Skąd się bierze gaz ziemny?

Jak pisaliśmy niedawno w pierwszej części cyklu "Polski gaz", krajowy rynek gazu ziemnego rozwija się bardzo dynamicznie. W ciągu ostatnich lat zanotowaliśmy wzrost zużycia o kilkanaście procent, osiągając w 2017 roku poziom blisko 18 mld m sześciennych: Rekordowy czas dla polskiego rynku gazu.

Potencjał rozwoju tego rynku jest nadal bardzo duży. W Unii Europejskiej gaz ziemny postrzegany jest jako paliwo bardziej ekologiczne od węgla - dzięki mniejszej emisji CO2 i braku zanieczyszczenia pyłami. Jego wykorzystanie ułatwia też regulowanie systemu energetycznego. Można łatwiej zmniejszać i zwiększać produkcję elektrowni zasilanych gazem niż węglówek. To wszystko sprzyja temu, by w Polsce powstało przynajmniej kilka nowych jednostek gazowych.

Czym właściwie jest gaz ziemny? To surowiec naturalny, którego złoża można znaleźć w skorupie ziemskiej. Często towarzyszy pokładom ropy naftowej i węgla. Stanowi mieszankę gazów i par, głównie metanu. Zdaniem geologów gaz ziemny powstawał w wyniku przekształcania martwej materii organicznej. Jej szczątki, opadając na dno prehistorycznych mórz i oceanów, dały pożywienie bakteriom i zapoczątkowały trwające miliony lat przemiany w węglowodory. Bardzo istotnym warunkiem było utworzenie się nad przyszłymi złożami nieprzepuszczalnej warstwy mułów. To dzięki nim węglowodory zostały uwięzione głęboko pod ziemią i poddane wysokiej temperaturze i dużym ciśnieniom.

Poszukiwanie złóż i wydobycie węglowodorów na powierzchnię fachowo określa się angielskim słowem upstream. Ich transport i magazynowanie określa się jako midstream. Natomiast etap działalności firm związany z przetwarzaniem surowca, dystrybucją i sprzedażą to downstream.

Przyjrzyjmy się teraz bliżej złożom kontrolowanym przez PGNiG. Firma posiada koncesje na poszukiwanie i rozpoznawanie oraz na eksploatację złóż, zarówno na terenie kraju, jak i poza jego granicami.

Blisko jedna czwarta krajowego zapotrzebowania na gaz ziemny (3,9 mld m sześc.) pokrywana jest ze źródeł krajowych - pozostałą potrzebną ilość importujemy. Polska jest jednym z nielicznych krajów w Europie, które własnym wydobyciem pokrywają część swojego zapotrzebowania na gaz.

PGNiG operuje w Polsce na 21 koncesjach poszukiwawczych i rozpoznawczych złóż ropy i gazu ziemnego oraz na 25 koncesjach łącznych, 213 koncesjach eksploatacyjnych, zlokalizowanych głównie w województwach: zachodniopomorskim, wielkopolskim, podkarpackim i małopolskim.

Na uwagę zasługuje wysoka efektywność podejmowanych działań. W 2017 r. - współczynnik trafności dla otworów eksploatacyjnych wyniósł 100 proc., natomiast dla poszukiwawczych i rozpoznawczych - 63,64 proc. (w tym dla poszukiwawczych 41,67 proc., a dla rozpoznawczych 90 proc.).

Wydobycie gazu ma miejsce ze złóż zlokalizowanych głównie na Podkarpaciu, gdzie znajduje się największe złoże gazu Przemyśl, a poza tym w Wielkopolsce, w Lubuskiem oraz na mniejszą skalę na Śląsku, Dolnym Śląsku i na Lubelszczyźnie.

Grupa kapitałowa PGNiG jest również obecna w Norwegii - za sprawą spółki zależnej PGNiG Upstream Norway. Aktywność grupy na Norweskim Szelfie Kontynentalnym trwa już od ponad 10 lat. Rozpoczęła się wraz z nabyciem od ExxonMobil udziałów w złożu Skarv. Wydobycie rozpoczęło się w 2012 roku.

Obecnie zaangażowanie PGNiG obejmuje 21 koncesji poszukiwawczo-wydobywczych na Morzu Północnym, Norweskim i Barentsa. Koncern ma udziały w pięciu złożach produkujących ropę i gaz (Skarv, Vilje, Morvin, Vale, Gina Krog). PGNiG ma również udziały w dwóch złożach w fazie zagospodarowania - Skogul oraz Ærfugl, z których wydobycie rozpocznie się w 2020 r.

