Potencjalne zagrożenia związane z eksploatacją gazu i oleju łupkowego - analiza aspektów geologicznych i geotechnicznych

Transkrypt

1 Potencjalne zagrożenia związane z eksploatacją gazu i oleju łupkowego - analiza aspektów geologicznych i geotechnicznych Rap. opublikowany przez dr inż. geolog Marc Durand (*), specjalizacja geologia zastosowana Odbitka specjalna stron raportu końcowego zaprezentowana przez autora podczas Sympozjum Rady Regionalnej Île-de-France, (Colloque du Conseil régional Île-de-France, 7 février 2012, Paris) 7 lutego 2012, Paryż Tytuł oryginalny : Les dangers potentiels de l Exploitation des Gaz et Huiles de schiste - Analyse des aspects géologiques et géotechniques (*): emerytowany ekspert, starszy wykładowca w Katedrze geology inżynierskiej w UQÀM (University of Quebec at Montreal) Tłumaczył z francuskiego na jęz. polski Gérard Lemoine absolvent z INTECHMER w Cherbourg u (Fr) konsultant ds. Geologii,Kartuzy (PL)

2 Potencjalne zagrożenia związane z eksploatacją gazu i oleju łupkowego - analiza aspektów geologicznych i geotechnicznych Strona internetowa utworzona przez użytkownika Marc Durand, doct-ing en géologie appliquée w dniu 7 sierpnia 2012 o 00:11 Odbitka specjalna, str. od 173 do 185, raportu Końcowego Sympozjum Rady Regionalnej Île-de-France, 7 lutego 2012, Paryż (Colloque du Conseil régional Île-de-France, 7 février 2012, Paris) Uwaga wstępna: raport opublikowany został w lipcu 2012 roku we Francji w ramach aktów sympozjum; mój tekst został powielany w celu udostępnienia go tutaj w Quebeku na potrzeby konsultacji szeroko ogłoszonej przez mediów nt. eksploatacji ropy ze skały macierzystej we wyspie Anticosti Island. Opinią techniczną tą opracowałem w styczniu 2012 r. na prośbę Rady Naukowej z dziewięciu wyższych uczelni i ośrodków badawczych w Ile-de-France region ten obejmuje metropolię Paryską razem z otaczającymi departamentami, w ramach projektu ewentualnego wykorzystania olej i gazu łupkowego w Francji. Byłem również zaproszony do przedstawienia tej opinii na sympozjum 12 lutego 2012, w którym wzięli udział przedstawiciele uczelni ministerstw i przemysłu, czterech ekspertów z Ameryki Północnej wybranych przez Radę Naukową, oraz Normand Mousseau z Uniwersytetu Quebeku w Montrealu, który jako ekspert o innych poglądach zaproszony był z Kanady. Jego prezentacja jest bardzo dobrze udokumentowana. Polecam zapoznania się z jego sprawozdaniem umieszczonym w raporcie naukowym rapport du Conseil Scientifique na str Opinia techniczna Marc a Durand, Doct-Ing ENSG geolog Podsumowanie: Eksploatacja niekonwencjonalnych złóż węglowodorów pociąga za sobą poważne obawy z uwagi na ryzyko geotechniczne. Ryzyko związane jest z nieodwracalną zmianą przepuszczalności utworu geologicznego w całkowitej objętości. Mówimy tu o masywach skalnych o powierzchni ponad 10 tys. km2 i setek metrów grubości, gdzie wykonane są dziesiątki tysięcy wierceń horyzontalnych [1] i zastosowana jest na dużą skalę nową technologia o nie obliczonych skutkach. Bez wątpienia mamy tu do czynienia z bezprecedensowym eksperymentem w przemyśle mineralnym. Jako proces mający miejsce na skalę geologicznego czasu zaczęta migracja metanu do nowo utworzonych szczelin będzie kontynuował co najmniej tysięcy lat. Proporcja gazu, który migrował w bardzo krótkim okresie eksploatacji handlowej to tylko 20% gazu objętego w procesie. Likwidacja odwiertów wiertniczych po zakończeniu eksploatacji złóż nie gwarantuje jednak długoterminowej szczelności instalacji na skalę czasu geologicznego. Więc, w odróżnieniu od otworów wiertniczych wykonanych na złożach konwencjonalnych, zlikwidowane odwierty wiertnicze, które zostały wykonane na złożach niekonwencjonalnych nie powinne być nigdy opuszczone. Otwory te powinne ulegać długoterminowej kontroli, co wymaga wprowadzenia specyficznego systemu zarządzania. Wstęp: Eksploatacja niekonwencjonalnych złóż węglowodorów są to złoże zawierające gaz lub olej łupkowy, wywołuje nowe kompleksowe zagadnienia. Problemy te nie mogą być rozwiązane drogą ekspertyzy w świetle nawet najlepszych praktyk istniejących w branży lub skrupulatnym zastosowaniem norm i specyfikacji technicznych przez wykonawców. W niniejszym artykule prowadzona jest analiza specyficznych zagadnień geologicznych i geotechnicznych, z którymi można by się spotkać, przy ewentualnej eksploatacji gazu i oleju łupkowego.

