Polska opowieść o amerykańskich łupkach (cz. III)

Państwowe służby i biznes. Grube pakiety ciemnych łupków różnego wieku znane z wychodni oraz otworów głębokich, z których uzyskiwano przypływy gazu o małej, nieekonomicznej wydajności od dawna wzbudzały zainteresowanie naftowych geologów w Ameryce. Kurczenie się zasobów węglowodorów na skutek eksploatacji przy braku nowych odkryć, w powiązaniu z światowymi konfliktami politycznymi, przyspieszyły szukanie dróg przedłużenia epoki węglowodorowej w Stanach. W pierwszej kolejności sięgnięto po znane zasoby występujące w skałach zwięzłych. Szczelinowanie o dużej skali zwiększało wydobycie gazu z otworów.  Potem przyszła kolej na szacowanie zasobów w łupkach oraz opracowanie sposobów pozyskania tego gazu w ilościach przemysłowych. Uważano, że gaz ten można wydobyć stosując szczelinowanie hydrauliczne wykonywane od 1947 r. w otworach na złożach konwencjonalnych. W latach 70. XX wieku Departament Energii USA zorganizował dla firm naftowych kilka pokazów publicznych promujących ten kierunek udostępniania ropy i gazu w nowych złożach. Duże firmy naftowe operujące na rynkach światowych nie uznały tego pomysłu za odpowiedni dla swoich firm. Tylko małe firmy naftowe dostrzegły w tej idei rozwojową niszę dla siebie. Jednym z zainteresowanych był George P. Mitchell (1919 – 2013) prezes Mitchell Energy & Development; inżynier naftowy z wieloletnią praktyką. W 1981 roku nabył on prawa do poszukiwań ropy i gazu w karbońskim zagłębiu w okolicach miasta Fort Worth w Teksasie i rozpoczął pierwsze wiercenie. Szczelinowanie łupków nie zwiększyło wystarczająco przypływu gazu do otworu, ale z tej próby prezes wyszedł z przekonaniem, że uda mu się znaleźć lepsze sposoby na zwiększenie dopływu gazu z łupków do otworów. W następnych latach opracował receptury nowych płynów szczelinujących. W miejsce pianek użył do szczelinowania żelów o dużej lepkości oraz zwiększył ciśnienie i objętość tłoczonych cieczy do górotworu. Ale i to nie dawało satysfakcjonujących dopływów. W 1991 r. uzyskał od rządu federalnego dotacje na wiercenie pierwszego otworu poziomego, co też nie przyniosło sukcesu. Przy kolejnych wierceniach kierunkowych występowały awarie, które spowodowały odejście od kontynuacji projektu. W 1997 roku, inżynier naftowy zatrudniony w Mitchell Energy, Nick Steinsberger zasugerował zastosowanie innych płynów szczelinujących używanych przez konkurencję na innym polu do szczelinowania piaskowców. Zmiana płynu przyniosła obniżenie kosztów i zwiększenie stabilnego wypływu gazu z odwiertu. Po tym wstępnym sukcesie Mitchell chciał zawrzeć kolejne umowy dzierżawy terenów pod wiercenia, ale wieść o wynikach szybko się rozeszła i wielu innych operatorów pojawiło się na polu gazowym, na którym do tej pory Mitchell Energy był jedynym graczem w łupki.  W 2002 roku Mitchell sprzedał swoje przedsiębiorstwo koncernowi Devon Energy za 3,6 mld dolarów.

Barnett Shale, tak nazywa się karbońska formacja łupkowa, w której eksperymentował przez 18 lat wyżej opisany bohater, występuje w rejonie miasta Fort Worth na głębokości około 2300 m i rozciąga się na powierzchni 13.000 km². Eksperci oceniają, że Barnett Shale może zawierać 850 mld m³ gazu oraz dodatkowo na obrzeżach basenu znaczne zasoby kondensatu gazowego oraz ropy, które mogą być opłacalne do wydobycia przy wyższych cenach światowych. Duża część pola gazowego, występuje pod obszarami miejskimi, między innymi pod rozwijającym się Dallas-Fort Worth Metroplex. W USA właściciele terenów są właścicielami zasobów kopalnych i każdy z nich oddzielnie negocjuje i zawiera umowę dzierżawy terenu z firmą naftową. Niektóre samorządy dzierżawią swoje tereny publiczne (np. parki) pod wiercenia, aby móc uzyskać pieniądze oraz dane o zasobach minerałów występujących na ich terenie, inne ograniczają się do pobierania odszkodowań od przedsiębiorstw za szkody na drogach spowodowane przez ciężkie pojazdy. W 2011 roku 100 tysięcy mieszkańców miasta miało zatrudnienie związane z boomem łupkowym, a kolejne 20 tys. miejsc pracy przypadło na ludność z okolic. Wydobycie gazu z tego pola wynosiło w 2012 roku około 50 mld m³.

Hossa łupkowa. Od początku XXI wieku wydobycie gazu z łupków w USA wzrosło od wielkości bliskich zera, przez ok. 30 mld w 2007 roku do około 280 mld m³ w 2013 roku. Gaz z łupków stanowi obecnie (2015 r.) około 50% wydobycia gazu metanowego w Stanach. W 2013 r. największe wydobycie, rzędu 80 mld m³ odnotowano na polu Marcellus w Appalachach, o którym już wspomniano wyżej. Tę ogromną produkcję uzyskano w ciągu trzech lat udostępniania gazu. Podobny przyrost wydobycia notowano rok wcześniej (od 2009) na złożu Fayetteville, ale po trzech latach produkcja z tego złoża spadała o kilkanaście procent.

W USA od roku 1970 wydobywa się ponad 500 mld m³ gazu rocznie. Tylko średnia z dziesięciolecia 1980 – 1989 była niższa (491 mld m³). W latach 2010 – 2014 wydobyto średnio 670 mld m³ gazu na rok. Wzrost wydobycia osiągnięto dzięki produkcji gazu z łupków. Wyraźny spadek nastąpił w wydobyciu gazu ze złóż konwencjonalnych na lądzie oraz w Zatoce Meksykańskiej. Mniej więcej stabilny udział w wydobyciu ma metan pozyskiwany z węgla oraz odzyskiwany ze złóż ropno-gazowych (razem poniżej 5%).

Dla porównania podam, że w Polsce, która miała się stać drugą potęgą łupkową w świecie, w całej historii przemysłu naftowego odkryto około 400 mld m³ gazu, z czego około 260 mld m³ już wydobyto.

cdn.

Część III tekstu opublikowanego w kwartalniku Szkoła Nawigatorów nr 8 z 2015 r.