Eksperci AGH: Skąd wziął się w Polsce gaz łupkowy i jak go wydobywać

Grzegorz Jasiński: Od kiedy wiemy, że w Polsce mogą być tak pokaźne źródła gazu i od kiedy wiemy, że te pokaźne źródła gazu będziemy mogli wydobywać?

Adam Zubrzycki: Właściwie trudno datować tą historię. Na pewno to, o czym mówimy - o gazie łupkowym - zaczęło się już w XX wieku. Polskie poszukiwania gazowych węglowodorów trwały bardzo długo, zwłaszcza na północy. Geolodzy zdawali sobie sprawę, iż gaz występuje w bardzo głębokich seriach, takich właśnie mułowcowych, łupkowych, traktowanych jako serie uszczelniające dla konwencjonalnych złóż gazu albo jako serie macierzyste, czyli takie skały, w których te węglowodory mogły powstawać. W związku z tym poszukiwania, które się zaczęły pod koniec lat 60., w latach 70. i w latach 80., były skoncentrowane na poszukiwaniu konwencjonalnych złóż węglowodorów, które się mieszczą nie w łupkach, nie w mułowcach, tylko w klasycznych skałach typu piaskowców. No i efekty oczywiście były, ponieważ zostały odkryte złoża ropy naftowej na lądzie w Dąbkach, w Żarnowcu, a potem zostały odkryte i do dzisiaj akcja ta jest prowadzona na Bałtyku, to znaczy na dnie Morza Bałtyckiego. W trakcie akcji poszukiwawczej geolodzy widzieli, pamiętali o tym, że przypływ gazu i gazonośnych łupków istnieje. Że ten gaz jest, to nikt nie miał wątpliwości. Tylko, że wtedy, z przyczyn technologicznych, nikt nie był w stanie zagospodarować tego gazu. Wręcz przeciwnie, traktowano warstwy łupkowe jako coś co nie jest głównym celem poszukiwań. Pieniądze i cel poszukiwawczy to były piaskowce znajdujące się w określonej pozycji gdzie mogły być one nasycone węglowodanami, ropą i gazem. I tak rzeczywiście było, ponieważ te złoża znaleźliśmy. One są dalej znajdowane. I te złoża węglowodorów właśnie pochodzą z tych łupków, które są skałami, w których rodzą się węglowodory.

Grzegorz Jasiński: Czyli łupki stały się tak naprawdę interesujące jako źródło gazu dopiero w momencie kiedy w Stanach Zjednoczonych okazało się, że można z nich ten gaz wydobyć.