3 Rzeczywiste dane bardziej dostosują się do naszej analizy niż oddzielnie rozpatrywane elementy. Wiemy, że Francja jako państwo postanowiła w roku 2011 zastanowić się, zanim podejmie ewentualną korzystną dla tej branży decyzję o pozwoleniu na rozpoczęcie swej działalności w tym kraju. W tych okolicznościach niniejsza analiza zaproponowana wprowadzona została w oparciu o przykłady rozwoju tej działalności przemysłowej w Ameryce Północnej w odniesieniu do następujących złóż łupków gazonośnych: Haynesville i Barnett w Teksasie, Marcellus w Pensylwanii, oraz i Ulica w Quebeku ; gdzie poszukiwanie i wydobycie tego surowca są już rutynowo wykonane. Należy podkreślić, że nawet w USA, gdzie przemysł rzeczywiście rozpoczął się już od 2005, skutki jak również średnio lub długoterminowe wpływy z nim związane nie zostały dotychczas oszacowane w sposób wyczerpujący. Poza tym same oszacowanie zagrożeń nie jest zawsze wykonalne ma bazie istniejących metodyk pomiarowych. W oryginalnej (francuskojęzycznej) wersji tego pisma zużyta została nazwa shale - dosłownie łupek ilasty, przy określeniu skał gazonośnych potocznych zwanych łupki. Niezależnie od ich nazw, spotykane na pięciu kontynentach skały osadowe tego rodzaju kształtowały się najpierw w basenach morskich. Zawierają one rozproszoną materię organiczną. Z upływem wieków materia organiczna uległa przekształceniu w olej i gaz tzw. termogeniczny w odróżnieniu od współczesnego gazu biogenicznego m.in. metanu biogenicznego z bagien, pod wpływem wysokiej temperatury i wysokiego ciśnienia. Łupki występują powszechnie i liczą wiele kategorii. Szacuje się, że istnieje ponad sto różnych formacji łupkowych na ziemi. Wśród nich nie wszystkie posiadają potencjału węglowodorowego pozwalającego na ich eksploatację. W wielu krajach pewny potencjał został jednak stwierdzony. W tamtych krajach kwestia ewentualnej eksploatacji tych złóż rozpatrywana będzie prędzej czy później. Proponowana w niniejszym raporcie analiza ma uniwersalne zastosowanie, ponieważ nie dotyczy ona tylko jednej formacji geologicznej, ale wszystkich utworów łupkowatych. Analiza opiera się przeważnie na konkretnych danych w odniesieniu do gazu łupkowego i oleju łupkowego. Wprowadzenie eksploatacji ww. surowców na skalę przemysłową w USA umożliwiało właśnie zgromadzenie danych tego rodzaju. Należy tu dodać, że w tamtym kraju nowa branża przemysłowa gazu i oleju łupkowego zaprezentowana była jako konieczną alternatywą w poszukiwaniu paliwa zastępczego w obliczu starzenia się produkujących energię termo-elektryczną elektrownii węglowych. Rozpatrywanie problematyki dotyczącej wydobycia gazu łupkowego pozwala również lepiej zrozumieć specyficzne zagadnienia dotyczące wydobycia oleju łupkowego, ponieważ w obu przypadkach zastosowane są podobne metody wydobywcze w zbliżonych warunkach geologicznych. Problematyka: Są cztery istotne punkty wyjścia do analizy problemu złóż niekonwencjonalnych. Są to następujące fakty: 1 - Nowe technologie stosowane w eksploatacji niekonwencjonalnych złóż łupków pozwalają wydobywać tylko 20% (ref.2) gazu łupkowego i ropy naftowej zawartych w tych złożach. 2 eksploatacja każdego złoża zmienia w sposób nieodwracalny przepuszczalność gazonośnego masywu skalnego na skalę całej objętości tego zbiornika. Znaczy to, że bez wytworzenia sztucznych szczelin eksploatacja złoża jest niemożliwa. 3 Czas trwania rozpoczętego procesu zainicjowany przez sztuczne szczelinowanie to czas geologiczny, czyli czas niezmiernie dłuższy niż czas trwania konstrukcji instalacji służących do eksploatacji złoża. 4 Po eksploatacji złoża przywrócenie masywu skalnego do jego stanu wejściowego jest niemożliwe.

