Poszukiwanie gazu z formacji łupkowych w Polsce
na przestrzeni lat 2010 - 2013
doświadczenia, problemy techniczne, organizacyjne i prawne

Gas exploration from shale formations in Poland in the years 2010 - 2013
experience, technical, organizational and legal problems

Streszczenie:

W referacie będą przedstawione doświadczenia zdobyte na przestrzeni ostatnich trzech lat w zakresie prac poszukiwawczych prowadzonych za gazem łupkowym w Polsce. W referacie zostaną przedstawione problemy techniczne, organizacyjne oraz prawne, jakich autor referatu miał okazję doświadczyć realizując szereg projektów dla różnych operatorów (tak krajowych jak i zagranicznych) na terenie całego obszaru koncesyjnego w Polsce, obejmującego formacje łupkowe.

Projekty te realizowano z udziałem Kontraktora wiertniczego MND-Czechy sprawując nadzór górniczy jako Kierownik Ruchu Zakładu i Zastępcy KRZ.

Przestawione w referacie zagadnienia techniczne obejmują otwory różnej konfiguracji od pionowych poprzez poziome jak również o kształcie S. Taka gama otworów wymagała zastosowania najnowszych technologii wiertniczych, w tym zastosowania również specjalnych sond geofizycznych oraz technologii płuczkowych i cementacyjnych.

W trakcie realizacji projektów zdobyto i doświadczono szeregu problemów natury organizacyjnej i prawnej, wynikających z relacji pomiędzy Operatorami a Kontraktorami wiertniczymi w tym również pomiędzy w/w podmiotami a urzędami samorządowymi oraz urzędami administracji rządowej.

Autor referatu chciałby obiektywnie a zarazem krytycznie ustosunkować się do szeregu kwestii, których doświadczono w trakcie realizacji projektów.

Referat będzie zawierał szereg postulatów i wniosków dotyczących realizacji Projektu Gaz Łupkowy w Polsce w latach następnych, wskazując na wprowadzenie szeregu zmian mających na celu zwiększenie efektywności prowadzonych wierceń. Szereg tych wniosków stanowią postulaty Operatorów (szczególnie zagranicznych), którzy borykają się z dużymi barierami biurokratycznymi. Usunięcie tych barier jest jednym z warunków rozwoju i osiągnięcia sukcesu w realizacji projektu poszukiwania, a następnie eksploatacji gazu łupkowego w Polsce.

1. Ogólne omówienie realizacji wierceń za tzw: gazem łupkowym w Polsce w okresie 2010 - 2013 r.

Pierwsze projekty wierceń za gazem łupkowym rozpoczęto realizować w Polsce na początku 2010r. w rejonie koncesji pomorskich - Basen Bałtycki, a ściślej w rejonie Słupska i Lęborka. z kolei pod koniec 2010 roku rozpoczęto wiercenie pierwszych otworów poszukiwawczych na terenie Lubelszczyzny.

W tabeli nr 1 przedstawiono zestawienie pewnych danych statystycznych dotyczących wykonanych otworów poszukiwawczych na obszarze przyznanych koncesji na terenie Polski dla podmiotów polskich i zagranicznych.

Tabela Nr 1. Zestawienie podstawowych danych z wierceń za gazem łupkowym na przestrzeni lat 2010-2012 na obszarach koncesyjnych w Polsce. Źródło: Internet.

Mapa obszaru koncesyjnego Polski (Rysunek nr 1) z naniesionymi punktami zrealizowanych wierceń przedstawiona jest na rysunku nr 1. Punkty wierceń - zaznaczono kropkami - to obszar o średnicy ok. 10 km. z takiej powierzchni można odwiercić od 100 do 200 otworów poziomych.

Rysunek Nr 1. Mapa koncesji poszukiwawczych za gazem łupkowym na terenie Polski z naniesionymi punktami zrealizowanych wierceń w ramach Projektu Shale Gas. Źródło: Internet.