Adam Zubrzycki: Właśnie. Ale w Stanach Zjednoczonych też o tym wiedziano od bardzo dawna. Pomijając już historię w XIX wieku kiedy Amerykanie próbowali ten gaz zbierać w takich studiach, w takich baniach i oświetlać domy, to spektakularne, prezentowane na wycieczkach geologicznych były takie wydarzenia, że w potokach odkrywki tych łupków amerykańskich można było, po stuknięciu młotkiem, zapalić zapalniczką. Ja nawet takie zdjęcia posiadam. To jest taki spektakularny pokaz możliwości tych łupków gazowych. Problem polegał tylko i wyłącznie na technologii. Po pierwsze, okazało się, że wiercenia typowo klasyczne-pionowe, nie spełniają możliwości zebrania gazu z tych warstw łupkowych. W związku z tym rozwiązanie nadeszło wtedy, kiedy technologia wiertnicza pozwoliła na wykonywanie otworów w poziomie, to znaczy trzeba było wiercić pionowo, potem potrafić skręcić do poziomu i w tym poziomie, w zależności od rozciągania się tych warstw łupkowych, wiercić jeszcze, no powiedzmy sobie, najpierw dwieście, później trzysta, potem czterysta, wreszcie nawet to dwóch kilometrów. To są największe osiągnięcia amerykańskie. Następnie okazało się, że jeżeli teraz w tej poziomej odnodze, co pewien określony odcinek, wykonamy sztuczne rozbicie skał, czyli sztuczne jej spękanie, to jesteśmy w stanie wyzwolić, wydobyć zawarty w tych łupkach, nieprzepuszczalnych skałach, gaz. Tego gazu i węglowodorów jest dużo, ponieważ, jak już powiedziałem, to są skały, w których one się rodziły. Część z nich poszła, jak w przypadku Polski, do złóż bałtyckich i złóż pomorskich. Ale ogromna ich część została. Jak wielka, to jest kwestia dokładnych badań. Większość otworów pionowych, które teraz różni koncesjonariusze wykonują, czy to na Pomorzu, czy w środkowej Polsce, na Podlasiu, czy na Lubelszczyźnie, to są otwory, które mają rozeznać cały profil tych skał łupkowych i mułowcowych, które były skałą, w której węglowodany się urodziły, żeby się dowiedzieć, ile tych węglowodorów jeszcze zostało, jaka materia organiczna była praźródłem tych węglowodorów, ponieważ wszystkie konsekwencje dalsze właśnie z tego by wynikały. Amerykanie tym się zajęli w latach 80., no i - prawdę powiedziawszy - metodą prób i błędów opracowali technologie wykorzystania i pobierania tego gazu, i wprowadzania do sieci komunalnych. To była metoda prób i błędów, która ich dużo kosztowała, ale przyniosła efekt. Oczywiście my jesteśmy w stanie skorzystać z tych doświadczeń, ale musimy brać pod uwagę pewne różnice, pewne antecedencje (zdarzenia poprzedzające), które były wcześniejsze. Po pierwsze, nasze złoża, nasze warstwy tych łupków i mułowców są dużo starsze w związku z tym leżą na dużo większych głębokościach. To jest rząd co najmniej 2,5 kilometra, maksimum to jest rząd około 4 kilometrów. Oczywiście z grubsza rzecz biorąc. Po drugie, trzeba również pamiętać, że różnica pomiędzy skałami amerykańskimi, które są wieku karbońskiego, a więc z takiego wieku jak śląskie pokłady węgla, a naszymi łupkami, które liczą sobie 400 milionów lat co najmniej, polega na tym, że w tym czasie, to znaczy 400 milionów lat od dzisiejszej chwili, na naszej planecie nie było roślin, ziemia była prawie że pustynna jeżeli chodzi o lądy, natomiast całość życia organicznego była w morzu. W związku z tym, całość materii organicznej znajdowała się w morzu i tylko ona mogła zostać zamknięta w tych mułach i wytworzyć po setkach milionów lat, w zależności od temperatury, głębokości pogrążenia, węglowodory. W związku z tym, to co dawało nam nasz gaz łupkowy, a to, co dawało Amerykanom, to są dwie różne skały i to są dwie różne materie organiczne. Efekt końcowy w gruncie rzeczy jest podobny, ponieważ metan ze skał, które powstały powiedzmy 400 milionów lat temu, a metan ze skał, który powstał powiedzmy 280-300 milionów lat temu, jest tym samym metanem. Z punktu widzenia gospodarki, wartości opałowej, to oczywiście nie ma znaczenia. Ma to znaczenie tylko w aspekcie tego jakie te złoża będą miały, ile tych węglowodorów zostało i w jakich skałach to się znajduje.

Grzegorz Jasiński: Cofnijmy się jeszcze na chwileczkę jeszcze dalej do przeszłości. Co zdecydowało o tym, że tych łupków, potencjalnie gazonośnych, w Polsce akurat jest tak dużo w porównaniu z innymi krajami Europy. Dlaczego one są właśnie u nas?

