PDF (14 MB) - Instytut Nafty i Gazu

Raport Instytutu Nafty i Gazu w Krakowie 

Nafty i Gazu 

2011 

2011 № 6 Rynek Polskiej 

Patronat Honorowy: 

Minister Gospodarki RP 

Główny Sponsor: 

Partner merytoryczny:

Spis treści: 

Słowo wstępne Ministra Gospodarki ...........................................................................................................................................................5 

Ekonomia Ropy i Gazu ....................................................................................................................7 

Czy potrzebny jest nadzór władzy nad ropą i gazem?................................................................................................................. 8 

Czy są powody do obaw o przyszłość dostaw i cen paliwa gazowego do Polski? .............................................16 

Ropa: poszukiwania, wydobycie, sprzedaż .............................................................23 

Jak karzeł stał się olbrzymem... .....................................................................................................................................................................24 

Rewolucje społeczne w Afryce – czy świat czeka kolejny kryzys naftowy? ...............................................................40 

Wiertnictwo ..................................................................................................................................................................................................................46 

Gaz: eksploracja, dystrybucja, sprzedaż .................................................................... 53 

Jest szansa na zwiększenie bezpieczeństwa Polski w sektorze energii ........................................................................ 54 

Niekonwencjonalne podejście do niekonwencjonalnych złóż ...........................................................................................60 

Gazy cieplarniane kontra Ziemia ...............................................................................................................................................................66 

„Moda” na huby gazowe – czy przyjdzie też do Polski? ............................................................................................................74 

LPG pod specjalnym nadzorem ...................................................................................................................................................................80 

Nowe wyzwanie dla poszukiwań złóż gazu ......................................................................................................................................90 

Poszukiwania Nafty i Gazu Kraków Sp. z o.o. przygotowuje się do udostępniania złóż gazu łupkowego .....96 

Monitoring w trybie on-line..........................................................................................................................................................................100 

Wkład BSiPG GAZOPROJEKT SA we wzrost bezpieczeństwa energetycznego kraju ......................................106 

„Multi”, czyli „multum nowoczesnych rozwiązań” .......................................................................................................................114 

Ekologia w przemyśle naftowym i gazowniczym ................................................ 121 

Promocja zdrowszej energii ...........................................................................................................................................................................122 

Biokomponenty w paliwie a olej silnikowy .......................................................................................................................................128 

Mikroorganizmy: sprzymierzeńcy i wrogowie? .............................................................................................................................136 

Ropa naftowa i gaz ziemny – niekonwencjonalna przyszłość ........................................................................................142 

Redakcja: 

Redakcja:orz Rynek Polskiej Nafty i Gazu Layout, skład DTP: Grzegorz Grzeg Grzegorz Łapa 

ISSN 1896-4702 

Paweł Noszkiewicz 

Mariusz Caliński 

e-mail: pawel.n@webkreator.com.pl 

Joanna Zaleska-Bartosz 

Redaktorzy: 

Agnieszka J. Kozak 

Wojciech Łyko 

Zbigniew Stępień 

Stanisław Oleksiak 

Wiesława Urzędowska 

Joanna Brzeszcz 

Piotr Kapusta 

Anna Turkiewicz 

Wydawca: 

Instytut Nafty i Gazu 

31-503 Kraków, ul. Lubicz 25 A 

tel.: +48(12) 421 00 33 

fax: +48(12) 430 38 85 

e-mail: offi ce@inig.pl 

www.inig.pl 

REGON: 000023136 

NIP: 675-000-12-77 

KRS: 0000075478 

Redakcja: 

Instytut Nafty i Gazu 

31-503 Kraków, ul. Lubicz 25 A 

tel.: +48(12) 421 00 33, 

fax: +48(12) 430 38 85 

e-mail: nafta-gaz@inig.pl www.inig.pl 

Marketing i promocja: 

Wojciech Łyko 

e-mail: Wojciech.Lyko@inig.pl 

Współpraca redakcyjna: 

Tomasz Barańczyk 

Sławomir Huss 

Grzegorz Kuś 

Jacek Ciborski 

Michał Krasodomski 

Maria Woźny 

Piotr Kasza 

Jerzy Rachwalski 

Iweta Gdala 

Mateusz Konieczny 

Beata Altkorn 

Irena Matyasik 

Anna Jarosz 

Regina Katlabi 

Anna Huszał 

Ilustracje: 

Zamieszczone w niniejszym raporcie fotografi 

e pochodzą z serwisów: sxc.hu, isctockphoto 

oraz z archiwum fi rm: Grupa Lotos S.A., 

Instytut Nafty i Gazu, PNiG Sp. z o.o. 

Pozostałe ilustracje zostały opracowane przez 

autorów publikacji. 

Druk: 

Drukarnia i Agencja Wydawnicza „ARGI” 

ul. Żegiestowska 11 

Wrocław 

Nakład: 

1200 egzemplarzy

WICEPREZES RADY MINISTRÓW 

MINISTER GOSPODARKI 

Waldemar Pawlak 

Szanowni Państwo, 

Jest mi niezmiernie miło zarekomendować Państwu 

kolejny raport roczny Instytutu Nafty i Gazu 

w Krakowie – Rynek Polskiej Nafty i Gazu 2011. 

Wydawnictwo to w sposób kompleksowy podejmuje 

najbardziej interesujące zagadnienia sektora 

naftowego i gazowego, przez co stanowi doskonałe 

uzupełnienie i usystematyzowanie wiedzy w tych 

obszarach. Rynek Polskiej Nafty i Gazu 2011 prezentuje 

najbardziej aktualne tematy, które w znacznym 

stopniu determinują kształt rynków energetycznych 

– konsekwencje nieodległego uruchomienia gazociągu 

Nord Stream czy wpływ wydarzeń w Afryce Północnej 

i na Bliskim Wschodzie na ceny i podaż ropy 

naftowej na świecie. W publikacji nie mogło także zabraknąć 

szeregu informacji i analiz w obszarze gazu 

łupkowego, LPG, nowych technologii czy zagadnień 

środowiskowych. 

Sektor energetyczny jest w dzisiejszych czasach 

fundamentem gospodarki i podstawą funkcjonowania 

wszystkich gałęzi przemysłu. Przywykliśmy, że 

ropa naftowa, paliwa czy gaz ziemny są przedmiotem 

codziennych informacji medialnych w zakresie cen, 

podaży, zakłóceń dostaw i nowych inwestycji. Polska 

traktuje ten obszar z ogromną atencją. – Staramy 

się tworzyć przyjazne ramy prawne funkcjonowania 

dla przedsiębiorców w sektorze ropy i gazu, bacznie 

obserwujemy wydarzenia na forum Unii Europejskiej 

i interweniujemy zawsze gdy uznamy, że proponowane 

rozwiązania nie służą rozwojowi polskiego sektora 

energetycznego. 

Polska w bieżącym półroczu przewodzi pracom 

UE – czas ten poświęcamy także na bardzo intensywny 

wysiłek w obszarze zagadnień energetycznych: 

uwydatniamy zewnętrzny wymiar polityki energetycznej 

UE, promujemy solidarność energetyczną 

i staramy się z rozsądkiem podchodzić do aspektu klimatycznego 

funkcjonowania sektorów energetycznych 

w Europie. 

Waldemar Pawlak – wicepremier, minister gospodarki 

Polska stoi przed wielkimi wyzwaniami w zakresie 

energii – dość wspomnieć rozwój sektora gazu łupkowego, 

energetykę jądrową czy inwestycje w elektroenergetyce, 

gazownictwie i górnictwie. To bardzo 

zaawansowane działania, Polska z rozmysłem podchodzi 

do każdego z sektorów energii, starając się dbać 

o konkurencyjność i innowacyjność gospodarki. 

Bezpieczeństwo energetyczne ma swoją ogromną 

wartość w zabieganiu o taki stan interesów państwa, 

który gwarantuje stałość dostaw nośników energii, 

przy jednoczesnym zagospodarowaniu złóż wewnątrz 

kraju i dbałości o alternatywne drogi dostaw. Polska 

jest krajem bezpiecznym energetycznie, chociaż nie 

wolnym od wpływu wydarzeń na rynkach światowych, 

co obserwujemy zwłaszcza w ostatnich miesiącach 

w odniesieniu do cen ropy naftowej i paliw. 

Serdecznie zachęcam do lektury niniejszej publikacji. 

Rynek Polskiej Nafty i Gazu 2011 to pozycja przeznaczona 

nie tylko dla osób głęboko zaangażowanych 

w zagadnienia energetyczne ale także dla tych wszystkich, 

którzy pragną poszerzyć swoją wiedzę w tym zakresie 

czy też poznać najnowsze analizy, trendy oraz 

wydarzenia rynku naftowego i gazowniczego. 

RYNEK POLSKIEJ NAFTY I GAZU 2011

Ekonomia 

Ropy i Gazu

8 

Rząd polski w sektorach strategicznych 

Czy potrzebny jest nadzór 

władzy nad ropą i gazem? 

TOMASZ BARAŃCZYK, SŁAWOMIR HUSS, GRZEGORZ KUŚ 

Istnieje szereg grup narzędzi, które umożliwiają władzom 

wpływ na strategiczne sektory gospodarki. 

Ich spektrum jest różnorodne: począwszy od narzędzi 

podatkowych, poprzez nadzór właścicielski nad 

kluczowymi podmiotami energetycznego łańcucha 

wartości, na wsparciu projektów inwestycyjnych skończywszy. 

Ze względu na regulacje unijne, w przypadku 

krajów członkowskich możliwość elastycznego regulowania 

rynku poprzez narzędzia podatkowe jest ograniczona, 

dlatego pojawiają się inne narzędzia, zwłaszcza 

te prorozwojowe i proekologiczne, które szybko zyskują 

na znaczeniu. 

Analizując kwestie obecności (ingerencji) państwa 

w sektorach strategicznych, nie sposób nie rozpocząć 

od najbardziej dotkliwych dla kierowców aspektów 

podatku akcyzowego oraz innych instrumentów 

we władaniu fi skusa. Wśród podatkowych instrumentów 

oddziaływania na rynek ropy naftowej i gazu, 

a w konsekwencji na poziom cen tych dóbr, należy wymienić: 

akcyzę na paliwo, opłatę paliwową oraz stawkę 

podatku VAT. Większy wachlarz instrumentów fi skalnych 

o działaniu bezpośrednim dotyczy rynku ropy 

naftowej. Jednocześnie, w związku z koniecznością 

ochrony środowiska, państwo powinno kształtować 

RYNEK POLSKIEJ NAFTY I GAZU 2011 

Ekonomia Ropy i Gazu 

Analizując rolę państwa w sektorach ropy naftowej i gazu ziemnego bez 

problemu można dostrzec, że kurczące się zasoby surowców energetycznych 

oraz stale rosnący popyt na wszelkiego rodzaju paliwa stawiają 

władze państw w niewątpliwie trudnej sytuacji. Muszą one bowiem balansować 

pomiędzy zaspokojeniem potrzeb swoich obywateli, konkurencyjnością 

gospodarki, ochroną środowiska oraz wpływami do budżetu. 

także swoją politykę fi skalną dotyczącą rynku ropy naftowej 

i gazu z uwzględnieniem tego aspektu. Wpływ 

na rynek ropy naftowej i gazu ziemnego może zostać 

osiągnięty przez wprowadzenie określonych obostrzeń 

albo ulg podatkowych zarówno dla konsumentów, jak 

i przedsiębiorstw z tych sektorów. 

Modelowanie akcyzą, VAT-em 

i opłatą paliwową 

Sprzedaż paliw płynnych podlega opodatkowaniu 

podatkiem akcyzowym, który obecnie wynosi 

1565 zł/1000 l w odniesieniu do benzyn bezołowiowych 

oraz 1048 zł/1000 l w przypadku olejów napędowych. 

Stawki akcyzy określone są w ustawie o podatku 

akcyzowym, co sugeruje, iż ich ewentualna trwała 

zmiana wymaga przejścia przez długotrwały proces 

legislacyjny. Wprawdzie, w określonych sytuacjach, ze 

względu na stan gospodarki państwa, minister fi nansów 

może czasowo (nie dłużej niż na trzy miesiące 

i w odstępach co najmniej trzymiesięcznych) obniżać


Biorąc pod uwagę zmiany ustawodawcze, 

które weszły w życie w Polsce 

na początku 2011 r. (m.in. zwiększenie 

stawki VAT z 22% do 23%, 

zniesienie ulgi na biopaliwa w podatku 

akcyzowym oraz w CIT), 

w najbliższym czasie należy spodziewać 

się raczej kolejnego zwiększenia 

obciążeń fi skalnych w podatku 

VAT i akcyzie niż ich obniżenia. 

Przemawiają za tym również zmiany 

w ustawie o VAT uzależniające stawkę 

tego podatku od relacji długu 

państwowego do Produktu Krajowego 

Brutto. 

stawki akcyzy na określone wyroby, jednak wydaje się, 

że rozwiązanie takie może przynieść jedynie krótkotrwały 

efekt. 

Ograniczenia w zakresie zmian stawek akcyzy na 

paliwa przewiduje prawo unijne – zgodnie z dyrektywami, 

wysokość akcyzy w Polsce nie może być niższa 

niż 359 euro/1000 l dla benzyny bezołowiowej oraz 

302 euro/1000 l dla oleju napędowego (330 euro/1000 l 

od 1 stycznia 2012 r. po upływie okresu przejściowego 

dla Polski). Obecnie stawki akcyzy na paliwa w Pol- 

sce są więc nieznacznie wyższe niż minimum unijne. 

Zgodnie z danymi Eurostatu, poziom akcyzy na paliwa 

w Polsce mieści się w granicach średniej unijnej. 

Dodatkowym obciążeniem fi skalnym w przypadku 

sprzedaży paliw w Polsce, jest 23% stawka podatku od 

towarów i usług (podatek VAT). W zakresie podatku VAT 

polskie władze mają ograniczoną swobodę działania. 

Jak bowiem wskazują regulacje unijne, podstawowa 

stawka VAT (a więc ta, którą co do zasady obciążana 

jest sprzedaż paliw) na terenie państw członkowskich 

nie może być niższa niż 15% (stawka taka obowiązuje 

na Cyprze). 

W Polsce cena sprzedaży paliw związana jest także 

z opłatą paliwową (w 2011 r. wynosi ona 95,15 zł/1000 l 

benzyn oraz 239,84 zł/1000 l olejów napędowych). Polskie 

władze mają dużą swobodę w kształtowaniu wysokości 

tego obciążenia, gdyż generalnie nie jest 

ono regulowane na poziomie UE. Wpływy z tytułu 

opłaty paliwowej mają zasilać fundusz budowy dróg 

i autostrad. 

Polski rząd może nadzorować rynek ropy naftowej 

wpływając na ceny paliw płynnych poprzez podwyższenie 

/ obniżenie stawek akcyzy oraz VAT, a także 

opłaty paliwowej. Należy zauważyć, iż w zakresie akcyzy 

i VAT możliwości nadzoru nad rynkiem ropy naftowej 

są ograniczone (co prawda, jedynie w odniesieniu 

do minimalnego poziomu, bowiem brak regulacji 

górnych limitów) przez prawo unijne. Biorąc pod uwagę 

zmiany ustawodawcze, które weszły w życie w Polsce 

na początku 2011 r. (m.in. zwiększenie stawki VAT 

z 22% do 23%, zniesienie ulgi na biopaliwa w podatku 


9

10 

akcyzowym oraz w CIT), w najbliższym czasie należy 

spodziewać się raczej kolejnego zwiększenia obciążeń 

fiskalnych w podatku VAT i akcyzie niż ich obniżenia. 

Przemawiają za tym również zmiany w ustawie o VAT 

uzależniające stawkę tego podatku od relacji długu 

państwowego do Produktu Krajowego Brutto. Z kolei, 

w odniesieniu do opłaty paliwowej organy władzy 

posiadają dużo większe możliwości działania, niemniej 

wpływ tej opłaty na ostateczne ceny paliw dla konsumentów 

jest marginalny. 

W odniesieniu do gazu ziemnego, poza stawką 

VAT (do 31 października 2013 r. obowiązuje zwolnienie 

gazu ziemnego używanego dla celów opałowych 

z akcyzy), potencjalny pośredni wpływ na rynek tego 

surowca mogą przynieść działania fiskalne zwiększające 

lub zmniejszające poziom kosztów, które uwzględniane 

są w trakcie kalkulacji taryf dotyczących gazu 

ziemnego (np. zmiany stawek amortyzacyjnych urządzeń 

przesyłowych, zmiany stawek podatku od nieruchomości 

czy zmiana stawek opodatkowania osób fizycznych). 

Jednakże stosowanie takich instrumentów 

może mieć niedający się szczegółowo określić wpływ 

na inne segmenty rynku. Dopóki rynek gazu w Polsce 

nie zostanie zliberalizowany (czego wymagają regulacje 

unijne), możliwości wpływania na cenę tego surowca 

za pomocą instrumentów fiskalnych wydają się 

znacznie ograniczone. 


Między popytem, podażą 

a wpływami do budżetu 


Stosując fiskalne instrumenty nadzoru nad rynkami 

ropy naftowej i gazu ziemnego konieczne jest rozważenie 

wszelkich korzyści zarówno z perspektywy mikro- 

(np. ceny paliw dla konsumentów, rentowność przedsiębiorstw 

z tych sektorów) oraz makroekonomicznej 

(wpływy z tytułu podatków do budżetu państwa). Wyważenie 

korzyści powinno być dokładnie przeanalizowane 

przed zastosowaniem jakichkolwiek instrumentów 

fiskalnych w odniesieniu do sektorów surowców 

strategicznych. 

Spektrum narzędzi będących w rękach rządu wykracza 

jednak znacznie poza system podatkowy i może 

obejmować także elementy wsparcia i stymulowania 

projektów rozwojowych, jak również pożądanych 

przez konsumentów zachowań, związanych z proekologiczną 

postawą. 

Istotnym elementem rynku paliw w każdym kraju 

jest logistyka dystrybucji. Rzadko kiedy przeciętny kierowca 

tankując paliwo do swojego samochodu zastanawia 

się, jak tankowane paliwo trafiło do zbiorników 

stacji paliw. Często zapomina się, że logistyka jest istotna 

i determinuje dwa kluczowe parametry rynku paliw 

– bezpieczeństwo energetyczne oraz czynnik kosztowy.


System logistyki w Polsce działa na tyle niezawodnie, 

że praktycznie trudno przypomnieć sobie zdarzenia, 

kiedy paliwo nie docierało do wybranego regionu 

lub wybranej bazy, skutkując odczuwalnym dla klienta 

niedoborem benzyny czy oleju napędowego. Ostatni 

istotny wypadek miał miejsce w grudniu 2007 r., gdy 

z uszkodzonego, biegnącego pod dnem Wisły rurociągu 

paliwowego należącego do przedsiębiorstwa PERN 

„Przyjaźń”, w okolicy Włocławka wyciekło ok. 40 ton 

paliwa opałowego. Plama oleju pojawiła się na rzece 

pomiędzy Włocławkiem a Ciechocinkiem (woj. kujawsko-pomorskie) 

rozciągając się na całą szerokość rzeki 

na długości około 30 km. Przerwana została wówczas 

praca rurociągu z Płocka (Mazowieckie) do Nowej Wsi 

Wielkiej (Kujawsko-Pomorskie). Skutki tego wypadku 

nie były jednak odczuwalne na stacjach paliwowych. 

Inwestycje 

Względna niezawodność systemu logistycznego 

w Polsce nie przekłada się na pełną efektywność. Magazyny 

paliw, rurociągi surowcowe i produktowe, system 

magazynowania podziemnego i inne elementy 

łańcucha logistycznego w naszym kraju wymagają inwestycji. 

Dotyczy to zarówno inwestycji odtworzeniowych, 

wynikających z wieku infrastruktury, jak również 

z potrzeb rozwojowych i rosnącej konsumpcji paliw 

Polsce. 

Wydaje się, że zaangażowanie państwa w sektorze 

paliw powinno być kierowane na wsparcie projektów 

rozbudowy i modernizacji polskiej logistyki oraz na otwieranie 

systemu logistycznego na jak największą liczbę 

podmiotów. Inwestycje logistyczne, zwłaszcza te 

realizowane na dużą skalę, cechuje konieczność poniesienia 

istotnych nakładów. Zważywszy, że potencjalne 

projekty mogą wpływać zarówno na stopień bezpieczeństwa 

energetycznego Polski, jak i na efektywność 

systemu logistycznego, wydaje się, że rola państwa 

w ich realizacji jest bezdyskusyjna. Tym bardziej, że inwestycje 

same w sobie mogą paradoksalnie przełożyć 

się na wzrost cen paliw, gdyż koszty takich realizacji, 

w postaci wyższej amortyzacji, będą pokrywali fi nalni 

konsumenci paliw. 

Istotne w takim przypadku będzie pytanie o rolę, 

jaką państwo powinno zajmować w tym obszarze; 

może ona może być znacząca, gdyż w planach pojawiają 

się spore inwestycje. Na horyzoncie coraz wyraźniej 

rysuje się projekt budowy kompleksu podziemnych 

magazynów węglowodorów. Grupa Lotos S.A. 

i PERN „Przyjaźń” S.A. podpisały list intencyjny dotyczący 

wspólnej budowy podziemnych zbiorników ropy 

naftowej i paliw płynnych. Sprawa budowy kawern 

jest od wielu lat przedmiotem dyskusji dotyczącej bez- 

pieczeństwa w sektorze energii, przede wszystkim ze 

względu na postępującą dywersyfi kację dostaw różnych 

gatunków ropy naftowej, jak i potrzebę zbliżania 

się do takiego poziomu pojemności magazynowych 

w kawernach przypadającej na jednego mieszkańca, 

jaki jest np. w Niemczech czy we Francji. PERN „Przyjaźń” 

realizuje też inne inwestycje. W ostatnim czasie oddał 

do użytku dwa nowe zbiorniki na ropę naftową w bazie 

magazynowej w Adamowie. Budowa dodatkowych 

200 tys. m 3 pojemności magazynowych kosztowała logistyczną 

spółkę około 100 mln zł. Baza w Adamowie to 

jedna z trzech baz naftowych należących do PERN. Podobne 

inwestycje spółka planuje także w dwóch pozostałych 

bazach – pod Płockiem i w Gdańsku. W przypad- 

Stosując fi skalne instrumenty nadzoru 

nad rynkami ropy naftowej 

i gazu ziemnego konieczne jest 

rozważenie wszelkich korzyści zarówno 

z perspektywy mikro- (np. 

ceny paliw dla konsumentów, 

rentowność przedsiębiorstw 

z tych sektorów) oraz makroekonomicznej 

(wpływy z tytułu podatków 

do budżetu państwa). 

Wyważenie korzyści powinno być 

dokładnie przeanalizowane przed 

zastosowaniem jakichkolwiek instrumentów 

fi skalnych w odniesieniu 

do sektorów surowców 

strategicznych. 

ku Płocka najpierw trzeba zdemontować trzy mniejsze 

zbiorniki, by na ich miejscu powstały dwa o pojemności 

100 tys. m 3 . W Gdańsku PERN dopiero pracuje nad 

pozyskaniem gruntów pod budowę dwóch nowych 

zbiorników. Jednym z najważniejszych projektów realizowanych 

w ramach strategii PERN będzie jednak 

budowa Bazy Magazynowo-Przeładunkowej ropy naftowej 

i paliw w Gdańsku. Nowa baza oferowała będzie 

usługi także w zakresie kumulacji i przeładunków paliw, 

surowców i produktów chemicznych. Wartość inwestycji 

ocenia się na ok. 800 mln zł. 

Interesującym projektem, o którym mówi się od 

lat, jest otwarcie polskiego systemu rurociągów pali- 


11

12 

wowych dla stron trzecich (TPA). Dziś, ze względu na 

zaszłości historyczne, system przesyłu produktów paliwowych 

rozpoczyna się na terenie rafi nerii w Płocku, 

co automatycznie ogranicza liczbę mogących z niego 

korzystać podmiotów – do jednego. Nie ma jednoznacznej 

odpowiedzi, jaki wpływ na rynek i ceny paliw 

miałoby dopuszczenie do rurociągów Lotosu lub 

innych graczy. Jasne jest jedno, im pełniejszy dostęp 

do infrastruktury dla wszystkich graczy, tym większa 

konkurencja, a to zawsze służy konsumentom. Prawdopodobnie 

taki projekt zmusiłby dwóch polskich 

producentów paliw do swapów, czyli wymieniania 

się produktami w celu uniknięcia transportu na rynki, 

na których produkty konkurenta mają silniejszą pozycję. 

Dzięki ograniczeniu kosztów logistyki klienci mogliby 

liczyć na pewną obniżkę cen. 

Rządy wielu państw nakłaniają do zakupu pojazdów 

charakteryzujących się niską emisją 

spalin, oferując przy tym ich nabywcom szereg 

dotacji i ulg. Rozwiązania takie posiadają m.in. 

Austria, Belgia, Dania, Francja, Irlandia, Hiszpania, 

Holandia, Niemcy, Portugalia, Rumunia, 

Szwecja, Wielka Brytania, Włochy, a także 

Stany Zjednoczone. Przykładowo, w Stanach 

Zjednoczonych, można uzyskać, w zależności 

od modelu pojazdu, nawet do 7,5 tys. dolarów 

ulgi podatkowej przy zakupie auta z silnikiem 

elektrycznym. Natomiast w Polsce póki co nie 

istnieje system zniżek lub ulg związanych z zakupem 

ekologicznych pojazdów. 

Innym ciekawym, otwierającym rynek na nowych 

dostawców paliw, projektem jest budowa rurociągu 

na granicy polsko-białoruskiej, pomiędzy 

bazami Biernady i Małaszewicze. Projekt miałby na 

celu udrożnienie wąskiego gardła w imporcie paliwa 

z Białorusi. Tą drogą do Polski można sprowadzać 

od kilkuset tysięcy nawet do miliona ton oleju napędowego 

rocznie. Dziś logistyka kolejowa nie jest 

w stanie obsłużyć całego popytu na sprowadzane 

paliwo. Dodatkowo konieczność zmiany podwozi 

w cysternach kolejowych, zwiększa koszty importu. 

Dwa lata temu z pomysłem budowy rurociągu wystąpiła 

spółka Operator Logistyczny Paliw Płynnych 



– wówczas koncepcja została skutecznie zablokowana. 

Projektem zainteresowani są inni gracze rynkowi. 

Spółka TanQuid potwierdza zainteresowanie budową 

bazy paliwowej w Małaszewiczach, do której 

miałby trafi ać olej napędowy importowany z białoruskich 

rafi nerii. 

W przypadku rynku gazu zaangażowanie państwa 

koncentruje się wokół liberalizacji polskiego 

rynku, jak i rozbudowy infrastruktury magazynowej. 

Oczekuje się, że coraz większa presja Unii Europejskiej 

na liberalizację rynku gazu w Polsce przyniesie 

efekty. W przeciwnym razie istnieje realna groźba kar 

fi nansowych dla Polski. Otwarcie rynku nie musi od 

razu przekładać się na obniżkę cen dla klientów końcowych. 

Z pewnością jednak w dłuższej perspektywie 

pozwoli na w pełni rynkowe kształtowanie się 

warunków zakupu gazu. Jest to o tyle dobre, że coraz 

więksi światowi gracze są zainteresowani wejściem 

do Polski, co zwiększy rzecz jasna konkurencyjność 

na rynku tego surowca energetycznego. W obecnym 

stanie rodzima infrastruktura przesyłowa nie jest gotowa 

na swobodny handel gazem. Istniejące połączenia 

międzysystemowe między Polską a krajami Unii 

Europejskiej są niewystarczające do zapewnienia Polsce 

możliwości pozyskania dodatkowych ilości gazu 

z importu. Obecnie funkcjonuje jedno połączenie 

na granicy niemieckiej w okolicach Lasowa, którego 

zdolności przesyłowe są zbyt niskie (ok. 1,5 mld m 3 / 

rok). Operator Gazociągów Przesyłowych Gaz-System


realizuje również projekt połączenia z systemem RWE 

Transgas Net w okolicach Cieszyna, który zapewni 

możliwość przesyłu 0,5 mld m 3 gazu rocznie. Analizowane 

są także dalsze inne połączenia lokalne. Z kolei 

realizowane projekty rozbudowy pojemności magazynowych 

mają na celu rozbudowę zaplecza w Polsce 

z 1,6 do 3,8 mld m 3 . 

Biopaliwa w trosce o środowisko 

Rosnąca presja na ograniczanie emisji szkodliwych 

związków do atmosfery, w tym szczególnie postanowienia 

Pakietu Klimatycznego, stały się kolejnym elementem 

wpływającym na koszty paliw energetycz- 

nych, zwłaszcza w odniesieniu do paliw silnikowych. 

Unia Europejska od 2003 r. promuje wykorzystywanie 

biopaliw. Dyrektywa 2003/30/EC dotycząca „Wspierania 

użycia w transporcie biopaliw lub innych paliw 

odnawialnych” ma na celu promocję wprowadzenia 

biopaliw do powszechnego użytkowania. Dyrektywa 

ta rekomendowała osiągnięcie przez kraje Unii Europejskiej 

do 2010 r. udziału zużycia biopaliw transportowych 

w wysokości 5,75% (według wartości energetycznej). 

Unia Europejska uzgodniła prawnie wiążące 

zobowiązanie do wprowadzenia w ramach Narodowego 

Celu Wskaźnikowego użycia w transporcie biopaliw 

lub innych paliw odnawialnych na poziomie 

10% w roku 2020 (według wartości energetycznej), co 

przy założeniu dotychczasowego trendu zużycia paliw 

powinno wynieść około 43 mln ton. 

Łącząc aspekty środowiskowe z wpływem państwa 

na rynek paliw, wydaje się, że rola rządu oscyluje 

wokół dwóch elementów. Z jednej strony, rząd 

ma bezpośredni wpływ na wysokość i koszty realizacji 

Narodowego Celu Wskaźnikowego. Z drugiej zaś, długofalowo 

może promować ekologiczne środki transportu, 

jak pojazdy na przykład elektryczne. 

Koszty realizacji NCW są istotne i finalnie ponoszone 

przez kierowców. Ministerstwo Gospodarki może 

wpłynąć na obniżenie cen paliw poprzez zrewidowanie 

obowiązkowego poziomu biokomponentów 

w paliwach. NCW w tej chwili jest na poziomie ponad 

6 %. W ubiegłym roku było to 5,75%. Wskaźnik ten 

mógłby zgodnie z prawem zostać obniżony, co pozwoliłoby 

zmniejszyć cenę paliwa. Z danych Polskiej 

Organizacji Przemysłu i Handlu Naftowego wynika, 

że w 2010 r. spółki paliwowe musiały dołożyć do realizacji 

NCW nawet 400 mln zł. Te straty są następnie 

przekładane na ceny paliw na stacjach. Choć z drugiej 

strony, nie należy przeceniać wpływu takiej zmiany na 

ceny paliw. Obniżenie NCW drastycznie nie wpłynęłoby 

na poziom cen na stacjach. Jest to też wyjście 

krótkoterminowe, bo i tak Polska musi zrealizować 

wymogi dyrektywy unijnej nakładającej obowiązek 

10% udziału biopaliw w transporcie do 2020 r. Innym 

istotnym aspektem jest dopuszczenie do rynku pa- 


13

14 

liw o większej niż obecnie zawartości biokomponentów; 

w szczególności biodiesla B7 z 7-procentową zawartością 

estrów metylowych i E10, a więc benzyny 

z 10-procentową domieszką bioetanolu. Takie rozwiązanie 

pozwoliłoby koncernom paliwowym na obniżenie 

kosztów realizacji NCW, a więc potencjalnie mogłoby 

przełożyć się na spadek cen paliw. 

Podatki i ulgi 

Z perspektywy podatkowej cel ochrony środowiska 

można realizować dwojako. Z jednej strony mogą 



to być obostrzenia (np. wyższa stawka podatkowa dla 

określonych gałęzi przemysłu), a z drugiej – system 

ulg podatkowych dla rozwiązań proekologicznych. 

Stosowane na świecie w sektorach rynku ropy 

naftowej i gazu ziemnego obostrzenia podatkowe 

(np. przez państwa zachodnie, takie jak Norwegia 

czy Wielka Brytania, ale również przez niektóre 

państwa afrykańskie) odnoszą się głównie 

do wysokości obciążeń fiskalnych przedsiębiorstw 

wydobywczych (tzw. upstream). Rozwiązania takie 

w połączeniu z obowiązkami dotyczącymi zabezpieczenia 

kosztów potencjalnej rekultywacji i zapłaty 

odszkodowań za potencjalne szkody w środowisku 

mogą zapewnić państwu dodatkowe wpływy


do budżetu, a także wpłynąć na osiągnięcie wyznaczonych 

celów proekologicznych (np. w Norwegii 

podmiot uzyskujący koncesję musi przedłożyć stosowne 

zabezpieczenia, przykładowo w formie gwarancji 

bankowych, na wykonanie obowiązków wynikających 

z umowy koncesyjnej, w tym w zakresie 

ochrony środowiska i jego rekultywacji). 

W tym kontekście, polityka podatkowa Polski 

wydaje się dość konkurencyjna. Aktualne opodatkowanie 

przedsiębiorców wydobywczych zasadniczo 

nie różni się od opodatkowania podmiotów 

operujących w innych gałęziach przemysłu. 

Ponadto, opłaty za uzyskanie prawa użytkowania 

górniczego oraz za koncesje nie są w Polsce wysokie. 

W ostatnim czasie w naszym kraju pojawiają 

się inicjatywy legislacyjne dotyczące tzw. podatku 

od gazu łupkowego. Niemniej wydaje się, 

iż propozycje, zgodnie z którymi specjalnym podatkiem 

mają być objęte dochody ze sprzedaży 

gazu łupkowego, a już nie ze sprzedaży konwencjonalnego 

gazu czy ropy naftowej, nie zostaną 

zrealizowane. 

Ewentualne wprowadzenie dodatkowych/specjalnych 

obciążeń fiskalnych dla sektora ropy naftowej 

i gazu ziemnego polskie władze powinny poprzedzić 

dokładną analizą korzyści podatkowych 

względem innych czynników: wyższe podatki 

mogą bowiem spowodować nieopłacalność wydobycia 

lub zniechęcić potencjalnych inwestorów do 

rozpoczynania działalności w Polsce. Tym samym 

może to przełożyć się na redukcję zatrudnienia w 

tych gałęziach przemysłu. Zmiana systemu opodatkowania 

dochodów ze sprzedaży ropy naftowej 

i gazu łupkowego przez przedsiębiorstwa wydobywcze 

powinna zostać dokonana w sposób spójny, 

jasny i przejrzysty. 

Na drugim biegunie wobec obostrzeń podatkowych 

znajdują się ulgi podatkowe. Ich stosowanie 

może skłaniać zarówno przedsiębiorców, jak i konsumentów 

do wybierania bardziej przyjaznych środowisku 

rozwiązań. Alternatywą dla drogich paliw 

kopalnych może być też rozwój technologii i promocja 

pojazdów elektrycznych. Rynek ten, bez subsydiów 

rządowych będzie się rozwijał bardzo słabo 

i silnie reaktywnie w stosunku do sytuacji na rynku 

paliw tradycyjnych. 

Ekomotoryzacja 

Liczne kraje zachęcają swoich obywateli do zakupu 

samochodów elektrycznych czy hybrydowych, 

promując postawy proekologiczne związane z ochroną 

środowiska naturalnego i zmniejszaniem emisji 

CO2. Rządy wielu państw nakłaniają do zakupu pojazdów 

charakteryzujących się niską emisją spalin, oferując 

przy tym ich nabywcom szereg dotacji i ulg. Rozwiązania 

takie posiadają m.in. Austria, Belgia, Dania, 

Francja, Irlandia, Hiszpania, Holandia, Niemcy, Portugalia, 

Rumunia, Szwecja, Wielka Brytania, Włochy, a 

także Stany Zjednoczone. Przykładowo, w Stanach 

Zjednoczonych, można uzyskać, w zależności od modelu 

pojazdu, nawet do 7,5 tys. dolarów ulgi podatkowej 

przy zakupie auta z silnikiem elektrycznym. Natomiast 

w Polsce póki co nie istnieje system zniżek lub 

ulg związanych z zakupem ekologicznych pojazdów. 

Promując ekologię można również stosować inne 

ulgi podatkowe np. dotyczące produkcji biopaliw 

albo energii ze źródeł odnawialnej. Niestety, w ostatnim 

czasie w Polsce (ze względu na regulacje unijne) 

zlikwidowano ulgę na biopaliwa w podatku CIT oraz 

w podatku akcyzowym. Wydaje się, że zmiany w podejściu 

do wspierania za pomocą instrumentów fiskalnych 

ekologicznych rozwiązań na rynku ropy 

naftowej i gazu ziemnego mogłyby zostać wprowadzone 

dopiero na poziomie unijnym. 

Podsumowanie 

Czy więc polski rząd jest bezradny wobec rosnących 

cen paliw, rekordowych notowań ropy naftowej, 

drogiego gazu, czy groźby zaostrzania maksymalnych 

norm emisji CO2? Wydaje się, że nie. W niniejszym 

artykule omówiliśmy kluczowe fiskalne oraz 

pozafiskalne narzędzia wpływu na rynek nafty i gazu. 

Celem nie jest jednak wskazanie najbardziej trafnych 

rozwiązań, ani tym bardziej ich rekomendacja, lecz 

głos w dyskusji na temat roli państwa w tym strategicznym 

sektorze gospodarki. Zdaniem autorów, 

istotne jest, że poza przytaczaną wielokrotnie przez 

media propozycją obniżki stawki akcyzy na paliwa, 

która w świetle regulacji UE jest praktycznie niemożliwa, 

rząd ma do dyspozycji szereg narządzi, którymi 

może wpływać na kształt i efektywność rynku paliw 

i gazu w Polsce, stymulując tym samym ich rozwój 

i inwestycje. 

Recenzent: prof. dr Michał Krasodomski 

Tomasz Barańczyk jest Partnerem w dziale 

Doradztwa Prawno-Podatkowego PwC Polska 

Sławomir Huss jest Menedżerem w dziale 

Doradztwa Biznesowego PwC Polska 

Grzegorz Kuś jest Starszym Konsultantem w 

dziale Doradztwa Prawno-Podatkowego PwC 

Polska 


1

16 

tym samym czasie strona rosyjska wskazywa- 

W ła na rosnący popyt na gaz ziemny w Europie 

Zachodniej oraz konieczność budowy nowych dróg 

dostaw gazu ziemnego celem zagwarantowania bezpiecznych 

i niezakłóconych dostaw gazu zabezpieczających 

potrzeby rynkowe, zapewniając równocześnie, 

że nowa inwestycja nie jest skierowana przeciwko jakiemukolwiek 

krajowi. Stanowisko to ostatecznie podzieliła 

Komisja Europejska, która uznała gazociąg Nord 

Stream za „Projekt o Znaczeniu Europejskim”, a tym samym 

uznając go, zgodnie z unijną polityką energetyczną, 

za projekt kluczowy dla zapewnienia zrównoważonych 

i bezpiecznych dostaw energii dla krajów 

wspólnotowych. Stanowisko takie, w swoim czasie 

uznane zostało za największą porażkę polskiej dyplomacji, 

a dla spółki Nord Stream AG, odpowiedzialnej 

za realizację projektu budowy gazociągu Północnego, 

stało się koronnym argumentem przeciwko wszystkim 

oponentom. 