4 Na pytania Dlaczego przy eksploatacji węglowodorów z łupków nie można wyciągnąć więcej niż 20% zawartego w skałach gazu? i Jakie mogą być konsekwencje tej częściowej eksploatacji złóż? nie można obecnie znaleźć jasnej odpowiedzi, z uwagi na bardzo ograniczoną wiedzę co do długoterminowych skutków zabiegów typu szczelinowania hydraulicznego stosowanych do długich wierceń horyzontalnych. W tym stanie wiedzy można tylko znaleźć elementy odpowiedzi za pomocą analizy różnic, które istnieją między technologią wykorzystaną przy eksploatacji złóż niekonwencjonalnych i klasyczną technologią stosowana w eksploatacji złóż konwencjonalnych. W przypadku eksploatacji złoża konwencjonalnego obecność surowca do wydobycia została stwierdzona w obrębie szczególnej struktury geologicznej. Jest to struktura lub utwór geologiczny wykazujący dużą porowatość związaną z licznymi pustkami istniejącymi między ziarnami lub/i w naturalnych pęknięciach połączonych między sobą. Struktura geologiczna ta pokryta jest nieprzepuszczalnym utworem tworzącym pułapkę na stropie zbiorniku na wzór układu geologicznego zaprezentowanego na rys. 1. Po wykryciu struktury geologicznej tego rodzaju i udokumentowaniu w niej złoża do tego potrzebna jest wyczerpująca eksploracja geologiczna, wykonuje się odwiert wiertniczy aż do stropu struktury geologicznej. Odwiert ten umożliwia z reguły wydobycia prawie całości gazu (>95%, ref. 2) zgromadzonego w strukturze. Rysunek 1: Schemat konwencjonalnego zbiornika gazu Ciekłe węglowodory mogą występować obecne pomiędzy poziomem wody i poziomem gazu. Gaz pod wpływem własnego ciśnienia oraz nacisku wody migruje do góry. Między poziomem wody a poziomem gazu mogą ewentualnie występować ciekłe węglowodory. Należy tu pokreślić, że węglowodory te czy gazowe czy ciekłe bardzo powoli wyemigrowały od będącej skałą osadową skały macierzystej, która może być łupkiem. Sam proces gromadzenia się węglowodorów w naturalnej skale kolektorskiej toczy się podczas co najmniej setek tysięcy lat, a nawet milionów lat w wielu przypadków. Bardzo niska prędkość procesu związana jest z bardzo niską przepuszczalnością skał łupkowatych typu lupek ilasty (od do m/s). Natomiast po zakończeniu procesu

5 migracji w ww. mało przepuszczalnych poziomach nastąpi proces zgromadzenia węglowodorów w uwięzionej w pułapce geologicznej skale kolektorskiej. Na tym etapie migracji węglowodory zawarte są w warstwie geologicznej cechującej przepuszczalnością nieporównywalną wyższą różnica ta sięga kilka rzędów wielkości (przepuszczalność>10-6 m/s), niż przepuszczalność ww. skały macierzystej. We warstwie gdzie z upływem naturalnego procesu gaz zgromadził się (klasyczne złoże gazu zaznaczone jest niebieskim i jasnym zielonym kolorem na rys. 1) panują warunki o wiele korzystniejsze dla migracji gazu w kierunku kolumny eksploatacyjnej są to znacząca porowatość (5-25%), oraz przepuszczalność sięgają wartości miliony razy wyższe niż w łupkach. W związku z tym produkcja spada prawie do zera po zakończeniu komercyjnej eksploatacji obwiertu. Na tym etapie, kiedy zbiornik jest prawie pusty (prawie 100% gazu wydobyty), otwór jest zlikwidowany i cały plac wiertniczy poddawany jest rekultywacji. Wtedy cała instalacja wraca do własności państwa. Transpozycja wyżej opisanego wzoru wydobywczego do eksploatacji odwiertów do gazu łupkowego jest bardzo niebezpiecznym błądzeniem metodologicznym z trzech powodów. Po pierwsze przy eksploatacji węglowodorów ze skały macierzystej występujące w złożu szczeliny zostały sztucznie wytworzone dopiero przed rozpoczęciem eksploatacji. Po drugie, po zakończeniu eksploatacji złoże znajdzie się w sytuacji nierównowagi (nt. hydrogeologicznej). Po trzecie, eksploatacja nie jest ograniczona do zlokalizowanych w przestrzeni złóż gazowych, ale obejmuje całą warstwę geologiczną. Odzyskana warstwa jest warstwą ponownie przeobrażoną w całości,tym razem sztucznym procesem. Rysunek 2: Proces w migracji gazu w pobliżu nowotworzonych szczelin w obrębie łupku podczas fazy końcowej eksploatacji otworu (od 3 do 5 lat?).

