawczych, PGNiG nawiązało współpracę z amerykańskim koncernem Chevron, by połączyć wysiłki przy pracach w południowo-wschodniej Polsce. W ramach współpracy spółki majądokonać oceny zasobów gazu łupkowego na czterech koncesjach poszukiwawczych: dwóch koncesjach PGNiG (Tomaszów Lubelski i Wiszniów-Tarnoszyn) oraz dwóch należących do spółki Chevron (Zwierzyniec i Grabowiec). Ponadto w ramach umowy strony wymienią się danymi geologicznymi obszaru koncesji objętych współpracą oraz doświadczeniami z dotychczasowych prac poszukiwawczych.
MAGAZYNY
Bezpieczeństwo energetyczne wzmocni również rozbudowa pojemności magazynowych – jeden z filarów strategii PGNiG SA. Dzięki większej pojemności podziemnych magazynów gazu będzie można elastycznie reagować na wszelkie zakłócenia w regularnych dostawach paliwa. Magazynowanie gazu w podziemnych magazynach gazu (PMG) stanowi rezerwę strategiczną i w dużym stopniu wpływa na niezależność energetyczną państwa. Gromadzony w magazynach gaz ziemny pokrywa szczytowe niedobory w zapotrzebowaniu w okresach zimowych. W miesiącach letnich nadwyżki gazu są magazynowane w złożu. Bezpieczeństwo energetyczne państwa zwiększa się poprzez takie konkretne działania. Konsekwentnie realizujemy zaplanowane kilka lat temu inwestycje w rozbudowę podziemnych magazynów gazu. Mamy już pierwsze efekty – to oddawane do użytku kolejne rozbudowane lub wybudowane magazyny gazu.
W styczniu tego roku PGNiG otworzyło nowy kawernowy podziemny magazyn gazu Kosakowo w północnej Polsce. Magazyn poprawi warunki przesyłu gazu na Pomorzu, a w szczególności zapewni ciągłość dostaw oraz zwiększenie możliwości podłączenia do systemu nowych odbiorców. Magazyn składający się z części napowierzchniowej i górniczej jest gotowy do świadczenia usług komercyjnych w zakresie magazynowania paliwa gazowego. Moc zatłaczania gazu do magazynu wynosi 100 tys. m sześc./godz., a wytłaczania 400 tys. m sześc./godz.
Część napowierzchniowa ma za zadanie odbieranie gazu z systemu przesyłowego, zatłaczanie go do komór magazynowych, wytłaczanie gazu z komór i wprowadzanie ponownie do systemu przesyłowego. Podstawowe obiekty inwestycji to stacja redukcyjno-pomiarowa potrzeb własnych, stacja kompresorów, stacja rozdziału gazu, ośrodek grupowy A, kotłownia technologiczna, sterownia, sieć gazu procesowego oraz obiekty towarzyszące.
W części górniczej udało się uzyskać większą pojemność czynną magazynu składającego się obecnie z dwóch komór. Ich łączna pojemność czynna – po ustabilizowaniu warunków geomechanicznych i termodynamicznych – będzie wynosić 61,2 mln m sześc. gazu zamiast planowanych 51,2 mln m sześc. Tak duży przyrost pojemności czynnej – prawie o 20 proc. – związany z wykonaniem większych kawern solnych był możliwy dzięki sprzyjającym warunkom geologiczno-górniczym występującym w pokładowym złożu soli Mechelinki. Części napowierzchniowa i górnicza wchodzą w zakres projektu współfinansowanego ze środków Unii Europejskiej, którego zakończenie przypada na rok 2015. Dalsza budowa magazynu obejmuje zakończenie projektu unijnego w zakresie czterech komór w 2015 r. i uzyskanie pojemności czynnej co najmniej 100 mln m sześc. gazu, a następnie zakończenie budowy klastrów A i B w zakresie dziesięciu komór w 2021 r. i uzyskanie pojemności czynnej co najmniej 250 mln m sześc. gazu oraz budowę klastrów C i D – na razie w fazie projektowej. Wybudowane komory będą przekazywane sukcesywnie do eksploatacji i obsługi operatorskiej magazynu. PGNiG SA szacuje, że w związku ze sprzyjającymi warunkami geologiczno-górniczymi występującymi w pokładowym złożu soli Mechelinki jest możliwe uzyskanie w 2021 r. pojemności czynnej ok. 300 mln m sześc. gazu, a po wybudowaniu klastrów C i D pojemność czynna magazynu KPMG Kosakowo może wynieść ok. 600 mln m sześc. gazu.
Dwa lata wcześniej został oddany do użytku PMG Strachocina – jeden z najnowocześniejszych podziemnych magazynów gazu. Jego rozbudowa trwała ponad trzy lata, a jej celem było znaczne zwiększenie pojemnościczynnej – ze 150 mln m sześc. do 330 mln m sześc. Inwestycja, której całkowity koszt wyniósł ponad 550 mln zł, otrzymała dofinansowanie UE w wysokości 53,2 mln zł. PMG Strachocina jest zlokalizowany w województwie podkarpackim – w gminach Sanok i Brzozów w powiecie sanockim.
Dzięki wdrożeniu najnowocześniejszych urządzeń technologicznych został znacznie usprawniony proces zatłaczania gazu do magazynu. Można w nim zatłoczyć większą ilość gazu w okresie krótszym niż przed rozbudową (obecnie to 360 mln m sześc., co okazało się możliwe po przeprowadzonych testach gazu). Zatłoczenie jest możliwe w ciągu 150 dni, podczas gdy przed rozbudową można było zatłoczyć 150 mln m sześc. gazu w ciągu 170 dni. Ponadto czas odbioru całości gazu skrócił się do 120 dni, ze 160 przed rozbudową. Zgodnie ze strategią rozwoju PGNiG SA do 2015 r. zaplanowano znaczne zwiększenie pojemności PMG (do mniej więcej 3 mld m sześc.). W 2014 r. spółka przeznaczy na ten cel 0,7 mld zł. Pojemność PMG eksploatowana przez PGNiG w sezonie 2013-2014 przez wszystkie podziemne magazyny gazu podmioty wynosi ok. 2,5 mld m³.
DYWERSYFIKACJA DOSTAW
Bezpieczeństwo energetyczne Polski to również dywersyfikacja kierunków dostaw gazu. Większość z mniej więcej 15 mld m sześc. gazu zużywanego w Polsce pochodzi z importu, z czego znaczna część z kontraktu jamalskiego. By móc bardziej elastycznie reagować na warunki rynkowe, spółka zdecydowała się na dywersyfikację dostaw gazu ziemnego. W 2009 r. PGNiG podpisało z firmą Qatargas umowę na dostawy z Kataru 1 mln ton gazu LNG rocznie przez 20 lat. Odbiór gazu będzie się odbywał przez terminal LNG w Świnoujściu. Ponadto dodatkowe dostawy mogą się odbywać poprzez zakup gazu na rynku niemieckim i wprowadzenie tego paliwa do systemu polskiego przez punkt Lasów, a także poprzez rewers w punkcie Mallnow. Przy realizacji swoich kontraktów importowych PGNiG wykorzystuje również połączenie na granicy polsko-czeskiej w punktach wejścia Cieszyn i Branice.
Należy jednak pamiętać, że dywersyfikacja to także krajowe wydobycie, dlatego spółka intensywnie poszukuje gazu ziemnego w kraju, a wydobycie krajowe na poziomie ok. 4,5 mld m sześc. pokrywa dziś mniej więcej jedną trzecią rocznego zapotrzebowania Polski na gaz.