Adam Zubrzycki: No właśnie. Wszyscy z państwa, którzy się interesują złożami łupków gazonośnych w Polsce, pamiętają może prezentowany w publikatorach, publikowany w gazetach, w telewizji, obraz najwyższego kraju gdzie pas potencjalnych łupków biegnie skośnie przez Polskę. Zaczyna się to gdzieś na Bałtyku na Pomorzu, potem biegnie w rejon Podlasia i kończy się na Lubelszczyźnie. Dlaczego? Po prostu dlatego, że nasz kraj z punktu widzenia geologii znajduje się na styku dwóch światów geologicznych - świata starej platformy, albo platformy prekambryjskiej, która się ciągnie mniej więcej od połowy Polski na wschód i młodszej platformy paleozoicznej, która się ciągnie od środka Polski na zachód przez Niemcy, Danię, do powiedzmy środka Atlantyku. Korzystając z tego położenia, że tak powiem, na dwóch różnych światach, przez Polskę przebiega takie obniżenie, taka wielka niecka, która się ciągnie od Bałtyku, a kończy się mniej więcej na Lubelszczyźnie. Otóż w tej wielkiej niecce, 400 milionów lat temu, kiedy to było zupełnie inne ułożenie, powstawała ogromna ilość mułów, bardzo drobnoziarnistych osadów, w których gromadziła się materia organiczna z ówczesnych mórz. Rozciąganie się tych mułów nie jest ograniczone tylko do Polski, bo one przekraczają nasze granice i występują aż do Estonii. Przecież Estończycy eksploatują swoje łupki bitumiczne.To jest bardzo podobna skała jak nasze łupki, tylko znajduje się w innych warunkach geologicznych. Ale też bituminy w nich zostały. Inne kraje, takie jak Francja, też mają ogromne możliwości, ponieważ niecka akwitańska, która się znajduje w tej części zachodniej, zachodniego świata geologicznego, zachodniej platformy, to jest też taka olbrzymia miednica wypełniona skałami, między innymi takimi łupkami jak u nas, o bardzo dużej miąższości, w której w zależności od głębokości mogą się znajdować pokłady łupków zawierających gaz, albo zawierających płynne węglowodory. Podobne sytuacje znajdują się również w Wielkiej Brytanii, podobne sytuacje znajdują się również we Włoszech, przy czym strefy gdzie występują takie skały są mniejsze lub większe. Polska ma tą szczęśliwą sytuację geologiczną, że mamy taki szeroki pas biegnący przez środek naszego kraju, gdzie na pewno występuje nasycenie skał łupkowych gazem. Jest tylko kwestia jak dużo, jak dalece i jak szybko, czy trudno, czy łatwiej uda nam się teraz ten gaz wykorzystać. W tym przypadku można powiedzieć, że powiedzmy natura czy historia geologiczna sprzyjała pozycji naszego państwa, ponieważ ten środek nasz zajmują te potencjalnie bardzo gazonośne łupki. Wszystko, co na zachód, to konwencjonalne złoża węglowodorów, bo jak państwo pamiętacie, mamy to najsłynniejsze złoże BMB w Polsce o bardzo dużych złożach ropy naftowej, mamy na zachodzie bardzo bogate złoża gazu ziemnego, który w tej chwili dostarczają nam gaz. Mamy bardzo stare złoża gazu w Karpatach, które są eksploatowane od czasów Łukasiewicza. No i wreszcie mamy, na przedpolu Karpat, od Przemyśla do Tarnowa, bardzo bogate złoża czystego, prawie samego, metanu. Bardzo, bardzo bogate złoża węglowodorów. To są zupełnie innego rodzaju złoża. Natomiast przed nami jest perspektywa wykorzystania tego olbrzymiego pasa. Jego powierzchnię można łatwo policzyć, bo to powiedzmy jest szerokość rzędu średnio 150 kilometrów, raz więcej, raz mniej. Długość skosem przez środek Polski to można policzyć ponad 1000 kilometrów. I ta olbrzymia przestrzeń to jest to, gdzie możemy, w środku naszego kraju, zajmować się poszukiwaniem węglowodorów. Tutaj nas natura geologiczna i historia geologiczna uprzywilejowała.

Michał Zieliński: Na tej mapie widać też koncesje wydane na terenie polskiej strefy ekonomicznej, jak rozumiem na Bałtyku. Do tej pory, z tego co wiem, niekonwencjonalny gaz nie jest wydobywany offshore, czyli poza lądem. Z drugiej strony, mówi się o tym, że główną przeszkodą dla wydobycia w przyszłości tego gazu w Polsce mogą być kwestie społeczne, czyli opór mieszkańców, ich niepokój. Oto z czym się wiąże taka produkcja gazu. Czy z punktu widzenia geologii, może technologii, można pokusić się już o jakieś wstępne przypuszczenie kiedy, no i jak? Co trzeba by zmienić? Można by po ten gaz też sięgnąć z dna morza?

