Metan jest jednym z najpoważniejszych zagrożeń w kopalniach węgla kamiennego, ale zarazem wartościowym gazem, który można wykorzystać do celów energetycznych. O tym, skąd bierze się w pokładach węgla, jakie zasoby występują w Polsce i na świecie oraz dlaczego wcześniejsze odmetanowanie może poprawić bezpieczeństwo, obniżyć koszty wydobycia i ograniczyć emisje, zapytaliśmy dr. Janusza Jureczkę z Oddziału Górnośląskiego Państwowego Instytutu Geologicznego - Państwowego Instytutu Badawczego w Sosnowcu. Wywiad przeprowadził Artur Baranowski.
Artur Baranowski (AB): Czym właściwie jest metan z pokładów węgla?
Janusz Jureczka (JJ): Nazwa jest pewnym uproszczeniem, ponieważ nie mamy do czynienia z czystym metanem, lecz z wysokometanowym gazem naturalnym akumulowanym w węglu. Metan stanowi zwykle ponad 90 proc. jego składu, ale w niewielkich ilościach występują w nim również wyższe węglowodory, m.in. etan i propan, a także azot oraz dwutlenek węgla. Dlatego precyzyjniej byłoby mówić o gazie występującym w pokładach węgla.
Gaz ten jest akumulowany przede wszystkim w mikroporach matrycy węglowej dzięki zjawisku sorpcji. Niewielka jego część może występować także w spękaniach i większych porach. Węgiel działa zatem jak sorbent: dzięki porowatej strukturze może magazynować znacznie więcej gazu niż typowe skały osadowe, na przykład piaskowce.
Zawartość gazu jest bardzo zróżnicowana. W polskich warunkach może dochodzić do około 20 m³ metanu w jednej tonie węgla. Dla wyobrażenia: tona węgla zajmuje mniej więcej objętość sześcianu o boku około 70 cm, a może mieścić kilka lub kilkanaście metrów sześciennych gazu.
Jego zastosowanie jest analogiczne do gazu ziemnego używanego w gospodarstwach domowych.
AB: Jak ten gaz powstał i dlaczego pozostał w węglu?
JJ: Jego geneza jest bezpośrednio związana z powstawaniem złóż węgla kamiennego. Punktem wyjścia było nagromadzenie ogromnych ilości materii organicznej, głównie roślinnej. W czasie liczonym w dziesiątkach i setkach milionów lat, pod wpływem wysokiej temperatury i ciśnienia, zachodziły procesy uwęglenia i przemiany chemiczne materii organicznej. Towarzyszyło im wydzielanie metanu, który został związany w mikroporach węgla i na powierzchni jego cząsteczek.
Wyróżniamy dwa główne, często współwystępujące typy tego gazu: metan termogeniczny i metan biogeniczny. Metan termogeniczny powstał w procesie uwęglenia pod wpływem temperatury i ciśnienia. Metan biogeniczny jest natomiast produktem aktywności mikroorganizmów i występuje przede wszystkim w płytszych, mniej dojrzałych, czyli słabiej uwęglonych, pokładach, do których dopływały wody gruntowe lub złożowe. Szacuje się, że około 80 proc. światowych zasobów ma pochodzenie termogeniczne, a około 20 proc. – biogeniczne.
AB: Jak klasyfikuje się metan związany z górnictwem węgla?
JJ: W klasyfikacjach międzynarodowych rozróżnia się przede wszystkim metan pod względem miejsca występowania i sposobu pozyskania, czyli: z górotworu nieobjętego eksploatacją węgla (ogólnie ujmując – ze złóż niezagospodarowanych górniczo), określany jako CBM (Coalbed Methane), metan ze złóż eksploatowanych, czyli CMM (Coal Mine Methane), oraz z kopalń zamkniętych – AMM (Abandoned Mine Methane). Osobną kategorią jest metan zawarty w powietrzu wentylacyjnym kopalń – VAM (Ventilation Air Methane).
W Polsce podział stosowany przy dokumentowaniu zasobów jest inny: metan ujmuje się jako kopalinę główną (w złożach dziewiczych, nieobjętych eksploatacją węgla) albo jako kopalinę towarzyszącą w złożach węgla kamiennego eksploatowanych lub przewidzianych do eksploatacji.