6 Wydobycie gazu (nt. łupkowego) polega na wytworzeniu sztucznych szczelin w łupkach gazonośnych. Wynikająca z tego zabiegu migracja gazu wykorzysta odcinki bardzo krótsze w porównaniu dróg migracji gazu w złożach konwencjonalnych. Przyśpieszony proces migracyjny ten nie jest jednak natychmiastowy. W obrębie kilkumilimetrowych otoczeń szczelin gaz migruje stosunkowo szybko ku głównym szczelinom (rys.2). Poza bezpośrednimi otoczeniami szczelin prędkość migracji gazu jednak stopniowo pada. W najbardziej oddalonych od szczelin strefach prędkość jest prawie równa do naturalnej prędkości migracji gazu w kierunku naturalnych zbiornikach geologicznych jest to tzw. prędkość czasu geologicznego. Prędkość tą można oszacować w kilkucentymetrowym rzędzie wielkości na sto lub nawet kilku milionów lat na przykładzie skały gazonośnej o przepuszczalności cm/s (Ki = V) [2]. Jest to prędkość, która cechuje nienaruszone szczelinowaniem hydraulicznym strefy w masywu skalnego. Wyżej opisane zjawiska - mają one miejsce na skalę milimetra lub metryczną, znacząco oddziaływają na wydajność produkcyjną odwiertów gazowych, co ilustrują malejące krzywy hiperboliczne przedstawione na rys. 3, 4 i 5 odnośnie do złóż gazonośnych Haynesville, Marcellus i Ulica. Należy tu zanotować, że wiek eksploatacyjny odwiertów wiertniczych służących obecnie do nawiercenia tych złóż jest liczony w miesiącach lub w latach. Poza tym, jeśli chodzi o same wielkości kubatur gazu nadających ostatecznie do wydobywaniu, istnieje niepewność - oznaczana jest symbolem "EUR" na rys. 3. Ten rysunek przedstawia pięć założeń produkcyjnych gazu na podstawie danych uzyskanych w ciągu 12 miesięcznym okresie. Z tych założeń wynika, że wydajność będzie znacznie spadać. W przypadku otworu w St-Edouard (rys. 5) wydajność spadnie nawet o 90% w stosunku do początkowej wydajności po zaledwie 150 dni. W takim malejącym tempie produkcyjnym, produkcja padnie poniżej progu wydajności finansowej po kilku latach eksploatacji odwiertu. Wykresy na rys. 3 i 6 są diagramami pół-logarytmicznymi. Wykresy na rys. 4 i 5 zaś, są zwykłymi diagramami arytmetycznymi. Na rys. 3 widać wyraźnie, że zaznaczona niebieską linią krzywa produkcji jest typową funkcją wykładniczą malejącą.

7 Rysunek 3: Krzywa spadku produkcji w złożu gazu łupkowego Haynesville łupków (Ref. 3, Aeberman, 2010). Rysunek 4: Krzywa spadku produkcji w złożu gazu łupkowego Marcellus (Ref. 4, Johnson, 2011)

8 Rysunek 5: Krzywa spadku produkcji w złożu gazu łupkowego Utica, odwiert eksperymentalny w Quebecku. Na rysunku 6 zaprezentowane są nowe warunki, które kształtują się po likwidacji odwiertu sama decyzja zakończeniu eksploatacji podjętą jest kiedy wydajność gazu z odwiertu spada poniżej progu opłacalności komercyjnej. Tuż po zamykaniu odwiertu ciśnienie jest niskie, potem stopniowo podnosi się w zależności od prędkości uwalniania gazu (nt. z modyfikowanego łupku), co pokazuje przedłużenie krzywy produkcyjnej (linia przerywana). Rysunek 6: Nowe warunki, które kształtują się po likwidacji odwiertu

9 Ponieważ krzywa produkcyjna (nt. włącznie z nie komercyjnym odcinkiem) nie sięgnie wartości żerowej z uwagi na charakter nieskończony samego procesu produkcji gazu, wzrost ciśnienia w modyfikowanym gazonośnym masywie łupkowym jest nieunikniony, tym bardziej, że 80% gazu pozostaje w tym masywie w momencie zatrzymania produkcji. Rozwój ten będzie bardziej wyraźny w odwiertach horyzontalnych gdzie wprowadzone zostały zabiegi szczelinowania hydraulicznego, niż w odwiertach innego typu. Należy tu dodać, że tego uruchomionego procesu nie da się zatrzymać. Będzie on trwał wieki a nawet tysiąclecie, czyli nieporównanie dłużej niż czas życia odwiertów-korków [3], odnośnie do zlikwidowanych korkami cementowymi odwiertów wiertniczych. Rysunek 7: Degradacja odwiertów wiertniczych wraz z upływem czasu; wyniki na podstawie klasycznych odwiertów Odnośnie do nowych odwiertów służących wyłącznie wydobyciu gazu łupkowego brak statystyk dot. wytrzymałości i szczelności instalacji nie ułatwia analizy. Co się tyczy tradycyjnych odwiertów statystyk jednak nie brakuje (rys Z tłumaczenie napisów z rys. 5). Wiemy np., że 5% nowych odwiertów (Wiek 0) służących wydobyciu gazu ze złóż konwencjonalnych wykazuje problemy szczelności w postaci wycieków metanu. W Quebeku wśród 31 odwiertów do gazu łupkowego wykonanych do roku odwiertów - jest to więcej niż 60%, wykazuje również problemy szczelności. Wstępna statystyka ta pokazuje wyraźnie że problemy inżynierskie dotyczą szczególnie cementowania odwiertu, szczelinowania skał oraz wykonania horyzontalnych odcinków o długości co najmniej 1000 m, będą coraz bardziej widoczne i uciążliwe wraz z rozwojem przemysłu gazu łupkowego. W każdym razie częstotliwość ww. problemów jak również stopień zagrożeń z nich związanych będą o wiele wyższe w przypadku odwiertów służących wydobyciu gazu ze złóż niekonwencjonalnych w porównaniu z odwiertami służącymi wydobyciu gazu ze złóż konwencjonalnych. Co się tyczy tych ostatnich urządzeń, należy podkreślić, że nawet dla tych klasycznych odwiertów problem starzenie i degradacje pogłębia się w sposób niepokojący wraz z upływem czasu, co pokazuje wykres