Od kiedy 9 kwietnia 2010 r. ofi cjalnie rozpoczęła się 

budowa pierwszej nitki gazociągu Nord Stream, dysku- 



Gazociąg Nord Stream 

Czy są powody do obaw 

o przyszłość dostaw i cen paliwa 

gazowego do Polski? 

JACEK CIBORSKI 

W ostatnich latach wokół gazociągu Nord Stream, zwanego również Gazociągiem Północnym, narosło 

wiele kontrowersji i pojawiło się sporo przeciwstawnych opinii. Stanowiska interesariuszy dotyczące 

wpływu gazociągu na różne obszary życia społecznego, środowisko, politykę czy gospodarkę 

były, są i zapewne pozostaną całkowicie odmienne. Na etapie przygotowań i zbierania niezbędnych 

pozwoleń inwestycyjnych kraje Europy Środkowo-Wschodniej wzywały do wstrzymania budowy 

argumentując, że ominięcie kilku państw regionu – będących dotychczas krajami tranzytowymi dla 

przesyłu gazu – może stać się narzędziem wywierania nacisku gospodarczego i politycznego na te 

państwa przez Rosję. Gazociąg Północny miałby doprowadzić do marginalizacji znaczenia regionu 

na mapie energetycznej Europy, wpływając na pogorszenie bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego. 

sja w Polsce na temat projektu koncentruje się na analizie 

potencjalnego wpływu inwestycji na gospodarkę 

krajową oraz skutków dla krajowego rynku gazu ziemnego. 

W tym kontekście szczególnie istotna jest analiza 

wpływu Gazociągu Północnego na bezpieczeństwo 

dostaw gazu ziemnego do Polski oraz wpływu na ceny 

paliwa gazowego w Polsce. 

Gazociąg Nord Stream – czyli 

o co całe to zamieszanie 

Gazociąg Nord Stream położony na dnie Morza Bałtyckiego 

połączy rosyjskie wybrzeże w okolicy Wyborga 

z wybrzeżem niemieckim w miejscowości Lubmin 

w pobliżu Greifswaldu. Łączna długość gazociągu wynosić 

będzie 1224 km. 

Docelowo rurociąg ma składać się z dwóch bliźniaczych 

nitek, których łączna zdolność przesyłowa wy-


Rys. 1. Trasa przebiegu gazociągu Nord Stream. Źródło: Entsog 

niesie 55 mld m 3 gazu rocznie. Inwestor planuje zakończenie 

budowy pierwszej nitki (przepustowość około 

27,5 mld m 3 /rok) w czwartym kwartale 2011 r., a oddanie 

drugiej nitki nastąpi rok później. 

Gaz docierający do Greifswaldu będzie dalej transportowany 

– za pośrednictwem gazociągów NEL 

i OPAL powstających na terenie Niemiec równocześnie 

z budową Nord Stream – w kierunku zachodnim oraz 

południowym na rynki Niemiec, Danii, Wielkiej Brytanii, 

Holandii, Belgii, Francji, Czech i innych krajów. 

Gazociąg Nord Stream docelowo ma być korytarzem 

transportującym do Europy Zachodniej gaz 

ziemny wydobywany z nowego złoża Sztokman na 

Morzu Barentsa. Jednak ze względu na wysokie, szacowane 

na około 25 mld dolarów nakłady inwestycyjne 

związane z zagospodarowaniem złoża, jak również 

ograniczone zdolności finansowe strony rosyjskiej, 

projekt został opóźniony. Zakładane początkowo na 

2013 r. rozpoczęcie eksploatacji złoża jest już nierealne. 

Rosyjska strona twierdzi, że rok 2016 jest prawdopodobnym 

terminem rozpoczęcia wydobycia gazu 

ze złoża, jednak analitycy za bardziej realny uznają rok 

2020, o ile przewidywane ceny surowca będą uzasadniały 

rozpoczęcie niezbędnych inwestycji. Dla Gazociągu 

Północnego oznacza to, że surowiec na potrzeby 

zabezpieczenia tranzytu na odpowiednim poziomie 

będzie musiał zostać zabezpieczony ze złóż na półwyspie 

Jamalskim, z których gaz obecnie dostarczany jest 

do Europy Gazociągiem Jamalskim oraz systemem gazociągów 

ukraińskich. 

Gazociąg Północny a bezpieczeństwo 

dostaw gazu do Polski 

Jednym z fundamentalnych założeń uzasadniającym 

budowę nowego korytarza transportowego dla 

gazu ziemnego do Europy Zachodniej było rosnące 

zapotrzebowanie Starego Kontynentu na paliwo gazowe. 

Zgodnie z szacunkami, do 2030 r. zużycie błękitnego 

paliwa w Europie Zachodniej powinno wzrosnąć 

o około 60%, tj. o około 160-200 mld m 3 rocznie, 

przy równoczesnym wyczerpywaniu się złóż europejskich. 

Zabezpieczenie takich wolumenów gazu wymaga 

realizacji nowych inwestycji zarówno w zagospodarowanie 

złóż, jak również w budowę nowych dróg 

transportu surowca. Tymczasem, na skutek kryzysu 

ekonomicznego od 2008 r. zapotrzebowanie na gaz 

ziemny w Europie nie dość, że nie wzrosło, to uległo 

redukcji o około 10% i dotychczas nie wróciło do poziomu 

sprzed kryzysu. Zmniejszone zapotrzebowanie 

Starego Kontynentu na gaz ziemny, przy równoczesnym 

istotnym zwiększeniu mocy przesyłowych gazociągów 

już od końca 2011 r., oznaczać będzie bądź 

istotne zwiększenie podaży surowca na rynku europejskim, 

bądź niepełne wykorzystanie niektórych gazociągów 

na potrzeby tranzytu rosyjskiego gazu ziemnego 

do krajów Europy Zachodniej. 

Biorąc pod uwagę poziom nakładów inwestycyjnych, 

jakie Rosja poniosła na budowę gazociągu Nord 

Stream, jak również potrzeb inwestycyjnych stojących 


17

18 

Nord Stream – podstawowe informacje 

• Inwestor 

Nord Stream AG 

• Udziałowcy 

OAO Gazprom – 51%, BASF SE/Wintershall Holding 

GmbH – 15,5%, E.ON Ruhrgas AG – 15,5%, N.V. Nederlandse 

Gasunie – 9%, GDF Suez S.A. – 9% 

• Długość 

1224 km – Wyborg (rosyjskie wybrzeże Morza 

Bałtyckiego) – Greifswald (niemieckie wybrzeże 

Morza Bałtyckiego) 

przed tym krajem w związku z koniecznością zagospodarowania 

nowych złóż węglowodorów, mało prawdopodobny 

wydaje się pierwszy scenariusz (zwiększenie 

podaży). Dostarczając na rynek europejski dodatkowe 

ilości paliwa gazowego, Rosja doprowadziłaby do wystąpienia 

istotnej nadpodaży gazu na rynku, w efekcie 

czego cena błękitnego paliwa zmniejszałaby się, a tym 

samym dochody rosyjskich koncernów nie wzrosłyby 

zgodnie z oczekiwaniami – w skrajnej sytuacji mogłyby 

ulec obniżeniu. 

Skoro zwiększenie dostaw surowca w najbliższych 

latach wydaje się mało prawdopodobne, uruchomienie 

nowych zdolności przesyłowych oznacza niepełne 

wykorzystanie przepustowości nowego gazociągu, 

bądź ograniczenie stopnia korzystania z tradycyjnych 

dróg dostaw gazu do Europy Zachodniej. W tym przypadku, 

biorąc pod uwagę konieczność spłaty kredytów 

zaciągniętych przez spółkę Nord Stream na finansowanie 

inwestycji w wysokości ponad 5 mld euro (środki 

pochodzić mają z taryfy przesyłowej), niepełne wykorzystanie 

nowego gazociągu wydaje się mało prawdopodobne. 

Można oczekiwać zatem, że przynajmniej 

w krótkim i średnim okresie, tj. do momentu istotnego 

zwiększenia zapotrzebowania Europy na gaz rosyjski, 

konsekwencją budowy nowego korytarza tranzytowego 

będzie zmniejszenie transportu gazu istniejącymi 

gazociągami, tj. Gazociągiem Jamalskim przez Białoruś 

i Polskę i/lub systemem gazociągów biegnących przez 

Ukrainę, Słowację i Czechy. Zdolności przesyłowe Gazociągu 

Jamalskiego wynoszą około 33 mld m 3 rocznie. 

Oznacza to, że uruchomienie gazociągu Nord Stream 

mogłoby w całości zastąpić tranzyt gazu ziemnego 

przez Polskę do Europy Zachodniej. 

Nieco inaczej wygląda sytuacja w przypadku szlaku 

tranzytowego biegnącego przez Ukrainę. Zdolności 

przesyłowe gazociągów tranzytowych wynoszą około 

120 mld m 3 , a ich obecne obciążenie wynosi blisko 75%. 

Ograniczenie tranzytu gazu rosyjskiego przez Ukrainę 

o poziom tranzytu przez Nord Stream nie wyeliminu- 



Przepustowość 

55 mld m3 /rok (dwie nitki po 27,5 mld m3 • 

/rok 

każda) 

• Planowane nakłady inwestycyjne 

7,4 mld euro – 30% kapitały własne 70% finansowanie 

dłużne 

• 

Zakończenie inwestycji 

pierwsza nitka gazociągu – IV kwartał 2011 r.; 

druga nitka – IV kwartał 2012 r. 

je w całości Ukrainy jako kraju tranzytowego, niemniej 

wykorzystanie infrastruktury w tym kraju ulegnie istotnemu 

ograniczeniu. 

Przedstawione dwa skrajne scenariusze rozwoju sytuacji 

zostaną zweryfikowane w nadchodzących latach. 

Ostatecznie, pomimo deklaracji Rosji, iż nowe gazociągi 

nie są skierowane przeciwko jakiemukolwiek krajowi, 

dodatkowe moce przesyłowe pozwolą na dowolne 

regulowanie przesyłu gazu pomiędzy Rosją a Europą 

Zachodnią, włącznie z możliwością wstrzymywania 

bądź istotnego ograniczania tranzytu przez wybrane 

kraje bez konieczności wstrzymywania dostaw na rynki 

docelowe. Tym samym Gazociąg Północny stanowić 

może dodatkowe narzędzie wywierania presji gospodarczej 

i politycznej na kraje tranzytowe. 

Czy Polsce grozi ograniczenie 

dostaw gazu ziemnego? 

Analizując zapisy kontraktów na dostawy paliwa gazowego 

do Polski, nie ma podstaw do potwierdzenia 

prawdopodobieństwa zmniejszenia eksportu. Zgodnie 

z aneksem do kontraktu jamalskiego podpisanym 

przez Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. 

i Gazprom w 2010 r., Rosjanie zabezpieczą dostawy paliwa 

gazowego do naszego kraju do 2022 r. oraz gwarantują 

wykorzystanie Gazociągu Jamalskiego na potrzeby 

tranzytu gazu ziemnego do Niemiec do 2019 r. 

Obawy o bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego do 

Polski, przynajmniej w okresie obowiązywania nowego 

aneksu, nie znajdują więc racjonalnego uzasadnienia. 

Również dochody dla strony polskiej z tytułu tranzytu 

paliwa gazowego wydają się niezagrożone; nawet 

w przypadku mniejszego wykorzystania Gazociągu 

Jamalskiego na potrzeby tranzytu gazu do Niemiec. 

W aneksie do kontraktu strony ustaliły, że średniorocz-

20 

ny zysk netto właściciela polskiego odcinka Gazociągu 

Jamalskiego, tj. spółki EuRoPol GAZ, wynosić będzie 

21 mln zł (w cenach 2010 r.), bez względu na poziom 

wykorzystania infrastruktury. Taki sposób kalkulacji taryfy 

stanowi dodatkowo przewagę polskiego gazociągu, 

w porównaniu do systemu gazociągów ukraińskich, 

gdyż jest od niego tańszy, a wraz ze wzrostem 

wykorzystania infrastruktury zmniejsza się jednostkowy 

koszt tranzytu. 

Niemniej mając w pamięci ograniczenie dostaw 

ropy naftowej do rafinerii Możejki po jej przejęciu 

przez PKN Orlen, jak również ograniczenia dostaw 

paliwa gazowego na rynki europejskie w następstwie 

konfliktu pomiędzy Rosją a krajami tranzytowymi 

(Białorusią i Ukrainą), zapisy kontraktowe nie 

dają pełnych gwarancji nieprzerwanych dostaw gazu 

ziemnego. Dodatkowo, po uruchomieniu gazociągu 

Nord Stream ograniczenia takie nie będą skutkowały 

wstrzymaniem dostaw do krajów Europy Zachodniej, 

a więc tym swobodniej będą mogły być wykorzystywane 

przez Rosję jako narzędzie nacisku. Mechanizm 

ten zostałby dodatkowo spotęgowany w przypadku 

realizacji inwestycji South Stream, okrążającej rynki 

Europy Środkowo-Wschodniej od strony południowej 

kontynentu, w wyniku której mogłoby nastąpić 

całkowite wyeliminowanie Gazociągu Jamalskiego 

i systemu ukraińskiego w dostawach gazu rosyjskiego 

do Europy Zachodniej. 



Nord Stream a ceny błękitnego 

paliwa w Polsce 

Nieuzasadnione wydają się natomiast obawy 

o niekorzystny wpływ Gazociągu Północnego na 

poziom cen paliwa gazowego w Polsce. Obowiązująca 

na podstawie kontraktu jamalskiego formuła 

cenowa dla gazu ziemnego opiera się o zmianę notowań 

produktów ropopochodnych. W chwili obecnej 

w związku z wysokimi notowaniami ropy naftowej 

i produktów ropopochodnych, cena paliwa gazowego 

importowanego z Rosji kształtuje się na wysokim 

poziomie. Poziom cen kontraktowych gazu rosyjskiego 

nie znajduje odzwierciedlenia w notowaniach surowca 

na płynnych rynkach Ameryki Północnej czy 

Europy Zachodniej, na których cena paliwa gazowego, 

w następstwie gwałtownego rozwoju wydobycia 

gazu ze złóż niekonwencjonalnych, uległa istotnej redukcji. 

Taka formuła cenowa jest jednak charakterystyczna 

dla większości kontraktów na dostawy gazu 

ziemnego z Rosji na rynki europejskie. Również dostawy 

gazu rosyjskiego na rynek niemiecki do niedawna 

odbywały się na analogicznych zasadach i dopiero 

w ubiegłym roku, na skutek wystąpienia istotnych różnic 

w cenach gazu wynikających z formuły kontraktowej 

oraz cen gazu na rynkach spotowych, niemieckie 

koncerny wynegocjowały częściowe odniesienie for- 

South Stream – inwestycja, której partnerami są Gazprom i ENI, o planowanej zdolności przesyłowej 

63 mld m3 gazu ziemnego rocznie, okrążająca od południa obecne kraje tranzytowe. Inwestycja jest projektem 

konkurencyjnym w stosunku do projektu Nabucco, który miałby zapewnić dostawy gazu ziemnego 

do Europy ze złóż regionu Kaspijskiego, Bliskiego Wschodu oraz Egiptu, a tym samym częściowo uniezależnić 

Europę od dostaw gazu rosyjskiego. Planowana zdolność gazociągu Nabucco wynosi 31 mld m3 gazu 

rocznie a partnerami zainteresowanymi realizacją inwestycji są BOTAS, BEH, MOL, OMV, RWE, Transgaz, z których 

każdy posiada 16,67% udziałów w spółce powołanej do przygotowania i budowy gazociągu. 

Rys. 2. Planowana trasa przebiegu gazociągów 

Nord Stream, South Stream i Nabucco. Źródło: 

Europe’s Energy Portal 

Nord Stream 

South Stream 

Nabucco


muły cenowej do notowań rynkowych gazu ziemnego. 

Z uwagi na specyfi kę rynku polskiego, będącego 

(w przeciwieństwie np. do rynku niemieckiego) rynkiem 

odizolowanym od innych rynków Unii Europejskiej 

i nieposiadającym realnej możliwości pozyskania 

dostaw taniego paliwa gazowego z innych rynków, 

renegocjacja cen i przynajmniej częściowe odniesienie 

do ceny rynkowej jest mało prawdopodobne. 

Równocześnie w umowie gazowej nie występuje mechanizm, 

który wpływałby na pogorszenie obecnych 

warunków cenowych dla paliwa gazowego eksportowanego 

przez Rosję do Polski, a który byłby bezpośrednio 

powiązany z powstaniem nowego korytarza 

transportowego Nord Stream. 

Scenariusz dla Polski 

Polska nie mając bezpośredniego przełożenia 

i wpływu na inwestycje realizowane w jej otoczeniu, 

musi podejmować działania zmierzające do zabezpieczenia 

interesu krajowego w zakresie dostaw gazu. 

W przypadku rynku gazowego bezpieczeństwo dostaw 

surowca do kraju zagwarantować może jedynie 

rozbudowana infrastruktura przesyłowa umożliwiająca 

realną dywersyfi kację dostaw surowca do kraju oraz 

infrastruktura magazynowa gwarantująca zabezpieczenie 

potrzeb rynkowych na czas organizacji alternatywnych 

dostaw w sytuacji wstrzymania bądź ograniczenia 

dostaw w ramach obowiązujących kontraktów. 

W obszarze rozbudowy infrastruktury przesyłowej 

pozytywnie należy ocenić działania podejmowane 

przez operatora polskiego systemu przesyłowego gazu 

ziemnego, spółkę GAZ-SYSTEM, która realizuje inwestycje 

nakierowane na rozwój infrastruktury oraz budowę 

połączeń z systemami sąsiadującymi. W 2011 r. spółka 

planuje udostępnienie nowych mocy przesyłowych 

na połączeniach z systemem czeskim w Cieszynie oraz 

z systemem niemieckim w Lasowie (około 0,5 mld m 3 

rocznie każde). Połączenia te nie zmieniają wprawdzie 

w istotny sposób obrazu polskiego rynku, jednak to 

pierwsze inwestycje mające na celu umożliwienie dostaw 

z kierunków alternatywnych do rosyjskiego – pełna 

likwidacja ograniczeń wynikających z uwarunkowań 

historycznych wymaga więcej czasu oraz znacznych 

nakładów inwestycyjnych. GAZ-SYSTEM jest dodatkowo 

w trakcie budowy terminala regazyfi kacyjnego 

w Świnoujściu, realizowanego przez spółkę zależną – 

Polskie LNG. Uruchomienie terminala w 2014 r. będzie 

oznaczało otwarcie nowego punktu wejścia do krajowego 

systemu przesyłowego i umożliwi realną dywersyfi 

kację dostaw gazu. Spółka przygotowuje również 

procedurę udostępniania wolnych przepustowości na 

Gazociągu Jamalskim. Kolejne inwestycje w połącze- 

nia międzysystemowe, na zachodzie i południu Polski 

planowane są po 2015 r. Za budowę magazynów gazu 

ziemnego odpowiada spółka PGNiG, która zgodnie ze 

swoją strategią do 2020 r. planuje podwojenie posiadanych 

pojemności. 

Rozwinięta infrastruktura gazowa oraz otoczenie 

regulacyjne umożliwiające funkcjonowanie konkurencji 

na rynku gazu ziemnego stwarzają natomiast podstawy 

do urynkowienia cen paliwa gazowego. Duża 

Pomimo deklaracji Rosji, iż nowe gazociągi 

nie są skierowane przeciwko jakiemukolwiek 

krajowi, dodatkowe 

moce przesyłowe pozwolą na dowolne 

regulowanie przesyłu gazu pomiędzy 

Rosją a Europą Zachodnią, włącznie 

z możliwością wstrzymywania bądź 

istotnego ograniczania tranzytu przez 

wybrane kraje bez konieczności wstrzymywania 

dostaw na rynki docelowe. 

Tym samym Gazociąg Północny stanowić 

może dodatkowe narzędzie wywierania 

presji gospodarczej i politycznej 

na kraje tranzytowe. 

ilość podmiotów obrotu gazem ziemnym pozwala na 

budowę narzędzi wymiany handlowej gazu, takich jak 

platformy wymiany, giełda, czy hub gazowy, które pozwalają 

na w pełni rynkowe kreowanie cen błękitnego 

paliwa. Pełne urynkowienie segmentu gazu ziemnego 

jest jednak kwestią przynajmniej kilku kolejnych lat. 

Do tego czasu na ceny gazu ziemnego w kraju wpływ 

będzie miała sytuacja makroekonomiczna i notowania 

produktów ropopochodnych, w oparciu o które następuje 

indeksacja paliwa gazowego, przyjęta ścieżka liberalizacji 

rynku gazu ziemnego, jak również (a może 

– przede wszystkim) potwierdzenie możliwości ekonomicznej 

eksploatacji złóż gazu niekonwencjonalnego 

w Polsce. To właśnie cena gazu ze złóż niekonwencjonalnych, 

w przypadku jego wydobycia, będzie stanowić 

odniesienie dla ceny rynkowej gazu w kraju i w regionie 

w perspektywie długoterminowej. 

Recenzent: prof. dr hab. inż. Andrzej Kostecki 

Jacek Ciborski jest Starszym Menedżerem 

w dziale Doradztwa Biznesowego PwC Polska 


21

Ropa: 

poszukiwania, 

wydobycie, 

sprzedaż

24 

Właściwie można zapytać, dlaczego rozmiary rzeczy 

są tak ważną kwestią, że powstała praktycznie 

nowa dziedzina wiedzy, której nowe zastosowania 

są wciąż odkrywane. Aby odpowiedzieć na to pytanie, 

należy uzmysłowić sobie, że długość jednego nanometru 

jest zaledwie dziesięciokrotnie większa od średnicy 

pojedynczego atomu wielu pierwiastków, a zatem 

wyraźne są wpływy falowych właściwości elektronów, 

a także innych efektów kwantowych na podstawowe 

właściwości materii, które w tej skali mogą ulegać wahaniom, 

bez zmian jej składu chemicznego. 

Tworzenie się cząstek wirtualnych w próżni jest odpowiedzialne 

na przykład za efekt Casimira (powstanie 

siły przyciągania dwóch płaszczyzn leżących w bliskich 

odległościach w skali nano, powodowane różnymi 

ilościami cząstek wirtualnych powstających na zewnątrz 

i pomiędzy parą tych powierzchni), a ich rozmycie 

kwantowe jest przyczyną efektów tunelowych 

i ich „przechodzenia” przez bariery energetyczne. Istotną 

rolę w zachowaniu obiektów w tej skali zaczynają 

odgrywać siły bliskiego zasięgu, których praktycznie 

nie obserwuje się w makroświecie. 

Dodatkowo, zbiór nanocząstek ma ogromnie rozwiniętą 

powierzchnię, która może być wykorzystywana 

zarówno jako pole reakcji chemicznych, jak i obszar 

oddziaływań fi zycznych z innymi substancjami, prowadząc 

w efekcie do tworzenia materiałów kompozyto- 


ROPA: poszukiwania, wydobycie, sprzedaż 

Nanotechnologia w przemyśle naftowym 

Jak karzeł stał się olbrzymem... 

PROF. DR MICHAŁ KRASODOMSKI 

Nάνος, to po grecku „karzeł”. Od tego słowa pochodzi przedrostek wskazujący na miliardową 

część jednostki układu dziesiętnego, np. 10 -9 metra to 1 nanometr. Aby zrozumieć, z jakimi wielkościami 

mamy do czynienia, należy wyobrazić sobie księżyc, którego średnica to około 3500 

km i ziarnko grochu (średnica około 7 mm) lub lepiej niemal o połowę mniejsze sorgo (średnica 

~4 mm). Średnica nasionka sorga jest około miliard (10 9 ) razy mniejsza od średnicy księżyca. 

Jak zatem wyobrazić sobie wielkość nanometra? No cóż, ziarnko maku o średnicy około 1 mm 

jest „tylko” milion (10 6 ) razy większe od tej jednostki, ale już dynia o średnicy ~1 m może pełnić 

rolę księżyca dla przekroju nanorurki węglowej czy średnicy cząsteczki fullerenu C80 (~1 nm). 

wych, lekkich, ogromnie wytrzymałych, czy elastycznych. 

Zresztą, jak zauważył Richard Feynman, w tej 

skali „tam, na dole, jest dużo wolnego miejsca” [3], co 

pozwala na szczególnie efektywną miniaturyzację elementów 

konstrukcyjnych np. w elektronice. 

Srebro w ujęciu „nano” 

Produkty nanostrukturalne nie są osiągnięciem 

ostatnich kilkudziesięciu lat. Barwienie witraży nanocząstkami 

złota na purpurowo sięga starożytności. 

Bakteriobójcze właściwości nanocząstek srebra również 

są znane od bardzo dawna. W średniowieczu najbardziej 

ceniona, jako zdrowa, była srebrna zastawa, 

zaś srebrnych monet używano do odkażania wody 

jeszcze za czasów Cesarstwa Rzymskiego. Nanocząsteczki 

srebra o różnej wielkości stanowiły podstawę 

klasycznej fotografi i. Trudno jest jednak te przykłady 

interpretować jako świadome wytwarzanie produktów 

nanotechnologii. 

Nanotechnologia to gałąź wiedzy związanej z wytwarzaniem 

i posługiwaniem się elementami o wielkościach 

zbliżonych do rozmiarów cząsteczki związku 

chemicznego i świadomym wykorzystaniu ich niezwykłych 

właściwości, wynikających z praw chemii i fi zy-


Księżyc – średnica 3472,0 km = 3,472×10 9 mm 

ki kwantowej. Obecnie przyjmuje się, że przedmiotem 

zainteresowania nanotechnologii są obiekty, których 

przynajmniej jeden z rozmiarów mieści się w zakresie 

1 do 100 nanometrów [4], obejmuje ona zatem problemy 

związane zarówno z wiedzą o właściwościach takich 

obiektów [5], jak i o ich tworzeniu, czy sposobach 

posługiwania się nimi. 

Co prawda, samo pojęcie nanotechnologii pojawiło 

się dopiero w pracach Taniguchi w 1974 r. [6], jednak 

problem operowania substancjami w małej skali, 

a nawet poszczególnymi atomami i jego wykorzystanie 

w celach praktycznych zyskał ogromny rozgłos od 

słynnego wystąpienia Richarda Feynmana w 1959 r. 

na zjeździe Amerykańskiego Stowarzyszenia Fizyków. 

Znaczenie zagadnienia rosło przede wszystkim wraz 

Sorgo – średnica ~4 mm 

Dynia ~1 m = 1×10 9 nm Nanorurki węglowe – średnica 1÷2 nm 

Rys. 1. Skala rzeczy. Zdjęcia – Księżyc [1], nanorurki węglowe (SWCNT) obraz z mikroskopu elektronowego [2]. 

z rozwojem technik komputerowych i potrzebami 

upakowania coraz większej liczby elementów elektronicznych 

na coraz mniejszej powierzchni procesora. 

Wspomniany referat Feynmana dotyczył możliwości 

rozwiązywania problemów z wielu dziedzin nauki, 

wiążąc ze sobą zagadnienia zmiany skali oddziaływań 

umożliwiających uzyskanie, rejestrację i odtwarzanie 

informacji. Jednak przede wszystkim wskazywał podstawowe 

kierunki kontroli i operowania elementami 

materii w skali atomowej stwierdzając, że podstawowe 

prawa fizyki nie wykluczają możliwości tworzenia 

rzeczy przy wykorzystaniu pojedynczych atomów 

jako budulca. 

W swoim podstawowym znaczeniu, nanotechnologia 

to konstruowanie funkcjonujących układów w skali 


2

26 



cząsteczkowej, lecz takie ograniczenie wydaje się zubożać 

ogromny obszar zagadnień, w których zrozumieniu 

i rozwiązaniu mogą być pomocne techniki związane 

z nanotechnologią. Co prawda, od czasu zaistnienia 

w nauce, słowo to zdobyło ogromną popularność, przede 

wszystkim dlatego, że badania w skali „nano” umożliwiły 

głębsze zrozumienie wielu zjawisk, a także dały 

nadzieję na rozwiązanie szeregu dotychczas nierozwiązywalnych 

problemów. Nie bez znaczenia są także 

przyczyny marketingowe, ponieważ pojęcie „nano” 

sugerowało coś nowego, nieoczekiwanego, a przede 

wszystkim doskonalszego pod względem użytkowym, 

co często, ale nie zawsze było i jest zgodne z prawdą. 

Obecnie, głównymi beneficjantami idei Feynmana 

są informatyka – w szczególności prace nad miniaturyzacją 

układów scalonych i tworzeniem komputera 

kwantowego oraz biologia – zwłaszcza w zakresie wyjaśniania 

tajemnic życia i perspektywy tworzenia narzędzi 

umożliwiających walkę z groźnymi, dotychczas 

nieuleczalnymi chorobami. Należy tu również wspomnieć 

o pracach prowadzonych nad ogniwami fotowoltaicznymi 

mającymi rozpowszechnić korzystanie 

z energii słonecznej oraz ogniwami paliwowymi, których 

ważnym celem jest ochrona środowiska naturalnego 

poprzez zmniejszenie emisji spalin. 

Już dziś [7] przeciętny człowiek spotyka się z wieloma 

produktami nanotechnologii, ułatwiającymi lub 

upiększającymi mu życie. Materiały kompozytowe do 

konstrukcji rakiet tenisowych, zawierające nanowłókna 

węglowe, wykazują ogromną elastyczność i stukrotnie 

wyższą wytrzymałość od włókien stalowych, 

a są przy tym sześć razy lżejsze. Podobne cechy wykazują 

kije hokejowe i narciarskie, czy też same narty. 

Nowe lakiery samochodowe dzięki nanostrukturom 

są bardziej odporne na zadrapania niż stosowane dotychczas, 

a obecne woski używane do nadania połysku 

zawierają nanocząsteczkowe pasty polernicze. 

Skarpety i bielizna impregnowana nanocząstkami srebra 

wykazuje właściwości bakteriobójcze, podobnie 

jak niektóre środki myjące, nanoemulsje wykorzystywane 

do zwalczania szeregu bakterii chorobowych 

(np. gruźlicy). Również przemysł tekstylny wykorzystuje 

obecnie zdobycze nanotechnologii. Utworzono 

łatwe do oczyszczania tkaniny odporne na zalanie 

napojami, a także tkaniny o podwyższonym komforcie, 

utrzymujące optymalne warunki funkcjonowania 

ciała ludzkiego. Gros wyrobów kosmetycznych swoje 

unikalne cechy zawdzięcza nanotechnologii. Można 

tu wspomnieć o kremach, zawierających środki ochrony 

przed promieniowaniem nadfioletowym, dezodorantach, 

czy antyperspirantach. W obszarze elektroniki 

użytkowej ciekawym zastosowaniem nanowarstewek 

polimerów emitujących światło pod wpływem pola 

elektrycznego są wyświetlacze OLED, znane już z telefonów 

komórkowych.


Przemysł naftowy i petrochemiczny znajduje się 

obecnie nieco na uboczu głównego nurtu rozwoju badań 

nanostrukturalnych. Niemniej i w tym sektorze rośnie 

zainteresowanie nanotechnologią [8], obserwowany 

jest rozwój badań i pojawiają ciekawe rozwiązania 

– zostaną one przedstawione w dalszej części artykułu. 

Jak zobaczyć niewidzialne 

Od pojawienia się idei posługiwania się obiektami 

o rozmiarach cząsteczkowych (1959 r.), dopiero po 

niemal ćwierci wieku (w 1982 r.) powstało narzędzie 

umożliwiające wizualizację powierzchni w skali atomowej 

– skaningowy mikroskop tunelowy (STM) [9], 

skonstruowany przez naukowców IBM Gerda Binniga 

i Heinricha Rohrera, laureatów nagrody Nobla z fizyki 

w 1986 r. (schemat działania urządzenia pokazano 

na rys. 2). 

Istotą tego urządzenia był pomiar zmian prądu tunelowego, 

płynącego pomiędzy pionowym ostrzem 

a skanowaną powierzchnią próbki. Pozwalało to na 

sterowanie położeniem ostrza w stosunku do próbki 

i utrzymywanie go na stałym poziomie, co z kolei 

umożliwiło odtworzenie obrazu badanej powierzchni. 

Niestety, to narzędzie mogło działać jedynie w przypadku 

substancji przewodzących prąd. Postęp w badaniach 

naukowych związany z konstrukcją STM zachęcił 

do dalszych poszukiwań rozwiązań technik umożliwiających 

tworzenie obrazu powierzchni w skali atomowej. 

Istotą pomysłu było wykorzystanie sił van der 

Waalsa; w 1986 r. zespół złożony ze wspomnianego już 

Gerda Binniga oraz Calvina F. Quate’a i Christopha Gerbera 

skonstruował pierwszy mikroskop sił atomowych, 

którego ideę działania pokazano na rys. 3. 

Rys. 2. Zasada działania skaningowego mikroskopu 

tunelowego. 

Promień z lasera trafia na zwierciadło zamocowane 

na sprężystej dźwigni, wsporniku (cantilever) z ostrzem, 

a po odbiciu – do fotodiody. Ostrze wykonane z azotku 

krzemu lub krzemu przesuwa się po powierzchni 

próbki (metoda kontaktowa – CR, odległość < 0,5 nm, 

dominują odpychające siły van der Waalsa), lub w niewielkiej 

od niej odległości (1 do > 10 nm, metoda bezkontaktowa 

– NCR, dominują siły przyciągania van der 

Waalsa). 

W przypadku metody kontaktowej, jeśli stała sprężystości 

wspornika dźwigni z ostrzem jest mniejsza 

niż powierzchni, dźwignia ulega wygięciu, a na ostrze 

działa siła odpychająca. Aby utrzymać stałe odkształcenie 

wspornika, siła pomiędzy ostrzem a próbką jest 

zmieniana tak, by zachować jej stałą wartość (sprzężenie 

zwrotne). Uzyskany sygnał zostaje wykorzystany 

do utworzenia obrazu powierzchni. 

W trybie bezkontaktowym ostrze jest wprawiane 

w drgania o amplitudzie kilku nanometrów i częstości 

bliskiej rezonansowej. Działają tu siły przyciągania, których 

gradient jest funkcją odległości ostrza od próbki 

i wraz z nim zmienia się częstość drgań ostrza. Podczas 

ruchu ostrza ponad powierzchnią, system mierzy 

zmiany częstości i amplitudy drgań. Mierzona odległość 

zmienia się w zakresie od kilku do kilkudziesięciu 

nanometrów i jest funkcją oddziaływań przyciągających, 

związanych z siłami van der Waalsa. 

W wyniku rozwoju technik mikroskopii AFM 

uznanie zyskał tryb „pukający” (tapping mode). 

Technika ta umożliwia uzyskanie w wysokiej rozdzielczości 

obrazów powierzchni, które łatwo jest 

uszkodzić, np. słabo związanych ze sobą składników. 

Tryb ten omija problemy związane z tarciem, adhezją, 

siłami elektrostatycznymi oraz z innymi utrudnieniami, 

związanymi ze wspomnianymi wyżej trybami 

pracy przez wykorzystanie naprzemiennego 

Rys. 3. Zasada działania mikroskopu sił atomowych [10] 


27

28 

Rys. 4. Schemat oddziaływania sił międzycząsteczkowych 

w różnych trybach mikroskopii sił atomowych. 

umieszczania ostrza w kontakcie z powierzchnią 

próbki, co zapewnia wysoką rozdzielczość i podnoszenia 

go do oderwania od powierzchni dla uniknięcia 

przeciągania końcówki ostrza po powierzchni. 

Tryb ten jest uzyskiwany przez wprowadzenie 

ostrza w oscylacje bliskie częstości rezonansowej 

wspornika, do czego wykorzystuje się zjawisko piezoelektryczne. 

Układ pozwala na drganie wspornika 

z amplitudą ~20 nm, Gdy końcówka ostrza nie 

jest w kontakcie z powierzchnią, ostrze jest przesuwane 

wzdłuż powierzchni do momentu, gdy jego 

końcówka delikatnie ponownie jej dotknie. Podczas 

skanowania oscylująca pionowo końcówka ostrza 

albo dotyka powierzchni albo jest podnoszona. 

Częstotliwość oscylacji mieści się w granicach od 

50 do 100 kHz. Ponieważ oscylująca dźwignia okresowo 

dotyka powierzchni, tracąc przy tym energię, 



zmniejszenie amplitudy oscylacji służy do pomiaru 

cech powierzchni. 

Sposób oddziaływania ostrza sondy z powierzchnią 

i obserwowane siły międzycząsteczkowe przedstawiono 

schematycznie na rys. 4. Pokazana jest tu krzywa 

wynikowa powstała z nałożenia sił odpychania cząsteczek 

znajdujących się w niewielkiej odległości (siły te 

są w przybliżeniu odwrotnie proporcjonalne do dwunastej 

potęgi odległości) oraz sił przyciągania (w przybliżeniu 

odwrotnie proporcjonalnych do szóstej potęgi 

odległości). 

Należy tu dodać, że interpretacja uzyskiwanych 

sygnałów analitycznych we wszystkich technikach 

AFM jest stosunkowo trudna. Na ostrze przesuwane po 

badanej powierzchni mogą, oprócz sił van der Waalsa, 

oddziaływać różne inne siły, np. tarcia, magnetyczne, 

czy elektrostatyczne. Dodatkowo na uzyskiwane 

informacje może wpływać forma ostrza, a zwłaszcza 

jej deformacje. Ostrze przesuwające się po powierzchni 

może łatwo ulec zniszczeniu a powierzchnia – deformacjom. 

Trzeba również pamiętać o odizolowaniu 

układu pomiarowego od źródeł zakłóceń zewnętrznych 

(wszelkie wstrząsy), które mogą całkowicie zaciemnić 

uzyskiwany obraz powierzchni. 

Mimo wskazanych trudności, idea tworzenia nanostruktur 

uzyskała podstawowe narzędzia badawcze, 

pozwalające na doświadczalne sprawdzenie i wizualizację 

wyników podejmowanych badań. 

Manipulowanie atomami 

Dodatkowo mikroskopia STM zyskała również inne 

zastosowanie niż obrazowanie powierzchni. Mikroskop 

może być urządzeniem do manipulowania poszczególnymi 

atomami na określonej powierzchni. Po 

Rys. 5. Atomy ksenonu ustawione na powierzchni niklu w zapisie znaku firmy „IBM” oraz słowo „atom” dosłownie „pierworodny” 

w Kanji, zbudowany z atomów żelaza na miedzi, obrazy uzyskane w IBM [11].


raz pierwszy operacji takich dokonano w laboratoriach 

znanej firmy komputerowej IBM, uzyskując znany na 

całym świecie obraz jej znaku firmowego, przedstawiony 

na rys. 5, na którym również pokazano nanozapis 

słowa „atom”, pochodzący ze zbiorów IBM. Nota bene 

w tej firmie właśnie pracowali wynalazcy obu rodzajów 

mikroskopów, umożliwiających obserwacje i wykonywanie 

czynności w nanoskali, operowanie pojedynczymi 

atomami. 