Różnice w terminologii, metodach pomiaru oraz sposobach szacowania zasobów powodują, że dane światowe należy traktować jako przybliżone. Geologiczne zasoby gazu z węgla ocenia się na około sto do dwustu kilkudziesięciu bilionów metrów sześciennych, natomiast zasoby wydobywalne stanowią mniej więcej jedną dziesiątą tej wartości. Oczywiście, wraz z lepszym rozpoznaniem złóż wielkość zasobów wydobywalnych może się zwiększać.
AB: Gdzie są największe zasoby i gdzie gaz z pokładów węgla jest wydobywany na dużą skalę?
JJ: Największe zasoby geologiczne występują w państwach dysponujących dużymi zasobami węgla kamiennego, przede wszystkim w Rosji, Stanach Zjednoczonych, Chinach, Australii, Kanadzie, Indonezji i Indiach.
Wielkość zasobów nie zawsze przekłada się jednak na poziom eksploatacji. Rosja ma prawdopodobnie największe zasoby, ale nie prowadzi wydobycia tego gazu. Przemysłową eksploatację na dużą skalę rozwinęły przede wszystkim Stany Zjednoczone i Australia, wydobywany jest także w Kanadzie i Chinach.
W USA impuls dały w latach 80. XX wieku zachęty podatkowe dla operatorów ujmujących gaz otworami wierconymi z powierzchni. Wydobycie osiągnęło maksimum w 2008 roku – około 56 mld m³, czyli niemal trzykrotność obecnego rocznego zużycia gazu w Polsce. Później spadło m.in. wskutek rozwoju eksploatacji gazu z łupków; obecnie wynosi kilkanaście miliardów metrów sześciennych rocznie. W Australii gwałtowny wzrost rozpoczął się około 2009–2010 roku, a roczne wydobycie już w 2017 r. zbliżyło się do 40 mld m³ i ten poziom jest nadal utrzymywany.
AB: Jak duży jest potencjał metanu z pokładów węgla w Polsce?
JJ: Gaz ten występuje w trzech polskich zagłębiach węglowych: Górnośląskim, Lubelskim i Dolnośląskim. Najmniejsze ilości szacuje się w Dolnośląskim Zagłębiu Węglowym – na kilka miliardów metrów sześciennych. W Lubelskim Zagłębiu Węglowym może to być kilkanaście miliardów metrów sześciennych.
Zdecydowanie największy potencjał ma Górnośląskie Zagłębie Węglowe – ostrożne szacunki mówią o 200–300 mld m³. Około 100 mld m³ stanowią zasoby udokumentowane, głównie w złożach eksploatowanych i zaniechanych, gdzie metan jest ujmowany jako kopalina towarzysząca. Łącznie z zasobami prognostycznymi i perspektywicznymi wielkość lepiej rozpoznanych zasobów wynosi około 210 mld m³.
Na początku lat 90. zainteresowanie tym potencjałem wykazywały duże firmy amerykańskie, m.in. Amoco i Texaco. Pierwsze oceny zasobów, sięgające nawet 1,3 bln m³, okazały się jednak znacznie zawyżone. Późniejsze prace pozwoliły je zweryfikować, ale nadal mówimy o bardzo dużych zasobach.
AB: Dlaczego mimo spadku wydobycia węgla problem metanu nie maleje?
JJ: Ponieważ eksploatacja schodzi do coraz głębszych i bardziej metanowych pokładów. W 1995 roku wydobyto w Polsce około 135 mln ton węgla kamiennego, a podczas jego eksploatacji uwolniło się około 750 mln m³ metanu, czyli około 5,5 m³ na tonę. W 2015 roku wydobycie spadło do około 72 mln ton, ale ilość uwolnionego metanu wzrosła do ponad 930 mln m³ – prawie 13 m³ na tonę. W 2024 roku, przy wydobyciu niespełna 44 mln ton, wskaźnik ten przekroczył 16 m³ metanu na tonę węgla.