Wszystkie informacje statystyczne zamieszczone w tabelach i na rysunkach są oparte na materiałach pozyskanych przez WUG w ramach cotygodniowych raportów zbiorczych dostarczanych przez Operatorów.
Dane zawarte w tabelach nie stanowią materiału poufnego z punktu widzenia prawa, ponieważ są materiałami publicznie dostępnymi.

Z przedstawionych w Tabelach danych wynika szereg bardzo istotnych informacji dotyczących realizacji Projektu Shale Gas w Polsce,

a mianowicie:

1. Głównymi obszarami poszukiwań były baseny objęte koncesjami poszukiwawczymi z tym, że większość otworów odwiercono w rejonie Basenu Bałtyckiego.
2. Z ogólnej liczby odwierconych otworów (36) na koniec 2012 roku większość stanowią otwory pionowe.
3. Do końca 2012r. odwiercono 5 otworów poziomych i jeden kierunkowy typu S.
4. Realizacja zobowiązań koncesyjnych w zakresie ilości wykonanych odwiertów wynosi zaledwie ok. 30% (bardzo niski wskaźnik)
5. W trzech otworach poziomych wykonano zabieg szczelinowania z różnym stopniem skuteczności, przy czym z dwóch otworów poziomych uzyskano względnie dobry dopływ gazu i cięższych węglowodorów (gazolina).
6. Realizowane projekty wierceń podlegały jurysdykcji trzech OUG, tzn. Lublin, Poznań i Warszawa.
7. Zrealizowane projekty wierceń były wykonane przez Kontraktorów krajowych i zagranicznych. w sumie do realizacji projektów zaangażowano 8 urządzeń wiertniczych, w tym 3 urządzenia Kontraktorów zagranicznych takich jak: MND-Czechy, KCA - Deutag Niemcy-Anglia, DrillTech - Niemcy.

2. Technologia wiercenia otworów poszukiwawczych za gazem łupkowym

Generalnie można stwierdzić, że technologia wiercenia otworów za tzw. "gazem łupkowym" nie różni się od technologii wiercenia za gazem konwencjonalnym. Można nawet stwierdzić, że wiercenie jest o wiele mniej skomplikowane niż wiercenie np. na Niżu Polskim.

Wynika to m. in. z:

1. niskich gradientów ciśnień porowych i wysokich gradientów szczelinowania
2. braku zagrożenia erupcyjnego klasy A i siarkowodorowego (brak H2S) - występuje tylko zagrożenie erupcyjne klasy B
3. wysokiej stabilności ścian podczas wiercenia otworu pionowego (gorzej ze stabilnością otworów poziomych, co wynika ze słabego rozpoznania)
4. bardzo wysokich postępów wiercenia (rekord ustanowiono w otworze Warblino gdzie w ciągu 24 godzin odwiercono 882m w otwór Miszewo-1 o głębokości 4700m - odwiercono w rekordowym czasie 30 dni)
5. prostej technologii płuczkowej - skład chemiczny płuczki bardzo przyjazny środowisku
6. wdrożenia nowych systemów wiercenia i rdzeniowania wrzutowego
7. zastosowania nowych systemów utylizacji odpadów wiertniczych
8. bardzo dobrej organizacji pracy w szczególności Operatorów zagranicznych
9. wysokiego stopnia bezpieczeństwa stawianego jako priorytet głównie przez Operatorów zagranicznych i w równej mierze Operatorów krajowych (ORLEN Upstream Sp. z o.o.)
10. wdrożenia nowych systemów HSE w szczególności przez Operatorów zagranicznych i ORLEN Upstream Sp. z o.o.
11. dobrej współpracy pomiędzy Operatorami i Kontraktorami wiertniczymi a Urzędami Nadzoru Górniczego i UDT

Spośród szeregu nowości technologicznych jakie stosowano w procesie wiercenia za "gazem łupkowym" należy wymienić następujące technologie:

1. Zastosowanie systemów sterowania kierunkowego wiercenia typu: Auto Track, Verti Track oraz nowego systemu dotychczas nie stosowanego w Polsce - RSS (Rotary Steerable System) w połączeniu ze systemami MWD oraz LWD.
2. Zastosowanie po raz pierwszy w Polsce systemu rdzeniowania wrzutowego, który umożliwia nie tylko szybkie i ciągłe pobieranie rdzenia bez marszowania, ale zapewnia pobieranie rdzenia o dużej średnicy oraz w stanie prawie "In Situ". System ten wymaga oprócz stosowania specjalnego rodzaju rdzeniówek użycie również specjalnego przewodu wiertniczego o jednakowym przelocie (rury płuczkowe, obciążniki, HWDP, łączniki itp.) jest to system odmienny od systemów wrzutowych, które były w Polsce stosowane w latach 70tych w rozpoznawczych robotach geologicznych na złożach surowców skalnych.
3. Zastosowanie nowego systemu Drop-off dla bezpiecznego wykonania pomiarów geofizycznych, w szczególności w otworach kierunkowych (poziomy, typu S)
4. Zastosowanie nowego systemu sond geofizycznych do ciągłego pomiaru w trakcie wiercenia systemem RSS LWD lub zapuszczanych na kablu w otworach pionowych (FMIFull Formation Micro Imager, MSIP - Modular Sonic Imaging Platform, ECS - Elemental Capture Spectroscopy Sonde - wszystkie firmy Schlumberger)
5. Zastosowanie po raz pierwszy w Polsce rdzeniowania bocznego, tzw. Side Wall Sampling z możliwością pobierania rdzenia o dużej średnicy, tzw. Large Core Sampling.
6. Zastosowanie nowych technologii płuczkowych tzw, Ultradrill Inhibited Mud, które pozwalają na odpowiednie zatrzymanie procesu pęcznienia frakcji ilastej jaka znajduje się w strukturze łupków. (stosowane w Polsce technologie z użyciem płuczek glikolowych lub KCLPolimer wykazały również dobrą przydatność do przewiercania skał ilastych w szczególności w utworach Miocenu).

Zastosowanie w/w technologii pozwoliło na szybkie i bezpieczne odwiercenie otworów pionowych, natomiast napotkano pewne trudności podczas wiercenia otworów poziomych w rejonie Basenu Bałtyckiego.

3. Otwór pionowy a otwór poziomy w ujęciu techniczno-technologicznym i biurokratycznym (określenie w koncesji).

Realizacja przez Operatorów programów zapisanych w koncesjach napotkała w trakcie wiercenia otworów szereg problemów nie natury techniczno-technologicznej, a natury biurokratycznej. Pierwszym problemem jaki się pojawił w trakcie wiercenia niektórych otworów było zdefiniowanie celu jaki zawarty jest w zapisie koncesyjnym.

Wśród wielu koncesji z jakimi trzeba było się zapoznać w trakcie opracowania przez FK WES Planu Ruchu napotkano na  niejednolicie sformułowane cele i jednocześnie w różny sposób określone.

W jednych można było odczytać, że celem geologicznym jest:

1. odwiercenie otworu do planowanej głębokości XYZ +/- 10%
2. odwiercenie otworu do stropu takiej a takiej formacji z nawierceniem jednocześnie XY metrów w następnej formacji geologicznej
3. odwiercenie otworu do danej planowanej głębokości z podaniem jednocześnie celu geologicznego jakim jest nazwa danej formacji

Tak sformułowane cele wiercenia nie zawierały jednocześnie określenia rodzaju otworu co oznacza praktycznie głębokość tzw. TVD, czyli głębokość otworu w pionie. Wobec licznych rozbieżności interpretacyjnych rozpoczęła się dyskusja wręcz NARODOWA, czy można wiercić głębiej nie osiągając celu geologicznego, lub czy można wiercić otwór poziomy lub typu S nawet w celach usunięcia awarii wiertniczej nie mając konkretnego zapisu w koncesji.

