Gaz ziemny stał się w ostatnich latach surowcem krytycznym dla gospodarki nie tylko w Polsce. Poszukiwanie nowych źródeł oraz kierunków importu do Europy jest jednym z głównych problemów energetyki. Z pewnością zachęci to do nowego spojrzenia na ważne źródło – metan z pokładów węgla. W Polsce jest to źródło bogate i ciągle nie wykorzystane.
W popularnym ujęciu gaz ten określany jest jako „towarzyszący” węglowi. Ale w praktyce rozróżnia się kopalinę główną – dokumentowaną poza eksploatowanymi (lub przewidywanymi do eksploatacji) złożami węgla kamiennego lub poniżej nich i kopalinę towarzyszącą, dokumentowaną w złożach węgla kamiennego (jako kopaliny głównej) do głębokości dokumentowania tych złóż.
Gdzie węgiel, tam gaz
Na świecie funkcjonują więc nazwy: coalbed methane (CBM) – metan z pokładów węgla, virgin coalbed methane (VCBM) – gaz wysokometanowy wydobywany otworami wiertniczymi z pokładów węgla nienaruszonych eksploatacją górniczą, coal mine methane (CMM) – gaz zawierający metan uwalniany w czasie działalności górniczej, z wyróżnieniem metanu w powietrzu wentylacyjnym, oraz abandoned mine methane (AMM) – metan ze zlikwidowanych kopalń węgla.
Największe zasoby takiego metanu są w Rosji, USA, Chinach, Australii, Kanadzie i Indonezji. Światowe zasoby metanu – technicznie nadające się do wydobycia – wynoszą od 14 do 85 bln m3, z wartością oczekiwaną 43 bln m3. Dotychczas metan z pokładów węgla w skali przemysłowej wydobywają USA, Australia, Kanada, Chiny i Indie. Tylko w USA i Australii pozyskuje się 70 mld m3 rocznie.
Miliardy do wzięcia
W Polsce od początku lat 90. XX w. dokumentowano duże bilansowe zasoby wydobywalne metanu jako kopaliny głównej. Później pojawił się przełom w technologii pozyskiwania metanu z pokładów węgla otworami z powierzchni, Dlatego, wg. wskazań Państwowego Instytutu Geologicznego, gruntownych zmian wymaga dokumentowanie metanu jako kopaliny głównej. Dotychczas zasoby z pokładów węgla udokumentowano tylko w Górnośląskim Zagłębiu Węglowym. Zasoby bilansowe metanu jako kopaliny towarzyszącej wynoszą tu 75,9 mld m3 , w tym 53,4 mld m3 w 31 złożach eksploatowanych oraz 22,5 mld m3 w 23 złożach nieobjętych eksploatacją, natomiast jako kopaliny głównej – 26,1 mld m3 w 11 złożach. Zasoby pozabilansowe metanu jako kopaliny towarzyszącej wynoszą 0,41 mld m3 (2 złoża), a jako kopaliny głównej – 11 mld m3.
Zasoby perspektywiczne lub hipotetyczne wynoszą 94,3 mld m3 , w tym dla 14 złóż kopalń czynnych – 25,6 mld m3 , 20 złóż niezagospodarowanych – 55,4 mld m3 oraz na obszarach nieudokumentowanych – 13,3 mld m3. Przy uwzględnieniu zasobów pozabilansowych, zasobów strefy wtórnego nasycenia metanem, potencjalnych zasobów zalegających poniżej głębokości 1500 m oraz poza obszarami prognostycznymi lub perspektywicznymi jest możliwość poszerzenia bazy zasobowej o ok. 60–80 mld m3. W Lubelskim Zagłębiu Węglowym zasoby perspektywiczne metanu z pokładów węgla jako kopaliny głównej oszacowane są na 15,2 mld m3 . Łączne zasoby perspektywiczne obu form kopalin – głównej i towarzyszącej oceniane są w Polsce na 111,27 mld m3.
Nowe możliwości
Wydobycie metanu z pokładów węgla otworami z powierzchni uważane było dotąd za nieopłacalne. Jednak prace eksperymentalne przeprowadzone w latach 2016– 2018 przez PGNiG S.A. i PIG-PIB z zastosowaniem technologii masywnego szczelinowania w otworze horyzontalnym w Gilowicach pozwoliły na uzyskanie wielokrotnie większej wydajności przypływu metanu. Nowa technologia udostępniania metanu z pokładów węgla pozwala na odmienne podejścia do dokumentowania zasobów metanu jako kopaliny głównej. Konieczne będzie opracowanie nowej koncepcji dokumentowania złóż. PIG zaleca ponowną weryfikację bazy zasobowej metanu z pokładów węgla jako kopaliny głównej zarówno w przypadku złóż już udokumentowanych, jak i zasobów perspektywicznych. W ślad za tym powinna iść odpowiednia polityka koncesyjna. Po uwzględnieniu nowych metod wydobywczych i – za nimi – nowych zasad dokumentowania ocenia się potencjalne zasoby Polski na 170 mld m3.
Na razie projekt upadł
Pewne nadzieje na istotne postępy w pozyskaniu metanu „węglowego” wiązano z projektem badawczym Geo-Metan, realizowanym przez PGNiG i PIG-PIB. Projekt miał trwać do września 2025 r., a na początku 2029 zakładał komercyjne wydobycie. Prace prowadzono na terenie kopalni Budryk (należy do JSW) i Bielszowice (należy do PGG). Zakładano tam możliwość wydobycia 1,5 mld m3 gazu rocznie (całkowite krajowe wydobycie metanu to tylko ok. 4 mld m3). Dodatkowym atutem było odmetanowienie kopalń oraz zapobieżenie ucieczce gazu do atmosfery. Niestety w lipcu 2020 r. zarząd PGNiG ogłosił zamknięcie de facto tego projektu. Stwierdzono trudności w prowadzeniu wierceń na terenach zurbanizowanych oraz kolizję z lokalnymi planami zagospodarowania przestrzennego. Spodziewano się też niechęci do dopłat za odmetanowanie, które powinny stanowić część przyszłych przychodów. Nie było pewności co do koncesji.
Czynniki komercyjne zdecydowały więc o niepowodzeniu przedsięwzięcia niesłychanie pożytecznego z punktu widzenia zarówno bezpieczeństwa górnictwa węglowego jak i ochrony środowiska naturalnego. Z kopalń tylko na Górnym Śląsku trafia rocznie do atmosfery ok. 1 mld m3 metanu, który jest znacznie groźniejszym gazem cieplarnianym niż CO2. Jest nadzieja, że nowe okoliczności pomogą wrócić do takich przedsięwzięć.
jaz.