10 przestawione na rys.7. Wykres ten sporządzony na podstawie danych z odwiertów udowadnia, że proporcja zlikwidowanych odwiertów wykazujących problemy szczelności szybbko wrasta wraz z starzeniem tych instalacji i przekracza nawet reguły 50% (nt. po 15 latach). Przyczyny uszkodzeń i nieszczelności w przypadku odwiertów służących wydobyciu gazu ze złóż konwencjonalnych zostały analizowane w sposób wyczerpujący przez różnych autorów, min. przez Maurice B. Dusseault (ref. 6) i Wojtanowicza i in..(2001, ref. 7). Co się tyczy odwiertów służących wydobyciu gazu ze złóż niekonwencjonalnych nie wprowadzono dotychczas specyficznej analizy ryzyka. Więc, w tym zakresie wszystko byłoby jeszcze do zrobienia. Wyniki pierwszych ewaluacji wprowadzonych w kierunku tej potrzebnej analizy wskazują jednak, że powtarzające się cykle dynamicznego szczelinowania razem z kompleksową kontrolą potrzebną do rurowana krzywych i horyzontalnych odcinków odwiertów i zastosowaniem nowych substancji chemicznych doprowadzą do osłabiania wytrzymałości elementów stalowych i mlek cementowych. Zatem, konstrukcje odwiertów tego rodzaju są stosunkowo bardziej narażone na przyspieszony proces starzenia się niż konstrukcje klasycznych odwiertów. Rysunek 8: Rzut 3D podsumowujący problemy geologiczne i geotechniczne, który mogą zastąpić po okresie eksploatacji odwiertu.

11 Od dawna inżynierowie chcieliby opanować techniki umożliwiające projektowanie wiaduktów i mostów o wytrzymałości przekraczającej pięćdziesiąt lat bez konieczności kontroli lub konserwacji. Ponieważ można tylko o tym marzyć trudno uwierzyć, że w ciągu ostatnich pięciu lat udało się przemysłowi gazu łupkowego wymyślić struktury o tysiącletniej wytrzymałości. To jednak na tym kruchym założeniu polega rzekomo bezpieczny rozwój tego przemysłu. W tym rozumieniu wszystkie przyszłe zlikwidowane odwierty wiertnicze mogą być opuszczone na zawsze bez konieczności prowadzenia na nich jakiejkolwiek kontroli lub konserwacji (rys. 8). Gazownictwo chciałoby przekonać septycznych że, z samymi materiałami wykorzystanymi do budowy mostów i wiaduktów - chodzi tu zwłaszcza o stal i cement, posiada już przepis na wieczną wytrzymałość tysięcy zlikwidowanych odwiertów wiertniczych podlegających podniesieniu ciśnienia. W rzeczywistości historia wskazuje na to, iż przemysł naftowy nigdy nie był zobowiązany do świadczenia prognoz na taką długoterminową skalę. W końcu żadne państwo, żadna Kanadyjska prowincja, żaden kraj na świecie ma w tej chwili przepisów specjalnie dostosowanych do nowych realiów tego przemysłu. Podczas długiej historii eksploatacji węglowodorów ze złóż konwencjonalnych uruchamiane procedury miały przede wszystkim na celu zapewnienie bezpieczeństwa urządzeń w trackie ich eksploatacji, czyli podczas okresy stosunkowo krótkiego (nt. w porównaniu czasu oddziaływania urządzeń na środowisko). Stawianie wyżej opisanej problematyki promotorom branży naftowej chodzi tu o odpowiedzialność za bezpieczeństwo wykonanych przez nich instalacji na skalę wieków i tysiącleci, może wyglądać a priori niestosowne. Problematyka tego rodzaju nie jest jednak specyfiką tego przemysłu. Była już ona przedmiotem badań w innych branżach, m.in. w branży składowania bardzo długotrwałych odpadów radioaktywnych. W tym ostatnim przypadku zastosowana w świecie skala czasowa odniesienia się to lat. Co się tyczy sektora wiertniczego zbliżonego do sektora gazu łupkowego, inżynierowie firmy Halliburton napisali w dokumentacji inżynierskiej «The Post-Closure phase addresses post decommissioning which has an extremely long time horizon of hundreds, if not thousands, of years.». Odwierty wiertnicze w odniesieniu których zalecane jest ten długoterminowe monitoring są instalacjami stanowiącymi mniejsze ryzyko iż instalacje wiertnicze horyzontalne, gdzie są wprowadzone zabiegi szczelinowania hydraulicznego. Są to pionowe odwierty wykorzystane do podziemnego składowania dwutlenku węgla czyli gaz mniej problematyczne niż metan. Obecność w raportach wniosków tego rodzaju świadczy o tym, że gazownictwo nie ignoruje długoterminowego ryzyka. Nigdy nie było jednak postawione przed obowiązkiem uwzględnienia niego z uwagi na to, że dawne i obecne przepisy nie były i nie są nadal obowiązujące w tym zakresie. Powód jest bardzo prosty: własność instalacji wiertniczych wraca do skarbu Państwa po ich likwidacji. Z wyżej opisanej luki prawnej [4] wynika, że długoterminowa odpowiedzialność za bezpieczeństwo tych instalacji nie była nigdy ujęta w biznes planach. W tekstu powyżej nie poruszone zostały krótkoterminowe niekorzystne najpilniejsze lub najbardziej oczywiste aspekty eksploatacji gazu łupkowego w Ameryce Północnej: - masowe wykorzystanie wody na potrzeby szczelinowania, - często wstrzymany w tajemnicy skład chemiczny "slickwater " będącej koktajlem chemicznym cieczy szczelinujących, które mają optymalizować zabiegi szczelinowania hydraulicznego, - charakter inwazyjny wprowadzenia ciężkiego przemysłu do obszarów rolnych, - uciążliwy ruch samochodów-cystern, - widok wierz wiertniczych flar lub rurociągów, - hałas sprężarek itp. Nie poruszaliśmy problemu zagospodarowania cieczy szczelinujących, które pompowane są z powrotem ku powierzchni z gazem i odzyskane w proporcji ok. 40%. Nie poruszaliśmy problemu promieniotwórczości i wysokiego zasolenia wód głębinowych, których wzniesienie różnymi drogami mogą to być spękania lub uskoki mające nieuniknione kontakty z wierceniami horyzontalnymi, może wywołać skażenie płytkich użytkowych warstw wodonośnych. Przypadki zanieczyszczenia tego rodzaju zostały już obficie relacjonowane w gazetach w Stanach Zjednoczonych. Jako pierwsze pojawiające się problemy stwierdzone