Adam Zubrzycki: Tak, można by sięgnąć, bo w tej chwili z rozpoznania geologicznego wiemy, że warstwami łupków gazonośnych są warstwy klasyczne. Posługując się terminologią geologiczną, to są warstwy sylurskie, warstwy ordowickie, jak również kambryjskie, czyli najniższe, które okrywają nam znane złoża ropy naftowej i gazu ziemnego, głównie odkryte w strefie Bałtyku. Że gaz w tych łupkach występuje, zostało potwierdzone nielicznymi na razie otworami, które potem odprowadzono na lądzie, jak również wiadomo przy rozwiercaniu złóż bałtyckich, że ten gaz się znajduje. Wydaje się, że jest to kwestia technologii. Chociaż jak pokazuje historia, przemysł naftowy, mam tu na myśli wielkie korporacje naftowe. No PGNiG też można w tej chwili traktować jako korporacje naftową, chociaż nie jest to prywatna firma. Ale one się zajmowały klasycznymi złożami węglowodorów po prostu dlatego, że to było najłatwiejsze i to było relatywnie najbardziej opłacalne. Natomiast gazem tak zwanym niekonwencjonalnym, a więc pochodzącym w tych warstw macierzystych, z tych łupków, nie zajmowano się, chociaż o nich wiedziano, z tego powodu, że było go mało, eksploatacja czy wydobywanie były niesłychanie kosztowne, co jest do dzisiaj, a po drugie, strefa morska, czyli prowadzenie wierceń poszukiwawczych i eksploatacyjnych na morzu. Bałtyk nie należy do mórz szczególnie głębokich i ze względów klimatycznych też nie jest specjalnie niebezpieczną strefą w porównaniu do Morza Barentsa czy Arktyki. Niemniej jednak, przyczyny technologiczne i cenowe wydaje się spowodują, że najpierw będziemy musieli zyskać doświadczenie i możliwość na lądzie, żeby zrobić skok na Bałtyk. Oczywiście potencjał tam nadal istnieje. Geolodzy o tym wiedzą. To jest tylko kwestia opracowania dobrej technologii i rzetelnego jej wdrożenia. Bo można mieć znakomitą technologię, to każdy moment niedopatrzenia, zbagatelizowania rzeczy, może spowodować, że popełni się dziecinne błędy, które mogą być przyczyną katastrofy. Chociaż katastrofa ta która się Amerykanom zdarzyła w Zatoce Meksykańskiej, właściwie nie powinna się wydarzyć. Technologia wierceń i eksploatacji przemysłu naftowego jest taka, że teoretycznie rzecz biorąc to było wykluczone, jednak im się zdarzyło i mieli wielką aferę, społeczeństwo się wzburzyło, żeby nie prowadzić poszukiwań w Zatoce Meksykańskiej. My stoimy przed podobną barierą. Nasze społeczeństwo, nasi ludzie mieszkający na Pomorzu, też mogą mieć różne obiekcje wynikające czy to z intensywności prowadzonych prac poszukiwawczych, czy z możliwości powstania zanieczyszczeń powietrza lub wody, czy też potem zanieczyszczeń związanych z eksploatacją węglowodorów. Niemniej jednak, to są rzeczy, które obecny stan technologii potrafi rozwiązać. To wszystko można zabezpieczyć.

Grzegorz Jasiński: Wiemy już, że ten gaz jest lub też prawdopodobnie jest. Wiemy też że na świecie są już technologie, które służą do wydobywania tego typu gazu. Jak wiele nam samym, polskim firmom, polskim naukowcom, polskim inżynierom, brakuje do tego, żebyśmy mogli to robić na własną rękę?