Po zlokalizowaniu atomu, który ma zostać przemieszczony, 

sposób przeprowadzenia nanomanipulacji 

może przebiegać dwutorowo: 

• ostrze obniża się do zetknięcia z tym atomem, 

następnie atom „przykleja się” do ostrza, które 

jest przesuwane wraz z nim do pozycji docelowej 

i ostrze się podnosi, po czym jego obniżenie 

i dotknięcie powierzchni powoduje przeniesienie 

atomu w nowe położenie (dyfuzja stymulowana 

polem), albo 

• do ostrza podaje się krótki impuls napięciowy 

przenoszący atom z powierzchni na ostrze, ostrze 

jest przesuwane do pozycji docelowej, a atom 

zostaje umieszczony na powierzchni po podaniu 

odpowiedniego impulsu elektrycznego 

(elektromigracja). 

Mniej więcej w tym samym czasie, w którym powstawały 

opisane mikroskopy odkryto pierwszą nanostrukturę 

węglową – fulleren (1985 r.), a w 1991 r. 

nanorurki węglowe (rys. 6). Na odkrycie najprostszej 

struktury węglowej – grafenu należało jeszcze poczekać 

do 2004 r. a uzyskano go niesłychanie prymitywną 

metodą, stosując po prostu odrywanie uporządkowanych 

warstewek złożonych z atomów węgla 

z powierzchni grafitu [12]. Bardziej zaawansowaną 

technicznie metodę otrzymywania grafenu, mającą 

szanse na wykorzystanie przemysłowe, zaproponowali 

w 2011 r. polscy naukowcy pod kierunkiem dr. inż. Włodzimierza 

Strupińskiego z Instytutu Technologii Materiałów 

Elektronicznych [13]. 

Obecnie znanych jest wiele różnych nanostruktur 

węglowych. Oprócz fullerenów o różnych ilościach 

atomów węgla tworzących struktury o nie zawsze kulistym 

kształcie [np. 14], znane są jedno i wielościenne 

nanorurki węglowe [15], a także węglowe struktury 

pierścieniowe o średnicy większej od około 100 nm 

[16], czy nanorożki wykorzystywane w budowie czujników 

gazów [17]. Interesującym materiałem mogą być 

również podobne do naszyjników z pereł, łańcuchy nanosfer 

[18], wykazujące wysoką elastyczność, niską gęstość 

i doskonałe przewodnictwo prądu elektrycznego, 

które są przy tym hydrofobowe. 

Obszar wiedzy o nanostrukturach węglowych rośnie 

i jednocześnie pojawia się coraz więcej doniesień 

o materiałach nanostrukturalnych złożonych z innych 

pierwiastków. Można więc zastanowić się, jakie unikalne 

cechy nanomateriałów mogą znaleźć zastosowanie 

w przemyśle rafineryjnym i petrochemicznym? 

Czy i jak można modyfikować właściwości podstawowych 

produktów naftowych, wykorzystując zdobycze 

nanotechnologii? 

Nanofluidy – ciecze zawierające 

zdyspergowane nanocząstki 

Badacze firmy Argonne [19] w 2002 r., podczas prac 

nad wysokowydajnymi cieczami chłodzącymi zauważyli, 

że dodatek niewielkich ilości cząstek stałych do 

cieczy chłodzącej gwałtownie zwiększa jej przewod- 

Grafen Fulleren C60 

Nanorurka węglowa 

Rys. 6. Podstawowe nanostruktury węglowe 

nictwo cieplne. Istotą zjawiska był rozmiar cząsteczek, 

który nie powinien przekraczać kilkudziesięciu nanometrów. 

Wykazano, że przewodnictwo cieplne glikolu 

etylenowego wzrasta o 20% przy wprowadzeniu ~4% 

nanocząsteczek tlenku miedzi o średnich rozmiarach 

~35 nm. Podobny efekt zaobserwowano po zdyspergowaniu 

nanocząstek tlenku glinu w wodzie, a zastosowanie 

dyspersji nanocząsteczek miedzi w glikolu etylenowym 

dało lepszy wynik niż stosowanie jej tlenku. 

W ostatnich latach coraz większe zainteresowanie 

budzi grupa nanofluidów, nazwana cieczami „inteligentnymi” 

(Smart fluids). Są to ciecze, których właściwości 

mogą ulegać odwracalnym zmianom pod 


29

30 

wpływem pola magnetycznego (MR) lub elektrycznego 

(ER), a także innych czynników zewnętrznych [20]. 

Przykładem cieczy MR mogą być płyny do amortyzatorów 

stosowanych w wysokiej klasy samochodach osobowych 

[21], będące zawiesinami nanocząstek żelaza 

w niepolarnym oleju mineralnym. Lepkość takich dyspersji 

zależy od przykładanego pola magnetycznego, 

co umożliwia sterowanie procesem wytłumiania drgań 

mechanicznych w sposób odpowiadający stanowi nawierzchni 

drogi. Z kolei ciecze ER [22, 23] to najczęściej 

nanodyspersje tlenku tytanu. Przykładane pole elektryczne 

powoduje zwiększenie oporów przepływu powodowane 

głównie zmianami sprężystości i granicy 

płynięcia dyspersji. Są one łatwiejsze do wykorzystania 

w zastosowaniach praktycznych od cieczy MR (jedną 

z elektrod może być metalowa obudowa urządzenia), 

ale bardziej wrażliwe na zanieczyszczenia. Należy przy 

tym pamiętać, że istotną cechą takich systemów jest 

pełna odwracalność zachodzących zjawisk, co umożliwia 

sterowanie ich zachowaniami. 



Inną właściwością inteligentnych cieczy jest możliwość 

zmiany ich napięcia powierzchniowego pod 

wpływem czynników zewnętrznych, czego skutkiem 

jest rosnąca lub malejąca krzywizna powierzchni 

kontaktu międzyfazowego cieczy, co w efekcie 

umożliwiło konstrukcję mikrosoczewek o zmiennej 

ogniskowej [24]. 

„Nano” w przemyśle naftowym 

Możliwości wykorzystania „inteligentnych” cieczy 

przy wydobyciu ropy naftowej przedstawiono w artykule 

przeglądowym [25]. Podczas prac wydobywczych 

stosowane są systemy wiertnicze, do których wprowadza 

się szlam w celu przeniesienia mocy w ciągach hydraulicznych 

przy transporcie rozdrobnionej skały na 

powierzchnię, odbiorze ciepła powstającego podczas 

wiercenia oraz dla stabilizowania powstającego otwo-


ru wiertniczego. Wprowadzany szlam może penetrować 

ściany odwiertu, uszkadzając je przez tworzenie 

blokad wodnych, czy też zmieniając zawilgocenie skały 

w pobliżu odwiertu, co z kolei wpływa na parametry 

jego produktywności, komplikuje prowadzone prace, 

a w konsekwencji – utrudnia eksploatację odwiertu. 

Rozwiązaniem tych problemów mogą być na przykład 

ciecze remediacyjne typu SDA (self-diverting acid), 

w których usieciowany polimer, zawierający struktury 

kwaśne, jest tak dobrany, aby przy niskim pH jego lepkość 

pozostawała również niska, ale przy wzroście pH 

związanym z wyczerpywaniem struktur kwasowych 

– wielokrotnie wzrastała, prowadząc do zmniejszenia 

przepuszczalności ścian odwiertu. W innych typach 

cieczy wykorzystano wiskoelasyczne środki powierzchniowo 

czynne (VES) [np.26]. W obecności wody złożowej 

(solanka) czy przy kontakcie z ropą i gazem, VES 

tworzą wydłużone micele, praktycznie niezmieniające 

prędkości przepływów w złożu. Natomiast przy pewnym 

stężeniu krytycznym ulegają usieciowaniu, powodując 

gwałtowny wzrost lepkości i blokują przepływ 

cieczy w złożu. 

Przegląd zagadnień, przy rozwiązaniu których 

może być pomocne zastosowanie nanocząsteczek, 

przedstawili w swej pracy Abdo i Haneef [27] wskazując, 

że większość spotykanych problemów wiąże się 

z właściwościami reologicznymi szlamów wiertniczych 

i ich nieoczekiwanymi zmianami spowodowanymi warunkami 

pracy. 

Nanomateriały znajdują również inne zastosowania 

w pracach wiertniczych. Wprowadzenie nanocząstek 

bezpostaciowego węgla do szlamu wiertniczego 

zmniejsza możliwość zaklinowania się rur wiertniczych 

[28]. Zastosowanie nanocząstek tlenku cynku w szlamach 

wiertniczych poprawia stopień usunięcia z nich 

siarkowodoru [29]. Wykorzystanie wspomnianych już 

cieczy MR, zawierających nanocząstki tlenku żelaza 

w kompozycjach ze szlamami bentonitowymi modyfikuje 

oddziaływania międzycząsteczkowe i zwiększa 

lepkość cieczy wiertniczej [30], jednocześnie umożliwiając 

sterowanie jej właściwościami przez oddziaływanie 

polem magnetycznym. 

Duże nadzieje wiążą się z możliwością zastosowania 

nanocząstek w szlamach wiertniczych pracujących 

w niezwykle trudnych warunkach, podczas wykonywania 

bardzo głębokich odwiertów, a także podczas 

wierceń horyzontalnych (wykonywanych np. podczas 

eksploracji złóż gazu łupkowego). Ostatnio [31] została 

podjęta taka tematyka prac przez Phouca Trana i Davida 

Lyonsa, naukowców z National Energy Technology 

Laboratory w Pittsburgu. Projektowany szlam wiertniczy 

powinien spełniać takie warunki jak wysokie temperatury 

i ciśnienia w odwiertach głębokościowych 

przy odpowiednich właściwościach smarnych i zdolności 

do odprowadzania dużych ilości ciepła. Jed- 

nocześnie ciecz ta, której jednym ze składników jest 

bentonit, powinna być przyjazna dla środowiska. Zastosowanie 

dyspersji nanocząstek, zdaniem badaczy, 

powinno dać szereg pozytywnych efektów, między 

innymi może zwiększyć odporność na sedymentację, 

gdy siły powierzchniowe będą równoważyły oddziaływania 

grawitacyjne, a w wielu przypadkach właściwości 

reologiczne, termiczne, mechaniczne i elektromagnetyczne 

nanocząstek przewyższają cechy materiału 

wyjściowego. 

Dodatki smarnościowe 

Dodatki poprawiające właściwości użytkowe produktów 

naftowych, to m.in. dodatki smarnościowe. 

Pogorszenie smarności paliw i olejów silnikowych 

związane z obniżaniem w nich zawartości siarki było 

wynikiem eliminacji emisji szkodliwych substancji do 

atmosfery. Ten proekologiczny kierunek działań prowadził 

z jednej strony do zmian korzystnych dla środowiska, 

z drugiej zaś skutkował zwiększającym się 

zużyciem trących elementów silników, czemu powinny 

zapobiegać odpowiednie dodatki uszlachetniające 

zawierające siarkę i fosfor. Zatem niezbędne 

było poszukiwanie nowej generacji substancji poprawiających 

właściwości smarne paliw i olejów silnikowych 

W odpowiedzi na to wyzwanie opatentowano 

[32, 33] zastosowanie bezpiecznych dla środowiska 

dodatków zawierających bor (nanocząstki kwasu borowego). 

Nanorurki węglowe (CNT), jako substancje 

poprawiające właściwości paliw i środków smarowych, 

są również przedmiotem szeregu patentów 

(np. [34, 35]). W przypadku paliw dąży się do poprawy 

ich szybkości spalania, właściwości przeciwstukowych 

benzyn, poprawy przewodnictwa elektrycznego 

i podwyższenia lepkości. We wspomnianych 

patentach ilość dodawanych CNT jest stosunkowo 

duża, wynosi od 0,01% (m/m) do 15% (m/m), a ich 

średnica jest mniejsza od 0,1 µm, przy stosunku średnicy 

do długości co najmniej 5. 

Wspomniane zastrzeżenia nie odpowiadają współczesnej 

wiedzy o CNT, których średnica zwykle leży 

w granicach od 1 do 5 nm, co jest wielkością kilkadziesiąt 

razy mniejszą. Również poziom dozowania, przy 

wysokich cenach tych nanostruktur, powoduje wątpliwości 

w ocenie możliwości ich stosowania. Należy 

jednak podkreślić, że nanocząstki węgla ze względu 

na zdolność do wyłapywania wolnych rodników, 

mogą służyć zarówno jako dodatki przeciwstukowe 

w benzynach, jak i w charakterze dodatków podnoszących 

liczbę cetanową w olejach napędowych. Wykazują 

one również zdolność przyspieszania procesu 

spalania i przez zdecydowane obniżenie zadymienia 


31

32 



spalin, powodują iż tworzone gazy wydechowe stają 

się bezpieczniejsze dla środowiska. Dodatek odpowiedniej 

ilości nanocząstek węgla poprawia również 

przewodnictwo elektryczne paliw, co jest istotne ze 

względu na niebezpieczeństwo gromadzenia się ładunków 

elektrostatycznych na powierzchniach zbiorników 

– może to być przyczyną pożarów. Nanocząstki 

węglowe przeciwdziałają więc negatywnym aspektom 

obecności w paliwach metali katalizujących procesy 

utleniania, zachodzące podczas magazynowania 

paliw. 

Inna nanostruktura węglowa, fullereny, była przedmiotem 

patentów niemal już od ich odkrycia w 1985 r. 

Skład paliw do silników turboodrzutowych jest ustalany 

z największą starannością zarówno ze względów 

bezpieczeństwa jak również celem zapewnienia maksymalnej 

energii uzyskiwanej z ich spalania. Jednym 

ze sposobów optymalizacji jakości paliwa [36] jest 

uzyskanie możliwej maksymalnej jego gęstości, a tym 

samym wyższej wartości opałowej. Ponieważ węgiel 

posiada wysoką wartość opałową, jak również stosunkowo 

wysoki ciężar właściwy, podejmowane były 

próby wprowadzania cząstek węgla do paliwa w różnej 

postaci – jednak bez większego powodzenia ze 

względu na problemy z uzyskaniem całkowitego spalenia 

wprowadzonych cząstek. Zgodnie z pomysłem 

przedstawionym w opisie patentowym, uzyskanie paliwa 

o większej wartości opałowej polega na dodaniu 

do paliwa odrzutowego czy rakietowego pewnej ilości 

fullerenów, lub ich pochodnych o wysokim ciężarze 

właściwym, w ilości od 25 do 50% (m/m). Należy tu 

zwrócić uwagę na fakt, że zastrzegane stężenia fullerenów 

w paliwie wskazują raczej na stosowanie takich 

mieszanin jako składników paliwa stałego, rakietowego, 

a nie turboodrzutowego. Zastosowane fullereny 

i ich mieszaniny wykazywały strukturę klatkową, zawierającą 

60 i 70 atomów węgla. Zaletą zaproponowanych 

mieszanin jest wprowadzanie węgla o wysokim ciężarze 

właściwym, który odparowuje lub sublimuje znacznie 

szybciej niż zwykłe cząsteczki węgla, ponieważ fullereny 

i ich pochodne są stosunkowo lotne. Poza tym 

fullereny można poddawać modyfikacjom, a wielkość 

ich cząsteczek tak dobierać, aby poprawić ich rozpuszczalność 

lub zdyspergowanie w mediach węglowodorowych, 

a także optymalizować szybkość spalania czy 

podatność na utlenianie. Stosowane pochodne fullerenów 

zawierały dołączone grupy funkcyjne, ułatwiające 

proces spalania (utleniania), takie jak: nadtlenkowe, 

nadchlorowe, alkenowe, acetylenowe, azotanowe 

i azotynowe. W benzynach silnikowych [37], zaproponowano 

dozowanie fullerenów na poziomie od 0,1 do 

3,5 g/l a co ciekawsze – wspomniano również o związkach 

o analogicznej budowie, jednak zawierających 

w swej strukturze atomy boru lub azotu. Zgodnie 

z opisem patentowym, dodatek fullerenów C60 i C70


do benzyn silnikowych, w stosunku 9÷1, umożliwia 

uzyskanie pożądanej liczby oktanowej benzyny i poprawia 

jej smarność, czyniąc ją szczególnie przydatną 

dla silników dwusuwowych. Tak uzyskane paliwo wykazuje 

szczególnie dobre właściwości przeciwzużyciowe 

przy pewnej zmianie zabarwienia (roztwory fullerenu 

w węglowodorach są zabarwione na fioletowo). 

Równocześnie zaobserwowano zdecydowaną poprawę 

procesu spalania paliwa i obniżenie emisji szkodliwych 

składników spalin. 

Kolejny patent [38], wskazuje na możliwość wykorzystania 

fullerenów do poprawy niskotemperaturowych 

właściwości naturalnych i syntetycznych paliw 

węglowodorowych, olejów smarowych, rop naftowych, 

ciężkich paliw pozostałościowych, olejów opałowych, 

paliw destylatowych. Fullereny znajdują również 

zastosowanie w procesach odparafinowania olejów 

bazowych, stosowanych do wytwarzania olejów silnikowych. 

Funkcja znanych dodatków niskotemperaturowych 

polega na oddziaływaniu na strukturę powstających 

kryształów parafin, aby zablokować ich wzrost 

przy tak małych rozmiarach, które nie doprowadzą do 

zatkania filtrów paliwa lub przewodów paliwowych. 

W przypadku fullerenów szczególnie efektywne okazują 

się według opisu patentowego aminowe pochodne 

fullerenów, zawierające co najmniej jeden podstawnik 

alkilowy o stosunkowo długim łańcuchu atomów 

węgla. Są to w szczególności alkilowe pochodne po- 

łączeń fullerenów z aniliną, addukty fenylo-fullerenów 

oraz produkty reakcji estrów alkilowych fullerenów 

diazoestrowych. 

Obniżanie emisji substancji toksycznych z silników 

Diesla może być dokonywane przy zastosowaniu dodawanych 

do paliwa substancji katalizujących proces 

spalania (FBC – fuel born catalyst). Takim dodatkiem 

jest produkt firmy Oxonica Energy [39] o nazwie ENVI- 

ROX, którego aktywnym składnikiem jest tlenek ceru, 

a właściwie nanocząstki tego tlenku o średnicach 5 do 

25 nm. Opracowany dodatek budzi jednak pewne wątpliwości 

EPA [40, 41, 42], która jest zdania, że nanocząsteczki 

tlenku ceru wprowadzane wraz z gazami wydechowymi 

do środowiska mogą być groźne dla zdrowia. 

Mimo iż toksyczność tlenku ceru jest porównywalna 

z toksycznością soli kuchennej, to forma emitowanych 

z silnika nanocząstek (igły) może stwarzać poważne 

zagrożenie, zwłaszcza gdy są one wdychane. Badania 

wykazują, że podczas gdy większe cząsteczki są zatrzymywane 

w płucach, niektóre rodzaje nanocząstek 

o wymiarach mniejszych niż 100 nm mogą migrować 

do tkanek wyścielających płuca i przemieszczać się 

wraz ze strumieniem krwi. W niektórych przypadkach 

mogą dostać się do jądra komórki, gdzie znajdują się 

chromosomy. EPA uważa, że jakkolwiek spalane paliwa 

z dodatkiem ENVIROX emitują mniej sadzy, to jednak 

mogą tworzyć nowy rodzaj niebezpiecznych dla człowieka 

cząsteczek. 


33

34 

Dodatek typu FBC – analogiczny pod względem 

działania, lecz oparty o nanocząstki tlenków żelaza 

– został w wyniku wieloletnich badań opracowany 

w Instytucie Technologii Nafty (obecnie Instytut Nafty 

i Gazu) [43], przy czym ze względu na właściwości i formę 

powstających w wyniku spalania agregatów tlenku 

żelaza, nie powinien stanowić on zagrożenia dla środowiska, 

ani dla organizmu człowieka. 

Katalizatory 

Kolejną grupą zastosowań nanocząstek są katalizatory. 

Materiały te wykorzystują ogromną powierzchnię 

nanomateriału, która może być nośnikiem różnego rodzaju 

centrów katalitycznych, lub zawierają dużą ilość 

odrębnych, rozproszonych nanostruktur. Przykładami 



takich zastosowań są katalizatory obniżające emisję 

z silników spalinowych. Firma Nanostellar, Inc., pracująca 

w obszarze nanokatalizatorów, zaproponowała 

zastosowanie nanocząstek złota w katalizatorze dopalającym, 

zmniejszającym emisję węglowodorów z silników 

Diesla [44]. Według informacji firmowych, zastosowanie 

katalizatora utleniania Nanostellar NS GoldTM 

z nanocząstkami złota w pojazdach z nisko- i wysokoobciążonymi 

silnikami Diesla obniża emisję NOx o więcej 

niż 40% w odniesieniu do istniejących katalizatorów 

platynowych, przy porównywalnych kosztach. Niezależne 

testy tego katalizatora wykazały, że wzrasta również 

jego zdolność utleniania węglowodorów o 15 do 

20% przy równoważnym koszcie metalu szlachetnego. 

Również w procesach przemysłowych zaczynają 

pojawiać się katalizatory zawierające nanostruktury. 

Paliwa wytwarzane z surowców odnawialnych, biopaliwa, 

są przedmiotem zainteresowania wielu ośrodków


badawczych. W przypadku oleju napędowego kojarzą 

się one z estrami metylowymi kwasów tłuszczowych 

– FAME. Obecnie ich produkcja wymaga przeprowadzenia 

reakcji transestryfikacji metanolem olejów roślinnych. 

W tym procesie są stosowane odpowiednie 

katalizatory kwasowe lub zasadowe, które następnie 

muszą być usunięte z otrzymanego paliwa. Naukowcy 

firmy Oak Ridge National Laboratory’s Nanoscience 

Center, Sheng Dai i Chengdu Liang, wytworzyli [45] 

na bazie stałego kwasu nanokatalizator, który zastępując 

inne materiały katalityczne, może być umieszczony 

wewnątrz kolumny filtracyjnej, przez którą przepływa 

surowiec przetwarzany na biopaliwo. 

Obecnie do produkcji paliw i żywności wykorzystuje 

się jednakowe surowce (zboża, ziemniaki, czy rosliny 

oleiste). Paliwa nowej generacji będą wytwarzane raczej 

przez rozkład lignocelulozy (odpady drewna, słoma 

itp.). Szczegółowe informacje w tym zakresie poda- 

no w opracowaniu Uniwersytetu w Massachusetts [46], 

w którym stwierdzono między innymi, że ciekłe alkany 

można wytwarzać bezpośrednio z glicerolu w zintegrowanym 

procesie łączącym konwersję katalityczną 

z syntezą Fischera-Tropscha. Stężony roztwór glicerolu 

(np. 80%) początkowo przechodzi przez katalizator 

zawierający nanocząstki PtRh naniesione na węgiel 

(temperatura 548 K, ciśnienie 1÷17 barów). Produkt 

z tej reakcji przy identycznym ciśnieniu i temperaturze 

jest kontaktowany z katalizatorem zawierającym nanocząsteczki 

Ru na tlenku tytanu, doprowadzając do 

powstania ciekłych alkanów. Bardzo interesująca jest 

możliwość wykorzystania, jako surowca do produkcji 

biopaliw, biomasy zawierającej celulozę, hemicelulozę 

i ligninę, przy zastosowaniu nowych nanokatalizatorów 

oraz cieczy jonowych, stwarzających możliwości 

prowadzenia procesów w środowisku całkowicie zdysocjowanego 

rozpuszczalnika [47]. 

Półprzepuszczalne membrany są ciekawym zastosowaniem 

nanotechnologii prowadzącym do uzyskania 

materiałów porowatych o określonej wielkości 

porów. Ważnym osiągnięciem technologicznym, stosowanym 

w produkcji biopaliw, jest uzyskanie na Uniwersytecie 

w Twente sita molekularnego wytrzymałego 

na wysokie temperatury [48]. To nowy typ membrany, 

która może pracować przez długi czas w temperaturze 

150°C (test ciągły trwał 18 miesięcy) i jest wykorzystywana 

do usuwania wody z rozpuszczalników i biopaliw. 

Uzyskany produkt należy do nanomateriałów hybrydowych, 

będących kombinacją polimeru i ceramiki 

(schemat budowy na rys. 7). Cząstki wody przenikają 

przez membranę, co powoduje osuszanie produktu. 

Zaproponowana metoda usuwania wody jest znacznie 

tańsza od stosowanej w tym celu destylacji. 

Podobne nanomembrany mogą znaleźć zastosowanie 

przy usuwaniu zanieczyszczeń stałych z gazów, 

a także oddzielaniu metali z ciężkich rop naftowych 

[49]. 

Polimery nanostrukturalne 

Polimery nanostrukturalne o warstwowej budowie 

mogą służyć do magazynowania wodoru. Wodór jest 

najczystszym ekologicznie paliwem, ponieważ podczas 

procesów umożliwiających uzyskanie energii (spalanie, 

reakcje elektrochemiczne w ogniwach paliwowych), 

otrzymuje się wodę, która jest głównym składnikiem 

wszystkich organizmów żywych. Podstawową trudnością 

w jego stosowaniu jest problem magazynowania 

tego gazu w sposób bezpieczny i wydajny. Istnieją 

przesłanki wskazujące, że nanotechnologia umożliwi 

łatwy sposób magazynowania wodoru. We wspominanej 

już firmie Argonne opracowano nowy nanostruk- 


3

36 

Rys. 7. Budowa wysokotemperaturowego filtra 

membranowego. 

Rys. 8. Cząsteczki wodoru (niebieskie kule) są zaadsorbowane 

wewnątrz polimeru warstwowego. 

Rys. 9. Model jednego z peptydów o „dźwięcznej” nazwie 

AcMKQLADSLHQLARQVSRLEHA-CONH2 [54] 



turalny materiał polimeryczny [50], służący do magazynowania 

wodoru. Na rys. 8 pokazano schematycznie 

strukturę tego polimeru. 

Rozwiązaniem innego problemu jest wykorzystanie 

właściwości sorpcyjnych nanocząstek o specjalnej budowie 

do oczyszczania wody z wycieków ropy. Bardzo 

interesujące w tym zakresie są wyniki badań prowadzonych 

na Uniwersytecie w Rice (Houston), opisane w Environment 

News Service [51]. Wielosegmentowe nanocząstki 

w kształcie pałeczek powstałe przez połączenie 

dwóch nanomateriałów: węglowej nanorurki i metalu, 

wykazują właściwości sorpcyjne powodujące zbieranie 

kropelek oleju zawieszonych w wodzie i gromadzenie 

ich w większe aglomeraty. Co więcej, promieniowanie 

nadfioletowe oraz pole magnetyczne mogą zmieniać 

charakter takich nanostruktur i uwalniać ich zawartość. 

W tym przypadku materiałem wyjściowym do syntezy 

struktur są nanorurki węglowe. Na ich szczyt wprowadza 

się krótki segment (nanodrut) ze złota (w ten sam 

sposób można dobudowywać do nanorurek segmenty 

z innych materiałów). Złoty koniec nanopałeczki wykazuje 

właściwości hydrofilowe, a węglowy – hydrofobowe. 

Po wprowadzeniu takich nanostruktur do zawiesiny 

oleju w wodzie (OW) ciecz przybiera barwą żółtą (hydrofobowa 

część węglowa nanopałeczki jest skierowana 

do wnętrza kropli). W zawiesinie wody w oleju (WO) 

odwrotnie, złote końcówki nanopałeczek są skierowane 

do wnętrza kropli wody i roztwór przybiera ciemną barwę. 

Należy zauważyć, że przy zamianie rodzaju emulsji 

OW na WO następuje uwalnianie substancji zawartej 

we wnętrzu miceli, co można wykorzystać do odzysku 

zebranego materiału węglowodorowego, jak i przy 

konstruowaniu nanokapsułek do podawania leków. 

Pepfaktant 

Bardzo interesująco zapowiadają się „przełączalne” 

związki powierzchniowo czynne o strukturze peptydowej, 

dla których zaproponowano nazwę „pepfaktanty”. 

Substancje te zostały niedawno uzyskane (2006 r.) 

przez badaczy australijskich [52, 53]; są one w stanie, 

w sposób odwracalny i kontrolowany, tworzyć lub rozbijać 

emulsje oraz piany. Pod względem chemicznym 

są to związki o budowie peptydowej (rys. 9), wzorowanej 

na budowie substancji występujących w organizmach 

żywych, składające się z ciągu odpowiednich 

aminokwasów łączonych wiązaniami amidowymi. 

Pepfaktanty, umożliwiając odwracalną zmianę 

właściwości powierzchniowych emulsji oleju mineralnego 

i wody a jednocześnie wpływając na obniżenie 

lepkość ropy naftowej, mogą w znacznej mierze zwiększyć 

ilość ropy wydobywanej ze złoża (obecnie uważa 

się, że średnio na jedną baryłkę wydobytej ropy, dwie


pozostają w złożu), a także umożliwić ekonomiczną 

eksploatację złóż uznanych już za wyczerpane. Dodatkową 

zaletą tego rodzaju związków jest biodegradowalność, 

co pozwala na zaliczenie ich do substancji 

przyjaznych środowisku. 

Aerożel 

Niezmiernie interesującą grupą nanostruktur są 

aerożele, odkryte co prawda dużo wcześniej niż zaczęto 

mówić o nanotechnologii (w 1931 r. [55]), lecz 

ich struktura pozostawała długi czas zagadką. Aerożele 

można wytwarzać z krzemionki, tlenków glinu, wolframu, 

chromu, czy cyny, ich osnową mogą być również 

nanostruktury węglowe. Krzemionka jest najszerzej 

stosowanym aerożelem. Otrzymuje się ją przez całkowite 

usunięcie cieczy z żelu krzemionkowego uzyskanego 

z udziałem alkoholu, zwykle etanolu [np.56]. 

Uzyskany materiał wykazuje niezmiernie niską gęstość, 

nawet rzędu 1 mg/ml, a jego przewodnictwo termiczne 

jest o połowę niższe niż powietrza. Jest to spowodowane 

tym, że średnia droga swobodna cząsteczki 

powietrza (~80 nm) jest większa niż średnica porów 

aerożelu (~30 nm), co utrudnia przenoszenie ciepła 

w postaci transportu energii cząstek. Materiały te charakteryzuje 

niezmiernie niskie przewodnictwo cieplne, 

są zatem doskonałymi izolatorami, o czym świadczyć 

może fotografia pokazana na rys. 10. 

Ciekawym wykorzystaniem zalet aerożelu jest 

utworzenie specjalnych powłok umożliwiających 

ochronę przed korozją rurociągów przesyłających 

gazy i ciecze. Poważnym problemem jest w nich zjawisko 

korodowania powierzchni metalowych pod 

tradycyjną warstwą ochronną, które jest wyjątkowo 

trudne do wykrycia. Rozwiązaniem tego zagadnienia 

może być pokrycie termoizolacyjne NanosulateTM 

[58] (zawierające około 70% substancji o nazwie Hydro- 

NM-Oxide), opisywane jako produkt nanotechnologii 

z 30% żywicy akrylowej wraz z odpowiednimi dodatkami. 

Według opisu patentowego [59], jest to kompozycja 

wysokoporowatego materiału o charakterze 

aerożelu, zawieszonego w odpowiedniej żywicy akrylowej 

z dodatkami stabilizującymi, ściśle przylegające 

do powierzchni i wykazujące jednocześnie właściwości 

przeciwkorozyjne. 

Podsumowanie 

Przedstawione powyżej informacje są jedynie wybranymi 

wycinkami z dynamicznie rozwijającej się nowej 

dziedziny wiedzy, jakkolwiek, jak już wspomniano, 

Rys. 10. Kwiat izolowany od płomienia z palnika Bunsena 

przez warstwę aerożelu [57]. 

branża naftowa leży na uboczu głównego nurtu prac 

nad nanostrukturami. Można jednak z całą pewnością 

stwierdzić, że istnieją obszary badań, w których niezmiernie 

pomocne mogą być osiągnięcia nanotechnologii. 

Wykorzystanie technik badania powierzchni 

materiałów z rozdzielczością sięgającą 1 nm może dać 

szereg cennych informacji poznawczych i użytkowych 

w takich dziedzinach jak badania w obszarze struktur 

wielkocząsteczkowych i dyspersji. Interesujące mogą 

być wyniki badań struktur asfaltów, modyfikowanych 

nanocząstkami polimerów i powiązania ich z trwałością 

powierzchni drogowej, zwłaszcza przy stosowaniu 

substancji o ściśle kontrolowanych rozmiarach zdyspergowanych 

cząstek o różnych charakterach chemicznych. 

Istotna jest tu możliwość kontroli dyspersji 

w osnowie asfaltowej i powiązanie jej struktury z właściwościami 

otrzymywanych asfaltów użytkowych. 

Nie mniej interesujące są problemy związane 

z wpływem struktury smarów na ich właściwości użytkowe, 

w tym trwałość i morfologię tworzonego układu 

wielofazowego i jego właściwości smarne. Kolejny 

problem to wykorzystanie katalizatorów nanostrukturalnych, 

zwłaszcza stosowanych do wytwarzania 

alternatywnych paliw silnikowych drugiej generacji 

z wykorzystaniem dostępnych surowców odpadowych. 

Znajomość nanostruktury powierzchni kataliza- 


37

38 


Literatura: 

1) 

2) 

3) 


tora, przy wykorzystaniu wiedzy INiG w obszarze badania 

katalizatorów, może ułatwić opracowanie własnych, 

konkurencyjnych technologii uzyskiwania paliw silnikowych 

z surowców odnawialnych. 

W Instytucie Nafty i Gazu prowadzone są od wielu 

lat badania dodatków uszlachetniających. Wiele z tego 

rodzaju związków to produkty zawierające struktury, 

których rozmiary mieszczą się w obszarze zainteresowań 

nanotechnologii. Można tu wymienić substancje 

o niestechiometrycznej zawartości metali (detergenty 

nadzasadowe – wapniowe i magnezowe, z różnymi 

nośnikami fragmentu nieorganicznego – kwasy sulfonowe, 

karboksylowe, fenole i siarkowane fenole, czy 

nieklasyczne sole innych metali). Szeroko stosowane 

są również dodatki polimeryczne typu modyfikatorów 

lepkości, czy substancji zmieniających właściwości powierzchniowe 

na granicy faz, np. dodatki przeciwpienne 

(olej/powietrze), ułatwiające rozdział i wydzielanie 

wody (olej/woda), czy też zapobiegające wytrącaniu się 

stałych węglowodorów (dwie fazy węglowodorowe). 

Omówione osiągnięcia nanotechnologii pozwalają 

mieć nadzieję, że rosnąca wiedza o strukturach 

materii w nanoskali, zwłaszcza w obszarze katalizy 

i oddziaływań na powierzchni faz, również w środowisku 

węglowodorowym, pozwoli na skuteczne rozwiązywanie 

problemów związanych z zagospodarowaniem 

energetycznych surowców bioodnawialnych 

a także stworzenie bardziej przyjaznych dla środowiska 

technologii. 

Oczywiście należy zawsze pamiętać o ewentualnych 

zagrożeniach [60], jakie niosą ze sobą nowe 

technologie, ale sądzę, że wystarczy podczas prac pamiętać 

o zastosowaniu w praktyce starej rzymskiej 

zasady: Quidquid agis, prudenter agas et respice finem 

– Cokolwiek czynisz, czyń roztropnie i patrz końca. Pozwoli 

ona uniknąć możliwych zagrożeń i w maksymalnym 

stopniu wykorzystać wszystkie zalety nowych 

materiałów. 

Recenzent: dr inż. Iwona Skręt 

Autor jest pracownikiem naukowym Instytutu 


Wikipedia plik NASA; http://www.nasa.gov/multimedia/imagegallery/ 

index.html. 

Katalog firmy Cheap Tubes, Inc.; http://www.cheaptubes.com/swnts. 

htm. 

Feynman R.F.;.There’s Plenty of Room at the Bottom, Caltech Engneering 

and Science, v. 23:5, Feb. 1960, str. 22÷36; http://calteches.library.caltech. 

edu/47/2/1960Bottom.pdf.

4) 

5) 

6) 

7) 

8) 


National Nanotechnology Initiative; http://www.nano.gov/nanotech-101. 

Klusek Z.; Nanotechnology. Science or fiction?, Materials Science-Poland, 

Vol. 25, No. 2, 2007, s. 283 – 294. 

Taniguschi N.; On the basic concepts of nanotechnology, Proc. Int. Conf. 

Prod. Eng., Tokyo,JSPE (1974), wg Klusek Z.; Nanotechnology. Science or 

fiction?, Materials Science-Poland, Vol. 25, No. 2, 2007. 

Mongillo J.F.; Science 101, Nanotechnology 101.Greenwood Press; 

Westport, London 2007 

Krasodomski M., Krasodomski W., Ziemiański L.; Możliwości 

wykorzystania nanotechnologii w przemyśle naftowym 

i petrochemicznym. Prace INiG nr 156, (2008). 

Skaningowy mikroskop tunelowy, http://pl.wikipedia.org/wiki/ 

9) 

Skaningowy_mikroskop_tunelowy. 

10) Mikroskop sił atomowych; http://upload.wikimedia.org/wikipedia/ 

commons/1/1a/Atomic_force_microscope_block_diagram.png. 

11) IBM - STM Image Gallery; http://www.almaden.ibm.com/vis/stm/atomo.html. 

12) http://en.wikipedia.org/wiki/Graphene#Drawing_method. 

13) http://www.polskieradio.pl/23/266/Artykul/267472,Grafen-z-Polski. 

14) Langa F., Nierengarten J-F., (Eds.); Fullerenes: Principles and Applications. 

(RSC Nanoscience and Nanotechnology Series), Royal Society of 

Chemistry, (2007). ISBN-13: 978-0854045518. 

15) Harris P.J.F.; Carbon Nanotubes and Related Structures. New Materials for 

the Twenty-first Century. Cambridge University Press (2003). 

16) Nano China; Researchers at Chinese Academy of Science (CAS) Study 

the Interesting Transport Properties of SWNT Nanorings - 24-04-06, 

http://www.nanochina.cn/english/ index.php?option=content&task=vi 

ew&id=609&Itemid=182. 

17) Junya Suehiro, Noriaki Sano, Guangbin Zhou, Hiroshi Imakiire, Kiminobu 

Imasaka, Masanori Hara; Application of dielectrophoresis to fabrication 

of carbon nanohorn gas sensor, Journal of Electrostatics 64 (2006) 

408–415. 

18) Shanov V.N., Gyeongrak Choi, Gunjan Maheshwari, Gautam Seth, 

Sachit Chopra, Ge Li, TeoHeung Yun, Jandro Abot, Schltz M.J.; 

An Initial Investigation of Structural Nanoskin Based on Carbon 

Nanosphere Chains, 2007 r., http://www.cleantechnano.com/pdf/ 

StructuralNanoskin.pdf. 