Stanowisko w tej kwestii w niektórych wypadkach organu koncesyjnego było wręcz kuriozalne. Ukazało się nawet pismo w tej kwestii, w którym stwierdzono, że Przedsiębiorca, czyli właściciel danej koncesji musi uzyskać zgodę organu koncesyjnego na zmianę koncesji w celu wykonanie otworu poziomego, a co za tym idzie musi rozpocząć całą procedurę dla uzyskania opinii środowiskowej, a więc poświęcić kolejne minimum 6 miesięcy. Dotychczasowa opinia środowiskowa stawała się nieważna, chociaż nowy wniosek praktycznie niczego w założeniach nie zmieniał.

Definiując otwór do wykonania na obszarze danej koncesji wnioskodawca kierował się dobrą wolą wykonania w obrębie granic obszaru koncesyjnego (tak na powierzchni jak i wgłąb ziemi przestrzennie) otworów, których końcowa głębokość w pionie, tzw. TVD, została zapisana w koncesji. A zatem wykonując otwór poziomy do głębokości zapisanej w koncesji TVD w granicach koncesji, spełnia się warunki zapisane w koncesji nie wykraczając poza ramy prawne.

Żądanie organu koncesyjnego uzyskania zmiany koncesji z tego punktu widzenia jest bezpodstawne tym bardziej, że cały sens poszukiwania gazu z formacji łupkowych polega na wykonywaniu i eksploatacji gazu z otworów poziomych.

Kwestia ta powinna być jednoznacznie rozstrzygnięta w oparciu o ekspertyzy specjalistów z branży naftowej, a nie biurokratów podpierających się opiniami prawników często literalnie nie bacząc na ekonomiczne skutki takich decyzji.

4. Problemy natury technicznej, prawnej i organizacyjnej.

Doświadczenia ostatnich trzech lat realizacji Projektu Shale Gas wyłoniły szereg problemów, z którymi do tej pory mieliśmy do czynienia w polskim wiertnictwie, ale nad którymi przechodziło się do porządku dziennego. Po raz pierwszy w realizacji projektów wiercenia otworów w Polsce zaangażowali się światowi potentaci naftowi z wyjątkiem kilku, m. in. Shell, Total, BP.

Poza tym do Polski również po raz pierwszy zjechali Kontraktorzy wiertniczy m. in. z Czech i Niemiec, co było powodem niezbyt parlamentarnych komentarzy krajowej konkurencji. Problem w tym, że polskie firmy mogą działać na rynkach zewnętrznych - europejskich, natomiast zagraniczne firmy europejskie nie mogą działać w Polsce ponieważ zabierają rynek.

Zderzenie tych dwóch zjawisk na rynku polskim stanowiło duże zaskoczenie nie tylko dla Operatorów i Kontraktorów zagranicznych, ale również dla polskich instytucji, w tym organów administracji samorządowej jak również innych urzędów administracji rządowej.

Problem polega na tym, że pewne działania, zasady czy też standardy powszechnie uznane przez światowych Operatorów i Kontraktorów, przestały w Polsce funkcjonować z uwagi chociażby na specyfikę polskiego PGG i rozporządzeń wynikających z tego prawa.

Instytucja KRZ czy też formuła Planu Ruchu dla tych podmiotów stały się nagle obce i trudno było się do tych nowych uwarunkowań prawnych dostosować.

Trudno się dziwić, że odmienna sytuacja prawna z jaką trzeba było się zderzyć Operatorom zagranicznym w Polsce, nie napawała ich entuzjazmem do dalszych działań. Wręcz odwrotnie. FK WES było świadkiem niejednokrotnie wyrażanych niezbyt pochlebnych opinii na temat polskiego biurokratyzmu. O takich zachowaniach pisała zresztą i polska prasa.

