Coraz głośniej mówi się o planowanych wierceniach za gazem niekonwencjonalnym, które wkrótce w Polsce rozpoczną koncerny amerykańskie i PKN Orlen. Mało kto jednak wie, że gaz tego typu w naszym kraju wydobywany jest od wielu lat. Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) ma złoża typu tight gas, które są eksploatowane komercyjnie. Oznacza to, że surowiec ten trafia do sieci gazowej i jest dystrybuowany do odbiorców.

– Wydobycie tight gas nie jest dla nas więc niczym nowym – podkreśla Piotr Gliniak, dyrektor departamentu poszukiwania złóż w PGNiG.

Jak tłumaczy, takich otworów spółka mam bardzo dużo, ale nikt nie robił wokół tego rozgłosu.

– Wcześniej surowiec ten nie nazywał się jednak tight gas, ale po prostu gaz ze słabo przepuszczalnego ośrodka – tłumaczy Piotr Gliniak.

Gaz ze skał

Koncesji na poszukiwania tego typu gazu w Polsce wydano dotąd niewiele. Poza PGNiG złoża tight gas ma również Aurelian, a dokładniej Energia Zachód, spółka, której głównym udziałowcem jest Aurelian Oil & Gas Poland. Firma ta prace poszukiwawczo-rozpoznawcze skoncentrowała w obrębie jednej koncesji w tzw. utworach czerwonego spągowca. Również PGNiG prowadzi poszukiwania takiego gazu. W kwietniu spółka zakończyła już wiercenie otworu na obszarze Markowola-1. Wyniki wiercenia zostały już przeanalizowane, teraz koncern przygotowuje się do rozbicia skał, w których uwięzione są pokłady surowca.

– Zabieg szczelinowania to spore wyzwanie logistyczne. Myślę jednak, że za dwa miesiące będziemy mogli już jednak stwierdzić, czy znaleźliśmy gaz, i oszacować, ile może go tam być – mówi Piotr Gliniak.

Na razie spółka jest na etapie wyboru wykonawcy tego przedsięwzięcia. To trudne zadanie, bowiem – jak podkreślają eksperci – na świecie jest ich niewielu. Na zabiegi szczelinowania PGNiG może wydać od kilku do kilkunastu milionów euro. Średnio jeden zabieg kosztuje bowiem około 1 mln euro. A będzie trzeba wykonać ich sporo – jeden pionowy i kilka, a może nawet kilkanaście horyzontalnych.

Jeśli PGNiG stwierdzi, że na złożu Markowola-1 będzie możliwa produkcja, wydobycie ruszy za 7 – 8 lat. Tyle czasu potrzeba bowiem na uzyskanie wszystkich niezbędnych zgód i pozwoleń, budowę kopalni i instalację sprzętu uzdatniającego gaz do sprzedaży w sieci.

Inwestycji tej spółka nie będzie jednak realizować sama. PGNiG ma już podpisanych połowę planowanych umów o współpracy z partnerami, kolejne czekają jeszcze na sfinalizowanie rozmów.

Amerykanie pomogą

Odwiert badawczy Markowola-1 zlokalizowany jest w północno-zachodniej części Lubelszczyzny, na obszarze koncesji Pionki – Kazimierz. Gazu niekonwencjonalnego PGNiG szuka jednak również w innych regionach kraju. Tam stawia jednak na gaz łupkowy. Spółka posiada w sumie 11 koncesji dla poszukiwań złóż gazu ziemnego w obszarach występowania shale gas. Ten obszar ma powierzchnię ponad 9 tys. km kw. Trzy z nich znajdują się w okolicy Gdańska, cztery w pobliżu Warszawy, a dwie na Lubelszczyźnie.

– Dodatkowo w Ministerstwie Środowiska złożyliśmy aplikację na 2 obszary koncesyjne o powierzchni ok. 1,4 tys. km kw. informuje PGNiG.