Płytsze, niemetanowe lub słabo metanowe partie złóż, mniej więcej do głębokości 600–700 m, zostały w znacznej mierze wyeksploatowane. Wraz ze wzrostem głębokości rośnie zawartość metanu w pokładach węgla, a co za tym idzie metanowość kopalń. Spośród 24 zakładów górniczych tylko cztery kopalnie we wschodniej części Górnośląskiego Zagłębia Węglowego – Janina, Sobieski, Piast i Ziemowit – prowadzą eksploatację w warunkach niemetanowych. Pozostałe działają w warunkach metanowych, bardzo często w warunkach silnie metanowych.
Ma to duże znaczenie nie tylko dla bezpieczeństwa. W ścianach o wysokiej metanowości wydobycie postępuje wolniej, choć koszty przygotowania i wyposażenia ściany, a mówiąc językiem górniczym – jej uzbrojenia, są porównywalne, a często znacznie wyższe, w stosunku do ścian w kopalniach niemetanowych. Metan wpływa więc na tempo prac i wielkość wydobycia węgla, a co za tym idzie na ekonomikę eksploatacji.
AB: Czy metan można usuwać jeszcze przed rozpoczęciem wydobycia węgla?
JJ: Tak. W 2012 roku Oddział Górnośląski Państwowego Instytutu Geologicznego - PIB rozpoczął eksperymentalny w polskich warunkach projekt przedeksploatacyjnego odmetanowania pokładów za pomocą kierunkowych otworów wierconych z powierzchni. Prace prowadzono w rejonie kopalni Mysłowice-Wesoła. Celem było ujęcie gazu na kilka lub kilkanaście lat przed rozpoczęciem eksploatacji.
Wykonywanie otworu wiertniczego na terenie kopalni Mysłowice-Wesoła PIG-2H marzec, 2014 r.
Przygotowania do zabiegu szczelinowania w otworze PIG-2H, październik 2014 r.
Profil i intersekcja otworu Wesoła PIG-1
Takie rozwiązanie przynosi trzy zasadnicze korzyści: pozwala wcześniej pozyskać i wykorzystać gaz – cenny surowiec energetyczny, poprawia bezpieczeństwo pracy oraz warunki ekonomiczne późniejszego wydobycia węgla, a także ogranicza emisję metanu do atmosfery.
Doświadczenia z kopalni Mysłowice-Wesoła wykorzystano następnie w projekcie w Gilowicach koło kopalni Brzeszcze, realizowanym wspólnie przez PIG-PIB oraz PGNiG. Po wykonaniu szczelinowania w otworze kierunkowym maksymalny dopływ gazu do otworu osiągnął 10 tys. m³ na dobę, a w warunkach ustabilizowanych wynosił około 5 tys. m³ na dobę. Dla porównania: maksymalny dopływ w tych samych otworach odwierconych wcześniej przez firmę Dart Energy, która nie robiła szczelinowania, wynosił około 170 m³ na dobę.
Gilowice-1, flara. Fot. PGNiG
Gilowice-2H testy produkcyjne, lipiec 2019 r.
Szczelinowanie było potrzebne, ponieważ węgiel w polskich zagłębiach ma znacznie niższą przepuszczalność niż węgiel w złożach amerykańskich czy australijskich. Aby gaz uwolnił się z matrycy węglowej, trzeba obniżyć ciśnienie, a następnie zapewnić mu – najprościej mówiąc – drogę przepływu. Sieć wytworzonych szczelin ułatwia filtrację gazu do otworu. Niestety, mimo obiecujących wyników prace zostały zawieszone pod koniec ubiegłej dekady.
Gilowice-2H, szczelinowanie. Głowica zabiegowa, z prawej agregaty pompowe Fot. M. Rolka
AB: Jak regulacje prawne dotyczące emisji metanu zmieniają sytuację kopalń? Chodzi głównie o rozporządzenie metanowe Unii Europejskiej dotyczące ograniczenia emisji metanu w sektorze energetycznym.
JJ: Unijne rozporządzenie metanowe obowiązuje od sierpnia 2024 roku. Nakłada szereg obowiązków na kopalnie i spółki górnicze. Między innymi od 1 stycznia 2025 roku wprowadziło zakaz uwalniania metanu ze stacji odmetanowania, a od 1 stycznia 2027 roku zaczną obowiązywać limity emisji szybami wentylacyjnymi. To zasadnicza zmiana dla polskich kopalń, ponieważ konieczne staje się skuteczniejsze ujmowanie i zagospodarowanie metanu.