Z wielu problemów jakie pojawiły się w trakcie realizacji Projektu Shale Gas w Polsce można wymienić następujące:

1. Sposób i tryb zatwierdzania Planów Ruchu i Dodatków do Planu Ruchu.
2. Sposób i tryb uzyskiwania pozwoleń środowiskowych i innych.
3. Nadmiar kontroli ze strony urzędów tak administracji samorządowej jak i rządowej.
4. Nadmiar i niespójność przepisów w szczególności środowiskowych.
5. Brak dobrej komunikacji i zrozumienia szczególnie ze strony instytucji samorządowych.
6. Niedostateczne uświadomienie społeczne dotyczące zagadnień związanych z poszukiwaniem i eksploatacją złóż gazu łupkowego w tym zagrożeń środowiskowych.

5. Postulaty i wnioski.

Mając na uwadze nadrzędny cel jakim jest rzeczywiste rozpoznanie zasobów złóż zawierających gaz z formacji łupkowych, jak również pozytywne nastawienie i wspomaganie realizacji Projektu Shale Gas w Polsce, należy zmienić lub poprawić szereg kwestii w tym zakresie.

W szerokim pojęciu są to kwestie:

a) Techniczne

1. formalne rozwiązanie kwestii wiercenia pod rurę obsadową bez Planu Ruchu (aspekt ekonomiczny)
2. wyłączenie nadzoru górniczego w akceptacji zmian wprowadzanych w Planie Ruchu przez KRZ (powiadamianie)

b) Organizacyjno-prawne

1. zmiana przepisów PGG oraz rozporządzeń w kierunku zwiększania roli i odpowiedzialności Przedsiębiorców i Pracodawców, z jednoczesnym odciążeniem nadzoru ze strony urzędów administracji państwowej i samorządowej
2. zmiana trybu zatwierdzania i sporządzania Planów Ruchu z wyłączeniem roli organów samorządowych
3. zmiana trybu sporządzania i zatwierdzania Planów Ruchu w odniesieniu do powtarzających  ię projektów
4. zmiana niektórych przepisów środowiskowych, a w szczególności zmianę zapisu w Rozporządzenia Rady Ministrów Dz. Ust. Nr 213 z dnia 9 listopada 2010r. § 3.1. punkt 43d. - zapis dla otworów powyżej 1000 metrów
5. ograniczenie ilości kontroli urzędów nadzoru górniczego i innych uprawnionych instytucji i jednocześnie zniesienie obowiązku powiadamiania Przedsiębiorcy o takiej kontroli (dotychczasowy sposób prowadzenia kontroli wynaturza sens kontroli jako takiej)
6. wzmocnienie pozycji KRZ i jednoczesne zaostrzenie sankcji w przypadku rażącego naruszenia prawa lub rażącego zaniedbania (karanie mandatem za przekroczenie o 0,01 gęstości płuczki jest jednym z ciekawszych przykładów sankcji)
7. dalsza liberalizacja w zakresie uzyskiwania uprawnień z przeniesieniem odpowiedzialności na Przedsiębiorcę (wzorem innych krajów)

c) Biurokratyczne

1. skrócenie terminów i uproszczenie procedur uzyskiwania pozwoleń, w tym pozwoleń środowiskowych
2. prowadzenie kampanii uświadamiających na terenie gmin w zakresie realizacji Projektu Shale Gas
3. aktywne uczestnictwo instytucji samorządowych i rządowych w tworzeniu i zmianie przepisów mających na celu przyjazną realizację Projektu Shale Gas

d) Inne

1. aktywne współdziałanie organów samorządowych i rządowych z organami Sejmu i Parlamentu Europejskiego w tworzeniu przepisów dot. realizacji Projektu Shale Gas w UE i w Polsce
2. zmiana zależności w strukturach urzędu nadzoru górniczego z jednoczesnym podporządkowaniem Prezesa WUG V-ce Premierowi i Ministrowi Branżowemu (na wzór obowią zujący już w Polsce w latach uprzednich oraz na wzór obowiązujący powszechnie w krajach UE)
3. opiniotwórcze działania wszelkich instytucji na korzyść realizacji Projektu Shale Gas w Polsce np. poprzez ankiety i inne formy wyrażania poglądów
4. piętnowanie nieuprawnionych i niesprawiedliwych opinii oraz polemika z takimi opiniami w sposób racjonalny i stanowczy

6. Podsumowanie.

Przedstawiony w artykule materiał jest oparty na 3-letnich doświadczeniach firmy FK WES z jakimi przyszło się zderzyć i spotkać w trakcie realizacji Projektu Shale Gas. Chciałbym zaznaczyć, że doświadczenia te są wyłącznie moimi doświadczeniami i są wyrażone w trosce o dobro jakim jest rozwój Projektu Shale Gas w Polsce.