Stanisław Nagy: Trzeba powiedzieć, że ta technologia została opracowana głównie metoda prób i błędów w latach 80, 90. Trzeba podkreślić główne zasługi Mitchella, właściciela firmy Devon, który na złożu Barne całą tą technologie odkrył i krok po kroku opracował. Ta technologia wiąże się ze szczelinowaniem z bardzo małą ilością tak zwanej podsadzki, czyli propantu, a z dużą ilością środków chemicznych, które powodują zmniejszenie oporów przepływu. Tym samym ta technologia szczelinowania, która jest stosowana, pozwala na bardzo szybkie zatłoczenie dużych ilości wody pod bardzo wysokim ciśnieniem. To powoduje, że sam proces szczelinowania jest efektywny w przypadku takich skał, o których tutaj mówiliśmy, gdzie przepuszczalność takich typowych skał, które wykorzystywane są do eksploatacji, jest na poziomie100 nano Darcy. Jeżeli mówimy o nano, to znaczy, że jest to przyimek 10 do -9. Możemy powiedzieć, że w przeliczeniu na jednostki SI, jest to 10 do -21 metra kwadratowego. Przepuszczalność jest to zdolność skały do transportu płynu, przypisana na jednostkę powierzchni przy określonym spadku ciśnienia dla określonej lepkości danego płynu.

Grzegorz Jasiński: Czyli skała zawiera węglowodory, ale ich nie wypuszcza, nie oddaje. Trzeba ją do tego zmusić, krusząc ją. To jest ten najważniejszy element szczelinowania i procesu, który jest tu konieczny.

Stanisław Nagy: To jest kwintesencja całego procesu technologicznego - zwiększenie kontaktu pomiędzy przepuszczalną częścią skały zawierającą węglowodory i odwiertem. Głównym zadaniem całego procesu szczelinowania jest wytworzenie sieci szczelin, do których to mogłyby dyfundować w bardzo złożonym procesie węglowodory, zarówno w postaci gazowej, jak i w postaci ciekłej, a następnie klasycznym przepływem filtracji typu DARSE mogłyby być ten gaz transportowany do otworu i wydobywany na powierzchnię. Co charakteryzuje proces dyfuzji to jest to, że on przebiega na bardzo krótkich dystansach i z ograniczoną prędkością. Dlatego wydajności uzyskiwane na drodze transportu dyfuzyjnego są stosunkowo niskie. To też jest przyczyną, dla której w tej chwili technologie związane z wydobyciem gazu ziemnego są zbudowane na bardzo długich otworach poziomych, w których wielkość obszaru możliwego do szczelinowania jest ogromna. W tej chwili spotykane są otwory poziome o długościach poziomych odcinka przekraczających znacznie 1000 m długości. Znane są również już przykłady tzw. szczelinowania wielostopniowanego, gdzie liczba stopni szczelinowania w jednym otworze przekracza 27. Co 50 m. występuje szczelina pionowa, która jest realizowana w określonym położeniu w stosunku do występujących naturalnych mikroszczelin w łupkach. Łupki, oprócz tego, że mają bardzo niską przepuszczalność, to występują w nich naturalnie różnego rodzaju naprężenia, powodujące mikroszczeliny, czyli pokazujące uprzywilejowany kierunek dopływu gazu do tych skał. My drogą szczelinowania te istniejące mikroszczeliny rozbudowujemy w dużą sieć szczelin transportujących gaz.

Grzegorz Jasiński: Jak efektywny w tej chwili jest ten proces? Jaki procent gazu obecnego w danej objętości skały jesteśmy w stanie z niej wyciągnąć przy tej metodzie?

Stanisław Nagy: Wracamy tutaj do dwóch pojęć: pojęcia zasobów technicznie wydobywalnych i pojęcia zasobów ekonomicznie wydobywalnych. W tej chwili zakłada się, że postęp technologiczny jest w stanie odzyskać do 40 procent gazu pozostającego w złożu. Trzeba przypomnieć, że w klasycznych złożach gazu jest nawet do 95 procent współczynnik sczerpania takiego złoża. Nie znaczy to, że 40 procent jest graniczną wartością, ponieważ jeszcze 5 lat temu przeciętna wielkość współczynnika sczerpania w obszarze zasięgu pojedynczego otworu wynosiła poniżej 20 procent.

Grzegorz Jasiński: Czyli tak naprawdę opłaca się nam jeszcze chwilę poczekać, żeby te nasze złoża ewentualnie zostały lepiej wykorzystane?