19) Argonne National Laboratory; Nanofluids Could Help Open Door 

to Advanced Truck Designs; Trans Forum 2002 (vol.3), nr 4, s.5; www. 

transportation.anl.gov. 

20) Hongrui Jiang; Smart microfluids with responsive hydrogels, Asia-Pacific 

Conference of Transducers and Micro-Nano Technology—APCOT 2006. 

http://mnsa.ece.wisc.edu/Publications/C11/C11.pdf . 

21) Rosenfeld N., Wereley N.M.; Behavior of Magnetorheological Fluids 

utilizing nanopowder iron, Int, J. Of Modern Physics B., Vol. 16, nr 17-18 

(2002), s. 2393-2398. 

22) Jianbo Yin i Xiaopeng Zhao; Titanate nano-whisker electrorheological 

fluid with high suspended stability and ER activity. Nanotechnology, Vol. 

1, nr 1. 

23) Kęsy Z.; Badania charakterystyk reologicznych cieczy ER i MR przy użyciu 

reometru Physicia MCR 301. Przegląd Mechaniczny, Rok wyd. LXVIII zesz. 

2/2009, s. 20-24. 

24) Patent US 7 554 743 B2 (2009); Variable-focus lens assembly. 

25) Al-Dhafeeri A.M., Jin J. Xiao i Al-Habib N.S.; Smart Fluids – Their Role in 

Exploration and Production (E&P), Saudi Aramco Journal of Technology, 

Spring 2008, s. 72-78. 

26) Patent US 7299870 B2 (2007); Self diverting matrix acid. 

27) Abdo J., Haneef M.D.; Nanoparticles: Promising Solution to Overcome 

Stern Drilling Problems. Clean Technology 2010, www.ct-si.org. 

ISBN 978-1-4398-3419-0 http://materiales.azc.uam.mx/area/ 

Ingenieria_Materiales/investigaci%C3%B3n/2261204/cuan%20calif/ 

Cuan%20TechConWo2010/CD/Cleantech2010/pdf/1782.pdf. 

28) Paiaman A.M., Al.-Anazi B.D.; Using Nanoparticles to Decrease 

Differential Pipe Sticking and its Feasibility In Iranian Oil Fields, Oil 

and Gas Business, 2008. http://www.ogbus.ru/eng/authors/Paiaman/ 

Paiaman_2.pdf. 

29) Sayyadnejad M.A., Ghaffarian H.R. i Saeidi M.; Removal of hydrogen 

sulfide by zinc oxide nanoparticles in drilling fluid, Int. J. Environ. Sci. 

Tech., 5 (4), 565-569, Autumn 2008. 

30) Jung-Kun Lee,, Sefzik, T., You-Hwan Son, Phuoc,T.X., Yee Soong, Martello 

D. i Chyu M.K.; Use of magnetic nanoparticles for smart drilling 

fluids, 2009 National Technical Conference & Exhibition, New Orleans, 

Louisiana. http://www.aade.org/TechPapers/2009Papers/2009NTCE-18- 

04%20Tech%20Paper.pdf. 

31) US DOE Office of Fossil Energy, NETL; Nanofluids for Use as Ultra-Deep 

Drilling Fluids, http://www.netl.doe.gov/. 

32) U.S. Patent No. 6,783,561: Method to Improve Lubricity of Low Sulfur 

Diesel and Gasoline Fuels. 

33) U.S. Patent No. US2005/0009712: Methods to Improve Lubricity of Fuels 

and Lubricants. 

34) US Patent 6 419 717:2002; Carbon Nanotubes in Fuels. 

35) US Patent 6 828 282: 2004; Lubricants Containing Carbon Nanotubes. 

36) US Patent 5 611 824:1997; Fullerene Jet Fuels. 

37) US Patent 5 258 048:1993; Fuel Compositions Comprising Fullerenes. 

38) US Patent 5 454 961:1995; Substitued Fullerenes as Flow Improvers. 

39) Oxonica Energy; http://www.oxonica.com/energy/energy_home.php. 

40) Fairley P.; Cleaning Up Combustion? Technology Review, August 28, 2006, 

http://www.technologyreview.com/Nanotech/17367/page2/. 

41) National Institute of Environmental Health Sciences; Chemical 

Information Profile for Ceric Oxide. http://ntp.niehs.nih.gov/files/Ceric_ 

oxide2.pdf. 

42) U.S. EPA Nanotechnology White Paper; EPA 100/B-07/001, February 2007, 

http://es.epa.gov/ncer/nano/publications/whitepaper12022005.pdf. 

43) Markowski J.; Dyspersja tlenków żelaza – aktualny stan wiedzy, Nafta- 

Gaz, kwiecień 2011, s. 282-287. 

44) Nanostellar, Inc., Nanostellar Introduces Gold in Oxidation Catalyst That 

Can Reduce Diesel Hydrocarbon Emissions by as much as 40 Percent 

More Than Commercial Catalysts; http://www.nanostellar.com/Reports/ 

NS_Gold_Press_Release.doc. 

45) Oak Ridge National Laboratory; Nanofiltered diesel, 22 March 2007, 

http://www.nanoforum.org/nf06~modul~showmore~folder~99999~sc 

c~news~scid~3058~.html?action=longview&. 

46) University of Massachusetts; A Research Roadmap for making 

Lignocellulosic biofuels, 2007; http://www.ecs.umass.edu/biofuels/ 

Images/Roadmap2-08.pdf. 

47) Wasserscheid P. i Welton T.; Ionic Liquids in Synthesis, WILEY-VCH Verlag 

GmbH & Co. KGaA, 2008. 

48) University of Twente; Nanosieve saves energy in biofuel production, 14 

February 2008, http://www.utwente.nl/nieuwsoud/pers/en/cont_08- 

007_en.doc/. 

49) Ramanan Krishnamoorti; Extracting the Benefits of Nanotechnology for 

the Oil Industry, JPT Online, Vol. 58 nr 11, http://www.spe.org/spe-app/ 

spe/jpt/2006/11/tech_tomorrow.htm. 

50) Argonne National Laboratory; Argonne Receives $1.88 Million from DOE 

to Study Practical Onboard Hydrogen Storage; Trans Forum 2007 (vol. 7), 

nr 2, s. 2. 

51) Environment News Service (ENS); Designer `nanobatons` could help 

clean polluted groundwater and oil spills, published Jun. 3, 2008; http:// 

www.environmental-expert.com/resultEachPressRelease.aspx?cid=4797 

&codi=32596&idproducttype=8&level=0. 

52) The University of Queensland; World first technology to revolutionise oil 

production, http://aibn.uq.edu.au/index.html?page=47858&pid=29811. 

53) Science Quick Picks; Pepfactants in Oil Production, http://pontotriplo. 

org/quickpicks/2006/06/pepfactants_in_.html. 

54) Amit Kumar; World first Technology to Revolutionize of Oil Production, 

IIChE-SC Newsletter, Episteme, vol.3, (2009); http://www.iitg.ernet. 

in/chemeng/photos/newsletter/newsletter_3.pdf. 

55) Kistler S.; Coherent expanded aerogels and jellies. Nature, 127(3211), 

May 1931. Według http://www.sps.aero/Key_ComSpace_Articles/TSA- 

009_White_Paper_Silica_Aerogels.pdf. 

56) Griffin J.S.; Modeling of Ethanol-Silica Alcogel Drying Using Supercritical 

Carbon Dioxide, School of Engineering, Tufts University, Medford, 

Massachusetts 2010 r. http://repository01.lib.tufts.edu:8080/fedora/get/ 

tufts:UA005.028.021.00001/bdef:TuftsPDF/getPDF. 

57) http://en.wikipedia.org/wiki/File:Aerogelflower_filtered.jpg. 

58) Industrial Nanotech, Inc.; Nanosulate, http://www.nansulate.com/ 

nansulate_industrial_coatings.htm. 

59) US Patent 7 144 522:2006; Composition for Thermal Insulating Layer. 

60) 

Ed. Hunt G., Mehta M.; Nanotechnology – Risk, Ethics and Law (Science 

in Society Series), University of Oxford, Earthscan, 2006 r. 


39

40 

Gdy demonstracje dotarły do Egiptu, wywołały 

niepokój o bezpieczeństwo w rejonie Kanału 

Sueskiego, przez który przechodzi około 2% globalnego 

transportu ropy, a także obawy o ciągłość dostaw 

rurociągiem Suez-Mediterranean, którym transportowanych 

jest około 2 mln baryłek surowca dziennie. 

Jednak większe obawy pojawiły się, gdy konfl ikt dotarł 

do Libii – posiadającej największe udokumentowane 

rezerwy ropy naftowej na kontynencie afrykańskim: 

zgodnie z danymi Międzynarodowej Agencji Energetycznej 

(International Energy Agency) kształtują się 

one na poziomie ok. 41,5 mld baryłek ropy naftowej. 

W konsekwencji zamieszek, kraj ten – będący trzecim 

co do wielkości eksporterem ropy w Afryce – w ciągu 

zaledwie kilku miesięcy obniżył produkcję z 1,57 mln 

do 0,24 mln baryłek dziennie. 

Wraz z zaostrzaniem się sytuacji w Afryce Północnej 

ceny ropy naftowej rosły, osiągając najwyższy poziom 

od czasu wybuchu kryzysu fi nansowego w 2008 

r. Mimo iż ceny surowca zwyżkowały już od początku 

roku 2009 – co głównie spowodowane było rosnącym 

popytem ze strony gospodarek wschodzących – 

wzrost, który obserwujemy od początku lutego 2011 r. 

odznacza się kilkakrotnie wyższą dynamiką. 



Ograniczenia produkcji ropy w krajach afrykańskich, a konsekwencje dla europejskich oraz polskich odbiorców 

Rewolucje społeczne w Afryce: 

czy świat czeka kolejny kryzys 

naftowy? 

MARIA WOŹNY 

Wraz z początkiem 2011 roku, dając wyraz narastającemu niezadowoleniu 

z pogarszającej się sytuacji gospodarczej i z reżimowych rządów, 

mieszkańcy krajów Afryki Północnej rozpoczęli masowe demonstracje. 

Podejmowane przez lokalne rządy próby tłumienia buntu skutkowały 

dalszym zaostrzaniem sytuacji. Fala protestów przetoczyła się początkowo 

przez Tunezję, następnie przez Egipt, aby w końcu dotrzeć do 

Libii. Świat z uwagą śledził wszystkie wydarzenia – nie tylko ze względu 

na ich polityczny oraz społeczny wydźwięk, ale także ze względu 

na konsekwencje, jakie niosły one ze sobą dla globalnej gospodarki. 

Rewolucja czy spekulacja? 

Libia jest trzecim pod względem wielkości producentem 

ropy naftowej w Afryce i ma największe złoża 

na kontynencie, ale jej udział w światowej produkcji 

surowca jest niewielki – zgodnie z szacunkami MAE 

wynosi on około 2%. Nasuwa się zatem pytanie: na ile 

tak znaczące wzrosty cen surowca mają uzasadnienie 

fundamentalne i wynikają z ograniczeń produkcji ropy 

naftowej w regionie, a na ile są konsekwencją spekulacji? 

Odpowiedzi należy upatrywać w obawach, że buntownicze 

nastroje przeleją się na takie kraje jak Arabia 

Saudyjska czy Iran, w których już w lutym br. widać 

było pierwsze oznaki niezadowolenia społecznego. 

W 2010 r. kraje te odpowiadały odpowiednio za około 

20% i 9% światowej produkcji ropy naftowej. Ewentualne 

zamieszki niosą ze sobą groźbę przerwy lub ograniczenia 

dostaw – co znacznie uszczupliłoby światową 

podaż surowca i wywindowałoby jego ceny do niespotykanych 

poziomów. Można zatem przypuszczać, 

że duże zwyżki notowań ropy naftowej są konsekwencją 

faktu, iż inwestorzy już dziś dyskontują część ryzyka, 

wynikającego z obaw o bezpieczeństwo produkcji 

ropy u największych wytwórców.


Produkcja ropy naftowej przez kraje OPEC 

na podstawie źródeł wtórnych [1000 b/d] 

2009 2010 

3 kw. 

2010 

4 kw. 

2010 

1 kw. 

2011 

Luty 

2011 

Marzec 

2011 

Kwiecień 

2011 

Kwiecień/ 

Marzec 

2011 

Algieria 1 270 1 261 1 255 1 258 1 265 1 265 1 266 1 260 (6) 

Angola 1 786 1 792 1 749 1 661 1 671 1 655 1 710 1 598 (112) 

Ekwador 477 475 475 480 484 485 482 483 0 

Iran 3 725 3 707 3 682 3 673 3 666 3 663 3 660 3 666 6 

Irak 2 422 2 399 2 355 2 423 2 647 2 643 2 632 2 655 24 

Kuwejt 2 263 2 301 2 313 2 310 2 377 2 358 2 431 2 454 23 

Libia 1 557 1 560 1 567 1 569 1 097 1 360 375 240 (135) 

Nigeria 1 812 1 063 2 115 2 175 2 088 2 084 1 991 2 095 104 

Katar 781 803 805 805 808 807 811 816 6 

Arabia Saudyjska 8 051 8 273 8 370 8 376 8 779 8 920 8 755 8 885 131 

Zjednoczone Emiraty Arabskie 2 256 2 306 2 318 2 315 2 439 2 422 2 494 2 521 26 

Wenezuela 2 309 2 286 2 285 2 275 2 318 2 289 2 310 2 312 2 

OPEC Razem 28 708 28 226 29 289 29 320 29 639 29 950 28 916 28 985 69 

Źródło: OPEC, Monthly oil market report, May 2011 

$140 

$120 

$100 

$80 

$60 

$40 

$20 

$0 

Maj 1987 

Porównanie cen nominalnych i realnych ropy naftowej w kwietniu 2011 r. 

[USD] 

Źródło: Energy Information Administration and Bureau of Labor Statistics 

Sty 1988 

Sty 1989 

Sty 1990 

Sty 1991 

Sty 1992 

Sty 1993 

Sty 1994 

Sty 1995 

Sty 1996 

Sty 1997 

Sty 1998 

Sty 1999 

Sty 2000 

Sty 2001 

Sty 2002 

Ceny Nominalne 

Ceny Realne (kwiecień 2011 USD) 

Sty 2003 

Sty 2004 

Sty 2005 

Sty 2006 

Sty 2007 

Sty 2008 

Sty 2009 

Sty 2010 

Sty 2011 


41

42 

Działania lokalnych rządów wskazują, iż ryzyko 

zamieszek w regionie należy traktować poważnie. 

Rządzący Arabią Saudyjską król Abdullah, w celu złagodzenia 

niezadowolenia społecznego ogłosił zwiększenie 

wydatków publicznych o niebagatelną sumę 

129 mld USD, która stanowi ekwiwalent połowy przychodów 

z eksportu saudyjskiej ropy naftowej w 2010 r. 

Sąsiadujący z Arabią Kuwejt stara się uspokoić napięte 

nastroje obietnicami w postaci jednorazowych wypłat 

rzędu 4 tys. USD, a także rocznego finansowania zakupów 

podstawowych produktów żywnościowych dla 

wszystkich obywateli. 

Uzależnieni od Libii 

Zgodnie z informacjami MAE, krajami o największym 

stopniu uzależnienia od libijskiej ropy są Irlandia, 

Włochy, Austria i Francja. W Irlandii w ubiegłym roku 

prawie 1/4 zapotrzebowania na surowiec pokrywana 

była dostawami z Libii, natomiast Włochy importowały 

największe jego ilości (ponad 30% libijskiego eksportu 



surowca w 2010 r.) i to one są głównym poszkodowanym 

z powodu przerw w dostawach. 

Włoski koncern paliwowy ENI od pond 40 lat zaangażowany 

jest w wydobycie ropy z libijskich złóż, które 

– jak podaje spółka – w 2010 r. odpowiadały za 14% jej 

całkowitej produkcji. Innymi koncernami o wysokich 

ekspozycjach w libijską ropę są austriacki OMV oraz 

hiszpański Repsol, które ze zlokalizowanych na terenie 

Libii pół naftowych pozyskiwały odpowiednio 12% 

i 3,6% całkowitego zaopatrzenia w surowiec. Mimo 

iż BP, Shell, Total oraz Statoil także były zaangażowane 

w wydobycie libijskiej ropy, skala ich udziałów była 

dużo niższa. 

Fala konfliktów w Afryce Północnej odbiła się również 

na działalności Polskiego Górnictwa Naftowego 

i Gazownictwa SA, które posiada koncesje na poszukiwania 

węglowodorów w Egipcie i Libii. Wraz z nastaniem 

konfliktu, polski koncern został zmuszony do 

ewakuowania pracowników ze swoich północnoafrykańskich 

oddziałów. Trudno także oszacować, kiedy 

sytuacja ustabilizuje się na tyle, by PGNiG SA mogło 

wznowić prace, jednak spółka informuje, że operacje 

na terenie egipskiej koncesji mogą rozpocząć na- 

Import ropy naftowej (w tym kondensat i płynny gaz ziemny) z Libii [kb/d] 

2007 2008 2009 2010 

% całości 

importu ropy 

naftowej (2010) 

Australia - - 1 11 2,3% 

Austria 35 17 23 31 21,2% 

Francja 105 141 131 205 15,7% 

Niemcy 220 210 167 144 7,7% 

Grecja 49 63 47 63 14,6% 

Irlandia 3 9 10 14 23,3% 

Włochy 538 504 423 376 22,0% 

Holandia 43 40 27 31 2,3% 

Portugalia 36 29 19 27 11,1% 

Hiszpania 99 120 102 136 12,1% 

Szwajcaria 52 72 28 17 18,7% 

Wielka Brytania 51 81 71 95 8,5% 

USA 122 105 78 51 0,5% 

OECD razem 1 376 1 396 1 137 1 205 5,1% 

Źródło: Międzynarodowa Agencja Energetyczna


wet już pod koniec lata br. Z uwagi na fakt, iż sytuacja 

w Libii budzi większe obawy, wydaje się, iż opóźnienia 

w pracach poszukiwawczych mogą potrwać tam 

dłużej. 

Saudyjski surowiec jest ropą ciężką, której przerób 

w rafi neriach tradycyjnie przetwarzających ropę libijską 

ogranicza uzyski produktów wysokomarżowych 

– redukując tym samym rentowność rafi nerii. W takiej 

sytuacji rafi nerie te zmuszone są kupować lekką ropę 

na rynkach spotowych, gdzie słodkie odmiany surowca 

– jak nigeryjska Bonny Light, algierska Saharan 

Blend czy azerska BTC Blend – odnotowują rekordowe 

premie wobec ropy Brent. Równocześnie rafi nerie nie 

są w stanie przerzucić kosztów drogiego surowca na 

odbiorców, co doprowadziło do spadku marży na produkcji 

benzyn, która według agencji Reuters obniżyła 

się z poziomu 17 USD na baryłce w kwietniu 2011 r. do 

poziomu 3 USD pod koniec maja br. W efekcie europejskie 

rafi nerie od chwili wybuchu zamieszek w Afryce 

Północnej utrzymują wykorzystanie mocy produkcyjnych 

na niskim poziomie. 

Początkowo wiele koncernów próbowało przeczekać 

okres gorszej koniunktury, wykorzystując ten czas na rea- 

Mimo iż libijska ropa nie odgrywa 

istotnej roli na globalnym 

rynku naftowym, stanowi 

jednak ważne źródło zaopatrzenia 

dla krajów europejskich, 

w tym krajów basenu 

Morza Śródziemnego. 

Jak podaje MAE, w 2010 r. aż 

85% libijskiej ropy trafiło na 

rynek europejski, w tym głównie 

do Włoch, Francji, Niemiec 

i Hiszpanii. 

lizację sezonowych prac remontowych. Jednak gdy stało 

się oczywiste, że niekorzystne warunki utrzymywać się 

będą przez dłuższy czas, rafi nerie zapowiedziały utrzymanie 

wykorzystania mocy produkcyjnych na poziomie 

zbliżonym do 80%. Włochy doświadczyły najsilniejszych 

% % 

95 

95 

90 

85 

80 

75 

Stopień wykorzystania rafi nerii, 2010-2011 

Źródło: OPEC, Monthly oil market report, May 2011 

70 

70 

Lis 10 Gru 10 Sty 11 Lut 11 Mar 11 Kwi 11 

US EU-16 Japan Singapur 

90 

85 

80 

75 


43

44 

spadków produkcji paliw: marcu wolumen produkcji benzyn 

spadł o 9,1%, a oleju napędowego o 3,8% w ujęciu 

rok do roku (za: Reuters). Osoby zarządzające koncernem 

ENI, znalazłszy się w sytuacji kryzysowej, poszukiwały 

wszelkich możliwych rozwiązań w celu zapewnienia ciągłości 

dostaw surowca po atrakcyjnych cenach. W dniu 

4 kwietnia 2011 r. koncern ogłosił, iż nawiązał kontakt z libijskimi 

siłami opozycyjnymi w celu wznowienia importu 

ropy z pola Sarir – największego pola naftowego w Libii. 

W odpowiedzi na ten ruch, libijski przywódca Muammar 

al-Kaddafi postanowił wdrożyć strategię „Zero Hedge”, polegającą 

na niszczeniu infrastruktury naftowej tak, by nie 

mogła ona służyć siłom opozycyjnym. W efekcie tej decyzji 

w dniach 4 i 7 kwietnia zniszczone zostały pola naftowe 

w Mesla, a następnie – Sarir. Stosowanie przez Kaddafiego 

strategii „Zero Hedge” uniemożliwi sprawne wznowienie 

produkcji ropy naftowej w Libii po zakończeniu walk – co 

wskazuje, iż niekorzystna sytuacja dla europejskich rafinerii 

utrzymywać może się przez długi czas. 

Polska nie importuje ropy naftowej z Libii, a zatem 

zamieszki w Afryce Północnej nie stwarzają zagrożenia 

dla ciągłości dostaw surowca do polskich rafinerii. 

Równocześnie jednak sytuacja w Afryce i rosnące 

notowania ropy naftowej przekładają się na wysokie 

ceny surowca także dla polskich podmiotów, a pośrednio 

efekt zamieszek 

na kontynencie afrykańskim 

odczuwany jest 

również przez polskich 

kierowców. Wyższe ceny 

surowca na globalnym 

rynku przekładają się 

na wzrost notowań na 

światowych giełdach paliw, 

a te z kolei przyczyniają 

się do podwyżek 

produktów w polskich 

rafineriach. W efekcie, na 

paliwowym rynku detalicznym 

już od wielu tygodni 

ceny utrzymują 

się powyżej psychologicznej 

bariery 5 zł/litr. 

Wciąż trudno jest 

przewidzieć, kiedy ceny 

ropy naftowej wrócą do 

poziomu sprzed konfliktu 

libijskiego. Wiele zależeć 

będzie od działań 

podejmowanych przez 

władze Libii po zakończeniu 

walk – w szcze- 

gólności od tempa prac 

naprawczych zdewastowanej 

infrastruktury naf- 



towej oraz inicjatyw podejmowanych w celu zwiększenia 

zaufania inwestorów zagranicznych, by wznowili 

wydobycie z libijskich pól naftowych. Należy również 

pamiętać, iż wysokie ceny surowca są w interesie krajów 

OPEC, które – zgodnie z prognozami Międzynarodowej 

Agencji Energetycznej – na eksporcie ropy w 2011 r. powinny 

zarobić łącznie rekordową sumę biliona dolarów. 

Dodatkowo jeśli napięcia społeczne nie osłabną, kraje 

te będą musiały przeznaczać znaczne sumy na bonusy 

finansowe dla ludności, a to wymagać będzie utrzymania 

wpływów z eksportu surowca na wysokim poziomie. 

Ogłoszony w czerwcu 2011 r. brak decyzji OPEC 

w sprawie zwiększenia kwoty wydobycia ropy zdaje się 

tę tezę potwierdzać. 

Utrzymywanie przez dłuższy czas cen ropy na 

tak wysokim poziomie może osłabić globalny wzrost 

gospodarczy, a efekt ten może spotęgować fakt, iż 

w ślad za wzrostem notowań ropy naftowej wzrosną 

także ceny gazu ziemnego, którego dostawy do wielu 

krajów europejskich indeksowane są cenami ropy. 

Recenzent: prof. dr hab. Piotr Such 

Maria Woźny jest Konsultantem w dziale 


Rys. 1. Główne tereny roponośne i gazonośne oraz ropociągi i gazociągi w Afryce Północnej. 

Źródło: Petroleum Economist

46 

Wiertnictwo 

Brenntag Polska składa się z dziesięciu działów branżowych, 

a jednym z nich jest dział Ropa i Gaz. Oferta 

naszej spółki obejmuje wszelkie możliwe produkty i specjalistyczne 

usługi chemiczne. Aby móc z niej skorzystać, 

wystarczy skontaktować się z nami. 

W ramach świadczonych przez nas usług oddajemy 

do Państwa dyspozycji 15 magazynów zlokalizowanych 

na terenie całej Polski oraz nasz zespół, który przeprowadzi 

rzetelną ekspertyzę techniczną w każdej z podanych 

dziedzin. Brenntag i jego dział Ropa i Gaz jest w stanie 

zaopatrzyć Państwa we wszelkie rozwiązania chemiczne, 

niezależnie od tego, czy są to produkty do sporządzania 

płynów wiertniczych, płyny do instalacji grzewczo-chłodzących, 

czy chemikalia stosowane w procesie 

wydobycia. 

Dzięki temu, że nie jesteśmy zobowiązani do korzystania 

z usług jednego dostawcy, nasza fi rma może prowadzić 

ciągłą analizę rynków światowych pod kątem sprawdzonych, 

a jednocześnie najbardziej innowacyjnych 



Brenntag – fi rma macierzysta grupy, do której należy Brenntag Polska sp. z o.o. 

– to jeden z największych graczy na światowym rynku dystrybucji chemikaliów. 

Skonsolidowana siła nabywcza w zakresie zaopatrzenia w surowce sprawia, że 

fi rma Brenntag może oferować swoim klientom produkty i usługi w wyjątkowo 

atrakcyjnych cenach. 

osiągnięć techniki. W przeciwieństwie do konkurujących 

z nami fi rm, które współpracować mogą wyłącznie z własnymi 

fabrykami półproduktów chemicznych, łączymy zalety 

wszystkich naszych dostawców, tworząc tym samym 

produkty doskonałe. 

Brenntag Polska spełnia najwyższe normy jakości, bezpieczeństwa 

i ochrony środowiska obowiązujące w branży 

naftowo-gazowniczej. 

W ramach świadczonych usług Brenntag oferuje również 

wsparcie techniczne. Pracownicy działu pomocy 

technicznej są w razie potrzeby do Państwa dyspozycji 

i służą wsparciem w zakresie stosowania produktów, rozwiązywania 

problemów związanych w procesem wiercenia 

i wydobycia. Zespół ds. technicznych jest do Państwa 

stałej dyspozycji w ramach dodatkowego wsparcia. 

Brenntag dysponuje również nowoczesnym działem badawczo-rozwojowym 

oraz laboratorium analitycznym. 

Do naszej szerokiej gamy środków do sporządzania płynów 

wiertniczych zaliczamy m.in.: 

Zagęstniki 

Efektywna kontrola parametrów reologicznych to 

podstawowe zadania stawiane zagęstnikom stosowanym 

w wiertnictwie. Głównym celem stosowania zagęstników 

zarówno naturalnych jak i syntetycznych jest nadanie 

odpowiedniej lepkości oraz granicy płynięcia płynom 

wiertniczym, dzięki którym płuczka będzie spełniała swoją 

podstawową funkcję jaką jest efektywne wynoszenie 

zwiercin. 

Brenntag Polska posiada w swojej ofercie szeroką gamę 

zagęstników stosowanych do płuczek wiertniczych. 

• 

• 

• 

• 

• 

• 

• 

• 

Bentonit API 

CMC HV 

CMC LV 

PAC LV 

Guma ksantanowa 

Guma ksantanowa TNO (o podwyższonej 

odporności termicznej) 

Polimery akrylowe 

Guma guar


Regulacja filtracji 

Nadmierna wartość filtracji płynu wiertniczego wpływa 

niekorzystnie na proces wiercenia ponieważ może 

uszkodzić strefę produkcyjną oraz spowodować destabilizację 

ściany odwiertu. Dodatkowo zbyt gruby placek 

filtracyjny osadzający się na ścianach powoduje różnorodne 

problemy wiertnicze. Brenntag Polska posiada 

w swojej ofercie wysoce skuteczne koloidy ochronne, 

środki na bazie skrobi (odporne na temperatury nawet 

do 150°C) oraz syntetyczne polimery (odporne na tem- 

peratury do 210°C): 

• 

• 

• 

CMC LV 

PAC LV 

Polimery syntetycze HTHP 

Materiały obciążające 

Ciężar właściwy płynu wiertniczego jest podstawowym 

parametrem pozwalającym na efektywną kontrolę 

ciśnienia hydrostatycznego w odwiercie. Odpowiednie 

zbilansowanie ciśnienia złożowego przez ciężar słupa 

płuczki pozwala na bezpieczne prowadzenie prac wiertniczych. 

Brenntag Polska posiada w swojej ofercie nie flotowany 

baryt wiertniczy spełniający normy API. 

Blokatory 

Zaniki płuczki to jeden z najpoważniejszych problemów 

wiertniczych jaki spotyka się w czasie prac wiertniczych. Powodują 

one zagrożenie dla bezpieczeństwa otworu oraz 

znacznie zwiększają koszty związane z płynem wiertniczym. 

Brenntag Polska oferuje szereg ekonomicznych produktów 

pochodzenia mineralnego jak i organicznego do skutecznego 

blokowania zaników. 

Inhibitory korozji 

Na polach naftowych występuje więcej niż jeden rodzaj 

korozji: korozja elektrochemiczna (płuczki wiertnicze 

są to najczęściej wodne roztwory soli, w takich układach 

łatwo zachodzi korozja elektrochemiczna), korozja wynikająca 

z obecności tlenu, rozpuszczonego siarkowodoru, 

rozpuszczonego dwutlenku węgla. Skutki procesów korozyjnych, 

szczególnie korozji wżerowej, mogą być przyczyną 

awarii, wynikającej z uszkodzenia rury w miejscu głębokiego 

wżeru. Groźna jest także korozja międzykrystaliczna, 

powodująca silny spadek własności wytrzymałościowych 

elementów metalowych, co skutkuje również awariami. 

Wysokiej jakości inhibitory korozji pozwalają znacznie 

przedłużyć żywotność sprzętu wiertniczego, a przede 

wszystkim zapobiec awariom. Specjalnie dobrane inhibitory 

będą tworzyć na powierzchni rur trwałą warstewkę 

ochronną, nie dopuszczając do powstawania wżerów 

i powodując pasywację już istniejących. Brenntag Polska 

posiada w swojej ofercie szereg inhibitorów korozji, w tym 

stosowane w wiertnictwie. 

Upłynniacze 

Nadmierna zawartość fazy stałej w płynie wiertniczym 

jak i jej ewentualne skażenie może powodować znaczny 

wzrost lepkości, co wpływa niekorzystnie na parametry 

płuczki, a w skrajnych przypadkach powoduje całkowite 

zatrzymanie jej przepływu. Środki dyspergujące stosuje się 

w celu upłynnienia (obniżenia lepkości) płuczki. Brenntag 

Polska posiada w swojej ofercie upłynniacze oparte na bazie 

lignosulfonianów oraz niezwykle skutecznych syntetycznych 

polimerów akrylowych. 

Inhibitory pęcznienia iłów 

Hydratacja, pęcznienie i dyspersja skał ilasto-łupkowych, 

co w konsekwencji prowadzi do utraty stateczności 

ściany otworu wiertniczego – objawiającej się sypaniem 

skał, kawernowaniem lub zaciskaniem otworu. Taki 

stan techniczny otworu jest przyczyną wielu awarii wiertniczych 

i wymaga stosowania płuczek o szczególnych 

Lokalizacja 

magazynów 

Brenntag Polska 


47

48 

właściwościach inhibitujących. Brenntag Polska posiada 

w swojej ofercie produkty stosowane jako inhibitory pęcznienia 

takie jak polimery PHPA anionowe oraz kationowe. 

Dodatkowo dysponujemy niezwykle skutecznymi inhibitorami 

pęcznienia iłów na bazie poliglikoli (Cloud point 

glycols) oraz poliamin. 

Biocydy 

Produkt biobójczy jest przeznaczony do niszczenia, 

odstraszania, unieszkodliwiania, zapobiegania działaniu 

lub kontrolowania w jakikolwiek inny sposób organizmów 

szkodliwych przez działanie chemiczne lub biologiczne. 

Ogromna różnorodność substancji pochodzenia 

organicznego dodawanych do płuczki wiertniczej sprzyja 

namnażaniu się mikroorganizmów powodujących fermentowanie 

płuczki. Brenntag Polska posiada w swojej 

ofercie szeroką gamę biocydów o szerokim spektrum 

działania, m.in.: 

• 

• 

• 

Grotan BK 

Grotan OK 

Grotan WS 

Odpieniacze 

Obecność związków powierzchniowo-czynnych 

w płuczkach, jak i innych substancji które mogą powodować 

pienienie wpływa niekorzystnie na parametry (np. obniżając 

ciężar właściwy) płuczki oraz powoduje szereg problemów 

wiertniczych. Brenntag Polska posiada w swojej ofercie odpieniaczem 

oparte o alkohole oraz silikonowe środki przeciwpienne, 

które działają zarówno jako inhibitory pienienia 

oraz jako środki zwalczające powstałą już pianę. 

Związki powierzchniowo-czynne: 

Brenntag Polska jest przedstawicielem szerokiej gamy 

związków powierzchniowo czynnych oferowanych przez 

największych producentów na rynku europejskim. Posiadamy 

w swojej ofercie wszystkie typy związków powierzchniowo-czynnych, 

w tym szereg detergentów stosowanych 

w różnych aplikacjach wiertniczych. 

Szczelinowanie hydrauliczne 

Nowoczesne szczelinowanie hydrauliczne to w pełni 

kontrolowany proces, który może pochłonąć nawet 



25% kosztów wykonania odwiertu. Technika ta polega 

na wtłaczaniu płynów o regulowanej lepkości, zawierających 

aktywatory, rozpuszczalniki organiczne, antyoksydanty, 

enzymy i polimery. Jako podsypkę (proppanty) 

stosuje się materiały ceramiczne lub metalowe. Dzięki 

szczelinowaniu hydraulicznemu w łupkach bitumicznych 

uzyskuje się precyzyjne, koncentryczne strefy 

spękań o promieniu nawet 900 m (w piaskowcach 

do 200 m). Brenntag Polska posiada w swojej ofercie 

szereg materiałów stosowanych przy szczelinowaniu 

hydraulicznym, tj. zagęstniki, aktywatory, rozpuszczalniki 

organiczne, biocydy oraz wysokiej jakości proppanty 

(podsypkę ceramiczną) renomowanej firmy 

Saint-Globain. 

Neutralizatory (scavenger) 

siarkowodoru i tlenu 

Obecność siarkowodoru w płuczce w głównej mierze 

spowodowana jest jego występowaniem w złożu wraz 

z gazem lub ropą. Poza niebezpieczeństwem stwarzanym 

przez toksyczne działanie na ludzi, siarkowodór sprzyja 

korozji przewodu wiertniczego oraz rur okładzinowych. 

Rozpuszczony tlen obecny w płuczce sprzyja powstawaniu 

ognisk korozji. W ofercie Brenntag Polska znajdą Pań- 

stwo scavengery siarkowodoru jak i tlenu: 

• Tlenek cynku 

• Węglan cynku 

• T-4402E (scavenger tlenu) 

Dodatki funkcyjne 

Brenntag Polska jako wiodący przedstawiciel środków 

chemicznych na świecie posiada w swojej ofercie 

obszerną gamę substancji chemicznych powszechnie 

stosowanych w wiertnictwie. Spośród szerokiej gamy 

oferujemy m.in.: 

• Kwas cytrynowy 

• Węglan sodu 

• Węglan potasu 

• Wodorowęglan sodu 

• Sodę kaustyczną 

• Wodorotlenek potasu 

• Chlorek potasu 

• Chlorek sodu 

• Chlorek wapnia 

• Glikol monoetylenowy, itp. 

• Octan potasu 

• Bentonit granulowany (do hydroizolacji) 

• 

Pirofosforan dwusodowy (SAPP)


125.0 

63.5 

22.8 

36.8 

Główne kierunki 

handlu ropą naftową w 2010 r. 

[mln ton] 

109.3 

33.9 

36.9 

83.8 

28.9 

86.0 

45.7 

83.0 

43.7 

116.7 

295.2 

179.9 

118.4 

Źródło danych: BP Statistical Review of World Energy 2011 

21.3 

24.1 

USA 

Kanada 

Meksyk 

Południowa i Centralna Ameryka 

Europa & Eurazja 

Bliski Wchód 

Afryka 

Azja i rejon Pacyku 

45.4 

129.6 

28.6 

227.1 

37.6 

33.3 

39.5 

20.0 

28.8 


49

0 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 



Potwierdzone zasoby ropy naftowej na świecie 

na koniec roku 2010 [mld baryłek] 

45,2 

74,3 

132,1 

139,7 

Azja i Pacyfi k .............................................................. 45,2 

Ameryka Północna ................................................ 74,3 

Afryka ..........................................................................132,1 

Europa i Eurazja ....................................................139,7 

Ameryka Południowa i Środkowa ............ 239,4 

Bliski Wschód .........................................................752,5 


239,4 

752,5


Dystrybucja potwierdzonych zasobów ropy naftowej w roku 1990 

– łącznie 1003,2 mld baryłek 

Azja i Pacyfi k ........................................................3,6% 

Ameryka Północna ...........................................9,6% 

Ameryka Południowa i Środkowa ............7,1% 

Afryka .......................................................................5,9% 

Europa i Eurazja ..................................................8,1% 

Bliski Wschód ....................................................65,7% 



Azja i Pacyfi k ........................................................3,6% 


Ameryka Południowa i Środkowa ............8,9% 

Afryka .......................................................................8,5% 

Europa i Eurazja ..................................................9,8% 

Bliski Wschód ....................................................63,1% 



Azja i Pacyfi k ........................................................3,3% 


Ameryka Południowa i Środkowa .........17,3% 

Afryka .......................................................................9,5% 

Europa i Eurazja ...............................................10,1% 

Bliski Wschód ....................................................54,4% 



1

Gaz: 

eksploracja, 

dystrybucja, 

sprzedaż

4 

Grupa LOTOS i PERN zbudują kawerny 

Jest szansa na zwiększenie 

bezpieczeństwa Polski 

w sektorze energii 

Grupa LOTOS i Przedsiębiorstwo Eksploatacji Rurociągów Naftowych 

„Przyjaźń” łączą siły. Cel – budowa podziemnych magazynów (kawern) 

służących do składowania ropy naftowej i paliw. Jako miejsce do składowania 

surowców wykorzystane będą pokłady solne, po uprzednim 

wypłukaniu z nich soli. 

połowie czerwca obie spółki podpisały list in- 

W tencyjny, dotyczący budowy kawern na Pomorzu. 

