Segment upstream od kuchni: jak przebiega poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego

Segment upstream – czyli poszukiwanie i wydobycie węglowodorów – to dziedzina, w której nauka spotyka się z inżynierią, a ryzyko geologiczne równoważy potencjał ponadprzeciętnych stóp zwrotu.

Błękitne paliwo pod naszymi stopami

Gaz ziemny, nazywany często „błękitnym paliwem”, to surowiec mineralny powstały w wyniku milionów lat geologicznych przemian szczątków organicznych. W Polsce złoża koncentrują się głównie na Niżu Polskim oraz w przedgórzu Karpat – łącznie mamy blisko 90 mld m³ wydobywalnych zasobów. To pozwala na produkcję ok. 3,5–4 mld m³ rocznie, co stanowi istotny element bezpieczeństwa energetycznego kraju, choć nie zapewnia pełnej niezależności od importu tego surowca.

Gaz występuje w złożach konwencjonalnych, gdzie skały charakteryzują się dużą porowatością i przepuszczalnością, oraz niekonwencjonalnych – w formacjach o niskiej porowatości wymagających specjalnych technik wydobycia. Typ złoża determinuje metodykę badań, konstrukcję odwiertów i całą ekonomikę przedsięwzięcia.

Sejsmika – czyli jak zajrzeć kilometr pod ziemię

Początkiem każdego projektu upstream są badania geofizyczne, a wśród nich króluje sejsmika, dzięki której można uzyskać obraz struktury podpowierzchniowej. Metoda ta polega na wysyłaniu kontrolowanych drgań w głąb ziemi za pomocą specjalistycznych pojazdów zwanych wibrosejsami i rejestrowaniu echa fal odbitych za pomocą specjalnych czujników (geofonów) rozmieszczonych na powierzchni. Przypomina to badanie USG – fala przenika kolejne warstwy geologiczne, odbija się od nich i wraca, dostarczając informacji o strukturze podpowierzchniowej.

Sejsmika 2D pozwala na szerokie, wstępne przeglądy dużych obszarów, natomiast sejsmika 3D umożliwia uzyskanie trójwymiarowego, szczegółowego obrazu struktur geologicznych – niezbędnego przy planowaniu lokalizacji odwiertów. Prace terenowe trwają zwykle kilka tygodni i są praktycznie nieodczuwalne dla mieszkańców. Generowane są jedynie delikatne fale sejsmiczne, a cała operacja jest całkowicie nieinwazyjna – nie narusza warstw wodonośnych ani budowy geologicznej.

Zebrane dane surowe to jednak dopiero początek. Następuje zaawansowane ich przetwarzanie: usunięcie zakłóceń, korekty czasowe, migracja i budowa modeli prędkości, które pozwalają przeliczyć sygnał z czasu na głębokość. Interpretacja sejsmiczna polega na identyfikacji horyzontów, uskoków i anomalii oraz analizie atrybutów sejsmicznych. Niezwykle ważne jest połączenie obrazu sejsmicznego z danymi z odwiertów – logami petrofizycznymi, analizami rdzeni i testami przepływowymi. Ta integracja, zwana well-tie, znacząco zwiększa pewność interpretacji i pozwala przenieść lokalne informacje na rozległe pola sejsmiczne.

Od wiertni do modelu złoża

Gdy badania sejsmiczne wykażą potencjał, przychodzi czas na wiercenie. Wybór lokalizacji to skomplikowany proces, który uwzględnia odległość od zabudowań i obszarów chronionych, dostępność dróg oraz wiele innych parametrów. Przed rozpoczęciem prac niezbędne jest uzyskanie odpowiednich zezwoleń i zawarcie umów z właścicielami gruntów – koncesja państwowa nie narusza praw właścicieli nieruchomości. Oznacza to, że firma prowadząca jakiekolwiek działania na danym obszarze koncesyjnym musi konsultować się wcześniej z właścicielem nieruchomości i negocjować warunki korzystania z gruntów.

Na wybranym terenie, zazwyczaj około hektara, powstaje plac wiertniczy z charakterystyczną wieżą wiertniczą i infrastrukturą towarzyszącą. Wykonanie odwiertu, sięgającego od kilkuset metrów do kilku kilometrów głębokości, trwa od kilku do kilkunastu tygodni. W odległości 400 m od placu poziom hałasu spada do ok. 40 dB – tyle co szept – choć w bezpośrednim sąsiedztwie urządzeń natężenie dźwięku może wynosić 90–120 dB podczas najbardziej intensywnych prac, prowadzonych w ciągu dnia. Każdorazowo modelowane jest potencjalne rozprzestrzenianie się dźwięku i w razie potrzeby stosowane są środki zapobiegawcze, np. ekrany dźwiękochłonne. Samo wydobycie gazu nie powoduje już uciążliwości związanych z hałasem.

Podczas wiercenia odwiert jest zabezpieczany naprzemiennymi warstwami stalowych rur i cementu, co zapewnia całkowitą szczelność i eliminuje ryzyko migracji gazu do warstw wodonośnych. Plac wiertniczy wyłożony jest szczelną geomembraną i płytami betonowymi, a dodatkowo stosuje się przenośne „wanny” z nieprzepuszczalnych materiałów. Stan wód gruntowych monitoruje się przed, w trakcie i po zakończeniu prac.

Po dotarciu do złoża następuje kluczowy moment – ocena jego parametrów. Na podstawie danych petrofizycznych, analizy przepuszczalności, porowatości i składu płynów podejmowana jest decyzja o dalszych działaniach. Jeśli złoże nie spełnia warunków komercyjnych, otwór jest likwidowany, wieża demontowana, a teren rekultywowany do stanu pierwotnego.