Stanisław Nagy: Z tym wiąże się drugi element - opłacalność ekonomiczna. Jeżeli mówimy o technicznej możliwości 40 procent wykorzystania, wydobycia tego gazu, to wcale nie musi się okazać, że te 40 procent odnosi się do warunków ekonomicznych. Może się okazać, że ekonomicznie uda się wydobyć np. 25 lub 28 procent. Postęp jest kolosalny - w ostatnich 10 latach bardzo znacznie zmalała ilość materiałów potrzebnych do wierceń, zmalał czas wiercenia, obniżono koszty serwisu, koszty szczelinowania, wchodzą nowe, bardziej proekologiczne technologie szczelinowania. Wracając do tej wspomnianej technologii slick water, która bazuje na obniżaniu lepkości zatłaczanego płynu - wody z piaskiem, czyli z tą podsadzką z propantem, proponuje się zatłaczanie tzw. płynów energizujących, które będą zawierały mniej wody, bo ta woda po szczelinowaniu przecież wraca na powierzchnie i tworzy nowe problemy związane z zagospodarowaniem tego złoża, bo tę wodę trzeba w jakiś bezpieczny dla środowiska, nie powodujący uciążliwości utylizować. To jest jednym z elementów, które dodatkowo nakładają się na komplikacje związane z procesem eksploatacji złóż gazu łupkowego. Gazu z łupków - tutaj jeszcze dygresja, wracamy do znanej dyskusji, czy mówimy o gazie łupkowym, czy gazie konwencjonalnym, czy gazie z łupków. Powinniśmy mówić o gazie występującym z łupków, tak samo jak mówimy o metanie z pokładów węgla. Aczkolwiek mogę na usprawiedliwienie powiedzieć tylko, że ten niewłaściwy termin powszechnie się przyjął. Mało tego, w Stanach Zjednoczonych nawet w urzędowych dokumentach pojawia się słowo "unconventional gas", pojawia się słowo "shale gas" i jest traktowane już zamiennie.

Michał Zieliński: Chciałbym zapytać o coś, co będzie interesujące dla osób, które mieszkają na terenach, gdzie może odbywać się wydobycie. Wspomniał pan o tym, że te wiercenia poziome wydłużają się z każdym rokiem, czy można pokusić się o stworzenie obrazu przyszłego terenu, gdzie to wydobycie będzie prowadzone? Jak gęsto mogą być ułożone za pięć, dziesięć lat te odwierty? Jak może wyglądać taki teren, gdzie to wydobycie będzie prowadzone?

Stanisław Nagy: W tym roku odwiedziłem teren eksploatacyjny w okolicy Fort Worth, w Teksasie koło lotniska. Miałem przyjemność nocować koło serii otworów, systemu otworów zbudowanych do eksploatacji gazu niekonwencjonalnego z warstw łupkowych. Mogę powiedzieć, że w zasadzie zdziwiłem się, bo dopiero rano, gdy wychodziłem z hotelu znalazłem odpowiednie instalacje gazowe ukryte, sprytnie wmontowane w istniejącą architekturę. Nie znaczy to oczywiście, że tak będzie wszędzie. To nie znaczy, że chwilowo nie będzie pogorszenia w zakresie krajobrazu, będą wykorzystywane bardziej intensywnie drogi dojazdowe. Mogą być uciążliwości w trakcie wiercenia związane z hałasem, normalnie występującym w wiertni. Ale pamiętajmy, że przy wierceniach konwencjonalnych za gazem, za ropą, też te uciążliwości występują.

Problem jest tylko skala tego zjawiska, i równocześnie postęp technologiczny, który tą stale próbuje zmienić. Mianowicie w tej chwili technologie związane z poziomymi i wielootworowymi wierceniami powodują, że ilość możliwych uciążliwości będzie się zmniejszała. W tej chwili nowe technologię umożliwiają wiercenie nawet do 32. otworów z jednego placu wiertniczego. Oczywiście są to wielkości teoretyczne, bo w praktyce stosuje się układy 8., 10., 16. otworowe i w Polsce, ze względu na stosunkowo jeszcze nieduża gęstość i duża rozległość koncesji, takie instalacje będą preferowane. Wyjątkiem może być obszar Trójmiasta, o ile zdecydują się tam inwestorzy realizować swoje zadania wiertnicze. Być może wtedy w tych rejonach będą bardziej zaawansowane technologicznie wiercenia, ale prawdopodobnie będą przesunięte w czasie, po to, żeby wykorzystać postęp techniczny, który będzie przenoszony ze Stanów Zjednoczonych, poprzez właśnie technologie firm serwisowych i technologie firm wiertniczych.