Inwestycja ma zostać zrealizowana w dwóch 

etapach do 2020 r. Najpierw powstaną magazyny liczące 

do 7 mln m3 . W przyszłości, jeśli pojawi się zapotrzebowanie 

na rynku, ich pojemność może wzrosnąć 

do 15-20 mln m3 . 

Bezpieczeństwo najważniejsze 

Lista zalet podziemnych magazynów jest długa. 

Doświadczenia krajów, które jako pierwsze zdecydowały 

się na ten sposób magazynowania węglowodorów, 

wykazały, że tego typu zbiorniki w porównaniu 

z tradycyjnymi metodami składowania umożliwiają 

budowę zbiorników o dużej pojemności na mniejszej 

powierzchni ze względu na infrastrukturę naziemną. 

Magazyny takie są także w pełni hermetyczne. 

Aleksander Zawisza, niezależny ekspert rynku paliwowego, 

wylicza pozostałe zalety takiej inwestycji: 

kawerny mniej narażone są na ewentualną eksplozję, 

ataki terrorystyczne czy zniszczenia podczas działań 

wojennych. Nawet w wyniku bombardowania zgromadzone 

surowce są bezpieczne. 


– Abyśmy wspólnie mogli budować bezpieczeństwo 

Polski w sektorze energii, liczymy na to, że do projektu 

włączą się inne krajowe fi rmy – podkreśla Paweł 

Olechnowicz, prezes Grupy LOTOS. 

Wtóruje mu szef PERN. 

– Traktujemy inwestycję głownie jako sposób na 

zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego kraju, 

choć dostrzegamy też aspekt komercyjny wynikający 

z możliwości udostępnienia znacznych pojemności 

magazynowych – mówi Robert Soszyński. 

Konieczność zadbania o bezpieczeństwo Polski 

w sektorze energii jest kluczowa dla Departamentu 

Ropy i Gazu Ministerstwa Gospodarki. 

– Korzyści płynące z posiadania strategicznych 

zbiorników ropy naftowej są oczywiste. Takie zbiorniki 

stanowią pierwsze zabezpieczenie przed przerwaniem 

dostaw ropy i gazu ziemnego, zapewniają bezpieczeństwo 

dotyczące energii i ekonomiczne, zwiększają 

stabilność polityczną w wymiarze regionalnym 

i światowym. 

Możliwość zmagazynowania kilkunastu milionów 

ton ropy naftowej oznacza osiągnięcie faktycznej dywersyfi 

kacji źródeł dostaw. Ewentualny szantaż związany 

z energią staje się w tych warunkach znacznie mniej 

groźny – twierdzi Iwona Dżygała z biura prasowego 

resortu.

Rafineria Grupy LOTOS w Gdańsku 

Jak podkreślają specjaliści z Ministerstwa Gospodarki, 

zmagazynowanie takiej ilości ropy powinno ponadto 

stabilizować cenę surowca. Zagrożeniem dla 

ropociągów są awarie, w tym te wywołane atakami terrorystycznymi. 

Najgroźniejsze jest przy tym przerwanie 

ciągłości dostaw. Ciągłość tę mogą zapewnić właśnie 

magazyny umieszczone w podziemnych kawernach. 

– Efekty ewentualnego wrogiego przerwania dostaw 

będą w ten sposób zminimalizowane – podkreśla 

Iwona Dżygała. 

Eksperci dodają, że inwestycja Grupy LOTOS i PERN 

może zwiększyć konkurencyjność na krajowym rynku 

paliw. Z podziemnych zbiorników będą mogły skorzystać 

firmy, które nie posiadają w Polsce własnej infrastruktury 

magazynowej. 

Wiedzą to Francuzi… 

Co bardzo ważne Grupa LOTOS i PERN idą ścieżką 

wytyczoną przez kilka państw w Europie i na świecie – 

magazyny takie funkcjonują (nieraz od wielu lat) w państwach 

takich jak: Francja, Wielka Brytania, Niemcy czy 

Stany Zjednoczone. Przyjrzyjmy się nieco bliżej rozwiązaniom 

stosowanym w Europie. Na początek Francja. 

Według danych resortu gospodarki, znajduje się tu 

15 baz z magazynami podziemnymi, w tym trzy z nich 

to bazy posiadające kawerny solne (Manosque, Etrez, 

Tersanne). Magazynowane są w nich: gaz ziemny, ropa 

naftowa i paliwa. Pierwszy magazyn we Francji powstał 

w Terasanne, szacowana głębokość to 1400 do 1500 m. 

Głównym magazynem rezerw jest magazyn w komorach 

solnych w Manosque (południowa Francja, ok. 100 

km od Morza Śródziemnego) o łącznej pojemności 6 

mln m 3 . Magazyn ten znajduje się na terenie parku narodowego, 

co w istotny sposób świadczy o proekologicznym 

aspekcie tego rodzaju magazynowania. Warto 

przypomnieć, że operatorzy kawern budowanych na 

terenie występowania osadów solnych muszą znaleźć 

bezpieczny dla środowiska sposób na pozbywanie się 

solanki wypłukiwanej z pokładów solnych, w których 

mają być przechowywane ropa i paliwa. 

Magazyn Manosque jest połączony około 100 kilometrowymi 

rurociągami z portem morskim i rafineriami 

w Lavera (miejsce nadawania i odbioru produktów). 

Natomiast jeśli chodzi o miejsca poboru wody i transportu 

solanki – magazyn Manosque połączony jest rurociągiem 

ze zbiornikiem retencyjnym w Villeneuve, 

skąd pobierana była woda do płukania, oraz ze słonym 

jeziorem Lavalduc, skąd pobierana jest solanka do wypierania 

ropy i paliw z kawern i gdzie zrzucana jest solanka 

otrzymywana z ługowania kawern i napełniania 

kawern produktem. 

RYNEK POLSKIEJ NAFTY I GAZU 2011

…oraz Niemcy 

Liczne magazyny podziemne od lat działają także 

w Niemczech, gdzie rezerwami strategicznymi 

ropy naftowej i jej produktów zajmuje się agencja 

EBV. Posiada ona cztery duże magazyny podziemne 

w złożach soli (wysadach solnych) nad Morzem 

Północnym. Położone są one w Heide i Sottorf koło 

Hamburga, Üstringen niedaleko Wilhelmshaven, oraz 

w Lesum w sąsiedztwie Bremen. Dużym niemieckim 

magazynem, strategicznym na ropę był Etzel – należący 

dziś do firmy IVG. Obecnie część komór została 

przebudowana na magazyny gazu ziemnego, a pozostałe 

służą jako usługowe magazyny ropy i paliw 

(pojemność rzędu 8 mln ton) dla prywatnych firm 

naftowych. 

Ciekawym przykładem strategiczno-operacyjnego 

magazynu ropy i paliw jest magazyn Blexen. 

Obiekt zlokalizowany jest na wysadowym złożu soli 

w pobliżu miasteczka Nordenham nad Morzem 

Północnym. 

Solanka uzyskiwana z komór solnych zrzucana 

jest do rzeki Wezery kilka kilometrów od jej ujścia do 

morza. Produkty są wytłaczane z magazynu przy pomocy 

wody z Wezery. Mogą być one podawane do 

magazynu oraz z niego odbierane z tankowca lub ładowane 

na niego tylko wtedy, gdy cumuje on przy 

pirsie na Wezerze. 

Tak jest taniej 

Nie można nie wspomnieć o kosztach inwestycji 

planowanej przez Grupę LOTOS i PERN. Specjalizujący 

się w budowie magazynów PERN szacuje, że w pierwszym 

etapie budowa podziemnych zbiorników będzie 

kosztowała nawet 2 mld PLN. Obie spółki rozważają 

wystąpienie o wsparcie finansowe do międzynarodowych 

instytucji: EBOR i EBI. 

– Zgodnie z wcześniejszymi zapowiedziami koszt 

budowy magazynów oraz niezbędnej infrastruktury 

logistycznej zostanie w części pokryty z funduszy Unii 

Europejskiej. Ważne jest, że Grupa LOTOS nie będzie 

zaangażowana w finansowanie tego projektu. – Tak 

przygotowujemy strukturę finansowania, aby to firmy 

zewnętrzne zainwestowały w realizację całego przedsięwzięcia 

– dodaje prezes Olechnowicz. 

Eksperci z Departamentu Ropy i Gazu MG podkreślają, 

że budowa podziemnych zbiorników jest tańsza 

niż w przypadku tradycyjnych zbiorników na powierzchni 

ziemi. 

– Ich przygotowanie wiąże się z mniejszym zużyciem 

stali i innych materiałów budowlanych i obniża 

nakłady inwestycyjne – mówi Iwona Dżygała. 


7

Przedsiębiorstwo Eksploatacji Eksploatacji 

Rurociągów Naftowych Naftowych 

„Przyjaźń” „Przyjaźń” S.A. S.A. 

Podstawowym zadaniem Spółki jest eksploatacja 

sieci rurociągów transportujących rosyjską ropę naftową 

dla największych producentów paliw w Polsce oraz 

w Niemczech. Realizację tej usługi umożliwiają dwie 

nitki rurociągu „Przyjaźń” – biegnące z Adamowa (położonego 

przy granicy Polski z Białorusią) do Płocka, a następnie 

Schwedt w Niemczech. 

Dużą rolę w zaopatrzeniu polskich rafinerii w ropę 

naftową odgrywa również Rurociąg Pomorski, łączący 

Płock z Gdańskiem, który umożliwia transport surowca 

w obu kierunkach. Ropa naftowa może być w tym wypadku 

tłoczona do gdańskiego Naftoportu, skąd tankowcami 

wysyłana jest na eksport. 

Rurociąg ten daje także możliwość zaopatrywania 

polskich i niemieckich rafinerii w surowiec pochodzący 

z innych kierunków niż rurociąg „Przyjaźń”. W konsekwencji 

oznacza to rozpoczęcie tzw. dostaw „z morza”, 

ich przeładunek w Naftoporcie oraz tłoczenie surowca 

w kierunku Płocka. 

Oprócz sieci rurociągów przesyłających ropę naftową, 

PERN „Przyjaźń” S.A. posiada także sieć rurociągów 

produktowych, wykorzystywanych do transportu paliw 

płynnych wyprodukowanych przez rafinerie. Sieć ta 

rozchodzi się promieniście z Płocka, w kierunku Warszawy, 

Poznania oraz Częstochowy. 

Niezwykle ważną – dla bezpieczeństwa energetycznego 

kraju – usługą realizowaną przez PERN „Przyjaźń” S.A. 

jest magazynowanie ropy naftowej. Spółka posiada trzy 

bazy magazynowe: w Adamowie, Płocku oraz w Gdańsku, 

wyposażone w zbiorniki o pojemności od 32 tys. 

do 100 tys. m3 . Łączna pojemność zbiorników ropy naftowej 

PERN „Przyjaźń” S.A. wynosi blisko 3,0 mln m3 Podstawowym zadaniem Spółki jest eksploatacja sieci 

rurociągów transportujących rosyjską ropę naftową dla 

największych producentów paliw 

w Polsce oraz w Niemczech. Realizację tej usługi umożliwiają 

dwie nitki rurociągu „Przyjaźń” biegnące z Adamowa 

(położonego przy granicy Polski 

z Białorusią) do Płocka, a następnie Schwedt w Niemczech. 

Dużą rolę w zaopatrzeniu polskich rafinerii w ropę naftową 

odgrywa również Rurociąg Pomorski łączący Płock z 

Gdańskiem, który umożliwia transport surowca w obu 

kierunkach. Ropa naftowa może być w tym wypadku 

tłoczona do gdańskiego Naftoportu, skąd tankowcami jest 

wysyłana na eksport. 

Rurociąg ten daje także możliwość zaopatrywania polskich 

i niemieckich rafinerii w surowiec pochodzący z innych 

kierunków niż rurociąg „Przyjaźń”. W konsekwencji oznacza 

to rozpoczęcie tzw. dostaw „z morza”, ich przeładunek w 

Naftoporcie oraz tłoczenie surowca w kierunku Płocka. 

Oprócz sieci rurociągów przesyłających ropę naftową, PERN 

„Przyjaźń” S.A. posiada także sieć rurociągów produktowych, 

wykorzystywanych do transportu paliw płynnych 

wyprodukowanych przez rafinerie. Sieć ta rozchodzi się 

promieniście z Płocka, w kierunku Warszawy, Poznania oraz 

Częstochowy. 

Niezwykle ważną - dla bezpieczeństwa energetycznego 

kraju - usługą realizowaną przez PERN „Przyjaźń” S.A. jest 

magazynowanie ropy naftowej. 

Spółka posiada trzy bazy magazynowe: w Adamowie, Płocku 

oraz 

. 

w Gdańsku, Część wyposażone tej pojemności w zbiorniki zapewnia o pojemności ciągłość od operacji 32 tys. 

do 100 technologicznych tys. m3. Łączna pojemność związanych zbiorników z transportem ropy naftowej ropy naf- 

PERN towej „Przyjaźń” do rafinerii. S.A. wynosi Pozostałe blisko 3,0 zbiorniki mln m3. Spółka wykorzy- 

Część stuje tej do celów pojemności komercyjnych, zapewnia świadcząc ciągłość usługi operacji maga- 

technologicznych zynowania: zapasów związanych państwowych z transportem i obowiązkowych 

ropy naftowej 

do rafinerii. czy też Pozostałe operacyjnych zbiorniki poszczególnych Spółka wykorzystuje klientów. do celów 

komercyjnych, W skład świadcząc Grupy Kapitałowej usługi magazynowania: PERN „Przyjaźń” zapasów wcho- 

państwowych 

dzą: OLPP Sp. 

i obowiązkowych 

z o.o., Naftoport Sp. 

czy 

z o.o., 

też 

CDRiA 

operacyjnych 

Sp. z o.o., 

Międzynarodowe Przedsiębiorstwo Rurociągowe Sar- 

poszczególnych klientów. 

matia Sp. z o.o., SIARKOPOL Gdańsk S.A. oraz PETRO- 

W skład Grupy Kapitałowej PERN „Przyjaźń” wchodzą: OLPP Sp. 

MOR Sp. z o.o. 

z o.o., Naftoport Sp. z o.o., CDRiA Sp. z o.o., Międzynarodowe 

Przedsiębiorstwo Rurociągowe Sarmatia Sp. z o.o. SIARKOPOL 

Gdańsk S.A. oraz PETROMOR Sp. z o.o. 

Przedsiębiorstwo Eksploatacji Rurociągów Naftowych 

Przedsiębiorstwo Eksploatacji „Przyjaźń” Rurociągów S.A. Naftowych 

„Przyjaźń” ul. Wyszogrodzka S.A. 133 

ul. Wyszogrodzka 09-410 133, Płock 09-410 Płock 

tel: tel: (024) (024) 266 23 266 00 23 00, fax: (024) e-mail: 266 zarzad@pern.com.pl 

22 03 

e-mail: fax: (024) zarzad@pern.com.pl, 266 22 03 

www.pern.com.pl

60 

Struktury te charakteryzują się małą i bardzo małą 

przepuszczalnością oraz niekonwencjonalną skałą 

akumulująca węglowodory. Pierwsza defi nicja złóż niekonwencjonalnych 

została podana w latach 70. XX wieku. 

Zdecydowano, że nazwą tą będą określane złoża, 

których przepuszczalność dla gazu będzie wynosić nie 

więcej niż 0,1 mD. Ta pierwsza defi nicja miała charakter 

„polityczny”, gdyż oznaczało to, że w niektórych krajach 

fi rmy prowadzące eksploatacje ze złóż tego typu mogły 

korzystać z rządowych dotacji 

w związku z uzyskiwaniem energii 

ze źródeł niekonwencjonalnych. 

Obecnie stosowana defi nicja 

złóż niekonwencjonalnych jest nieco 

inna i ma charakter bardziej „inżynierski”. 

Jest ona połączeniem 

wielu parametrów technicznoekonomicznych. 

Ogólna defi nicja 

złóż niekonwencjonalnych mówi, 

że w złożach tych niemożliwa jest 

ekonomiczna eksploatacja gazu 

bez odwiertu poziomego lub odwiertów 

wielodennych i wykonania 

w nich szeregu zabiegów stymulacji 

wydobycia. Zgodnie z tą defi 

nicją, zasoby węglowodorów zakumulowane 

w złożach typu tight 

i shale zaliczyć należy do zasobów 

niekonwencjonalnych, które w bardzo 

ogólny sposób można zobra- 


GAZ: eksploracja, dystrybucja, sprzedaż 

Udostępnianie złóż gazu ziemnego występujących w utworach łupkowych 

Niekonwencjonalne podejście 

do niekonwencjonalnych złóż 

DR PIOTR KASZA 

Ponad trzydzieści lat temu została wyodrębniona i scharakteryzowana 

specyfi czna grupa złóż węglowodorów – złoża te zostały określone 

jako niekonwencjonalne. Nazwa wskazuje, że do grupy tej zaliczane są 

złoża ropy naftowej i gazu ziemnego zlokalizowane w strukturach geologicznych 

innych niż większość dotychczas eksploatowanych złóż. 

Rys. 1. Trójkąt zasobów gazu ziemnego 

zować za pomocą trójkąta zasobów gazu ziemnego 

(rys. 1) [6]. Złoża te charakteryzują się matrycą o bardzo 

niskiej przepuszczalności. W niektórych przepadkach 

złóż niekonwencjonalnych przepuszczalność jest rzędu 

nanodarcy. Aby zabiegi stymulacyjne były skuteczne 

w tego typu formacjach, musi istnieć w nich sieć 

połączonych porów i mikroszczelin wspomagających 

proces przepływu mediów złożowych po wykonaniu 

zabiegów stymulacyjnych.


Według danych literaturowych [4], komercyjnie 

eksploatowane złoża łupków (Barnett, Rhinestreet) 

charakteryzują się współczynnikiem porowatości 

w granicach 0,7-6%, a współczynnik przepuszczalności 

mierzony jest w nanodarcy. W łupkach tych głównym 

składnikiem budującym matrycę skalną są minerały 

nieilaste – przeważnie kwarc (60-70%) z dużą zawartością 

minerałów ilastych – głównie illit (30-40%). 

Z graficznego przedstawienia zasobów gazu ziemnego 

na świecie wynika, że zasoby gazu złóż niekonwencjonalnych 

(w tym złóż typu tight – gazu zamkniętego 

szczelnych formacjach skalnych i shale – gazu 

występującego w formacjach łupkowych) są znacznie 

większe niż zasoby złóż konwencjonalnych. Stanowią 

one duże wyzwanie techniczne i technologiczne. 

W celu ich optymalnego udostępniania i eksploatacji 

należy stosować najnowsze rozwiązania. 

Eksploatacja węglowodorów ze złóż niekonwencjonalnych 

jest zadaniem trudnym i wymagającym. 

Dotyczy to zarówno stosowanych technik, technologii, 

wiedzy, narzędzi inżynierskich i sprzętu jak również 

kosztów realizacji inwestycji. Rozpoczęcie i realizacja 

takiego zadania wiąże się z koniecznością doskonałego 

zaplanowania i wykonania wszystkich działań. 

Pierwszym etapem przy udostępnieniu niekonwencjonalnych 

złóż węglowodorów jest wykonanie 

odwiertu. Już od etapu projektowania wiercenia 

wszystkie aspekty wiertnicze, pomiarowe, eksploatacyjne, 

stymulacyjne i inne powinny być przemyślane 

i odpowiednio zaplanowane. Jest to konieczne dla pełnej 

kontroli takich odwiertów, efektywnej ich eksploatacji 

oraz wykonania różnych prac, z zabiegami intensyfikacji 

wydobycia włącznie. 

Projektując odwiert poziomy należy przewidzieć 

w nim wszystkie możliwe sytuacje. Dotyczy to w szczególności 

zabiegów stymulacji. Przede wszystkim samo 

uzbrojenie odwiertu i jego konstrukcja musi umożliwić 

wykonanie zabiegów stymulacyjnych. Najważniejsze 

jest przede wszystkim uzbrojenie w rury o odpowiedniej 

średnicy, wytrzymałości i odporności mechanicznej 

na ścieranie i chemicznej na działanie środowiska 

korozyjnego. Wszystkie te cechy niezbędne są do wykonywania 

zabiegów hydraulicznego szczelinowania, 

w czasie którego zatłaczane są przy wysokim ciśnieniu 

duże objętości cieczy zabiegowych i materiału podsadzkowego. 

Uzbrojenie odwiertu poziomego musi 

umożliwiać interwencje z zastosowaniem przewodu 

giętkiego (Coiled Tubing – CT) i różnych narzędzi montowanych 

na jego przewodzie, ponieważ wiele prac 

stymulacyjnych odbywa się przy jego wykorzystaniu. 

Bardzo istotne z punktu widzenia zabiegów stymulacyjnych, 

zwłaszcza szczelinowania, jest usytuowanie 

osi odwiertu w stosunku do kierunku minimalnych 

naprężeń poziomych. Z mechaniki górotworu 

wynika, że szczelina wytwarzana hydraulicznie bę- 

dzie propagować zawsze w kierunku prostopadłym 

do minimalnych głównych naprężeń poziomych. Jest 

to w przypadku odwiertów poziomych na tyle istotne, 

że znając kierunek minimalnych naprężeń poziomych 

i odpowiednio kierunkując oś odwiertu możemy 

uzyskać wpływ na to, jakie będą generowane 

szczeliny w stosunku do oś otworu. Pokazuje to schematycznie 

rys. 2. 

Rys. 2. Kierunki generowania szczelin w odwiertach 

poziomych. 

Wiedzę na temat ukierunkowania naprężeń w złożu 

można uzyskać np. z badań mikrosejsmicznych wykonywanych 

przy okazji zabiegów hydraulicznego 

szczelinowania. W trakcie hydraulicznego szczelinowania 

można wytworzyć szczeliny o kierunku od prostopadłego 

do równoległego do osi otworu. 

Kolejną cechą charakteryzującą odwierty poziome, 

wpływającą na technikę i technologię zabiegów 

stymulacyjnych, jest długi odcinek udostępniający 

interwał produkcyjny. Poziomą część odwiertu można 

zostawić bosą a liner zacementować w ostatniej 

kolumnie rur okładzinowych i wprowadzić go w początkowy 

odcinek udostępniający złoże. Można cały 

odwiert uzbroić w liner cementując go tylko w ostatniej 

kolumnie rur okładzinowych a resztę pozostawić 

niecementowaną. 

Ostatnią z metod zbrojenia poziomego odcinka 

odwiertu jest cementowanie linera w rurach okładzinowych 

i złożu a następnie jego perforacja. W przypadku 

linera niecementowanego stosuje się linery 

perforowane lub cięte na powierzchni i zapuszczane 


61

62 

oraz perforowane już po ich zapuszczeniu 

i zacementowaniu w kolumnie 

rur okładzinowych. Rys. 3 przedstawia 

typowe uzbrojenie odwiertu 

poziomego. 

Kolejnym pozytywnym aspektem 

udostępnienia odwiertami poziomymi 

jest możliwość znacznie doskonalszego 

udostępnienia interwałów 

o niewielkiej miąższości. W przypadku 

ich udostępnienia w sposób klasyczny 

(otworem pionowym), kontakt 

odwiertu ze złożem jest ograniczony 

do miąższości złoża. Natomiast 

w przypadku odwiertu poziomego, 

powierzchnia kontaktu odwiertu ze 

złożem jest wielokrotnie większa, co 

w oczywisty sposób przekłada się na 

potencjał wydobywczy. Zabiegi hydraulicznego 

szczelinowania wykonywane 

są powyżej granicy wytrzymałości 

sprężystej matrycy skalnej. 

Jest oczywiste, że należy przekroczyć 

wytrzymałość skały, chcąc doprowadzić 

do jej pęknięcia a następnie propagacji 

szczeliny. 

Zabiegi hydraulicznego szczelinowania złóż stosowane 

są już od dziesiątków lat. Jednak do niedawna 

zabiegi te miały charakter „konwencjonalny”. Odkrycie 

złóż typu „shale” zmieniło techniki i technologie szczelinowania 

hydraulicznego. 

W wyniku prowadzenia prób i eksperymentów 

w złożach łupkowych oraz eksperymentalnych prac laboratoryjnych 

popartych rozważaniami teoretycznymi, 

opracowano technologie szczelinowania cieczą o bardzo 

niskiej lepkości nieprzekraczającej 10 cP. Technikę 

tę nazwano Slickwater Fracturing. Cieczą technologiczną 

do wykonania zabiegu w tej technologii jest 

woda, do której dodaje się jedynie niewielkie ilości 

(nie przekraczające 1%) polimeru naturalnego lub syntetycznego. 

Dodatek ten ma na celu obniżenie oporów 

przepływu w rurach, w perforacji i w szczelinach. 

Poza obniżeniem koncentracji polimeru i rezygnacji 

z technologii sieciowania polimeru liniowego, wykorzystanie 

tej technologii wiąże się z koniecznością stosowania 

dużych wydajności tłoczeni, dochodzącymi 

nawet do 16 m 3 /min. Spowodowane jest to koniecznością 

wtłoczenia odpowiedniej ilości cieczy, przekroczenia 

ciśnienia szczelinowania i utrzymania propagacji 

szczelin przy jednoczesnej obecności wysokiej 

filtracji w matrycę i system mikroszczelin naturalnych. 

W zabiegach tego typu stosuje się też znacznie niższe 

koncentracje materiału podsadzkowego. Klasyczne zabiegi 

Slickwater Fracturing wykonuje się przy koncentracji 

podsadzki od 30 kg/m 3 do 120 kg/m 3 . Zabiegi 



Rys. 3. Uzbrojenie odwiertu poziomego niecementowanym linerem 

perforowanym 

uważane za agresywne w tej technologii charakteryzują 

się koncentracjami podsadzki dochodzącymi do 

360 kg/m3 [5]. Cechami charakterystycznymi wyróżniającymi 

tę technologię są: 

• minimalizacja uszkodzenia szczelin i matrycy 

w związku z minimalną zawartością polimeru; 

• duże ilości cieczy technologicznej do wykonania 

zabiegu; 

• stosunkowo niskie koszty; 

• konieczność stosowania bardzo dużej wydajności 

tłoczenia; 

• dobra kontaminacja szczeliny w stymulowanym 

horyzoncie; 

• bardzo złożona geometria szczelin; 

• możliwość wielokrotnego użycia cieczy 

technologicznej; 

• wysoka filtracja w matrycę i mikroszczeliny; 

• ograniczone właściwości transportowe 

podsadzki; 

• bardzo mała rozwartość wytworzonych szczelin; 

• stosowanie materiałów podsadzkowych o małych 

rozmiarach; 

• brak możliwości stosowania klasycznych modeli 

propagacji szczeliny i symulatorów do projektowania 

zabiegów; 

• szybkie zamknięcie szczeliny po zabiegu; 

• brak tzw. filter cake’u – „placka filtracyjnego”. 

Z przedstawionych argumentów wynika, że wykonanie 

zabiegu hydraulicznego szczelinowania w złożach 

niekonwencjonalnych jest zadaniem trudnym.


1500 

1000 

500 

0 

-500 

-1000 

-1500 

-2000 

-2500 

-3000 

-1000 -500 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 

Rys. 4. Mikrosejsmiczna interpretacja geometrii szczeliny 

Niemożliwe jest też zaprojektowanie tego zabiegu 

w sposób klasyczny, gdyż większość modeli i przyjętych 

założeń nie obowiązuje w tej technologii i złożach 

niekonwencjonalnych, zatem użycie symulatorów do 

projektowania zabiegów może prowadzić do uzyskania 

błędnych wyników. W wielu przypadkach projektowanie 

i przygotowanie zabiegów w tej technologii ma 

charakter empiryczny oparty o zebrane doświadczenia, 

obserwacje i pomiary z wykonanych w trakcie zabiegów 

oraz uzyskanych efektach produkcyjnych. 

W wyniku szczelinowania złóż typu „shale” tworzy 

się skomplikowany system szczelin w odróżnieniu 

od typowego zabiegu w klasycznym złożu, w którym 

zazwyczaj tworzą się dwa skrzydła szczeliny. 

Opisanie takiego systemu szczelin jest niemożliwe 

obecnie istniejącymi modelami, które trzeba dopiero 

stworzyć. 

W chwili obecnej uwaga skupiona jest na sprawdzaniu 

danych z zabiegu i ich analizie w nawiązaniu do 

uzyskanych efektów. Nowym narzędziem w tej diagnostyce 

jest tworzenie map mikrosejsmicznych. Do 

interpretacji efektywności i zasięgu zabiegu niezbędna 

jest analiza zdarzeń mikrosejsmicznych rejestrowanych 

w trakcie zabiegu szczelinowania. Pozwala ona 

na opracowanie mapy zdarzeń sejsmicznych w czasie 

i przestrzeni, która może stanowić podstawę interpretacji 

geometrii wytworzonego systemu szczelin. Jak 

pokazują doświadczenia z takich analiz wytworzony 

system szczelin jest systemem w pełni trójwymiarowym. 

W trakcie zabiegu wytwarzane jest bardzo wiele 

szczelin o niewielkiej rozwartości i dużym zasięgu two- 

• 

• 

rząc sieć umożliwiającą kontakt z naturalnymi 

mikroszczelinami (rys. 4). 

Takie pojęcie „szczeliny” w złożach 

typu „shale” spowodowało konieczność 

wprowadzenia nowego parametru 

nie stosowanego przy opisie 

szczelin wykonanych klasyczną metodą 

w konwencjonalnych złożach. 

Parametr ten określa objętość złoża 

objętą procesem stymulacji i oznacza 

się go SRV (Stimulation Reservoir 

Volume) [3, 7]. Teoretyczne i praktyczne 

próby definicji i opisu procesu 

tworzenia się objętościowego systemu 

szczelin w złożach typu „shale” 

pozwoliły stwierdzić, że: 

• metoda Slickwater Fracturing 

w łupkach powoduje utworzenie 

systemu szczelin w dużej objętości 

szczelinowanego interwału; 

• badania mikrosejsmiczne podczas 

szczelinowania są niezbędne do 

próby opisu geometrii systemu 

szczelin; 

wytworzony system szczelin posiada powierzchnię 

10 – 100 krotnie większą niż tradycyjne szczeliny 

dwuskrzydłowe; 

obecne modele do projektowania hydraulicznego 

szczelinowania metodą Slickwater Fracturing 

w złożach typu shale są nieprzydatne. 

Kolejną bardzo ważną kwestią, z punktu widzenia 

efektywności zabiegu, jest transport materiału podsadzkowego. 

Stosując ciecz o lepkości nieprzekraczającej 

10 cP, uzyskanie zawieszenia podsadzki w cieczy 

technologicznej jest niemożliwe. Jednym z możliwych 

rozwiązań jest stosowanie podsadzek o jak najniższej 

gęstości. Częściowe ograniczenie zjawiska grawitacyjnego 

opadania można osiągnąć zmniejszając wielkość 

ziaren podsadzki. Problem transportu podsadzki w bardzo 

wąskich szczelinach przy użyciu cieczy o niskiej 

lepkości zatłaczanej z dużą wydajnością był wielokrotnie 

badany w laboratoriach. Stwierdzono, że w takich 

warunkach podsadzka zatłoczona w pierwszej kolejności 

osadza się blisko otworu a kolejne jej porcje „ślizgając 

się” po osadzonej podsadzce, przenoszone są z płynem 

w dalsze rejony szczeliny. 

Wynika zatem, że transport podsadzki odbywa się 

odwrotnie niż w szczelinowaniu klasycznym, w którym 

najwcześniej zatłoczony materiał podsadzkowy dociera 

do najbardziej odległego miejsca w szczelinie. Powoduje 

to konieczność zmiany strategii pompowania. 

Wiadomo, że jednym z ważniejszych celów szczelinowania 

jest uzyskanie wysokiej przewodności szczeliny 

na ścianie odwiertu. Dlatego w klasycznym szczelino- 


63

64 

Ciecz technologiczna 

waniu w ostatniej fazie zatłaczania dodaje się maksymalne 

koncentracje podsadzki i największe rozmiary 

ziaren, aby znalazły się na wlocie do szczeliny. Chcąc 

osiągnąć ten sam cel w szczelinowaniu złóż niekonwencjonalnych, 

największe rozmiary ziaren i największa 

koncentracja powinna być użyta w pierwszym 

etapie zatłaczania. Czasami stosuje się także klasyczne 

projektowanie etapów zatłaczania. 

Wytwarzany w procesie hydraulicznego szczelinowania 

system szczelin w złożach niekonwencjonalnych 

charakteryzuje się bardzo małą rozwartością. 

Powoduje to konieczność stosowania podsadzek 

o małych lub bardzo małych średnicach ziaren. 

Uwzględniając dodatkowo niskie koncentracje materiału 

podsadzkowego w zatłaczanej cieczy technologicznej 

pojawia się problem uzyskania odpowiedniej 

przewodności szczelin. Będą one zapewne wielokrotnie 

mniejsze niż w przypadku szczelin w złożach 

konwencjonalnych; nie będą one jednak uszkodzone 

pozostałościami polimeru i filter cake’u. W przypadku 

złóż konwencjonalnych, uszkodzenie przewod- 



Tabela 1. Schemat wykonania zabiegu szczelinowania w łupkach 

Koncentracja podsadzki 

[kg/m 3 ] 

Rodzaj podsadzki 

Objętość cieczy 

[m 3 ] 

Slickwater-pad 0 - 227 

Ilość podsadzki 

[kg] 

Slickwater 36 Piasek 100 mesh 22 774 







Slickwater 132 Piasek 100 mesh 140 18437 

Slickwater 144 Piasek 100 mesh 193 27723 


Slickwater 156 Piasek 20/40 mesh 193 30034 

Slickwater-przybitka 0 - 

Łącznie 1280 138105 

ności może sięgać nawet 95%. Wytworzony w złożu 

niekonwencjonalnym system szczelin o niskiej przewodności 

może być równie efektywny jak szczelina 

o wysokiej przewodności w złożu konwencjonalnym 

z dużym uszkodzeniem. 

Stymulacja złóż niekonwencjonalnych również 

w dziedzinie materiałów podsadzkowych spowodowała 

ogromny postęp. Zmierzając do jak najbardziej efektywnego 

podsadzania systemu szczelin i mikroszczelin 

wprowadzono do komercyjnego stosowania nowe 

typy materiałów podsadzkowych. Pierwszą taką grupę 

stanowią materiały podsadzkowe o gęstości zbliżonej 

do gęstości wody (1,05 g/cm 3 ). Materiały te niemal pływają 

w cieczy zabiegowej umożliwiając wydłużenie zasięgu 

szczelin. 

Kolejną nową grupę stanowią materiały podsadzkowe 

porowate. Zmniejszają one gęstość podsadzki 

i otwierają dodatkowe kanały przepływu dla 

gazu. 

Kolejną grupą nowych podsadzek są materiały termoplastyczne, 

zmieniające swój kształt pod wpływem


naprężeń i temperatury stając się bardziej odpornymi 

na naprężenia ściskające. Dobór techniki umieszczenia 

podsadzki, jej rodzaju i koncentracji zawsze będzie domeną 

inżynierów projektujących zabiegi szczelinowania. 

Muszą oni uwzględniać zarówno aspekty techniczne 

i ekonomiczne do czasu, gdy wynaleziony zostanie 

doskonały materiał podsadzkowy: lekki jak woda, twardy 

jak diament i tani jak piasek [3]. 

Poza nowoczesną – i całkiem odmienną od klasycznej 

– technologią wykonywania zabiegów hydraulicznego 

szczelinowania złóż niekonwencjonalnych, 

wielki postęp dokonał się w dziedzinie techniki 

przygotowania odwiertów do zabiegu. Jedną z takich 

technik jest stosowanie nowoczesnego uzbrojenia 

odwiertu typu STMSS (Single Trip Multi Stimulation 

System) [1]. System ten jest stosowany głównie 

do odwiertów poziomych bosych udostępniających 

złoża niekonwencjonalne wymagające wielokrotnych 

zabiegów hydraulicznego szczelinowania. Jest 

to rodzaj linera zapinanego w ostatniej kolumnie rur 

okładzinowych pionowej części otworu. Zastosowanie 

takiego uzbrojenia pozwala na pominięciu operacji 

zapuszczania rur w odcinek poziomy, cementowania 

tych rur, perforacji i wykonywania operacji 

zapuszczania i zapinania pakerów do każdego z zabiegów. 

Dodatkowo, po zapuszczeniu odpowiednio 

przygotowanego STMSS (z pakerami usytuowanymi 

do zabiegów w danym odwiercie), posadowieniu i zapięciu 

go w rurach i zapięciu pakerów zabiegowych 

urządzenie wiertnicze może być przeniesione w inną 

lokalizację. Wszystkie kolejne zabiegi hydraulicznego 

szczelinowania wykonuje się odpowiednio sterując 

przepływami w STMSS. 

Podsumowanie 

W niniejszym artykule przedstawiono podstawowe 

zagadnienia związane ze stymulacją złóż niekonwencjonalnych. 

Złoża te wymagają niekonwencjonalnego 

podejścia oraz niekonwencjonalnych technologii 

i techniki stymulacji. Jako skrajnie niekonwencjonalne 

podejście do zabiegów hydraulicznego szczelinowania 

złóż w utworach łupkowych można zaprezentować 

przykłady z rzeczywistych zabiegów: stymulując formację 

Codell w Basenie Kolorado stwierdzono, że najlepsze 

efekty hydraulicznego szczelinowania uzyskuje 

się wywołując odwiert po zabiegu po około dwóch 

miesiącach! Często wykonuje się też tzw. zabiegi hybrydowe. 

Po niewielkiej ilości padu (cieczy szczelinującej) 

rozpoczyna się tłoczenie podsadzki w etapach 

naprzemiennie z etapami bez podsadzki (sweep stage), 

które pomagają przetransportować zatłoczoną wcześniej 

podsadzkę dalej w szczelinę. Dla przykładu w tabeli 

1 podano schemat typowego zabiegu hydraulicznego 

szczelinowania w łupkach. 

Podsumowując, przedstawione zagadnienia związane 

z hydraulicznym szczelinowaniem złóż niekonwencjonalnych 

można sformułować następujące 

wnioski: 

• hydrauliczne szczelinowanie przy pomocy 

mało lepkiej cieczy roboczej na bazie 

wody jest skuteczną metodą stymulacji złóż 

niekonwencjonalnych; 

• zabiegi te wymagają stosowania dużej ilości cieczy 

roboczej i podsadzki oraz dużej wydajności 

tłoczenia; 

• technika tworzenia map mikrosejsmicznych jest 

podstawową metodą oceny geometrii systemu 

wytworzonych szczelin; 

• zabiegi wykonane za pomocą mało lepkiej wody 

w złożach niekonwencjonalnych nie mogą być 

projektowane przy pomocy symulatorów stosowanych 

do złóż i technik konwencjonalnych; 

• sposób transportu i układania podsadzki w szczelinach 

w złożach niekonwencjonalnych jest zupełnie 

odmienny od przebiegu tych zjawisk w zabiegach 

konwencjonalnych; 

• doskonalenie technologii stymulacji złóż niekonwencjonalnych 

przyczyniło się do zastosowania 

nowych rodzajów niekonwencjonalnych materiałów 

podsadzkowych; 

• doskonalenie techniki wykonania zabiegów 

w tego typu złożach przyczyniło się do powstania 

nowych technik i narzędzi do wykonywania zabiegów 

hydraulicznego szczelinowania. 