12 zostały przypadki skażenia wód podziemnych metanem. Niepokojące zjawisko to można wytłumaczyć wyjątkową wysoką mobilnością tego gazu, który szybciej niż inne związki chemiczne może znaleźć sobie ścieżki do powierzchni, szczególnie poprzez otwieranych szczelinowaniem hydraulicznym nieciągłości masywu skalnego. Oprócz migracji metanu inne zjawiska ascensyjne - tym razem wolniejsze niż pierwsze, zaczęły pojawiać się. Doprowadziły one do skażenia wód z studni chemicznymi związkami, które pochodzą z płynów szczelinujących (ref. 9). Zdajemy sobie sprawę, że wyżej wymienione problemy są bardzo poważne i zajmują pierwsze miejsce na krótkim terminie. Ponieważ inni naukowcy już poruszyli te problemy w sposób wyczerpujący, zostały tu tylko wspomniane. Poza tym wśród zidentyfikowanych problemów są zagadnienia specyficznie związane z szczelinowaniem hydraulicznym. Inne techniki (ciekły propan, CO2, sprężone powietrze, łuk elektryczny, itd.) mogłyby być zastosowane w przyszłości. W związku z tym lista niekorzystnych efektów, jakie mogą występować na skutek nowych metod szczelinowania, może się zmienić. Jednak niezależnie od metod sztucznego szczelinowania zastosowanych w przyszłości, wywołany proces geologiczny będzie ten sam. Proces ten nie da się przyśpieszyć. Więc, niniejsza analiza będzie zawsze istotna i aktualna nawet w perspektywie rozwoju testowanych obecnie alternatyw technologicznych, które mogą znaleźć później zastosowanie w tym przemysłu. Rozpatrując niniejszej problematyki postanowiliśmy przedstawić analizę ścisłe geologiczną i geotechniczną, ponieważ inne niepokojące aspekty związane z eksploatacją niekonwencjonalnych złóż gazu i oleju łupkowego wynikają i wynikną z "bugs" geotechnicznych - w rozumieniu systematycznych błędnych założeń programowych. Aspekty te staną coraz bardziej wyraźniejsze i ostrze w przyszłości. Biorąc pod uwagę, że nowa działalność przemysłowa powstała w pośpiesznym trybie, błędy były nieuniknione. Głównym błędem polegał w tym przypadku na skierowaniu wcześniejszych badań wyłącznie do optymalizacji eksploatacji handlowej zasobu, i zlekceważeniu konieczności prowadzenia podstawowych i prawie obowiązkowych badań naukowych. Wnioski i zalecenia: Istnieją dwie istotne różnice między gazem łupkowym i gazem ze złóż konwencjonalnych. Te dwie różnice same dają podstawowe argumenty, aby odrzucić w całości mało rozważny pomysł wykorzystania gazu łupkowego obecną zaproponowaną metodą: 1 - Technika szczelinowania hydraulicznego polega na tworzeniu sztucznej sieci połączonych z sobą pęknięć, poprzez których gaz zaczyna migrować. Technika inicjuje proces przepływu gazu w obrębie złoża na wzór tego, co się dzieje przy tworzeniu konwencjonalnych złóż. Proces ten jest to procesem geologicznym, trwa setki tysięcy lat, a technika nie jest w stanie w żadny sposób go przyspieszyć. Budowa odwiertu i zabieg sztucznego szczelinowania zajmują razem kilka tygodni. Po zakończeniu tej fazy przepływ gazu zaś tylko uruchamia się. Przepływ ten będzie trwać nieporównywalnie długo na skalę geologicznego czas (> lat) w stosunku do okresu eksploatacji złoża przed jego likwidacją, która następuje kiedy wydajność gazu pada poniżej progu opłacalności utrzymania całej instalacji, wtedy wykonuje się zamknięcie otworu korkiem cementowym. Więc, z perspektywy czasu geologicznego okres eksploatacji odwiertu reprezentuje ułamek czasu.