Chcę powiedzieć, że jeżeli chodzi o same wiercenia, to technologie stosowane w polskich przedsiębiorstwach wiertniczych spełniają warunki amerykańskie i europejskie wierceń zarówno w zakresie bezpieczeństwa, w zakresie efektywności technologii, czyli szybkości i jakości wiercenia. W tym punkcie nie mamy obaw odnośnie postępów technologicznych. Jasne jest, że nowe rozwiązania, które przychodzą z USA wymuszają obniżenie kosztów wiercenia poprzez zwiększanie ich szybkości. Wiąże się z tym zagrożenie utraty jakości prac wiertniczych, ale pamiętajmy, że w Polsce służby związane z ochroną środowiska i dozorem technicznym w górnictwie działają bardzo aktywnie. Nie ma takich zagrożeń związanych z eksploatacją, jakie występują w Stanach Zjednoczonych. Trzeba jeszcze podkreślić, że warunki geologiczne wymienione i omówione przez pana dr Adama Zubrzyckiego pokazują przewagę w zakresie ochrony środowiska w Polsce, w stosunku do warunków geologicznych w USA, głównie ze względu na bardzo głęboko położone złoża gazu ziemnego w stosunku do typowych, płytko położonych złóż, czy to na złożu Barnett czy złożu Marcellus w USA.

Grzegorz Jasiński: Tutaj istotne jest to, żeby złoże łupkowe było jak najbardziej oddalone od warstwy wodonośnej?

Stanisław Nagy: Z punktu widzenia bezpieczeństwa należy to tak ująć. Oprócz tych warunków geologicznych oczywiście potrzebne jest perfekcyjne wykonanie otworu, przede wszystkim związane z bardzo dobrej jakości cementowaniem kolumn i profesjonalnie wykonanym zabiegiem odcięcia dodatkowymi kolumnami warstw wodonośnych leżących wyżej, do których istnieje tylko potencjalna możliwość migracji gazu, w przypadku jakichkolwiek znacznych komplikacji wiertniczych. Główny raport w ubiegłym roku podany przez Massachusetts Institut of Technology dotyczący ilości wypadków związanych z migracją, z zanieczyszczeniami, pokazuje, że ten problem jest wyolbrzymiany w Stanach Zjednoczonych. Raport MIT pokazał 42. istotne zaniedbania w tym zakresie, związane głównie z możliwością migracji gazu ziemnego do płytkich warstw wodonośnych. Przy około 50 proc., czyli ok. 20. przypadków w USA takie migracje gazu zanotowano. Bardzo niebezpiecznym precedensem pokazanym przez agencję ochrony środowiska jest zjawisko prawdopodobnego zanieczyszczenia chemikaliami warstwy wód wodonośnych poprzez migrację, uszkodzonym płaszczem cementowym, z otworu dość płytko udostępniającego łupki gazonośne, do warstw wodonośnych leżących wyżej. W otworach tych dodatkowo, oprócz bardzo złego cementowania, niewłaściwie przeprowadzono jego projekt. To znaczy konstrukcja tego otworu nie zapewniała właściwej izolacji wód gruntowych i wód podziemnych.

Grzegorz Jasiński: Jak rozumiem, temu akurat niebezpieczeństwu można stosunkowo łatwo, choć niekoniecznie tanio, zapobiec?

Stanisław Nagy: Tak, w tym zakresie w Polsce nie mieliśmy żadnego niebezpiecznego przypadku od momentu rozpoczęcia wierceń, a przypomnę, że otwory naftowe są realizowane w Polsce już od 160 lat, a szczelinowanie występuje od lat 50. Jak dotąd nie mieliśmy żadnej informacji o skażeniu wód chemikaliami podczas zabiegów i podczas procesów towarzyszących eksploatacji ropy naftowej czy gazu ziemnego.

Druga część rozmowy w poniedziałek w RMF24.pl