Literatura 

Recenzent: prof. dr hab. inż. Jan Lubaś 

Autor jest pracownikiem naukowym 

Instytuty Nafty i Gazu / Oddział Krosno 

1) Contreras J.D., Dust D.G., Harris T., Watson D.R. “High impact 

techniques and technology increase ultimate recovery in tight 

formation” SPE 115081; 2008. 

2) Cramer D.D. “Stimulating unconventional reservoirs: lesson learned, 

successful practices, areas for improvement” SPE 114172, 2008 

3) McLennan J.D., Green S.J., Bai M., “Proppant placement during tight 

shale stimulation literature revive and speculation”, ARMA 08-355, 

2008 

4) Paktinat J., Pinkhouse J.A., Johanson N., Williams C., Lash G.G., 

Penny G.S., Goff D.A. “Case study: optimizing hydraulic fracturing 

performance in northeastern United States fractured shale formation”, 

SPE 104306, 2006 

5) Palish T.T., Vincent M.C., Handren P.J. “Slickwater fracturing – food for 

thought”, SPE 115766, 2008 

6) 

Warpinsky N.R., Mayerhofer M.J., Vincent M.C., Ciopolla C.L., Lolon E.P. 

“Stimulating Unconvencional Reservoirs: Matrix network growth while 

optimazing fracture conductivity”, SPE 114173, 2008 


6

66 

Negatywny wpływ ma także gwałtowny wzrost 

emisyjności gospodarek krajów rozwijających 

się oraz brak absolutnej pewności, co do przyczyn 

i przyszłych skutków zmian klimatu. Z drugiej strony, 

nie można odmówić racji stosowaniu zasady przezorności, 

tak jak i nie da się zlekceważyć ewidentnego 

wzrostu stężenia gazów cieplarnianych w atmosferze 

(rys. 1). 

Klimatologów niepokoi nasilenie gwałtownych zjawisk 

meteorologicznych zbierających tragiczne żniwo, 

a także wzrost średnich temperatur na Ziemi, które 

mogą wynikać ze wzrostu stężenia gazów cieplarnianych 

w atmosferze. W związku z tym świat mobilizuje siły 

do działań zapobiegawczych i przystosowawczych. 



Znaczenie inwentaryzacji emisji metanu z sektora górnictwa nafty i gazu i gazownictwa 

oraz rola pomiarów emisji w dokładności inwentaryzacji 

Gazy cieplarniane kontra Ziemia 

CO2 [ppm] 

JERZY RACHWALSKI 

Powstrzymanie globalnego ocieplenia wydaje się jednym z najważniejszych 

a zarazem najtrudniejszych zadań współczesnej cywilizacji. Na niekorzyść 

jego realizacji działają przede wszystkim ogromne koszty ograniczenia 

emisji gazów cieplarnianych w krajach rozwiniętych, w których 

wyraźny jest brak mobilizacji społecznej do zmiany wzorców produkcji 

i konsumpcji na sprzyjające polityce oszczędności zasobów i energii. 

360 

340 

320 

300 

280 

260 

Rys. 1. Wzrost stężenia gazów cieplarnianych w atmosferze w okresie ery przemysłowej 

Zaproponowana w roku 1992 na Szczycie Ziemi 

w Rio de Janeiro „Ramowa Konwencja Organizacji Narodów 

Zjednoczonych” (UNFCCC), dotycząca zmian 

klimatu, weszła w życie 21 marca 1994 r. po ratyfi kacji 

przez 50 sygnatariuszy, którzy zobowiązali się do 

ograniczenia emisji gazów cieplarnianych do poziomu 

niezagrażającego niebezpiecznymi, antropogenicznymi 

zmianami klimatu planety. Od 1995 r. zbierają się 

doroczne Konferencje Stron Zainteresowanych (COP), 

których celem jest wyznaczanie zadań oraz monitorowanie 

postępu w działaniach na rzecz powstrzymania 

globalnego ocieplenia. W roku 1997 podczas 

COP-3 przyjęty został „Protokół z Kioto”, nakładający 

konkretne zobowiązania do ograniczenia emisji na 

CH4 [ppb] 

1750 

1500 

1250 

1000 

750


kraje uprzemysłowione. Zostały one zobowiązane do 

redukcji w latach 2008-2012 emisji gazów cieplarnianych 

o co najmniej 5% w stosunku do poziomu emisji 

z roku 1990. Protokół wszedł w życie w roku 2005 po 

ratyfikacji przez 55 członków UNFCCC (łączna emisja 

w krajach sygnatariuszy stanowi 55% globalnej emisji 

gazów cieplarnianych). 

Organizacją, która dostarcza wiedzy technicznej 

w sprawach zmian klimatu oraz nadzoruje krajowe 

inwentaryzacje emisji jest działający od 1988 r. Międzyrządowy 

Zespół ds. Zmian Klimatu (IPCC). Jego 

wytyczne dotyczące inwentaryzacji oraz okresowe raporty 

(Assessment Reports – AR) są podstawą do decyzji 

w sprawach dotyczących działań na rzecz powstrzymania 

zmian klimatu. 

Czwarty raport (AR 4) opublikowany w roku 2007: 

• stwierdza, że następująca globalna zmiana klimatu 

z prawdopodobieństwem wynoszącym ponad 

90% może być przypisana antropogenicznej emisji 

gazów cieplarnianych (prawdopodobieństwo, 

że powodują ją czynniki naturalne oceniono na 

około 5%), 

• 

zawiera prognozę dla XXI w. dotyczącą wzrostu 

temperatury (od 1,8°C do 4,0°C z możliwością 

zmian od 1,1°C do 6,4°C), podniesienia poziomu 

wód oceanicznych (od 28 cm do 42 cm), występowania 

upałów i silnych opadów (z prawdopodobieństwem 

wynoszącym 90%), wzrostu 

intensywności cyklonów tropikalnych (z prawdopodobieństwem 

większym od 66%). 

Zasady inwentaryzacji emisji gazów 

cieplarnianych i jej znaczenie 

Podstawą oceny zagrożeń związanych ze zmianami 

klimatu jest rzetelna (o ujednoliconych regułach) 

inwentaryzacja emisji gazów cieplarnianych. Obowiązujące 

obecnie zasady inwentaryzacji są podane w dokumencie 

„2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse 

Gas Inventories”, który został poprzedzony wydanym 

w 2002 r. studium „Background Papers. IPCC Expert 

Meetings on Good Practice Guidance and Uncertainty 

Management in National Greenhouse Gas Inventories”. 

Zgodnie z tymi dokumentami, inwentaryzację emisji 

dla danego segmentu można prowadzić na trzech 

różnych poziomach różniących się stopniem szczegółowości. 

Najprostsze podejście polega na zastosowaniu 

zagregowanego współczynnika emisji, odniesionego 

do wskaźnika aktywności charakteryzującego 

cały segment, np. wielkości produkcji, liczbie instalacji 

w danym segmencie. Podejście najbardziej skomplikowane 

polega na szczegółowej inwentaryzacji 


67

68 

źródeł i zastosowaniu współczynników emisji charakteryzujących 

poszczególne źródła, najkorzystniej określonych 

w wyniku pomiaru lub zaczerpniętych z danych 

literaturowych. 

Tak więc emisję z danego segmentu przemysłu (E) 

lub z wybranej jego części oblicza się jako sumę emisji 

z poszczególnych rodzajów źródeł. Natomiast emisja 

z danego rodzaju źródeł jest iloczynem wyznaczonego 

specyficznego dla nich współczynnika emisji EFi 

i współczynnika aktywności AFi: 

Wymienione wyżej dokumenty podają nie tylko 

zasady metodyczne, ale również współczynniki emisji 

– zarówno zagregowane, jak i w rozbiciu na poszczególne 

podsektory i źródła. Należy jednak podkreślić, 

że zalecane współczynniki emisji, zwłaszcza zagregowane 

(ale nie tylko), różnią się znacznie, co ilustrują 



Tablica 1. Przykładowe wartości zagregowanych współczynników emisji 

Pochodzenie danych o współczynnikach 

emisji 

Revised 1996 IPCC Guidelines 

for National Greenhouse Gas 

Inventories 

IPCC/OECD/IEA Programme 

on National Greenhouse Gas 

Inventories 

Kategoria źródeł emisji Wartość współczynnika emisji 

Segmenty przeróbki, przesyłu, magazynowania 

i dystrybucji gazu 

ziemnego w Europie Zachodniej 

Segmenty przeróbki, przesyłu magazynowania 

i dystrybucji gazu 

ziemnego w USA i w Kanadzie 

Segmenty przeróbki, przesyłu 

magazynowania i dystrybucji 

gazu ziemnego w byłym ZSRR 

oraz w krajach Europy Środkowej 

i Wschodniej 

Segmenty przeróbki, przesyłu, 

magazynowania i dystrybucji gazu 

ziemnego w pozostałych krajach 

świata 

72 000 – 133 000 kg/PJ w odniesieniu 

do ilości gazu zużywanego 

57 000 – 118 000 kg/PJ w odniesieniu 

do ilości gazu zużywanego 

288 000 – 628 000 kg/PJ 

w odniesieniu do ilości gazu 

wydobywanego 

118 000 kg/PJ w odniesieniu do 

ilości gazu zużywanego (w przypadku 

gdy emisję ocenia się jako 

niewielką) 

288 000 kg/PJ w odniesieniu 

do ilości gazu wydobywanego 

(w przypadku gdy emisję ocenia 

się jako dużą) 

tablice 1 i 2. Różnice mogą wynosić nawet dwa rzędy 

wielkości. 

Rzetelna (oparta o jednolite zasady) inwentaryzacja 

krajowych emisji gazów cieplarnianych jest w skali 

światowej podstawą oceny zagrożeń związanych ze 

zmianami klimatu i efektów podejmowanych działań 

oraz funkcjonowania tzw. „mechanizmów łagodzących” 

(„mechanizmów elastyczności”), takich jak handel emisjami 

(ET), inwestycje proekologiczne w krajach rozwijających 

się (CDM), wspólne przedsięwzięcia (JI), czy 

kompensacja emisji na skutek aktywacji absorpcji CO2 

przez biomasę. 

Niezależnie od roli inwentaryzacji emisji na poziomie 

międzynarodowym, wnioski z inwentaryzacji 

krajowej również mogą być istotne dla danego kraju, 

stanowiąc podstawę własnej wewnętrznej polityki dotyczącej 

emisji gazów cieplarnianych, która może być 

bardziej restrykcyjna, niż ta wynikająca ze zobowiązań 

międzynarodowych. 

Niezależnie od inwentaryzacji krajowych i nadzorowania 

emisji gazów cieplarnianych na szczeblu centralnym, 

politykę redukcji emisji rozwijają przedsiębior-


Tablica 2. Przykładowe współczynniki emisji dla sieci dystrybucji 

Źródło Kraj lub oceniana wielkość emisji Współczynnik emisji 

Report of Study Group 8.1 „Methane Emissions 

Caused by the Gas Industry World – Wide” 21 st 

World Gas Conference June 6-9, 2000, Nice, France 

Report of Study Group 8.1 „Methane Emissions 

Caused by the Gas Industry World – Wide” 21 st 

World Gas Conference June 6-9, 2000, Nice, France 

stwa, w których emisje gazów cieplarnianych stanowią 

albo istotny aspekt ekonomiczny, albo świadczą o wizerunku 

korporacji. 

Pod względem ekonomicznym istotna jest różnica 

między kosztami unikniętych jednostek emisji (zarówno 

inwestycyjnymi, jak i operacyjnymi), a kosztami 

związanymi z korzystaniem ze środowiska (opłaty 

za emisję) oraz – trudnymi czasem do oszacowania – 

kosztami rozszerzania działalności sektora, związanymi 

z oporem społeczeństwa nieakceptującego rozwiązań 

nieekologicznych. 

Identyfikacja źródeł i przyczyn emisji oraz ocena 

jej wielkości w kolejnych latach, a także wykaz unikniętych 

emisji mogą być stałymi elementami oceny 

przedsiębiorstw przez społeczeństwo, dzięki obecnie 

praktycznie powszechnej publikacji raportów środowiskowych 

o działalności przedsiębiorstwa (Environmental 

Reports, Health Safety Environment (HSE) Reports, 

Sustainable Development Reports, Corporate Social 

Responsibility (CSR) Reports). Raporty te mogą być 

również legitymacją/dowodem troski przedsiębiorstw 

o środowisko. Niebagatelnym aspektem może być 

Kanada 

USA 

także dbałość o pracowników, zwłaszcza jeżeli emisja 

gazu cieplarnianego może powodować zagrożenie dla 

ich życia lub zdrowia. 

Emisje gazów cieplarnianych 

przez sektor górnictwa nafty 

i gazu oraz gazownictwo 

12 000 m 3 /km sieci 

dystrybucyjnej 

15 600/km sieci 

dystrybucyjnej 

emisja oceniana jako mała 100 m 3 /km 

emisję oceniana jako umiarkowana 1000 m 3 /km 

emisję oceniana jako duża 10 000 m 3 /km 

emisja oceniana jako mała 1000 m 3 /stacja 

emisja oceniana jako umiarkowana 5000 m 3 /stacja 

emisję oceniana jako duża 50 000 m 3 /stacja 

Sektor górnictwa nafty i gazu oraz gazownictwa 

emituje głównie metan, który jest obok ditlenku węgla 

drugim agresywnym gazem powodującym zagrożenia 

dla klimatu. Metan jest gazem cieplarnianym 

o potencjale cieplarnianym (GWP) około 21-krotnie 

wyższym od potencjału cieplarnianego ditlenku węgla. 

Szkody ekologiczne spowodowane emisją 1 tony 

metanu ocenia się na 100–520 USD, wobec 3,6 USD 

do 3,8 USD dla CO2. 

Pozostałe gazy cieplarniane w tym sektorze albo 

w ogóle nie są emitowane, albo na ogół w niewiel- 


69

70 

kich ilościach (ditlenek węgla). Emisja ditlenku węgla 

w znaczących ilościach może wystąpić jedynie w przypadku 

spalania na masową skalę gazu ziemnego towarzyszącego 

ropie naftowej; jest to jednak coraz 

rzadsze. 

Łańcuchom paliwowym gazu ziemnego IPCC przypisuje 

od 9% do 15% globalnych antropogenicznych 

emisji metanu. Osłabia to argumentację ekologiczną 

na rzecz priorytetu stosowania gazu ziemnego. Emisje 

metanu stanowią więc jeden z istotnych aspektów środowiskowych 

w niemal wszystkich ogniwach łańcucha 

paliwowego gazu ziemnego. 

Z tych względów sektor ropy i gazu powinien dążyć 

do zmniejszenia emisji metanu, ale by do tego doprowadzić 

należy w pierwszej kolejności zidentyfikować 

źródła emisji, a następnie oszacować ich wielkość 

i przeprowadzić rachunek ekonomiczny kosztów ograniczenia 

emisji. 

Historia inwentaryzacji 

emisji metanu w Polsce 

Inwentaryzacja emisji metanu z polskiego przemysłu 

gazowniczego nie została dotychczas dokończona. 

Dane raportowane do IPCC przez Ministerstwo Środowiska 

oparte są o oszacowania dokonane pospiesznie 

w roku 1994 przez grupę ekspertów branżowych 



oraz z Instytutu Nafty i Gazu. Była to praktycznie jedyna 

praca, w której uwzględniając obowiązujące 

wówczas wytyczne IPCC i aktualne (choć niepełne) 

w 1994 r. dane o aktywności systemu oraz opierając 

się o współczynniki emisji (w większości zaczerpnięte 

z literatury) obliczono dla roku 1992 wielkości emisji 

oraz współczynniki emisji gazów cieplarnianych: metanu, 

ditlenku węgla i lotnych niemetanowych związków 

organicznych (NMVOC) z polskiego sektora wydobycia 

ropy naftowej i gazu ziemnego, z przeróbki 

gazu ziemnego, z sieci przesyłowej tego gazu oraz 

z sieci rozdzielczej. 

Zebrane dane posłużyły do obliczenia całkowitej 

emisji 164 Gg metanu (w tym 7,4 Gg z procesów 

wydobycia ropy i gazu oraz 156,2 Gg z procesów 

oczyszczania, przesyłu, magazynowania i dystrybucji 

gazu) oraz wyliczenia zbiorczego współczynnika 

emisji (0,0655 kg CH4/GJ w sektorze wydobycia 

i 0,4515 kg CH4/GJ w sektorach oczyszczania, przesyłu, 

magazynowania i dystrybucji gazu). Wyliczona 

całkowita emisja stanowiła około 2,4% rocznego zużycia 

gazu (345,99 PJ w roku 1992). Ta, nawet jak na 

ówczesny czas, wysoka wartość emisji przenoszona 

była w raportach krajowych na lata następne, mimo 

że zespól ekspertów, dokonujący oszacowania emisji 

za rok 1992, wyraźnie artykułował dużą i niemożliwą 

do ocenienia niepewność wyniku oraz wskazał 

na jej przyczyny. Opierający się o te wyliczenia wynik


inwentaryzacji emisji za rok 1998 scharakteryzowano 

dwa lata później jako: 

• „pełne oszacowanie uwzględniające wszystkie 

możliwe źródła”, 

• „oszacowanie o średniej wiarygodności”, 

• „oszacowanie z zastosowanym podziałem 

subsektorowym”, 

• „oszacowanie o niepewności 8,1%”. 

Jednak w ocenach tych nie uwzględniono istotnych 

zmian, jakim uległ system gazowniczy (wycofanie 

gazu koksowniczego, wymiana gazociągów żeliwnych, 

zmiana struktury materiałowej w segmencie dystrybucji, 

zmiany w strukturze wiekowej gazociągów, znacząco 

większa liczba stacji redukcyjnych I stopnia). 

Niepewność tego oszacowania, przy uwzględnieniu 

wszystkich zmian, jakie zaszły, wynosi z pewnością co 

najmniej kilkadziesiąt procent. 

Kolejne lata przyniosły pozytywną zmianę w sposobie 

postrzegania inwentaryzacji emisji przez branżę. 

Kolejne subkategorie segmentu „ropa i gaz” zaczęły 

być zainteresowane oceną wielkości emisji metanu 

z jej zakresu działania. I tak w latach 2002/2004 po raz 

pierwszy w Instytucie Nafty i Gazu przeprowadzono 

inwentaryzację emisji metanu z krajowej sieci przesyłowej 

(na zlecenie Polskiego Górnictwa Naftowego 

i Gazownictwa S.A., a później na zlecenie firmy 

Gaz-System S.A.). Pierwszym etapem tej pracy było 

oszacowanie emisji z systemu przesyłu na podstawie 

dostępnych współczynników emisji. Praca była kontynuowana 

w celu weryfikacji uzyskanych wyników, 

na podstawie pomiarów polowych, emisji dla elementów 

systemu, zwłaszcza stacji gazowych, tłoczni 

i zespołów zaporowo-upustowych oraz w małym 

stopniu gazociągów. Dokonanie pomiarów i weryfikacja 

inwentaryzacji doprowadziły do uzyskania oszacowanej 

wartości emisji rzędu 3,5 razy niższej. Również 

ta wartość budzi pewne wątpliwości, gdyż nie 

zweryfikowano współczynnika emisji z gazociągów 

wysokociśnieniowych – tu oparto się o współczynniki 

literaturowe. Uzyskane rezultaty świadczą, że stosowanie 

własnych, wyznaczonych na drodze pomiarów, 

współczynników emisji, może doprowadzić do 

znacznego obniżenia wielkości emisji w porównaniu 

z wynikami obliczeń dokonywanymi na podstawie 

danych literaturowych. Niewątpliwie konieczne jest 

zweryfikowanie danych dotyczących emisji z gazociągów. 

Zagadnienie to jest bardzo trudne, ale możliwe 

do wykonania i prawdopodobnie doprowadzi do obniżenia 

emisji o około 30%. 

W 2003 r. krajowe górnictwo nafty i gazu (PGNiG S.A.) 

zleciło Instytutowi Nafty i Gazu wstępne oszacowanie 

emisji metanu na podstawie zaczerpniętych z literatury 

współczynników, a w roku 2007 – weryfikację inwentaryzacji 

lotnej emisji metanu, dokonanej w roku 2003, 

na podstawie danych pomiarowych. Również w tym 


71


przypadku oparcie inwentaryzacji o własne, wyznaczone 

na podstawie pomiarów, współczynniki emisji doprowadziło 

do znacznego obniżenia wielkości emisji 

metanu z sektora wydobycia. 

Obecnie INiG realizuje pracę zmierzającą do określenia 

emisji metanu z sieci dystrybucyjnej (zlecenie 

PGNiG i spółek gazownictwa). Praca ta, wraz z poprzednimi, 

pozwoli na realną ocenę wielkości emisji metanu 

z całego segmentu gazu ziemnego w Polsce. 

Metody pomiaru emisji 

z systemu gazu i ropy 

Obecnie na świecie istnieją zaawansowane metody 

oceny nieszczelności/emisyjności z elementów systemu 

nafty i gazu. Należą do nich: 

• metoda bezpośredniego pomiaru ilości emitowanego 

gazu ziemnego (Direct Flow Measurement); 

• metody instrumentalne; 

• metoda foliowania (Bagging); 

• metoda z opływem powietrza (High Flow Sampler); 

• metoda pomiaru spadku ciśnienia (Pressure 

Decay); 

• metoda pomiarów znacznikowych; 

• metoda z użyciem komór dyfuzyjnych. 

Metody te (za wyjątkiem metody znacznikowej) są 

przetestowane i stosowane w Instytucie Nafty i Gazu. 

Dla większości z nich opracowano procedury, w których 

określono niepewność pomiarów. Na ogół niepewność 

tych metod jest niewielka w porównaniu 

z niepewnością doboru reprezentatywnej próbki badanych 

elementów systemu. 

Błąd podczas inwentaryzacji 

Popełniane podczas inwentaryzacji emisji błędy 

wynikają zwykle z przyjętej metody szacowania, tzn. 

z faktu, czy jest to metoda oparta o obliczenia wykorzystujące 

współczynniki dostępne w literaturze, czy 

też o obliczenia wykorzystujące współczynniki, których 

źródłem są własne pomiary emisji. W pierwszym 

przypadku można popełnić spory błąd (potwierdzają 

to wyniki inwentaryzacji przeprowadzonych w Instytucie 

Nafty i Gazu). W drugim zaś, istotne jest dobranie 

reprezentatywnej próbki badanych elementów. 

W przypadku systemu nafty i gazu sytuacja bywa 

skomplikowana, gdyż liczba elementów jest nie tylko 

duża, ale również zróżnicowana pod względem technologicznym 

i technicznym. 

Omijanie „raf” w postaci sporych błędów wymaga 

doświadczenia, zarówno w zakresie inwentaryzacji 

emisji, jak i interpretacji wyników jej pomiaru. 

Niewątpliwie uniknięcie nawet kilkusetprocentowego 

obciążenia (biasu) wyniku inwentaryzacji jest 

możliwe, jeżeli rezultat jest oparty o pomiary własne 

dla krajowego systemu, gdyż metody pomiaru są wystarczająco 

dokładne, a jedynym problemem jest wybór 

reprezentatywnej próbki do badań, co wymaga 

dogłębnej znajomości systemu. 

Podsumowanie i wnioski 

1. Przesłanki wskazujące na emisję gazów cieplarnianych, 

jako możliwego sprawcę znaczących zmian 

klimatycznych (ocieplenie klimatu), są bardzo realne. 

2. Wychodząc z zasady ostrożności powinno się 

prowadzić obserwację zmian stężenia gazów cieplarnianych 

w atmosferze oraz równolegle wielkości emisji 

tych gazów w poszczególnych sektorach działalności 

antropogenicznej. 

3. Sektor nafty i gazu jest głównie źródłem emisji 

metanu – gazu o potencjale cieplarnianym wielokrotnie 

przewyższającym potencjał ditlenku węgla. Dlatego 

emisjom z tego sektora należy przyjrzeć się starannie, 

zwłaszcza w zakresie jego udziału (wielkości emisji) 

w efekcie cieplarnianym, jak i możliwości (na podstawie 

wyników inwentaryzacji i analizy technologicznotechnicznej 

i ekonomicznej) redukcji emisji. 

4. Doświadczenia Instytutu Nafty i Gazu pokazują, 

że wskazana jest metoda inwentaryzacji oparta o wyznaczone 

w kraju współczynniki emisji, gdyż oparcie 

się o te zalecane lub spotykane w literaturze może prowadzić 

do błędów. 

5. Dostępnych jest wiele metod pomiarowych o stosunkowo 

niskiej niepewności wyników, choć wciąż pozostaje 

problem wyboru reprezentatywnej próbki elementów 

do badań. 

6. Jeżeli w Polsce powstanie program inwentaryzacji 

emisji z sieci dystrybucyjnej to należy przyjąć, że zostanie 

zrealizowany program oceny emisji z krajowego 

systemu gazu ziemnego. 

7. Osiągnięcie tego celu nie oznacza, że należy zrezygnować 

z kontynuacji programu inwentaryzacji i pomiarów, 

gdyż system jest dynamiczny, a wprowadzane 

technologie oraz techniki mogą przyczynić się znacznie 

do redukcji emisji z tego sektora. 

Recenzent: prof. dr hab. Inż. Teresa Steliga 

Autor jest pracownikiem naukowym Instytutu 

Nafty i Gazu w Krakowie 


73

74 

hubach mówi się najczęściej w kontekście trans- 

O portu drogowego, lotniczego czy kolejowego, 

a tymczasem huby występują także na rynku gazu, pełniąc 

funkcję punktu obrotu hurtowego gazu w ramach 

jednego systemu przesyłowego. Odmienność hubów 

gazowych od transportowych wynika z właściwości 

przedmiotu transakcji – gazu oraz z infrastrukturalnych 

i regulacyjnych uwarunkowań sektora gazowego. 

Omne principium diffi cile est, czyli 

„Każdy początek jest trudny” 

Huby gazowe wykształciły się w toku ewolucji rynków 

gazu, które ze struktur monopolistycznych – regulowanych 

przez interes jednego, zintegrowanego 

przedsiębiorstwa energetycznego – stopniowo zaczęły 

podlegać mechanizmom wolnorynkowym. Kapitałochłonny 

charakter inwestycji oraz korzyści wynikające 

ze skali działalności w sektorze gazowym sprzyjały powstawaniu 

dużych przedsiębiorstw, które – aby zagwarantować 

stabilność dostaw i cen surowca – zawierały 

kontrakty długoterminowe. Tam gdzie istniało tylko 

jedno przedsiębiorstwo, spełniające funkcje producenta/importera 

oraz dystrybutora gazu – posiadające 

jednocześnie wieloletnie kontrakty – nie było potrzeby 



Infrastruktura gazowa 

„Moda” na huby gazowe – czy 

przyjdzie też do Polski? 

IWETA GDALA, MATEUSZ KONIECZNY 

Huby gazowe są elementem gazowej infrastruktury przesyłowej, 

w której pełnią funkcję katalizatora procesu kupna i sprzedaży, 

a także wspierają funkcję bilansowania rynku. Ich powstanie 

oraz rozwój wiąże się bezpośrednio z procesem liberalizacji sektora, 

dlatego też postrzegane są jako synonim wolnego rynku. 

zawierania krótkoterminowych transakcji handlowych, 

które obecność hubu mogłaby ułatwić. Dopiero pojawienie 

się większej liczby podmiotów zainteresowanych 

zakupem lub sprzedażą surowca mogło zrodzić 

popyt na zunifi kowane platformy wymiany handlowej 

oraz usługi około-transakcyjne, takie jak udostępnianie 

informacji o partnerach handlowych, rejestrowanie 

zmian tytułu własności do gazu (title transfer) czy bilansowanie 

pozycji. 

Aby zmonopolizowany i regulowany rynek gazu 

rozpoczął długą drogę ku liberalizacji konieczne było 

wsparcie oraz determinacja regulatora, który od uczestników 

rynku egzekwował zachowania prorynkowe. 

Narzędziami regulatora były m.in. ustawy stopniowo 

znoszące regulację cen gazu, regulacje gwarantujące 

dostęp stron trzecich do sieci przesyłowej i dystrybucyjnej, 

prywatyzacja narodowych przedsiębiorstw 

energetycznych oraz programy uwolnienia gazu. 

Przede wszystkim infrastruktura 

Zainicjowana przez regulatora liberalizacja sektora 

gazowego tworzyła fundamenty dla wymiany handlowej, 

jednak w praktyce transakcje nie byłyby możliwe 

bez istnienia odpowiedniej infrastruktury. To właśnie 

dobrze rozwinięte otoczenie infrastrukturalne – umoż-


Pro gram uwolnienia gazu 

Program uwolnienia gazu (gas release programme) 

ma na celu udostępnienie surowca do obrotu 

hurtowego poprzez nałożenie na podmiot dominujący 

obowiązku odsprzedaży określonych ilości 

gazu swoim konkurentom. Odsprzedaż może 

nastąpić za pośrednictwem aukcji lub umów 

bilateralnych. 

Przykładem kraju, który wprowadził program 

uwolnienia gazu w latach 2006-2011 jest Dania. 

Obowiązek wdrożenia tego programu został nałożony 

przez Komisję Europejską na duńską spółkę 

DONG Energy – powstałą w wyniku połączenia 

sześciu firm – w celu utrzymania konkurencyjności 

na rynku po fuzji. 

liwiające dostęp do sieci nowym podmiotom, a także 

różnorodność źródeł dostaw, elastyczność przesyłu 

czy dostęp do magazynów warunkowało skuteczność 

wdrażania zasad wolnorynkowych w sektorze gazowym 

oraz umożliwiało powstanie hubów. 

To, jak rozwój infrastruktury gazowej przyczynił się 

do powstania hubu gazowego dobrze obrazuje przykład 

belgijskiego miasta Zeebrugge. 

Zeebrugge jest portem nad Morzem Północnym, 

położonym w północnej Belgii. Port ten nabrał znaczenia 

jako istotny element belgijskiej infrastruktury 

gazociągowej w 1987 r., kiedy powstał tam terminal 

regazyfikacyjny LNG – miał on w pierwszej kolejności 

umożliwić dostawy gazu z algierskiego złoża Hassi 

LNG 

Wielka 

Brytania 

Zeebrugge 

Norwegia 

Niemcy 

Rosja 

Ilość gazu oferowanego w ramach programu 

odpowiadała około 10% rocznej wielkości duńskiego 

rynku (4,9 TWh). Punktem dostaw był wirtualny 

hub Gas Transfer Facility, obsługiwany przez duńskiego 

operatora sieci przesyłowej Energinet.dk. 

Dostawy DONG Energy do punktu GTF były realizowane 

w formule swapów – gaz oferowany spółkom 

obrotu na rynku duńskim był następnie odbierany 

przez DONG na macierzystych rynkach obrotu 

tych spółek (NBP, Zeebrugge, TTF, Net Connect Germany, 

GPL-VP). W ten sposób program uwolnienia 

gazu oddziaływał jednocześnie na kilka rynków: 

duński oraz rynki macierzyste spółek obrotu biorących 

udział w wymianie. 

R’Mel, ale także pozwolić na elastyczność i potencjalny 

dostęp do źródeł gazu znajdujących się na oddalonych 

rynkach światowych. Dwa lata później rozpoczęła się 

budowa najdłuższego i największego wówczas gazociągu 

podmorskiego na świecie (814 km, 15 mld m³) 

– Zeepipe, łączącego port Zeebrugge z norweskimi 

złożami Seljpner i Troll. Gazociąg Zeepipe został uruchomiony 

w 1993 r. W tym samym roku powstało też 

połączenie gazowe między siecią przesyłową Belgii 

i Luksemburgu. 

W 1995 r. rozpoczął się najważniejszy – z perspektywy 

powstania przyszłego hubu gazowego – projekt 

infrastrukturalny: budowa dwukierunkowego połączenia 

z Wielką Brytanią (Interconnector). Głównym zada- 

Wielka 

Brytania 

Zeebrugge 

Francja 

Holandia 

Niemcy 

Rys. 1. Kierunki dostaw i rozpływu gazu z hubu Zeebrugge. Źródło: Opracowanie własne na podstawie www.huberator.com 


7

76 

Rys. 2. Infrastruktura hubu Zeebrugge. Źródło: Fluxys 

niem projektu było połączenie złoża Bacton w Anglii 

z kompleksem w Zeebrugge, co miało umożliwić przesył 

nadpodaży gazu brytyjskiego na kontynent europejski, 

ale i dało dostęp europejskim producentom do 

rynku w Wielkiej Brytanii. Częścią projektu Interconnector 

była dodatkowo budowa gazociągu z Zeebrugge 

do Niemiec, co skutkowało z kolei dostępem nie tylko 

do sieci niemieckiej, ale także do rynków Europy Środkowo-Wschodniej. 

Oba połączenia (z Wielką Brytanią 

i z Niemcami) uruchomiono w roku 1998. 

NBP – National Balancing Point(GB) 

ZEE – Zeebrugge (BE) 

TTF – Ti T tle Tr T ansfer Facility (NL) 

PEG – Point d’Echange de Gas (FR) 

NCG – NetConnect Germany (DE) 

GSP – Gaspool (DE) 

GTF – Gas Tr T ansfer Facility (DK) 

NPTF – Nord Pool Tr T ansfer Facility (DK) 

CEGH – Central European Gas Hub ( 

PSV – Punto di Scambio Virtuale (IT) T) T 

CDG – Centro de Gravedad (ES) 

Rys. 3. Huby gazowe w Europie. Źródło: Opracowanie własne 


T 


Interconnector w sposób bezpośredni przyczynił się 

powstania hubu gazowego, gdyż umożliwił dokonywanie 

transakcji arbitrażowych z wykorzystaniem różnic 

między cenami gazu w Wielkiej Brytanii i w kontynentalnej 

Europie. Wzmożona wymiana handlowa zrodziła 

popyt na usługi podmiotu, który katalizowałby interakcję 

między uczestnikami rynku. W odpowiedzi na 

tę potrzebę Distrigaz, będący w tym czasie właścicielem 

i operatorem belgijskiej sieci przesyłowej, powołał 

spółkę Huberatorm – jako operatora hubu gazowego 

w Zeebrugge, którego zadaniem było czuwanie nad 

transakcjami handlowymi przeprowadzanymi w porcie. 

Rodzaje hubów 

Hub Zeebrugge jest hubem fi zycznym, czyli rzeczywistym 

punktem w belgijskiej sieci przesyłowej, 

znajdującym się na styku kilku tras przesyłowych gazu. 

Oprócz hubów fi zycznych występują także huby wirtualne, 

które swoim zasięgiem obejmują nie punkt 

przesyłowy, lecz cały system gazociągów w ramach 

jednego rynku bilansującego. W konsekwencji huby 

wirtualne charakteryzują się zazwyczaj większą liczbą 

punktów wejścia i wyjścia oraz wyższą płynnością niż 

huby fi zyczne. 

W Europie większość hubów ma charakter wirtualny. 

Najbardziej rozwiniętym europejskim hubem ga-


16 

14 

12 

10 

8 

6 

4 

2 

0 

zowym jest wirtualny National Balancing Point (NBP) 

w Wielkiej Brytanii. Inaczej niż w przypadku Zeebrugge, 

powstanie NBP (choć nie udałoby się go stworzyć 

bez rozwiniętej infrastruktury gazowej) było bezpośrednią 

konsekwencją przyjętych rozwiązań prawnych. 

W 1995 r. powstała ustawa Gas Act, zawierająca harmonogram 

pełnej liberalizacji rynku gazu i ustanawiająca 

nowy system licencjonowania dla uczestników rynku. 

Na mocy Gas Act powstał Network Code (Kodeks sieciowy) 

– oficjalny dokument, który ustanowił zasady 

i procedury dostępu stron trzecich do sieci gazocią- 

ZEE 

CEGH 

TTF 

PSV 

NCG (EGT) 

GSP 

PEG 

NBP 

2007 2008 2009 

Rys. 4. Płynność w hubach europejskich mierzona wskaźnikiem churn ratio. Źródło: Opracowanie własne na podstawie 

„Gas Matters”, IHS-CERA, IEA, M. Kanai, za: Dr A. Konoplyanik, European Gas Markets Summit, Londyn, 15-16.02.2011 

Volume [BCM/year] 

1200 

1000 

800 

600 

400 

200 

0 

Płynność mierzona 

wskaźnikiem churn 

ratio w Henry Hub 

w USA: 377 (2009) 

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 

TTF Zeebrugge NCG PEG CEGH PSV Gaspool NBP 

Rys. 5. Wolumen transakcji w hubach europejskich – NBP na tle hubów kontynentalnych [mld m 3 /rok]. Źródło: EIA, National Grid Gas, 

za: The Outlook for Traded Gas Markets in Europe, Gas Trading & Contracting Day (EFET), Gastech 2011, Andy Williamson, Gazprom 

gów oraz wprowadził reżim bilansowania dobowego. 

To właśnie bilansowanie systemu przesyłowego 

stało się – obok funkcji transakcyjnej – podstawową 

rolą punktu wirtualnego. Każdy zleceniodawca usług 

przesyłowych miał obowiązek składania dobowych 

nominacji do National Grid Gas – operatora systemów 

przesyłowych i administratora NBP, a wszystkie 

transakcje handlowe zaczęły odbywać się za pośrednictwem 

hubu. National Grid Gas był odpowiedzialny za 

korygowanie stanu niezbilansowania, które następowało 

automatycznie na koniec dnia po ustaleniu krań- 


77

78 



cowych cen kupna/sprzedaży (System Marginal Price), 

zbliżonych do cen na rynku kasowym. 

Podobnie jak w przypadku hubu Zeebrugge, znaczenie 

i płynność National Balancing Point wzrosły 

wraz z rozwojem infrastruktury: powstaniem gazociągu 

Interconnector z Belgią (1998), połączenia Balgzand- 

Bacton Line (BBL) z Holandią (2006), a także oddaniem 

terminali regazyfikacyjnych LNG (2005, 2009) oraz gazociągu 

Langeled ze złóż norweskich. Liczba uczestników 

po stronie popytowej rosła też w wyniku budowy 

elektrowni gazowych oraz zaangażowania się instytucji 

finansowych w handel gazem. 

Obecnie NBP jest najbardziej elastycznym hubem 

w Europie. Wolumeny obrotu gazem w hubie brytyjskim 

kilkakrotnie przewyższają te w hubach kontynentalnych 

– podobnie jak płynność mierzona wskaźnikiem 

churn ratio, czyli stosunkiem wolumenów transakcyjnych 

do wolumenów skutkujących fizyczną dostawą. 

Warto zauważyć, że płynność hubów europejskich (nawet 

NBP) jest wciąż zdecydowanie niższa niż hubów 

w Ameryce Północnej (np. Henry Hub w USA). 