13 2 Wiercenie odwiertu i szczelinowania łupków są całkowicie nieodwracalnymi zabiegami, bowiem nie ma rozwiązania technicznego umożliwiającego zwrot pierwotnej nieprzepuszczalności masywowi łupkowemu. Po zakończeniu eksploatacji komercyjnej zaczopowane odwierty stanowią sieć podziemnych przewodów podatnych na utratę szczelności i wystąpienie wycieków gazu. Zasadnicze pytania odnośnie do struktur tego rodzaju dotyczy to wszystkich konstrukcji z betonu i stali, brzmią następująco: Jaką trwałość one mają? Jak będą one zachować się, kiedy nie będą już w stanie powstrzymać ciśnienia gazu na skutek ich degradacji? Należy tu szczególnie wziąć pod uwagę niekorzystny zbieg dwóch zjawisk : powoli ale ciągły wzrost ciśnienia gazu w masywie łupkowym z jednej strony, pogorszenie stanu degradacji konstrukcji opuszczonych odwiertów z drugiej strony. Z upływem czasu oba te zjawiska wystąpią w sposób coraz bardziej wyraźny na powierzchni w postaci coraz liczniejszych i wydajniejszych wycieków metanu. Długoterminowe zagospodarowanie tych nowoczesnych zakopywanych konstrukcji będzie kosztowa kolosalne fortuny skarbowi Państwa, ponieważ wykorzystana metoda wydobycia gazu jest mało efektywna i ogromna proporcja niewydobytego gazu pozostaje (80%) w zbiorniku w stosunku do jego pierwotnej zawartości. Wydobycie węglowodorów ze złóż konwencjonalnych jest do przyjęcia tam, gdzie operatorzy przestrzegają przepisy ochrony środowiska i dostosują się do zasad techniki. Przeciwnie, co się tyczy złóż niekonwencjonalnych zakaz stosowania szczelinowania hydraulicznego na terytorium Francji był trafną decyzją. Z pewnością różne lobby ekonomiczne wywołują już naciski w celu uchylenia tej decyzji władz krajowych lub próbują ominąć przepisów z niej wynikających. Dlatego zaleca się, aby analizowane w niniejszym opracowaniu problematyki zawarte zostały w dalszych dyskusjach, które mają przebiegać. Wskazane byłoby, aby zakaz lub regulacja prawna nie były uwięzione w pojęciu szczelinowania hydraulicznego, ponieważ inne techniki szczelinowania przynoszą podobne efekty. Ta ostatnia uwaga została uwzględniona w tym tekście. W obliczu zagrożeń związanych z przemysłem gazu łupkowego obecne przepisy prawne regulujące wydobycie węglowodorów (nt.: min. w Francji, ale prawdopodobnie również w Polsce) powinne być w trybie priorytetowym poddane ponownie głębokiej analizie, ponieważ przepisy te należą do innej epoki. Nie regulują one nawet w sposób wyczerpujące zagospodarowania opuszczonych odwiertów ze złóż konwencjonalnych. Zatem są one w całości nieadekwatne odnośnie do złóż niekonwencjonalnych. Stare ustawy te otworzyły jednak szeroką drogę dla zakwestionowanego tu przemysłu gazu łupkowego na etapie startowym szczególnie w Ameryce Północnej, gdzie ta branża skorzystała również z pewnych specyficznych wyłączeń z obowiązków środowiskowo-prawnych. Firmy wydobywcze powinne jednak podjąć całą i stałą odpowiedzialność dla odwiertów tego rodzaju. W tym ujęciu powinien być na zawsze skreślony zbyt wygodny dla nich przepis przewidujący przekazywanie do skarbu Państwa zlikwidowanych odwiertów prawie zaraz po ich eksploatacji - Zamiast tego przepisu Państwowi ustawodawcy mogliby wymyślić np. 99-letnią dzierżawę przewidujące automatyczną odnowę na 99 lat w przypadku stwierdzenia uporczywej anomalii ciśnienia na dnie zlikwidowanego otworu. Gdyby zamiast tych starych reguł już zobowiązały nowe przepisy jak powyżej, może przemysł gazu łupkowego nigdy się nie pojawiłby. W rozpatrywanej tu branży przemysłowej biznes plany ograniczają się do dwóch etapów: eksploracja i następnie eksploatacja. W innym opublikowanym przez nas tekście (ref. 10-Durand, 2011) proponujemy analizę kosztów i korzyści dla społeczeństwa z uwzględnieniem dodatkowych obciążeń na długim terminie w parametrach oceny opłacalności branży. Dodatkowe obciążenia mają tu dużo znaczenia z uwagi na długość pozostającego okresu, kiedy ogromne przewidywalne koszty wynikające z stosunkowo efemerycznej fazy wydobycia mają być pokryte przez Państwa. Patrząc pod tą nową perspektywą krótkowzroczność polityki energetycznej Państw Ameryki Północnej jest oczywista, co zmienia radykalnie naszą wizję na ten temat.