Wydobycie bez kopalni

Na podstawie zintegrowanych danych geofizycznych i petrofizycznych buduje się model statyczny złoża, który szczegółowo opisuje przestrzenną zmienność litologii, porowatości i nasycenia. Ten model jest punktem wyjścia do symulacji dynamicznej – prognozowania przepływu płynów, oceny efektywności różnych scenariuszy eksploatacji i wreszcie planowania lokalizacji odwiertów wydobywczych.

Wbrew obiegowym wyobrażeniom rozpoczęcie wydobycia wcale nie oznacza budowy tradycyjnej kopalni. W wielu przypadkach na terenie przeprowadzonego odwiertu powstaje jedynie niewielka, ogrodzona działka z budynkiem technologicznym i aparaturą kontrolno-pomiarową. Instalacja podłączana jest do istniejącego gazociągu, a sama eksploatacja nie generuje uciążliwości dla okolicznych mieszkańców. To obiekty przyjazne sąsiadom – ciche, kompaktowe i wkomponowane w krajobraz.

Gaz wydobywany z głębokich złóż przez system szczelnych rur trafia do głowicy odbiorczej na powierzchni, wyposażonej w zasuwy bezpieczeństwa. Już na tym etapie jest wstępnie oczyszczany z wody i drobnych zanieczyszczeń, a następnie wtłaczany do rurociągu prowadzącego do kopalni. Tam przechodzi dokładniejsze osuszanie i filtrację przed trafieniem do sieci przesyłowej.

Modelowanie i monitoring

Rozpoczęcie wydobycia gazu nie oznacza końca pracy dla geologów i inżynierów. Gdy produkcja ruszy, stosuje się sejsmikę 4D (sejsmikę powtarzaną w czasie), która pozwala obserwować zmiany nasycenia i przemieszczanie frontów płynów w złożu. Technologie, takie jak DAS (distributed acoustic sensing), mikrosejsmika czy ciągłe pomiary produkcji uzupełniają obraz i umożliwiają korekty modelu w czasie rzeczywistym. Cyfryzacja, chmury obliczeniowe i algorytmy uczenia maszynowego przyspieszają z kolei analizę ogromnych zbiorów danych sejsmicznych i wspierają automatyczną identyfikację horyzontów, a także wykrywanie pominiętych stref perspektywicznych.

Rygorystyczne przepisy i dialog z sąsiadami

Każdy etap procesu upstream podlega ścisłej kontroli instytucji, w tym Ministerstwa Klimatu i Środowiska, Wyższego Urzędu Górniczego, Generalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska, Państwowego Gospodarstwa Wodnego Wody Polskie oraz władz samorządowych. Przed rozpoczęciem prac przeprowadza się inwentaryzacje przyrodnicze – identyfikuje gatunki zwierząt, roślin, siedliska fauny i zasoby naturalne. Nadzór przyrodniczy monitoruje stan środowiska przez cały czas trwania inwestycji.

Istotnym elementem każdego projektu jest transparentna komunikacja z mieszkańcami. Sama koncesja to jedynie prawo do prowadzenia badań – nie oznacza automatycznego powstania kopalni. Wiele projektów kończy się już na etapie poszukiwań. Firmy wydobywcze konsultują plany z właścicielami gruntów i lokalną społecznością, wyjaśniając szczegóły inwestycji i minimalizując potencjalne napięcia.

Ekonomia i bezpieczeństwo energetyczne

Ocena opłacalności projektu upstream opiera się na modelach finansowych, które uwzględniają przepływy pieniężne w całym cyklu życia, nakłady kapitałowe i operacyjne, obciążenia fiskalne oraz scenariusze cenowe. Charakterystyczna jest tu asymetria czasowa – ogromne wydatki na etapie poszukiwań, a przychody dopiero po kilku lub kilkunastu latach. Wysokie ryzyko geologiczne równoważy potencjał znaczących stóp zwrotu w przypadku sukcesu.

Z perspektywy państwa działalność upstream wzmacnia bezpieczeństwo energetyczne poprzez zwiększenie krajowego udziału w dostawach surowca. Choć polskie wydobycie nie zastępuje całkowicie importu, lokalne zasoby zwiększają niezawodność łańcuchów dostaw i dają czas na zabezpieczenie dostaw na rynkach międzynarodowych. Rozwój podziemnych magazynów gazu dodatkowo zwiększa elastyczność systemu, pozwalając buforować surowiec sezonowo i reagować na kryzysowe zakłócenia.

Podsumowanie

Upstream to dziedzina, w której sukces zależy od połączenia solidnej geofizyki, rzetelnej petrofizyki, zaawansowanego modelowania oraz odpowiedzialnego podejścia do bezpieczeństwa i dialogu społecznego. Badania sejsmiczne, interpretacja danych i odwierty rozpoznawcze tworzą spójny obraz złoża i pozwalają podejmować rozsądne decyzje inwestycyjne. W dobie cyfryzacji i sztucznej inteligencji możliwości redukcji niepewności rosną, ale fundamentem każdego projektu pozostaje rzetelne rozpoznanie geologiczne i dbałość o środowisko oraz mieszkańców regionu.

Grupa ORLEN ma obecnie ponad 230 koncesji na poszukiwanie i wydobycie węglowodorów (cały czas trwają też poszukiwania nowych złóż). Za każdą z nich stoi zaawansowana technologia, wieloletnie doświadczenie i zespoły specjalistów, którzy codziennie pracują nad tym, aby „błękitne paliwo” bezpiecznie i efektywnie trafiało do polskich domów i przedsiębiorstw.

Partnerem publikacji jest ORLEN