Przyszłość należy do hubów? 

Huby gazowe mają stosunkowo krótką historię. 

Najstarszym hubem w Europie, funkcjonującym już 

15 lat, jest National Balancing Point. Większość hubów 

europejskich powstała po roku 2000 – częściowo także 

dzięki staraniom Unii Europejskiej, dążącej do integracji 

i liberalizacji europejskiego sektora gazowego 

za pomocą trzech dyrektyw gazowych: z 1998, 2003 

i 2009 r. 

Ostatnie lata przyniosły duży wzrost aktywności 

transakcyjnej w hubach europejskich. Zarówno wolumeny 

obrotu fizycznego, jak i wirtualnego wzrastały 

o kilkadziesiąt procent rocznie. W 2009 r. transakcje 

handlowe w hubach europejskich odnotowały 56-procentowy 

wzrost, osiągając poziom 292 mld m³, przy 

czym wielkość transakcji fizycznych jest szacowana na 

ponad 100 mld m³, co stanowi prawie 1/4 popytu na gaz 

w Europie (źródło: International Energy Agency). 

Huby gazowe bardzo prężnie rozwijają się w Niemczech, 

gdzie integracja lokalnych rynków (zmniejszanie 

liczby rynków bilansujących) oraz duży potencjał po 

stronie popytowej sprzyjają umacnianiu pozycji tych 

ośrodków. Tendencja, którą można obecnie zaobserwować 

na rynku niemieckim w skali mikro, jest przedmiotem 

dążeń Komisji Europejskiej, by osiągnąć to samo 

w skali ogólnoeuropejskiej. Choć ostatni pakiet energetyczny 

nie definiuje wprost modelu rynku gazowego, 

to jednak zaleca wprowadzenie szeregu rozwiązań, 

które pośrednio go określają: model taryfowy oparty 

o system wejść/wyjść (model taryfowy Entry/Exit), za-


sada TPA, bliska współpraca pomiędzy operatorami systemów 

przesyłowych etc. Zgodnie z wizją Europejskiej 

Grupy Regulatorów Energii Elektrycznej i Gazu (ERGEG), 

rynek gazowy w Europie powinien być zbiorem miejsc 

doprowadzeń i odprowadzeń gazu, z własnymi hubami 

wirtualnymi, które łączą gazociągi o przepustowości 

sprzedawanej jako produkt łączny dwóch systemów, alokowany 

na aukcjach. O ile europejski model rynku gazu 

jest wciąż przedmiotem debat i inicjatyw wielu instytucji, 

to znacząca rola hubów gazowych jest bezsprzeczna, 

dlatego coraz więcej krajów UE dąży do uruchomienia 

i umocnienia roli wirtualnych punktów obrotu. 

I co z tą Polską? 

Hub A 

Hub C 

W Polsce, podobnie jak w innych krajach Europy 

Środkowo-Wschodniej, huby gazowe nie występują. 

Wyjątkiem jest hub fizyczny w Baumgarten, w Austrii 

(CEGH). Taki stan rzeczy jest pochodną historii regionu 

silne uzależnionego od gazu z Rosji, o infrastrukturze 

liniowej, ułożonej jednokierunkowo ze Wschodu 

na Zachód, bez wielu połączeń pionowych (Północ- 

Południe). Niesprzyjającymi czynnikami w kontekście 

powstawania hubów gazowych są też wolno postępujące 

procesy liberalizacyjne, ograniczane niewystarczająco 

rozwiniętą infrastrukturą, dominacją przedsiębiorstwa 

zasiedziałego oraz brakiem dostępu do 

zróżnicowanych źródeł gazu (przewaga gazu rosyjskiego). 

Zmiana obecnej sytuacji wymaga kapitałochłonnych 

i wieloletnich inwestycji infrastrukturalnych, które 

umożliwią większej liczbie podmiotów włączenie się 

do gry rynkowej, co z kolei stworzy popyt na usługi 

operatora hubu. 

Hub B 

Interkonektory 

Hub D 

Rys. 6. Przykładowy model rynku gazowego w Europie. Źródło: XVII Forum Madryckie Europejskich Regulatorów Energii 

(styczeń 2010), za: Dr A. Konoplyanik, European Gas Markets Summit, London, 15-16.02.2011 

Polska, podobnie jak inne kraje UE, zobowiązana jest 

do zapewnienia stałej zdolności przepływu „w obu kierunkach 

na wszystkich transgranicznych połączeniach 

międzysystemowych pomiędzy państwami członkowskimi 

możliwie jak najszybciej i nie później niż do dnia 

3 grudnia 2013 r.” (Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego 

i Rady nr 994/2010 z dnia 20 października 2010 r. 

w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwo 

dostaw gazu ziemnego). Równocześnie w Świnoujściu 

powstaje terminal regazyfikacyjny LNG, dzięki któremu 

Polska będzie miała dostęp do nowych źródeł gazu. Dodatkowo 

nowe możliwości transakcyjne może stworzyć 

udostępnienie przepustowości gazociągu jamalskiego 

nowym podmiotom i opcja wirtualnego rewersu. Dążenie 

do uniezależnienia operatora systemu magazynowania 

oraz inne rozwiązania unijne, które powinny zostać 

zaadaptowane do prawa polskiego, będą sprzyjać 

otwieraniu się sektora gazowego w Polsce. 

Powyższe zmiany infrastrukturalne, rynkowe i regulacyjne 

będą tworzyć popyt na usługi świadczone przez 

hub gazowy, a w obliczu rodzącego się popytu, wprowadzenie 

wirtualnego punktu obrotu gazem w Polsce 

może stać się czynnikiem, który pozytywnie wpłynie 

na funkcjonowanie rynku tego surowca: zwiększając 

transparentność, powodując obniżenie kosztów transakcyjnych, 

zwiększając płynność, minimalizując ryzyko 

niezbilansowania oraz wprowadzając konkurencyjny 

i rynkowy mechanizm cenowy. 

Recenzent: dr inż. Tadeusz Szpunar 

Iweta Gdala jest Menedżerem w dziale 


Mateusz Konieczny jest Starszym Konsultantem 

w dziale Doradztwa Biznesowego PwC Polska 


79

80 

Polsce, z uwagi na ogromny popyt, większość 

W LPG pochodzi z importu. Łańcuch dystrybucji 

jest w związku z tym wyjątkowo rozbudowany. Paliwo, 

które trafi a na stacji paliwowej do końcowego odbiorcy, 

czyli zostaje zatankowane do pojazdu, powinno 

być paliwem dobrej jakości, spełniającym wymagania 

odpowiedniej specyfi kacji i nie oddziałującym negatywnie 

na układ wtryskowy silnika ani na środowisko 

naturalne. Wydawać by się mogło, że ze względu na 

fakt, że paliwo to dystrybuowane jest w cysternach 

ciśnieniowych i tankowane do pojazdu pod ciśnieniem, 

będzie w mniejszym stopniu niż benzyna czy 

olej napędowy ulegało zanieczyszczeniu w łańcuchu 

dystrybucji. Tak jednak nie jest. Wynika to z dwóch 

przyczyn: 

• z braku kompleksowych procedur, zarówno 

ochrony paliwa przed zanieczyszczeniem w łańcuchu 

dystrybucji, jak i jego oczyszczania, 

• wąskiego zakresu obligatoryjnych wymagań jakościowych, 

który to fakt umożliwia obecność na 

rynku partii paliw, które potencjalnie mogą mieć 

negatywne oddziaływanie na silnik zatankowanego 

pojazdu. 

Polska jest jednym z trzech krajów na świecie, które 

posiadają największą liczbę samochodów zasilanych 

paliwem LPG (kolejno: Korea Południowa, Turcja, Polska). 

Po polskich drogach jeździ ponad 2,3 miliona samochodów 

zasilanych LPG, czyli paliwo to jest bardzo 

popularne. Ponieważ oferta koncernów samochodo- 



Meandry łańcucha logistycznego LPG i ich wpływ na jakość paliwa 

LPG pod specjalnym nadzorem 

DR INŻ. BEATA ALTKORN 

LPG (Liquifi ed Petroleum Gas) jest pojęciem określającym skroploną 

frakcję węglowodorów C3-C4 stosowaną wyłącznie jako paliwo do 

silników pojazdów (w tym wózków widłowych i podnośników). Nie 

obejmuje sektora podobnego paliwa stosowanego głównie do celów 

grzewczych i komunalnych, choć często błędnie pojęcie „LPG” rozciąga 

się na całość frakcji C3-C4, bez względu na docelowe zastosowanie. 

LPG jest ekologicznym paliwem silnikowym pozyskiwanym 

z różnych surowców i w wyniku różnych procesów technologicznych. 

wych zaczyna obejmować również pojazdy z zamontowaną 

już fabrycznie instalacją LPG 1 , należy sądzić, że 

paliwo to mieć będzie dalsze tendencje rozwojowe. 

Pomimo iż LPG jest kojarzone jako pochodzące 

z przeróbki ropy naftowej, w rzeczywistości ok. 60% 

LPG na rynku pochodzi z gazu ziemnego a tylko 40% 

z przeróbki ropy naftowej (tablica 1). 

Bez względu na pochodzenie, specyfi kację LPG (paliwa 

silnikowego) na rynku krajowym (i europejskim) 

określa norma PN-EN 589. Norma ta nie określa składu 

chemicznego LPG, ale zawiera wymagania w zakresie 

parametrów paliwa wynikających z jego składu. W tablicy 

2 przedstawiono te wymagania normy, które odnoszą 

się do zanieczyszczeń paliw. 

Specyfi kacja ta nie uwzględnia możliwości pojawienia 

się w paliwie LPG innych zanieczyszczeń chemicznych. 

Jednak, jak uczy doświadczenie, istnieje 

wiele rodzajów skażeń, które mogą być obecne w LPG 

pogarszając jego jakość. Przyczyną ich pojawienia się 

może być zabrudzenie strumienia gazów C3-C4 niepożądanymi 

składnikami chemicznymi pochodzącymi 

z surowca, z produkcji strumienia, a także awarie 

instalacji oczyszczania (lub ich brak) oraz, głównie, 

zanieczyszczenia powstające w łańcuchu dystrybucji 

LPG. Norma PN-EN 589 zakłada, że producent dołożył 

wszelkich starań, aby LPG opuszczający miejsce produkcji, 

nie zawierał innych, niż wymienione w normie, 

1 Według Polskiej Organizacji Gazu Płynnego – Raport roczny 2010, 

Warszawa 2011.


Tablica 1. 

Pochodzenie frakcji 

C3-C4 stosowanej do produkcji LPG 

gaz ziemny 

Surowiec Pochodzenie 

ropa naftowa 

kondensat uzyskiwany podczas 

przeróbki gazu ziemnego 

kondensat z gazociągów 

przesyłowych 

frakcja uzyskiwana podczas stabilizacji 

ropy naftowej przygotowującej 

ją do transportu tankowcami 

lub przesyłu rurociągami 

uzyskiwana podczas przeróbki 

pierwotnej ropy, czyli destylacji 

atmosferycznej 

uzyskiwana jako produkt uboczny 

w kilkunastu różnych procesach 

rafineryjnych 

głównych zanieczyszczeń, a wymienione – by spełniały 

wymagania specyfikacji. Nie różni się pod tym względem 

od podobnych specyfikacji normatywnych dla 

benzyny i oleju napędowego. W przypadku każdego 

rodzaju paliwa mogą potencjalnie zdarzyć się jednak 

dwojakie sytuacje: 

• paliwo nie spełnia wymagań jakościowych, ale 

nie zawiera żadnych dodatkowych zanieczyszczeń 

– jest po prostu paliwem o złej jakości. Taki 

przypadek jest łatwy do zdiagnozowania w każdym 

branżowym laboratorium analitycznym; 

• paliwo spełnia wymagania jakościowe, ale zawiera 

zanieczyszczenia chemiczne i inne, które 

powodują, że choć spełnione są wymagania specyfikacji, 

takie paliwo oddziałuje niszcząco na silnik 

i układ zasilania paliwem. Taki przypadek jest 

trudny do szybkiego zdiagnozowania w laboratorium 

analitycznym. Identyfikacja zanieczyszczeń 

powodujących negatywne oddziaływanie paliwa 

wymaga wykonania wielu dodatkowych badań 

nieujętych w specyfikacji oraz głębokiej wiedzy 

o specyfice tego paliwa, technologii jego otrzymywania 

i specyfice łańcucha logistycznego. 

W przypadku „klasycznych” paliw płynnych, przemysł 

rafineryjny i międzynarodowe organizacje norma- 

Tablica 2. Wymagania specyfikacji 

europejskiej LPG EN 589: 2008 

w odniesieniu do potencjalnych 

zanieczyszczeń chemicznych 

Parametr jakościowy jednostka 

Całkowita zawartość dienów 

(włączając 1,3 butadien) 

% 

molowy 

Zakres 

min. max 

-- 0,5 

Siarkowodór -- brak 

Całkowita zawartość siarki 

(po wprowadzeniu substancji 

zapachowej) 

Pozostałość po odparowaniu 

(w tą pulę zanieczyszczeń wchodzą 

zanieczyszczenia olejowe 

i plastyfikatory do tworzyw 

sztucznych) 

Zawartość wody -- 

mg/kg -- 50 

mg/kg -- 100 

Brak wolnej 

wody 

w temp. 0°C 

lizacyjne doczekały się opracowania kompleksowych 

procedur dystrybucji przeciwdziałających zanieczyszczeniu 

paliwa w łańcuchu logistycznym. Paliwo LPG 

jest pod tym względem traktowane nieco „po macoszemu”, 

co jednak nie oznacza, że występujące problemy 

nie są podobne. Tymczasem w wielu kwestiach, 

niektórzy operatorzy na krajowym rynku LPG postępują 

w myśl starego porzekadła: jeżeli o problemie się nie 

mówi, to znaczy, że go nie ma. 

Najogólniej, zanieczyszczenia w LPG, pod względem 

sposobu ich powstawania, można podzielić na 

cztery grupy: 

I. zanieczyszczenia niepożądanymi składnikami 

chemicznymi pochodzącymi z produkcji strumienia 

gazu C3-C4, zwłaszcza tej jego części, która 

jest produkowana w rafineriach nafty (powinny 

zostać wyeliminowane w procesie technologicznym 

LPG); 

II. zanieczyszczenia powstające w wyniku nieprawidłowego 

przebiegu procesu oczyszczania strumienia 

LPG z zanieczyszczeń lub jego braku; 

III. zanieczyszczenia powstające w wyniku awarii 

(taka partia LPG nie powinna zostać skierowana 

do sprzedaży); 

IV. zanieczyszczenia powstające w łańcuchu dystrybucji 

LPG. 


81

82 

Na dużą różnorodność potencjalnych zanieczyszczeń 

LPG nakłada się fakt, że większość tego paliwa na 

rynku krajowym pochodzi z importu. Polska Organizacja 

Gazu Płynnego podaje, że 86% frakcji C3-C4 konsumowanej 

w Polsce pochodzi spoza Polski (brak jest 

szacunków, ile z tego stanowi paliwo silnikowe). Rozbudowany 

import (realizowany zarówno drogą morską, 

jak i lądową) LPG otrzymanego z różnych surowców 

w wyniku różnych procesów technologicznych powoduje 

napływ do Polski partii paliwa, które mogą być 

znacznie zróżnicowane pod względem zanieczyszczeń 

chemicznych. Dostawy te mieszają się ze sobą w łańcu- 



Tablica 3. 

Najczęściej spotykane zanieczyszczenia LPG i wywołane przez nie problemy* 

Woda 

Zanieczyszczenie LPG Problem 

Pozostałość po odparowaniu – składa się z plastyfikatorów, 

wyekstrahowanych przez LPG z elementów z tworzyw 

sztucznych w łańcuchu dystrybucji, oleju mineralnego z 

pomp do przetłaczania LPG oraz nośników olejowych stosowanych 

w LPG inhibitorów korozji. 

Zanieczyszczenia stałe: 

Powietrze i azot 

Amoniak 

Sprzyja zachodzeniu procesów korozji na wewnętrznych 

powierzchniach stalowych zbiorników magazynowych 

i systemach rurociągów wykonanych z tzw. blach czarnych. 

Produkty korozji z kolei powodują zanik zapachu LPG, 

a zatem wzrost zagrożenia niezauważonych nieszczelności 

układu zasilania silnika. Płatki rdzy mogą blokować małe 

zaworki. Podczas mrozów oraz podczas operacji zmniejszania 

ciśnienia woda może zamarzać. Lód może osłabiać lub 

uszkadzać zawory, pompy, orurowanie i systemy regulacji. 

Stwarza problemy we wszelkich operacjach z LPG oraz 

powoduje wzrost emisji z silników samochodów użytkowników. 

Może wpływać na emisję tlenku węgla. Skutkuje 

gromadzeniem się w reduktorze, listwie wtryskiwaczy oraz 

samych wtryskiwaczach osadów i szlamów, powodujących 

ich dysfunkcję. 

Stwarzają problemy z LPG w silnikach samochodów (zatykanie 

filtrów, powstawanie czarnych szlamów, osadów itp.). 

Stwarza problemy operacyjne w silniku pojazdu – niewłaściwy 

stosunek paliwo-powietrze, prowadzący do słabego 

spalania lub jego braku. 

Oddziałuje korozyjnie na miedź, co skutkuje niszczeniem 

i zużyciem elementów wykonanych z mosiądzu i miedzi 

w układzie zasilania silnika oraz w łańcuchu dystrybucji. 

Wysoka zawartość siarki i/lub siarkowodoru Korozja, emisja substancji szkodliwych 

Fluorki organiczne Korozja, emisja substancji szkodliwych 

Chlor Korozja, emisja substancji szkodliwych 

Zawartość węglowodorów nienasyconych: zawartość propylenu, 

dienów, obecność trienów 

Powodują wzrost emisji i niemożność dotrzymania normatywów 

w zakresie jakości powietrza, negatywnie oddziałują 

na elastomery. 

* Good practices for the care and custody of propane in the supply chain, A Report from Energy and Environmental Analysis Inc., PERC Docket No 

11353, First Edition, June 2005, Propane Education and Research Council (PERC), Washington 

chu dystrybucji, dając potencjalnie kombinacje zanieczyszczeń 

bardzo negatywnie wpływających na jakość 

paliwa. W tablicy 3 przedstawiono najczęściej spotykane 

zanieczyszczenia LPG oraz omówiono problemy, jakie 

wywołują one podczas eksploatacji w silniku. 

Łańcuch dystrybucji LPG wymaga szczegółowego 

omówienia, gdyż w każdym z jego ogniw potencjalnie 

może dojść do takiego zanieczyszczenia LPG, które 

u końcowego użytkownika – kierowcy tankującego 

LPG na stacji paliwowej – może nie spełniać wymagań, 

lub spełnić je, a mimo to spowodować problemy 

w pracy silnika i układzie zasilania paliwem.


Produkcja LPG 

Prawdopodobieństwo zanieczyszczenia LPG na 

etapie produkcji pierwotnej jest małe dla strumienia 

wytwarzanego z gazu ziemnego i duże dla strumienia 

C3-C4 wytwarzanego w procesie przerobu ropy naftowej. 

Frakcje C3-C4 wytwarzane zarówno w destylacji 

ropy naftowej, DRW, jak i w procesach rafineryjnych, 

poddawane są procesom oczyszczania, które powinny 

doprowadzić do usunięcia zanieczyszczeń chemicznych 

w produkcie finalnym. Nie można jednak wykluczyć, 

że – w wyniku awarii lub źle działającej instalacji 

oczyszczania – pewne ilości zanieczyszczeń chemicznych 

mogą znaleźć się w produkcie finalnym, pogarszając 

jego właściwości (korozyjne oddziaływanie na 

miedź). Podobnie nie można też wykluczyć, że na rynek 

trafiają partie LPG zawierające znaczne ilości zanieczyszczeń. 

Jednym ze źródeł zanieczyszczeń są procesy 

rafineryjne – oprócz rozdestylowania ropy, istnieje 

czternaście różnych procesów, w których uzyskuje się 

uboczny strumień gazów C3-C4. Spośród nich potencjalnie 

szkodliwe, w przypadku niedostatecznego 

oczyszczenia, są następujące strumienie: 

reforming katalityczny amoniak i chlorki 

odsiarczanie produktu aminy 

alkilacja fluorki 

synteza eterów: związki tlenowe 

rafinacja wodorem 

(hydroodsiarczanie, 

hydroodtlenianie, 

hydroodazotowanie 

siarkowodór, 

amoniak, 

woda 


83

84 

Strumieniem rafineryjnym, który w ogóle nie powinien 

być kierowany do ogólnego strumienia gazów 

C3-C4 przeznaczonych do sprzedaży, jest ten zawierający 

bardzo silnie oddziałujące korozyjnie fluorki. 

W Europie powyższa kwestia jest mocno zaniedbana 

w przeciwieństwie do regulacji w Australii. Specyfikacja 

australijska dla LPG, jako jedyna na świecie, określa 

wymagania (bardzo ostre) dla zawartości fluorków 

w LPG, pomimo, że w tym kraju tylko 20% produkcji 

frakcji C3-C4 pochodzi z przerobu ropy naftowej. W Polsce 

zawartość fluorków określa się jedynie wtedy, jeżeli 

wymaganie to jest w kontrakcie handlowym, dlatego 

nie można wykluczyć, że dostawy zawierające fluorki, 

nie są importowane do Polski. 


Transport 


LPG jest transportowany w warunkach krajowych 

do dużych terminali magazynowych, a częściowo również 

do dużych odbiorców, w postaci ciekłej, z zastosowaniem 

statków do przewozu LPG, tzw. gazowców 

oraz cystern kolejowych. Na tym etapie łańcucha dystrybucji 

bardzo łatwo jest o zanieczyszczenie przewożonego 

paliwa spełniającego wymagania na etapie 

załadunku. Należy pamiętać, że w zakresie transportu, 

pod pojęciem LPG w świecie rozumie się zarówno czysty 

propan lub butan, jak i ich mieszaniny oraz mieszaniny 

gazów C3-C4. 

Konstrukcja specjalistycznych statków do przewozu 

LPG (gazowców) przewiduje, że w tych samych 

zbiornikach, gazowiec LPG może przewozić również 

ciekły amoniak oraz ciekły chlor. Nierzadko bywa, że 

dostawa LPG może zostać zanieczyszczona pozostałością 

w zbiornikach pochodzącą z zupełnie innego 

medium. Niestety, zarówno chlor, jak i amoniak oddziałują 

korozyjnie na miedź, co psuje jakość przewożonego 

paliwa. W latach ubiegłych, gazowce do przewozu 

LPG i LNG miały różną konstrukcję instalacji zbiornikowej, 

co uniemożliwiało przewóz obu paliw w tych 

samych zbiornikach gazowca. Obecnie postęp w konstrukcji 

instalacji zbiornikowych na gazowcach powoduje, 

że niektóre z nich mogą przewozić zamiennie 

zarówno LPG, jak i LNG, np. pierwszy polski gazowiec 

„Coral Methan”, zwodowany w 2008 r może przewozić 

LPG, LNG i etylen. W niesprzyjającej sytuacji, ładunek 

LPG może zostać zanieczyszczony metanem pochodzącym 

z LNG z poprzednio przewożonej dostawy, co 

obniża jego jakość. Morskie cargo zawsze powinno 

być także badane na zawartość amoniaku, gdyż ciekły 

amoniak można przewozić w tych samych zbiornikach. 

Z uwagi na bardzo dużą pojemność zbiorników 

wynoszącą dla transoceanicznych gazowców od 8000 

do 600 000 baryłek, przed załadunkiem cargo należy 

również zawsze sprawdzić, czy poprzednio przewożony 

ładunek LPG spełniał wymagania specyfikacji tak, 

aby jego pozostałość nie pogorszyła jakości nowej dostawy. 

Przewożone cargo może również zostać zanieczyszczone 

środkami do mycia zbiorników. Z uwagi 

na dużą pojemność morskiego cargo, dobrą praktyką 

jest wykonywanie standardowo analizy ilościowej zawartości 

amoniaku, związków siarki, wody i fluorków. 

Specyfikacja normatywna dotyczy jedynie oznaczenia 

zawartości siarki i jakościowych testów na obecność 

wody i siarkowodoru a oznaczenie oddziaływania korodującego 

na miedź nie daje informacji o przyczynie 

występowania działania korodującego, czyli o identyfikacji 

zanieczyszczeń oddziałujących korozyjnie. 

Rozładunek gazowca wynosi ok. 20 godzin, zatem 

jest czas na wykonanie rozszerzonego zakresu badań. 

W przypadku cargo LPG w cysternach, ich konstruk-


cja umożliwia przewożenie w nich również amoniaku, 

chloru lub etylenu, dlatego należy zwracać szczególną 

uwagę na „historię” cysterny – czyli, co przewoziła 

poprzednio. 

Zbiorniki magazynowe i na 

stacjach paliwowych 

Magazynowane LPG może zawierać wodę zarówno 

rozpuszczoną, jak i w stanie wolnym, gromadzącą 

się na dnie zbiorników i cystern oraz w rurociągach. 

Woda ta pochodzi z kondensacji pary wodnej, deszczówki 

i śniegu przedostających się do zbiorników 

podczas ich otwarcia, np. w czasie remontów i czyszczenia, 

z otwartych końcówek węży przyłączeniowych 

itp. Niezbędne jest odwadnianie zbiorników, osuszanie 

LPG lub stosowanie dostrzyku metanolu jako środka 

przeciwdziałającego tworzeniu kryształów lodu. Fakt 

zastosowania metanolu należy odnotowywać, aby 

uniknąć jego przedawkowania w wyniku kolejnych 

dostrzyków metanolu w dalszych ogniwach łańcucha 

dystrybucji, gdyż jego przedawkowanie obniża jakość 

LPG. Obecność wody, w której mogą się rozpuszczać 

zanieczyszczenia chemiczne LPG, prowadzi do reakcji 

hydrolizy a także do zainicjowania reakcji chemicznych 

oraz powstania efektów synergetycznych pomiędzy 

zanieczyszczeniami, co skutkuje wytworzeniem substancji 

oddziałujących korozyjnie na miedź. 

Na stacjach paliwowych LPG może ulec wtórnemu 

zanieczyszczeniu wodą, plastyfikatorami wyekstrahowanymi 

z elastycznych węży, rdzą, szlamem, piaskiem 

oraz cząstkami metali z wyposażenia. 

Łańcuch dystrybucji paliwa LPG jest obciążony 

dwoma problemami, niewystępującymi w łańcuchu 

dystrybucji benzyny i oleju napędowego: 


8

86 

1) niestabilność zanieczyszczeń chemicznych LPG, 

zwłaszcza występująca w sytuacji zanieczyszczenia paliwa 

wodą. W przypadku zawodnienia partii „klasycznych” 

paliw ciekłych, obecność wody nie powoduje zainicjowania 

żadnych procesów chemicznych w paliwie 

pogarszających jego jakość – woda albo jest zawieszona 

w paliwie, albo wypada z niego, tworząc warstwę 

na dnie zbiornika. W przypadku LPG, obecność wody 

inicjuje reakcje hydrolizy prowadzące do radykalnego 

zwiększenia oddziaływania korodującego paliwa na 

miedź; 

a) zawodnienie w łańcuchu dystrybucji partii LPG 

zawierającej siarczek karbonylu, siarkę elementarną lub 

disiarczek węgla (które same nie oddziaływają korodująco 

na miedź) prowadzi do ich hydrolizy i wytworzenia 

siarkowodoru, czego efektem może być silne działanie 

korodujące zawodnionego LPG. Należy zauważyć, 

że – zgodnie ze specyfikacją PN-EN 589 – paliwo LPG 



Tabela 4. Zestawienie danych literaturowych odnośnie wymagań dodatkowych 

stawianych paliwu LPG w zakresie zawartości zanieczyszczeń chemicznych 

siarczek karbonylu – COS 

Zanieczyszczenie Zawartość dopuszczalna 

Siarka i jej związki: 

siarka elementarna maksymalnie 0,4 mg/kg 

Gazy niewęglowodorowe: 

amoniak maksymalnie 1 mg/kg 

fluorki maksymalnie 1 mg/kg 

ditlenek węgla – CO2 maksymalnie 1000 mg/kg 

azot oznaczać, wynik podawać 

Związki tlenowe, w tym: maksymalnie 50 mg/kg 

MTBE i inne etery maksymalnie 2,0 mg/kg 

metanol maksymalnie 50 mg/kg 

alkohol izopropylowy i alkohole wyższe maksymalnie 5,0 mg/kg 

inne związki tlenowe maksymalnie 2,0 mg/kg 

Inhibitory korozji lub pasywatory metali maksymalnie 1 mg/kg 

Inne zanieczyszczenia (chlorki, glikole, aminy) maksymalnie 1 mg/kg 

maksymalnie 1 mg/kg lub 2 mg/kg (w zależności od źródła 

literaturowego) 

może zawierać siarkę w ilości do 50 mg/kg, natomiast 

stwierdzenie obecności siarkowodoru metodą z octanem 

ołowiu (metoda wskazana w specyfikacji LPG) jest 

możliwe dopiero przy jego stężeniu ponad 4 mg/kg 

w fazie gazowej). Tymczasem, siarkowodór oddziałuje 

korozyjnie już w stężeniu 2 mg/kg! 

2) duże zróżnicowanie importowanych i wytwarzanych 

w kraju partii pod względem zastosowanych 

inhibitorów korozji, mieszanie się w łańcuchu dystrybucji 

dostaw LPG pochodzących z różnych źródeł 

i stanowiących produkt różnych procesów. Partie 

LPG osobno spełniają wymagania specyfikacji 

w zakresie właściwości korozyjnych, lecz po zmieszaniu 

we wspólnym zbiorniku, uzyskana produkt może 

nie spełnić wymagań; 

a) kiedy jedna partia zawiera niewielką ilość siarkowodoru, 

a druga – pochodząca z zupełnie innego 

źródła – niewielką ilość siarki elementarnej (obie


Tabela 5. Zestawienie wyników systematycznej kontroli jakości 

LPG dokonywanej w kraju przez Inspekcję Handlową na stacjach 

paliwowych i w hurtowniach w latach 2007-2010 

Rok kontroli 2010 2009 2008 2007 

liczba zbadanych próbek 465 847 1399 330 

liczba próbek niespełniających wymagań 19 10 68 29 

liczba województw 16 16 16 tylko 9 

procent próbek niespełniających wymagań 

(w sumie) 

partie spełniają wymogi specyfikacji w zakresie właściwości 

korozyjnych), po ich zmieszaniu uzyskuje się 

LPG silnie wpływające na korozję w wyniku efektów 

synergetycznych pomiędzy wymienionymi związkami 

siarki; 

b) problemy z korozją wynikają też z faktu mieszania 

się dostaw LPG, w których zgodność ze specyfikacją 

w zakresie właściwości korozyjnych uzyskano 

w różny sposób, często nie poprzez zastosowanie odpowiednich 

procesów technologicznych, ale wyłącznie 

za pomocą dodatku polarnych inhibitorów korozji, 

pasywujących powierzchnię miedzi i przez to nie dopuszczających 

do wystąpienia korozji (a zatem jedynie 

4,1 1,2 4,9 8,8 

na stacjach wylosowanych 15 na 403 = 3,7% 5 na 645 = 0,8% 34 na 585 = 5,8% 25 na 316 = 7,9% 

na stacjach wskazanych przez klientów 

jako podejrzane o sprzedaż paliwa złej 

jakości 

3 na 46 = 6,5% 5 na 196 = 2,4 % 31 na 775 = 4% 

w hurtowniach/ rozlewniach 1 na 16 = 6,2 % 0 na 6 = 0% 3 na 39 = 7,7% 4 na 14 = 28,6 % 

kwestionowane parametry jakościowe – ilość próbek niespełniających wymagań w tym zakresie: 

• liczba oktanowa motorowa 

0 1 4 0 

• temperatura, w której względna prężność 

par jest mniejsza niż 150 kPa 

2 2 9 10 

• zapach 

1 0 5 0 

parametry jakościowe związane z zanieczyszczeniami, w tym: 

• zawartość siarki 

7 3 5 13 

• działanie korodujące na miedź 

10 5 43 4 

• obecność siarkowodoru 

1 0 0 0 

Na podstawie Raportów rocznych Prezesa UOKIK z monitorowania jakości paliw w Polsce. 

maskujących skutek bez usunięcia przyczyny), lub tzw. 

sulfide scavengers – związków wiążących chemicznie 

siarkowodór i merkaptany (wytworzone w wyniku reakcji 

chemicznej związki chemiczne oraz pozostałe, 

niezwiązane związki siarki również pozostają w LPG). 

Ilość inhibitorów jest dobierana indywidualnie do danej 

partii LPG. Z chwilą, gdy zmiesza się ona w zbiorniku 

magazynowym z inną partią LPG, która nie zawiera 

inhibitora korozji (bo ma dobre właściwości korozyjne), 

stężenie inhibitora w LPG spada poniżej zawartości zapewniającej 

ochronę korozyjną i całość pojemności 

zbiornika może nie spełnić wymagań w zakresie oddziaływania 

korodującego na miedź. 


87

88 

Z dokonanego w Instytucie Nafty i Gazu przeglądu 

literaturowego, zwłaszcza źródeł amerykańskich, wyłania 

się następująca konkluzja: LPG dobrej jakości, nie 

oddziałujące korodująco na miedź, to paliwo spełniające 

szereg wymagań dodatkowych w zakresie zanieczyszczeń 

chemicznych (wpływ tych zanieczyszczeń 

na jakość paliwa przedstawiono w tablicy 3). 

Po powyższym opisie potencjalnych zagrożeń 

można odnieść wrażenie, że LPG jest paliwem fatalnej 

jakości, działającym niszcząco na silniki i układy 

zasilania. Tak oczywiście nie jest – ale było wcześniej. 

W większości krajów europejskich właściwe jednostki 

kontrolne nie prowadzą monitoringu i kontrolingu paliwa 

LPG. Dlatego też w Polsce przez dłuższy czas inicjatywa 

wprowadzenia monitorowania jakości LPG na 

stacjach paliwowych była odrzucana przez sektor LPG. 

Pilotażowe kontrole LPG przeprowadzone w 2004 r. 

przez Inspekcję Handlową w celu stwierdzenia stanu 

rzeczywistego w tym zakresie wykazały jednak, iż odsetek 

próbek LPG niespełniających wymagań jakościowych 

wynosił niemal 42%! To spowodowało decyzję 

o rozpoczęciu prac legislacyjnych nad nową ustawą 

o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw, 

która objęła swoim zakresem LPG (weszła w życie 

w 2007 r.) i uruchomieniu wybiórczych działań kontrolnych 

w sierpniu 2006 r. 

Przed rokiem 2006, wobec braku jakiejkolwiek 

kontroli ze strony Inspekcji Handlowej, podstawowym 

kryterium importowania towaru, który trafiał 

na rynek jako paliwo LPG, była cena. Wtedy, istotnie 

na rynek trafiały najdziwniejsze frakcje C3-C4: zanieczyszczone, 

zawodnione, zawierające dużą ilość siarki 

i oddziałujące korodująco na miedź – ale tanie. Rozpowszechnionym 

nielegalnym procederem było również 

zakupywanie frakcji C3-C4 do celów grzewczych 

(nieobciążonych akcyzą) i wpompowywanie jej do 

zbiorników na stacji paliwowej, aby później sprzedawać 

ją jako paliwo silnikowe. Bywało, że w kilku przypadkach 

takie nielegalne „przelewanie” spowodowało 

nawet wybuch na stacji. Po wprowadzeniu kontroli, 

jakość LPG gwałtownie poprawiła się – identyczne 

zjawisko miało miejsce przy wprowadzeniu trzy lata 

wcześniej systemu kontrolowania i monitorowania jakości 

benzyny oraz oleju napędowego. Należy jednak 

pamiętać, że Inspekcja Handlowa weryfikuje jakość 

LPG jedynie w odniesieniu do wymogów obligatoryjnej 

specyfikacji, a jej spełnienie – z opisanych powyżej 

względów – nie gwarantuje bezpiecznej eksploatacji 

w pojeździe. 

W tabeli 5 przedstawiono przegląd wyników systematycznej 

kontroli jakości LPG dokonywanej w kraju 

przez Inspekcję Handlową na stacjach paliwowych 

i w hurtowniach w latach 2007-2010. 

W latach 2007-2009 jakość LPG systematycznie poprawiała 

się, jednakże w roku ubiegłym znów nieco 



uległa pogorszeniu, wracając do poziomu zbliżonego 

do 2008 r. Jeżeli przeanalizować rozkład przekroczeń 

parametrów jakościowych, można stwierdzić, że 

systematycznie maleje ilość przekroczeń parametrów 

jakościowych wynikających z niewłaściwego składu 

węglowodorowego LPG, tj. liczby oktanowej motorowej 

i temperatury, w której względna prężność par jest 

mniejsza niż 150 kPa. Jednakże zawartość siarki, obecność 

siarkowodoru i działanie korodujące na miedź, 

czyli parametry wynikające z obecności zanieczyszczeń 

chemicznych, znów mają tendencję wzrostową, co 

świadczy obecności na rynku zanieczyszczonych partii 

LPG. Należy się spodziewać lada chwila ogłoszenia 

przez Prezesa UOKIK wyników kontroli LPG za pierwsze 

półrocze 2011 r. Będzie można wtedy w przybliżeniu 

stwierdzić, czy spadek jakości LPG był jedynie chwilowy, 

czy ma tendencję do dalszego pogłębiania się. 

Podsumowanie 

Niezbędne jest wykonywanie w łańcuchu dystrybucji 

dodatkowych badań wykraczających poza obowiązującą 

dla LPG specyfikację; zarówno w zakresie 

identyfikacji występujących w paliwie związków siarki 

(a nie jedynie ich ilościowego oznaczenia), jak również 

zawartości innych zanieczyszczeń chemicznych mających 

wpływ na wynik oznaczenia właściwości korozyjnych 

na miedzi. Z uwagi na specyfikę paliwa LPG, 

kluczową rolę w zapewnieniu jakości zajmują kwestie 

dotyczące kontrolowania obecności wody i stosowanie 

procedur odwadniania i osuszania LPG; znacząco 

wzrasta wtedy prawdopodobieństwo, że do końcowego 

użytkownika dotrze paliwo rzeczywiście dobrej 

jakości. Jednak działania te nie są w stanie całkowicie 

wyeliminować problemów wynikających z pojawiania 

się w łańcuchu dystrybucji partii LPG, w których ochronę 

przed korozją uzyskano nie poprzez oczyszczenie 

paliwa ze związków siarki, ale dzięki dodaniu inhibitora 

korozji. Pomimo tego, na rynku krajowym jakość 

LPG w porównaniu z benzyną i olejem napędowym 

jest niezła – w roku 2010 wymagań nie spełniało 4,1% 

próbek LPG (na pobranych 465), podczas gdy benzyn 

6,62% próbek (na pobrane 552), a olejów napędowych 

4,67% próbek (na pobrane 624) 2 . 