Być może część audytorium nie zgodzi się z opiniami FK WES i w takim przypadku chętnie podejmę polemikę opartą na argumentach i obiektywnych opiniach.

Powodzenie realizacji Projektu Shale Gas w Polsce zależy głównie od nas samych. Możemy oczywiście liczyć na doświadczenia zdobyte głównie w USA i Kanadzie, ale pozytywny grunt dla realizacji projektu musi być przygotowany przez szerokie grono specjalistów pozytywnie nastawionych do projektu.

Projekt Shale Gas stał się w Polsce projektem politycznym, a nie technicznym i to jest bardzo źle. Polityczny aspekt jest oczywiście ważny w szczególności z uwagi na atmosferę jaka istnieje wokół samego projektu w krajach UE i poza jej granicami wśród konkurencji, która obawia się pozbawienia oczywistych monopolistycznych wpływów na rynku gazu.

Mając na uwadze doświadczenia w USA i Kanadzie dotyczące rozwoju Projektu Shale Gas, który dojrzewał przez prawie 15 lat zanim uzyskano pierwsze przemysłowe efekty, należy w Polsce uzbroić się w cierpliwość i dać szansę na spokojny rozwój Projektu.

Polska jest bogatym krajem w zasoby energetyczne i póki co nie grozi nam kryzys braku prądu, ciepła i ciepłej wody przez najbliższe 25 lat, a więc traktujmy Projekt Shale Gas jako nowe źródło energii na przyszłość.

W ciągu ostatnich trzech lat odwiercono w Polsce zaledwie 36 otworów, w tym 5 poziomych. Wszystkie z nich są otworami badawczymi. Dzisiaj trzeba odwiercić w kolejnych latach pozostałe otwory objęte zobowiązaniami koncesyjnymi - ok. 80 dodatkowych otworów pionowych oraz min. 30 - 50 otworów poziomych o długości odcinka poziomego od 1000 do 2500 metrów, w  celu określenia:

1. potencjalnych i optymalnych technologii szczelinowania specyficznych dla polskich złóż
2. potencjalnych możliwości wydobywczych i zasobów gazu
3. potencjalnych możliwości zagospodarowania złóż

Generalnie program rozwoju Projektu Shale Gas w Polsce powinien obejmować lata 2015 - 2025 z określeniem celu wydobycia na poziomie 5 - 6 mld m3 gazu w 2025r.

Oczywiście program taki musi opierać się na pozytywnych wynikach uzyskanych z wierceń i szczelinowania otworów wykonanych w fazie badawczej w latach 2013-2015. Pozytywne wyniki uzyskane w okresie badawczym będą podstawą do określenia docelowego programu realizacji Projektu Shale Gas w latach 2015-2025.

Otwartą kwestią pozostaje pytanie, czy realizacja Projektu Shale Gas w Polsce będzie realizowana z udziałem Operatorów zagranicznych, czy wyłącznie polskich. jest to pytanie retoryczne biorąc pod uwagę aktualnie panującą atmosferę wokół Projektu Shale Gas nie tylko w UE, ale również w Polsce.

Zmiana tej atmosfery jak również ustanowienie racjonalnych z punktu widzenia interesu Państwa i Operatora przepisów w szczególności dotyczących zasad eksploatacji złóż, tzw. Ustawy Węglowodorowej i innych towarzyszących ustaw środowiskowych, może być bodźcem dla inwestorów zagranicznych, natomiast w innym przypadku rozwój Projektu Shale Gas w Polsce stanie pod dużym znakiem zapytania ????