PGNiG poszukuje ropy i gazu zarówno na koncesjach przylegających do złóż, jak i w obszarach mniej rozpoznanych, gdzie prawdopodobieństwo odkrycia dużych złóż gazu jest większe. Na dwóch koncesjach pełni rolę operatora, czyli ma największe udziały i jest liderem poszukiwań. Zamierza wziąć udział w kolejnych rundach koncesyjnych. Prowadzi też negocjacje handlowe mające na celu pozyskanie kolejnych obszarów koncesyjnych - możliwe, że akwizycja nowych złóż w Norwegii nastąpi jeszcze w 2018 r.

Na wszystkich złożach, z wyjątkiem Vilje, wraz z ropą naftową wydobywany jest również gaz ziemny, który jest przesyłany gazociągiem głównie do Niemiec. Tam odbiera go spółka PGNiG Supply & Trading, która działa na niemieckim rynku. Ropa naftowa sprzedawana jest bezpośrednio ze złóż spółkom Shell (ze złóż Skarv, Vilje i Vale) i Total (ze złoża Morvin).

Ubiegłoroczne wydobycie PGNiG na norweskim szelfie wyniosło 0,55 mld m sześc. Gaz w całości trafia na rynek niemiecki, ponieważ nie ma infrastruktury niezbędnej do tego, by przesłać go bezpośrednio do Polski. To ma się zmienić dzięki gazociągowi Baltic Pipe, który połączy złoża norweskie z Polską. Jego budowa powinna ruszyć w 2020 roku i umożliwić przesył już w 2022 r., co pozwoli na rezygnację z dostaw z kierunku wschodniego. Całkowita planowana przepustowość gazociągu to 10 mld m sześc.

Równolegle PGNiG pracuje nad tym, by pięciokrotnie zwiększyć wydobycie w Norwegii, tak by po 2022 r. osiągnąć 2,5 mld m sześc. rocznie i częściowo zasilać Baltic Pipe. Poza tym, jak twierdzi prezes PGNiG Piotr Woźniak, własne wydobycie, niezależnie od tego, czy w Polsce, czy w Norwegii, jest zawsze tańsze od gazu kupowanego od dostawców zewnętrznych.

PGNiG od ponad 20 lat jest obecny również w Pakistanie. Wydobywa gaz ziemny z dwóch złóż - Rehman i Rizq, które znajdują się na koncesji Kirthar w południowo-wschodniej części kraju. Surowiec wydobywany w Pakistanie w całości trafia na lokalny rynek. PGNiG jako jedna z niewielu obecnych w Pakistanie firm wydobywa tight-gas. Gaz ziemny ściśniony w porach skalnych na głębokości ponad 3,5 tys. m wydobywany jest metodą zabiegów szczelinowania hydraulicznego.

Rozwój działalności upstream, czyli poszukiwań i wydobycia, jest bardzo ważną częścią strategii PGNiG do 2022 roku. Większe wolumeny wydobycia oznaczają rozwój biznesu i wzrost wartości grupy.

Strategia PGNiG dla segmentu poszukiwanie i wydobycie przewiduje także zwiększenie do roku 2022 bazy udokumentowanych zasobów, zwiększenie poziomu wydobycia węglowodorów, istotne obniżenie jednostkowych kosztów poszukiwań i rozpoznania złóż, a także utrzymanie jednostkowych kosztów zagospodarowania złóż i wydobycia węglowodorów. Rozwój technologii poszukiwawczych i wydobywczych oraz analiza nowych informacji geologicznych pozwalają mieć nadzieję na nowe odkrycia, na udokumentowanie i w konsekwencji eksploatowanie nowych zasobów węglowodorów.

Kolejną szansą na nowe źródło gazu dla Polski mogą okazać się zasoby w pokładach węgla kamiennego. PGNiG prowadzi w Gilowicach w województwie śląskim pilotażowy projekt pozyskiwania metanu. Jego wyniki, jak dotąd, są dość obiecujące. W ciągu testowego wydobycia uzyskano prawie 900 tys. metrów sześciennych surowca i planuje się nowe odwierty.

Redakcja WysokieNapiecie.pl