14 Literatura: 1- BAPE, Bureau d Audiences Publiques sur l Environnement, 323 p. Rapport final de la commission d enquête gouvernementale sur l industrie des gaz de schiste au Québec 2- Office National de l Énergie, Nov. 2009, L ABC du gaz de schistes au Canada, 23p. 3- Aeberman, Shale Gas-Abundance or Mirage? Why The Marcellus Shale Will Disappoint Expectations. The Oil Drum 4- Johnson D W Marcellus Shale Gas, présentation Enerplus Corp. 5- Brufatto et al 2003, From Mud to Cement Building Gas Wells, Oilfield Review, Sept 2003, pp Dusseault, 2000, Why oilwells leaks : Cement behavior and long-term consequences SPE International Oil and Gas Conference and Exhibition in China held in Beijing, China, 7 10 November Wojtanowicz et al, 2001, Diagnosis and remediation of sustained casing pressure Final Report US Dept of Interior, Mineral Management Service, 93p. 8- Halliburton Carbon Capture and Storage - Post Closure of wells. 9- Reuters 2011, PA says fracking likely polluted Wyoming water. 10- Durand Gaz de schiste - un plan d affaire fortement dans le rouge Przypisy do tekstu: [1] Gdyby złoże z łupków Utica przebiegające pod doliną St Lawrence utwory te rozciągają się w Quebeku pomiędzy miastami Montreal i Quebek, poddane były do eksploatacji przemysłowej, potrzebne byłoby na pierwszy etap tej operacji ok odwiertów wiertniczych na obszarze km2, gdzie znajduje się korytarz nr 2. Korytarz ten uznany został jako najbardziej atrakcyjnym fragmentem tego złoża (ref. 1 - BAPE Komisji, 2011). [2] Prawo Darcy'ego V = K x I wyraża w jednostkach prędkości [m / s] zasady, które regulują przepływ wody w podziemnych formacjach geologicznych. Przy analizie przepływu węglowodorów w formacjach geologicznych wykorzystane są bardziej skomplikowane wzory. Aby umożliwić uproszczone podejście do stosunków istniejących miedzy przepływem i przepuszczalnością postanowiliśmy zużywać jako zwór ww. prawo hydrodynamiki, gdzie parametr K określany również jako przewodność hydrauliczna, jest synonimem przepuszczalności Darcy ego.

15 [3] Wyrażenie odwiert-korek (nt.: puits-bouchon w jęz. fr) zostało specjalnie tu wymyślone, ponieważ nie znaleźliśmy odpowiedniej nazwy dla opisanej tu konstrukcji inżynierskiej. Pod wyrażeniem odwiert-korek należy tu rozumieć konstrukcję pierwotnie zaprojektowaną jako tymczasową konstrukcję o precyzyjnej funkcji inżynierskiej - pierwsza funkcja ta polega na wydobyciu gazu, a drugorzędnie przeznaczona do zupełnie odwrotnej funkcji - druga funkcja ta polega na zapobieganiu przepływowi gazu z odwiertu, po pobieżnych przekształceń pierwotnej konstrukcji. Drugorzędna konstrukcja wyrobiona na podstawie pierwotnej tymczasowej konstrukcji stanie są stałą konstrukcją w tej nowej roli (rys. 8). [4] Niedawno temu niektóre państwa i prowincja Alberta uruchomiły specyficzne programy mające na celu zagospodarowanie opuszczonych odwiertów. Prowadzenie programów tego rodzaju - obejmują one kosztowne prace kontrolne na ww. odwierty oraz prace uczelniania w przepadku stwierdzenia anomalii ciśnienia, wymaga środków finansowych z przemysłu naftowego. Na razie prowadzona jest tylko inwentaryzacja odwiertów jako pierwszy etap tych programów. W takim trybie, nowe zlikwidowane odwierty wiertnicze przekazane do skarbu Państwa nie ulegną od razu potrzebnej kontroli. Zatem programy te nie wystarczają w obliczu tych nowych wyzwań.