Ograniczenie emisji metanu ma oczywiście duże znaczenie klimatyczne, ale coraz większą rolę będą odgrywać również koszty eksploatacji w kopalniach metanowych, w tym te koszty związane z wdrożeniem rozporządzenia metanowego. Należy tu dodać, że są prowadzone działania w spółkach węglowych mające na celu zmniejszenie kosztów środowiskowych. Działania te często są wspierane przez instytucje naukowo-badawcze. Między innymi Oddział Górnośląski PIG-PIB uczestniczy w projektach finansowanych z Funduszu Badawczego Węgla i Stali Unii Europejskiej, których celem jest rozwijanie metod ograniczania emisji metanu do atmosfery, a także poprawa efektywności kopalń oraz bezpieczeństwa pracy.
AB: Jaką rolę może odegrać ten gaz w warunkach transformacji energetycznej i zamykania kopalń?
JJ: Likwidacja górnictwa węgla kamiennego w Polsce wydaje się procesem trudnym do zatrzymania, nie tylko z powodów środowiskowych, lecz także ekonomicznych, o czym się dość rzadko mówi. Łatwiej dostępne zasoby węgla zostały w znacznej części wyczerpane, a eksploatacja głębinowa jest kosztowna. Trzeba tu jednak odróżnić węgiel energetyczny od węgla koksowego, wykorzystywanego głównie w hutnictwie i uznawanego w Unii Europejskiej za surowiec krytyczny. Przed tym rodzajem węgla kamiennego przyszłość wydaje się nieco jaśniejsza.
A co dalej z metanem z pokładów węgla? No cóż, zamknięcie kopalń nie oznacza, że metan zniknie. Nadal pozostanie on w złożach węgla, występuje również w wyrobiskach zlikwidowanych zakładów górniczych. Górnośląskie Zagłębie Węglowe jest ogromnym, naturalnym zbiornikiem węgla i gazu, albo inaczej rzecz ujmując – ogromnym zbiornikiem energii zgromadzonej w tych kopalinach. Nie wiemy dziś, jakie technologie i uwarunkowania gospodarcze zdecydują o wykorzystaniu tych zasobów za kilkadziesiąt czy sto lat. Sam zasób jednak pozostanie i może zyskać nowe znaczenie dla przyszłych pokoleń.
AB: Dziękuję za rozmowę
Dr Janusz Jureczka jest geologiem, absolwentem Wydziału Nauk o Ziemi Uniwersytetu Śląskiego w Katowicach. Od 1983 r. pracuje w Państwowym Instytucie Geologicznym, Oddziale Górnośląskim w Sosnowcu, w latach 2015–2025 jako dyrektor oddziału.
Jest specjalistą w zakresie geologii złóż węgla kamiennego i metanu z pokładów węgla. Był kierownikiem szeregu projektów wpisujących się w poprawę bezpieczeństwa energetycznego Polski oraz dywersyfikację źródeł surowców energetycznych.
Aktywnie udziela się na arenie międzynarodowej propagując polską myśl techniczną dotyczącą ujmowania metanu z kopalń, której celem jest poprawa bezpieczeństwa pracy oraz rentowności kopalń, a także ograniczenie szkodliwej emisji metanu do atmosfery.
Od 2016 r. jest członkiem Międzynarodowej Grupy Ekspertów ds. Metanu, a od 2017 r. – prezydium Międzynarodowego Centrum Doskonałości w Zakresie Metanu z Kopalń w Polsce, działających pod egidą Europejskiej Komisji Gospodarczej ONZ (UNECE). W latach 2018–2020 był członkiem Zarządu Izby Gospodarczej Gazownictwa. Był członkiem kilku zespołów doradczych przy Ministrze Środowiska, a od 2024 r. jest członkiem Rady Gospodarowania Zasobami Ziemi, przy Ministrze Klimatu i Środowiska.
Autor lub współautor ponad 190 specjalistycznych publikacji oraz ok. 130 opracowań archiwalnych.