Recenzent: dr Wojciech Krasodomski 

Autorka jest kierownikiem Zakładu Analiz 

Naftowych Instytutu Nafty i Gazu w Krakowie 

2 Wyniki kontroli jakości paliw realizowanych przez Inspekcję Handlową 

w 2010 ROKU, Raport UOKIK , Warszawa, marzec 2011

Innowacje technologiczne i dobrze 

wykorzystana wiedza to najlepszy sposób 

na tworzenie przewagi konkurencyjnej. 

 

 

 

 

Nasza historia sięga XIX wieku. Z tej tradycji czerpiemy siłę i dlatego 

śmiało wybiegamy w przyszłość. Jesteśmy liderem w Polsce. Dysponujemy 

doświadczeniem i technologią, które pozwalają nam prowadzić działania 

na całym świecie. Dzięki wiedzy mamy energię, którą przekazujemy innym. 

www.pgnig.pl 

Czysty 

metan 

Andrzej Kociemba

90 

Dla dobrego rozpoznania, a później sczerpania konieczne 

jest opracowanie w pierwszym rzędzie 

metod badawczych, a później technologii, która będzie 

pomocna w eksploatacji złóż niekonwencjonalnych. 

Według obliczeń Energy Information Administration, 

wydobycie gazu z łupków do 2030 r. będzie wynosiło 

7% światowej produkcji gazu ziemnego. Według 

szacunków Wood Mackenzie, w Polsce mogą 

istnieć zasoby wydobywane gazu w łupkach sięgające 

1,4 bln m3 , natomiast Advanced Resources International 

ocenia, iż pokłady te mogą wynosić nawet 

3 bln m3 , a ostatnie doniesienia z 8.04.2011 r. wg 

tego samego źródła podają szacowania nawet do 

5 bln m3 [7, 6]. 

Konkretne informacje o rzeczywistej bazie zasobowej 

będą dostępne prawdopodobnie za 4-5 lat, gdy 

zostaną zrealizowane prace poszukiwawczo-rozpoznawcze 

w ramach udzielonych przez Ministerstwo 

Środowiska ponad 60 koncesji dedykowanych dla pozyskania 

węglowodorów ze złóż typu shale gaz. Tereny 

poszukiwań obejmują 11% powierzchni Polski, czyli 

37 000 km2 . Pokłady polskiego gazu łupkowego, według 

dotychczasowych publikacji, mogą znajdować 

się na terenie od wybrzeża między Słupskiem a Gdańskiem, 

w kierunku Warszawy aż po Lublin i Zamość. Ta- 



Gaz łupkowy w Polsce 

Nowe wyzwanie dla poszukiwań 

złóż gazu 

IRENA MATYASIK 

Zainteresowanie gazem łupkowym w Polsce (z ang. shale gas) zostało podyktowane 

ogólnoświatowym szaleństwem, które główny geolog kraju 

Henryk Jacek Jezierski nazywa gorączką złota XXI wieku. Wobec wyczerpujących 

się w Polsce zapasów węglowodorów, jak i kurczących się 

możliwości wskazania nowych obszarów poszukiwawczych, chętnie 

sięga się do potencjału częściowo znanego i wykorzystanego, w którym 

pozostały zasoby niewydobyte i nawet dokładnie nieoszacowane. 

kie rozprzestrzenienie zostało określone na podstawie 

znajomości rozkładu osadów sylurskich, które są traktowane 

jako główne potencjalne źródło dla gazu łupkowego, 

spełniając kryteria geologiczno-geochemiczne. 

Czynniki wskazujące na ekonomiczną opłacalność 

eksploatacji gazu łupkowego można zawrzeć w kilku 

punktach: 

• nastąpił znaczny postęp w wierceniach 

horyzontalnych, 

• bardzo szybki rozwój nowych technologii szczelinowania 

hydraulicznego, 

• 

wzrost cen gazu wraz z kurczącymi się zasobami 

gazu ziemnego ze złóż konwencjonalnych. 

Prace badawcze skierowane na rozpoznanie możliwości 

występowania łupków zasobnych w substancję 

organiczną i wykazujące cechy zaadsorbowanych 

węglowodorów prowadzone są w INiG od dwóch lat, 

zarówno na starym materiale rdzeniowym, jak i z nowo 

wierconych odwiertów w poszukiwaniu shale gas. 

Technologie dotyczące eksploatacji gazu oferują 

fi rmy amerykańskie, które bardzo ekspansywnie 

wchodzą na rynek polski i posiadają szereg koncesji 

na prace poszukiwawcze gazu łupkowego. Jednak 

nadal mimo publikowanych raportów Agencji Infor-


macji Energetycznej na temat zasobności basenów 

zawierających gaz łupkowy w Polsce, nie są to informacje 

oparte o wiarygodne parametry i obliczenia, 

lecz szacunki wykonane na bazie archiwalnych danych. 

Aby te informacje uwiarygodnić, potrzeba dodatkowych 

badań i obliczeń dedykowanych dla potrzeb 

shale gazu [7, 8]. 

Specyfika niekonwencjonalnych 

złóż gazu 

Wspólną cechą „shale gas” i „tight gas”, a jednocześnie 

różniącą je od konwencjonalnych akumulacji gazu 

ziemnego, jest brak samoistnego przypływu gazu do 

odwierconego otworu w ilościach, w których eksploatacja 

metodami tradycyjnymi byłaby ekonomicznie 

uzasadniona. 

Kompleksy ilasto-mułowcowe zawierają „shale gas” 

w mikroporach, wśród lamin wzbogaconych w detrytyczne 

składniki, a także w naturalnych szczelinach 

i mikroszczelinach. Gaz ziemny w łupkach absorbowany 

jest także przez nierozpuszczalną substancję organiczną 

oraz przez minerały ilaste. Tego typu kompleksy 

tworzą specyficzny system węglowodorowy, w którym 

ta sama formacja skalna jest jednocześnie skałą macierzystą 

(źródłową), uszczelniającą oraz kolektorem, a migracja 

węglowodorów zachodzi jedynie w skali mikro 

[3, 5]. Porównanie różnych typów skał zbiornikowych 

w odniesieniu do różnego rodzaju złóż konwencjonalnych, 

jak i niekonwencjonalnych przedstawiają schematycznie 

ilustracje rys. 1-3. 

Shale gas zalicza się do tzw. akumulacji ciągłej, 

o dużej rozciągłości w przestrzeni, w skałach charakteryzujących 

się niską przepuszczalnością (rys. 3) 

i obecnością naturalnych szczelin. Żywotność produkcyjną 

takich niekonwencjonalnych złóż ocenia się 

na 20-30 lat. 

Złoża te nazywa się niekonwencjonalnymi, ponieważ 

gaz może być związany z materią organiczną 

i przez nią zaabsorbowany. Shale gas może znajdować 

się także w cienkich warstwach porowatych mułowców 

i w piaskowcach przewarstwiających serie łupkowe. 

W takich przypadkach gaz jest klasyfikowany jako 

wolny gaz, którego wydobywanie odbywa się razem 

z gazem zaabsorbowanym. 

Znaczenie niekonwencjonalnych złóż na świecie 

systematycznie wzrasta. W Stanach Zjednoczonych, 

kraju o najbardziej rozwiniętym przemyśle naftowym 

ukierunkowanym na niekonwencjonalne źródła węglowodorów, 

zasoby w łupkach „shale gas” oszacowano 

na 5-10% łącznych wydobywalnych zasobów 

gazu ziemnego, lecz ciągłe nowe odkrycia powodują, 

iż wspomniany odsetek wkrótce może być znacznie 

wyższy. Wydobycie gazu łupkowego w 1996 r. wynosiło 

8,5 mld Nm 3 , a w 2006 r. już prawie trzykrotnie 

więcej. 

Poza firmami amerykańskimi tylko kilka wielkich 

międzynarodowych koncernów, jak BP, Total czy 

Schlumberger potrafi obecnie skutecznie eksploatować 

tego typu złoża [2, 3]. Na brak większej liczby chęt- 

Rys. 1. Skała porowata, w której występuje zwykle gaz 

w złożach konwencjonalnych. 

Rys. 2. Skała mikroporowata charakterystyczna dla złóż 

typy „tight gas”. 

Rys. 3. Przykład skały o porowatościach rzędu nanowskazań, 

gdzie gaz jest adsorbowany na cząstkach materii organicznej 

(shale gas). 


91

92 

nych wpływają bardzo drogie, wymagające dużego zaawansowania 

technologicznego wiercenia poziomych 

otworów na dużych głębokościach (przekraczających 

często 3 km) oraz skomplikowane i kosztowne technologie 

hydraulicznego szczelinowania górotworu (tworzenie 

sztucznych spękań), polegające na tworzeniu 

sieci szczelin rozbiegających się koncentrycznie od odwiertu 

nawet na 900 m, by jak największą powierzchnię 

skał połączyć z odwiertem eksploatacyjnym. 

W Polsce coraz częściej mówi się o poszukiwaniach 

gazu z łupków, który już nawet zyskał polskie 

nazewnictwo. Zanim jednak specjaliści przystąpią 

do regularnej eksploatacji, należy przygotować całą 

podbudowę geologiczno-geochemiczno-inżynieryjno-złożową, 

która pozwoli na ocenę ryzyka poszukiwawczo-eksploatacyjnego. 

Wymaga to interdyscyplinarnego 

działania – tak w zakresie badań 

wstępnych, jak i interpretacji wyników, a później decyzji 

inżynieryjnych. 



Rys. 4. Mapa dojrzałości termicznej (w skali refleksyjności witrynitu % VRo) utworów dolnego syluru (Landower) na zachodnim 

skłonie kratonu wschodnioeuropejskiego (Poprawa, 2008) [4]. 

Możliwości występowania 

niekonwencjonalnych złóż gazu 

ziemnego w Polsce i kryteria 

szacowania jego zasobów 

Obszary w Polsce o największym potencjale występowania 

gazu w łupkach o dużej miąższości i dojrzałości 

termicznej związane są z utworami paleozoicznymi 

ordowiku, syluru w basenie bałtyckim oraz w basenie 

lubelsko-podlaskim. Stąd też zainteresowanie Polską, 

która – jak twierdzi Paweł Poprawa z Państwowego Instytutu 

Geologicznego – ma spory, może nawet największy 

w Europie, potencjał eksploracyjny [4]. Tutejsze 

czarne łupki zalegają na głębokościach od 500 do 

4000 m w kilku basenach sedymentacyjnych: 

• basen bałtycki (synekliza bałtycka) – utwory ordowiku 

i syluru;

• 

• 

• 

• 


Ciśnienie 

Przeobrażenie 

termiczne 

Kruchość 

Naturalne 

szczeliny 

Wolny 

gaz 

Gas in situ 

Decydujące 

basen lubelsko-podlaski – utwory ordowiku 

i syluru; 

blok małopolski – utwory ordowiku i syluru; 

zapadlisko przedkarpackie – utwory miocenu; 

strefa wielkopolska – utwory karbonu. 

Dla tych rejonów przeprowadzono wstępny rekonesans 

zawartości substancji organicznej oraz stopnia 

dojrzałości termicznej (rys. 4) [4], który w typowaniu 

sweet spot dla shale gas odgrywa istotną rolę. Wszystkie 

dotychczasowe szacunki wykonano na bazie archiwalnych 

danych; teraz więc będą one wymagały uszczegółowienia 

w oparciu o konkretne badania na próbkach 

zarówno archiwalnych, jak i z nowo wierconych 

otworów. 

Akumulację i eksploatację gazu z łupków poza 

kryteriami geochemicznymi ograniczają ponadto: 

zmienność litologiczna utworów w profilach odwiertów, 

ich zawodnienie, a także zaangażowanie 

Przepuszczalność 

matrycy 

Umożliwiające 

przedsięwzięcie 

Ważne Znaczące 

Zasoby wody 

Gaz 

zaadsorbowany 

Możliwości 

szczelinowania 

Miąższość Znajomość 

naprężeń 

Mineralogia Własności 

łupków 

Głębokość 

Obecna produkcja 

gazu 

Zasobność OM 

Typ kerogenu 

Znane ryzyko 

geologiczne 

Rys. 5. Elementy charakterystyki przy poszukiwaniach niekonwencjonalnych złóż gazu, jakie powinny być uwzględniane 

według ich ważności (George E. King, Apache) [1]. 

tektoniczne obszaru. Elementy które należy brać 

pod uwagę przy ocenie możliwości i opłacalności 

eksploatacji niekonwencjonalnych złóż gazu, można 

podzielić na cztery główne kategorie według ich 

ważności – każda z nich odnosi się do innego zbioru 

potrzebnych informacji. Na rys. 5 przedstawiono 

wykaz informacji istotnych przy szacowaniu złoża 

gazu z łupków. Schemat pokazuje, jak ważna jest 

interdyscyplinarność działań i zaangażowanie różnorodnych 

badań laboratoryjnych – część z nich 

może zostać zaadoptowana z badań, jakie zostały 

opracowane dla konwencjonalnych złóż gazu 

ziemnego, a niektóre wymagają pewnych modyfikacji, 

wynikających ze specyfiki łupków gazowych. 

Całość badań w konsekwencji powinna dać oszacowanie 

tzw. ryzyka poszukiwawczego, które według 

amerykańskich doświadczeń można ująć w cztery kategorie: 

geochemiczne, geologiczne, petrofizyczne 

oraz zasobowe. 


93

94 

Rys. 6. Geochemiczne kryteria szacowania ryzyka poszukiwawczego złóż 

typu shale gas. 

Rys. 7. Geologiczne kryteria szacowania ryzyka poszukiwawczego złóż typu 

shale gas. 

Rys. 8. Petrofizyczne kryteria szacowania ryzyka poszukiwawczego złóż typu 

shale gas. 



Wykorzystanie wszystkich dostępnych 

danych geochemicznych archiwalnych 

wraz z ich zinterpretowaniem, 

powinno prowadzić do zminimalizowania 

ryzyka poszukiwawczego 

w projektowanym otworze. W następnej 

kolejności dane te powinny być integrowane 

z informacją geologiczną, 

petrofizyczną, inżynierii złożowej, a także 

z warunkami logistycznymi. Te kryteria 

wyznaczania kompleksów litostratygraficznych 

potencjalnie zawierających 

złoża gazu ziemnego typu shale gas 

o ekonomicznie opłacalnych zasobach 

opisywane są w literaturze [3]. Przyjętą 

formą oceny ryzyka są wykresy radarowe, 

ujmujące poszczególne kategorie 

informacji. 

W informacjach geologicznych przy 

ocenie ryzyka poszukiwawczego powinno 

uwzględniać się przede wszystkim 

miąższość facji macierzystej i głębokość 

jej pogrążenia, a także zapis promieniowania 

gamma i oporności (rys. 7). 

Bardzo istotne dla oceny ekonomicznej 

przedsięwzięcia poszukiwawczego 

są kryteria właściwości petrofizycznych. 

Należą do nich zarówno 

cechy mineralogiczne, które wpływają 

na zaprojektowanie hydraulicznego 

szczelinowania oraz własności określane 

jako zbiornikowe, czyli porowatość, 

przepuszczalność oraz wielkości przestrzeni 

porowej zajęte przez poszczególne 

media (rys. 8). 

Największa produkcja z łupków Barnett 

uzyskiwana jest ze stref o zawartości 

45% kwarcu i tylko 27% minerałów 

ilastych [3]. Kruchość łupków, czyli podatność 

na szczelinowanie, jest podstawowym 

parametrem określającym warunki 

stymulacji przypływu z otworów. 

Dzięki niej możliwe jest stworzenie odpowiedniej 

ilości szczelin łączących otwór 

siecią mikroporów wypełnionych 

gazem. Z drugiej strony, cementacja 

węglanowa może ograniczać przepustowość 

już istniejących szczelin. Obecność 

dużej ilości węglanów oraz pęczniejących 

minerałów ilastych wpływa 

na wzrost ryzyka poszukiwawczego za 

gazem łupkowym. 

Kolejne kryterium, które powinno 

być uwzględnione przy ocenie ryzyka 

poszukiwawczego w przypadku syste-


mów shale gazu, dotyczy obliczeń wielkości zasobów 

przy uwzględnieniu zdolności adsorpcyjnych danej formacji 

oraz wielkości stopnia odzysku gazu w stosunku 

do znanej zasobności w substancję organiczną. Takie 

obliczenia, poparte eksperymentami desorpcji na rzeczywistych 

próbkach z łupków Barnett, zostały wykonane 

i w oparciu o uzyskane wyniki skonstruowano diagramy 

oceny ryzyka. 

Dla każdego basenu naftowego objętego poszukiwaniami 

gazu niekonwencjonalnego takie oceny ryzyka 

poszukiwawczego powinny być rozpatrywane 

w przedstawionych kategoriach. Wartości graniczne na 

diagramach połączono jedną linią; te baseny, które mają 

najmniejsze ryzyko poszukiwawcze, powinny charakteryzować 

się linią położoną na zewnątrz obrysów przedstawionych 

na poszczególnych diagramach. 

Zintegrowanie wszystkich uzyskanych wyników badań 

laboratoryjnych pozwala na wykonanie bilansu pojemności 

przestrzeni porowej, oszacowanie ilości gazu 

wolnego i zaadsorbowanego w przestrzeni porowej 

i stanowi podstawę do zaprojektowania ewentualnej 

eksploatacji. Wymaga to jednak oszacowania możliwości 

transportu gazu do odwiertu, a w szczególności: 

• stwierdzenia, czy w badanych utworach występują 

naturalne systemy spękań (jeśli tak to należy oszacować 

ich przepuszczalność), 

• oceny struktury przestrzeni porowej, 

• określenia mikroprzepuszczalności. 

Ostatnim etapem jest analiza możliwości eksploatacji 

na podstawie badań geomechanicznych rdzeni, 

co daje podstawy do zaprojektowanie zabiegów 

szczelinowania. 

Recenzent: prof. dr hab. inż. Maria Ciechanowska 

Literatura: 

1) 

2) 

3) 

4) 

5) 

6) 

7) 

8) 

Autorka jest pracownikiem naukowym Instytutu 


King G.E., Apache Corporation, “Thirty Years of Gas Shale Fracturing: 

What Have We Learned?”, prepared for the SPE Annual Technical 

Conference and Exhibition (SPE 133456), Florence, Italy, (September 

2010); and U.S. Department of Energy, DOE’s Early Investment in Shale 

Gas Technology Producing Results Today, (February 2011), web site 

http://www.netl.doe.gov/publications/press/2011/11008-DOE_Shale_ 

Gas_Research_Producing_R.html. 

Hill R. J., Jarvie D.M., Pollastro R.,M., Mitchel H., King J.D., 2007. Oil and 

gas geochemistry and petroleum systems of the Fort Worth Basin. 

AAPG Bull, Vol. 91, No.4, pp. 437- 444. 

Jarvie D.M., 2008. Unconventional shale resource plays:shale-gas and 

shale-oil opportunites. Fort Worth Buisness Press Meeting, June19. 

Marble W., 2006, Attributes of a successful unconventional gas project: 

8th Annual Unconventional Gas Conference, Calgary, 2006. 

Poprawa. P., 2010. Shale gas potential of the Lower Paleozoic Complex 

in the Baltic Basin and Lublin-Podlasie Basin (Poland). Geological 

Review, 58, 226-249. 

Rodriguez Maiz N.D.; Paul Philp R., 2009. Geochemical characterization 

of gases from the Barnett Shale, fort worth basin, Texas. AAPG Bulletin. 

Schmoker J.W., 2002. Resource assessment perspectives for 

unconventional gas system: AAPG Bulletin vol. 86, p.1993-1999. 

www.energy.gov.ab.ca › ... › About Natural Gas, September 2009. 

www.barnettshalenews.Comm/documents/dan_jarvie.pdf. 


9

96 

Historia 

Firma Poszukiwania Nafty i Gazu Kraków Sp. z o.o., 

należąca do grupy kapitałowej Polskiego Górnictwa 

Naftowego i Gazownictwa (PGNiG SA), w tym roku obchodzi 

swoje 65 urodziny, ale ten jubileusz wcale nie 

oznacza zwolnienia tempa ekspansji na rynku usług 

wiertniczych. Wręcz przeciwnie. Wraz z nadzieją, jaką 

przyniosła wiadomość o ewentualnym istnieniu znacznych 

zasobów gazu łupkowego na terytorium Polski, 

wykwalifi kowana kadra specjalistów krakowskiej spółki 

rozpoczęła przygotowania do wzmożonych prac 

poszukiwawczych. 

PNiG Kraków Sp. z o.o. to fi rma wiertnicza oferująca 

usługi z zakresu poszukiwań ropy naftowej i gazu ziemnego. 

Jej personel liczy około 1,4 tys. osób. Od czerwca 

1998 spółka funkcjonuje jako niezależna jednostka 

wchodząca w skład grupy kapitałowej PGNiG SA, największej 

i jedynej pionowo zintegrowanej spółki w sektorze 

gazowym w Polsce. 

Rynki 

PNiG Kraków Sp. z o.o. swoich serwisów dostarcza 

na rynki Europy Środkowej, Azji i Afryki. Do realizacji 

wysokiej jakości usług wiertniczych niezbędne było 

stworzenie oddziałów zagranicznych w: 

• 

• 

• 

Kazachstanie, 

Pakistanie, 

Ugandzie, 

Spółka posiada również dwa podmioty zależne: 

Oil-Tech International FZE z siedzibą w Zjednoczonych 

Emiratach Arabskich oraz Poltava Services LLC z siedzibą 

na Ukrainie. 



Poszukiwania Nafty i Gazu 

Kraków Sp. z o.o. przygotowuje 

się do udostępniania złóż gazu 

łupkowego 

Urządzenia 

W parku maszynowym spółki PNiG Kraków Sp. z o.o. 

znajduje się 13 urządzeń wiertniczych dostosowanch 

do wykonywania otworów pionowych, poziomych 

oraz kierunkowych. Dodatkowo fi rma dzierżawi 1 urządzenie 

w Kazachstanie (H-1000). 

Istotne znaczenie ma informacja, że aż 5 spośród 

13 urządzeń, jakie na chwilę obecną posiada spółka 

PNiG Kraków Sp. z o.o. wyposażonych jest w system


Top Drive, umożliwiający wykonanie znacznie bardziej 

skomplikowanych otworów, minimalizując przy tym 

koszty, a jednocześnie zwiększając wydajność prac 

poszukiwawczych. 

Serwisy i usługi 

Urządzenia wiertnicze należące do PNiG Kraków Sp. z o.o. 

Nazwa urządzenia 

Udźwig 

nominalny haka 

PNiG Kraków oferuje swoim klientom usługi w zakresie 

wierceń geologicznych, poszukiwawczych, eksploatacyjnych, 

hydrogeologicznych, a także usługi 

specjalistyczne związane z wierceniem otworów i ich 

rekonstrukcją. Obejmują one: 

[t] 

Ilość Lokalizacja 

National 1625-3* 610 1 Kazachstan 

Mid Continent U-1220-EB* 725 1 Kazachstan 

IRI 1700* 350 1 Pakistan 

Skytop Brewster N-75 250 

1 Ukraina 

1 Polska* 

Skytop Brewster TR-800 185 1 Polska 

Kremco K-900* 165 1 Uganda 

IRI 750 135 1 Uganda 

Skytop Brewster RR-650 125 1 Polska 

Skytop Brewster RR-600 125 

1 Pakistan 

1 Uganda 

Cooper LTO-550 110 1 Polska 

Kremco K-600 105 1 Polska 

Liczba urządzeń 13 

* urządzenia wiertnicze wyposażone w system Top Drive 

• Serwis wierceń kierunkowych 

• Serwis płuczkowy 

• Serwis opróbowania otworów 

• Serwis cementacyjny 

• Wiercenia dla pozyskania metanu z pokładów 

węgla (CBM) 

• Wiercenia geotermalne 

Spółka posiada również Centrum Szkolenia i Doskonalenia 

Zawodowego Górnictwa Naftowego, które 

uzyskało akredytację prestiżowych organizacji międzynarodowych 

IWCF (International Well Control Forum) 

i IADC (International Association of Drilling Contractors) 

Well Cap Commission. 


97

98 

DANE PODSTAWOWE 

Standardy jakościowe i BHP 

Usługi świadczone przez PNiG Kraków Sp. z o.o. 

spełniają światowe standardy jakościowe przy za- 



Urządzenie wiertnicze Drillmec 

Rodzaj 2000 HP Land Rig 

Moc 2000 HP 

Maksymalna głębokość wiercenia 7500 m 

Rok produkcji 2011 

WYCIĄG 

Moc 2000 KM 

Napęd 2 x AC Electric Motor 1150 HP każdy 

MASZT 

Wysokość 156 ft 

Obciążenie na haku 1.300.000 lbs 

PODBUDOWA 

Wysokość 30 ft 

Walking system Hydrauliczny 

Pomost międzyrampowy W pełni hydrauliczny 

OSPRZĘT OBROTOWY 

Przelot stołu obrotowego 37-1/2” 

Obciążenie głowicy płuczkowej 500T 

Top drive NOV TDS-11SA AC Drive 

Iron roughneck Drillmec PCT-130 z HPU 

OSPRZĘT DŹWIGOWY 

Udźwig haku 500T 

NAPĘD 

Rodzaj silnika Caterpillar Diesel Engine 

Moc silnika 5 x CAT 3512C rated 1.476 HP @ 1200 rpm 

SYSTEM PŁUCZKOWY 

Rodzaj pomp płuczkowych 3 x Drillmec 12T1600 

Moc 1600 HP 

Sita wibracyjne 2 x Derrick FLC 514 

Odmulacz 1 x 3 w 1 Derrick FLC 514 

Degazator 1 x Derrick ADG-1500 degazator z centryfugą 

Mieszalniki płuczki 9 x 30 HP mieszalników 

Leje płuczkowe 2 x 6” leja 

Pojemność systemu płuczkowego 2.260 bbls 

Zbiorniki płuczkowych 5 x zbiorników 

KABINA WIERTACZA Auto Driller 

chowaniu bezpieczeństwa pracy pracowników oraz 

poszanowania środowiska naturalnego i kultur społeczności 

lokalnych. Z biegiem lat spółka skutecznie 

wcieliła wiele programów o tematyce BHP: Analiza


Bezpieczeństwa Operacji (JSA); Karta Charakterystyki 

Substancji Niebezpiecznej (MSDS); Health, Safety 

and Environment (HSE); System Zarządzania Bezpieczeństwem 

i Higieną Pracy oraz Ochroną Środowiska; 

System STOP (Safety Training Observation Program). 

Standardy BHP podlegają procesom systematycznej 

weryfikacji i ulepszania. 

PNiG Kraków Sp. z o.o. działa zgodnie z polityką 

Zintegrowanego Systemu Zarządzania, w oparciu 

o wymogi norm: ISO 9001:2008, ISO 14001:2004 oraz 

OHSAS 18001:2007, których firmą certyfikującą była 

Bureau Veritas Certification. 

Szanse związane z gazem łupkowym 

Do maja 2011 roku wydano w Polsce 87 koncesji 

na poszukiwania gazu niekonwencjonalnego, które 

obejmują obszar ponad 50 tys. km 2 . Koncesje otrzymało 

około 20 firm. Zakłada się, że w ciągu najbliższych 

2-3 lat polskie firmy usługowe z sektora naftowo-gazowego 

będą zakontraktowane do odwiercenia około 

120 otworów. Rezultaty tych prac pozwolą oszacować 

wartość komercyjną pokładów gazu łupkowego kryjącego 

się w polskich łupkach osadowych. 

Jeśli prognozy potwierdzą obecność znaczących pokładów 

gazu niekonwencjonalnego na terytorium naszego 

kraju, firmy dostarczające usługi wiertnicze będą 

mogły liczyć na podpisanie dochodowych kontraktów 

z operatorami posiadającymi koncesje na poszukiwania 

gazu łupkowego. Aby przybliżyć osiągniecie tego 

celu, spółka PNiG Kraków poczyniła zdecydowane kroki 

przygotowawcze. Jednym z nich jest zakup nowoczesnego 

urządzenia DRILLMEC o mocy 2000HP wyposażonego 

w Walking System, które będzie dostępne 

w trzecim kwartale bieżącego roku. Nowe urządzenie 

będzie również wyposażone w system Top Drive, funkcję 

Automated Catwalk, oraz Iron Roughneck. Najważniejsze 

zalety tych funkcji i systemów, mające ogromne 

znaczenie podczas realizacji projektów wiertniczych, 

to: redukcja czasu przewózki urządzenia, zapewnienie 

lepszej kontroli nad otworem oraz znaczne zwiększenie 

bezpieczeństwa, a także optymalizacja kosztów 

projektu robót wiertniczych. 

Walking System zapewnia proste przemieszczenie 

urządzenia na następna lokalizację, jest wyjątkowo 

przydatny w realizacji projektów związanych z potrzebą 

odwiercenia kilku otworów mieszczących się w bliskiej 

odległości, na przykład w projektach związanych 

z wydobyciem gazu łupkowego. System ten eliminuje 

potrzebę demontażu, tradycyjnego transportu i ponownego 

montażu konstrukcji przy przemieszczaniu 

urządzenia pomiędzy otworami, co w znacznym stopniu 

redukuje czas niezbędny na przewózkę. Urządze- 

nie przemieszane jest przy pomocy hydraulicznego 

napędu – „stóp”, które w bezpieczny i kontrolowany 

sposób podnoszą i przesuwają wiertnię do następnej 

lokalizacji z pełną precyzją i zachowaniem stabilności 

konstrukcji. 

Mechanizm Automated Catwalk zapewnia lepszą 

wydajność, bezpieczeństwo i niezawodność podczas 

podnoszenia przewodu wiertniczego – rur płuczkowych, 

obciążników, rur okładzinowych z rampy rurowej 

na szyb wiertni. Mechanizm ten eliminuje potrzebę 

manualnego podnoszenia przewodu wiertniczego. 

Dzięki możliwości zdalnego sterowania urządzenie 

może być kontrolowane z poziomu podłogi wiertni 

jak również z poziomu gruntu. Wciągarka hydrauliczna 

podnosi przewód wiertniczy do poziomu szybu 

pod odpowiednim kątem i na określoną wysokość, co 

ułatwia bezpieczne i skuteczne zapięcie przewodu na 

elewatorze. Czas cyklu przenoszenia przewodu wiertniczego 

z podestu na szyb lub z szybu na podest jest 

mniejszy niż 20 sekund. 

Top drive NOV TDS-11SAT – górny napęd przewodu 

wiertniczego, obraca przewód wiertniczy i umożliwia 

wiercenie przy użyciu trzech kawałków przewodu 

jednocześnie, przy zapewnieniu maksymalnego momentu 

obrotowego i regulacji obrotów. Użycie górnego 

napędu przewodu wiertniczego przyśpiesza proces 

wiercenia, pozytywnie pływa na bezpieczeństwo pracy, 

jak również zmniejsza ryzyko i częstotliwość występowania 

przychwycenia przewodu wiertniczego. 

Urządzenie jest wyposażone w Iron Roughneck służący 

do skręcania przewodu wiertniczego. Ten klucz 

składa się z systemu skręcającego i oddzielnej hydraulicznej 

jednostki napędowej 400V/50Hz. Proces skręcania 

przewodu jest prawie całkowicie zautomatyzowany, 

wiertacz steruje urządzeniem zdalnie, co zwiększa 

efektywność i bezpieczeństwo pracy. Zwiększona 

szybkość skręcania/rozkręcania przewodu, zmniejsza 

ryzyko błędów i uszkodzeń, a co za tym idzie zwiększa 

efektywność ekonomiczną całej operacji. 

Wieloletnie doświadczenie w pracach wiertniczych, 

jakim może poszczycić się spółka Poszukiwania 

Nafty i Gazu sp. z o.o., wysoce wykwalifikowana kadra 

pracownicza, innowacyjny sprzęt wiertniczy oraz nienaganna 

reputacja to niewątpliwe atuty, które w obliczu 

szans związanych z ewentualnym występowaniem 

gazu łupkowego na terytorium Polski pozwolą 

firmie na ekspansywny wzrost na rynku polskim, jak 

i międzynarodowym. 

Anna Jarosz, pracownik Działu Marketingu 

PNIG Krakow Sp z o.o. 

Regina Katlabi, pracownik Działu Marketingu 

PNIG Krakow Sp z o.o. 


99

100 

Stałe monitorowania przebiegu procesu nawaniania 

gazu zapewniają urządzenia działające w systemie 

pracy ciągłej (np. analizatory on-line). Ich dużą 

zaletą jest pełna współpraca z systemami telemetrii, 

dająca możliwość zdalnej transmisji danych pomiarowych, 

jak i zdalnego zadawania parametrów pracy 

z dowolnego komputera. 

Obecnie w krajowym systemie gazowniczym powszechne 

zastosowanie znalazły trzy równolegle funkcjonujące 

metody pomiaru stężenia środka nawaniającego 

w gazie. Należą do nich pomiary wykonywane 

bezpośrednio w miejscu poboru próbki za pomocą 

analizatorów przewoźnych, pomiary wykonywane online 

przez procesowe urządzenia stacjonarne, jak również 

pomiary laboratoryjne wykonywane z próbek gazu 

pobranych z sieci gazowych. Wprowadzenie do systemu 

monitorowania procesu nawaniania gazu procesowych 

analizatorów chromatografi cznych THT, pozwala 

na stworzenie rozbudowanej sieci kontroli tego procesu, 

prowadzenie systematycznych, bieżących, udokumentowanych 

i kontrolowanych zdalnie pomiarów, jak 

również na zmniejszenie liczby pomiarów laboratoryjnych 

w danym rejonie nawaniania. 

Wobec przemian zachodzących w procedurach 

pomiaru i zasadach rozliczania stężenia środków nawaniających 

w paliwach gazowych, stale rośnie znaczenie 

urządzeń działających w trybie on-line. Rozwój technologiczny 

oraz zaostrzające się wymogi dotyczące ja- 



ANAT-M w zautomatyzowanych systemach kontroli nawonienia paliw gazowych w Polsce 

Monitoring w trybie on-line 

DR ANNA HUSZAŁ 

Właściwa i systematyczna kontrola nawaniania gazu jest podstawowym warunkiem 

zapewnienia ciągłości tego procesu. Jest ona realizowana m.in. poprzez pomiary 

stężenia środka nawaniającego w gazie. To ważny i nieodłączny element sprawdzania 

stopnia nawonienia paliw gazowych, mający na celu weryfi kację pracy urządzeń 

nawaniających, poprzez sprawdzanie dawki środka nawaniającego, a także poprzez 

kontrolę składu paliwa gazowego w dowolnym punkcie sieci dystrybucyjnej gazu. 

kości kontroli nawonienia paliw gazowych stwarzają 

rosnące zapotrzebowanie na urządzenia dedykowane 

pomiarom stężenia środków nawaniających w gazie, 

dostosowane do wykonywania pomiarów procesowych 

w cyklu ciągłym. Istnieje też realna potrzeba produkcji 

krajowych procesowych analizatorów THT wykorzystujących 

metodę chromatografi i gazowej. 

W ostatnich latach zyskują popularność urządzenia 

pomiarowe mogące pracować w warunkach obiektowych, 

przystosowane do zdalnego i w czasie rzeczywistym 

przekazywania wyników pomiarów. Wraz z rozwojem 

techniki i rosnącymi potrzebami, współczesna 

kontrola nawaniania paliw gazowych powoli wchodzi 

w fazę zdalnego monitorowania. 

Stworzenie systemu zdalnej kontroli poziomu nawaniacza 

w gazie pociąga za sobą znaczne koszty inwestycyjne, 

jednak niezawodny i ciągły pomiar stężenia 

THT w gazie odgrywa bardzo ważną rolę w nadzorowaniu 

i kontrolowaniu procesu nawaniania paliw gazowych 

(umożliwia zmniejszenie kosztów użytkowania 

oraz zwiększenie skuteczności i niezawodności 

procesu). Dysponowanie precyzyjnymi i aktualnymi 

wartościami stężenia THT jest niezbędne zarówno dla 

skutecznego sterowania procesem, jak i jego kontroli. 

Wynika to z faktu, że pomiary wykonywane w trybie online 

prowadzone są zazwyczaj w sposób ciągły, a narzędzia 

pomiarowe oparte o tę metodę mogą służyć 

do bieżącego monitorowania działającej sieci gazowej.


Dzięki temu operator ma niemal natychmiastowy dostęp 

do bieżących wyników pomiarowych oraz informacji 

o aktualnym stanie sieci, co ułatwia i przyspiesza 

podejmowanie napraw. 

Ciągłe, precyzyjne badanie stężenia THT w gazie 

jest szczególnie ważne na etapie pozwalającym na 

zoptymalizowanie procesu, a jakość i wiarygodność instrumentalnych 

pomiarów stężenia nawaniacza w gazie 

bezpośrednio przekłada się na jakość procesu nawaniania 

i prawidłowe jego prowadzenie. 

W stosunku do urządzeń pomiarowych stosowanych 

dotychczas powszechnie, innowacyjność analizatorów 

wykonujących pomiary stężenia THT i pracujących 

obecnie on-line w warunkach obiektowych 

polega na tym, że są one przystosowane do: 

• pracy w warunkach przemysłowych (w dowolnym 

punkcie sieci dystrybucyjnej gazu), w obiektach 

bezobsługowych; 

• monitoringu systemu nawaniania gazu w cyklu 

całodobowym przez cały rok; 

• zdalnego podglądu stanu urządzenia oraz odczytu 

danych pomiarowych z dowolnego miejsca 

w systemie telemetrii lub przez Internet 

(strona www); 

• programowania pracy urządzenia według wymogów 

użytkownika (np. częstotliwości wykonywania 

pomiarów); 

• zdalnej zmiany parametrów pracy (nastaw) 

urządzeń; 

• zdalnej aktualizacji oprogramowania; 

• przesyłu wyników pomiaru stężenia THT i sygnałów 

alarmowych dotyczących nieprawidłowości 

w funkcjonowaniu urządzenia w systemie telemetrii 

(wbudowana autodiagnostyka z komunikowaniem 

o stanach alarmowych); 

• 

archiwizowania wyników pomiarów stężenia THT 

i parametrów przebiegu analizy w wersji elektronicznego 

zapisu na twardym dysku oraz możliwość 

budowania raportów bezpośrednio w arkuszu 

kalkulacyjnym. 

Wszystkie wyżej wymienione zalety urządzeń online 

umożliwiają szybką interwencję w przypadku 

wystąpienia nieprawidłowości w przebiegu procesu 

nawaniania, co jest bardzo istotne dla zachowania bezpieczeństwa 

publicznego w użytkowaniu gazu ziemnego, 

szczególnie w sektorze komunalno-bytowym, 

zaś zakładom gazowniczym pozwalają – w przypad- 


101

102 

kach spornych – na udokumentowanie efektów nawaniania 

gazu. 

Rynek analizatorów procesowych opartych na 

metodzie chromatografii gazowej, przeznaczonych 

do wykonywania pomiarów stężenia środków nawaniających 

w gazie w warunkach obiektowych z możliwością 

zdalnego przesyłania wyników pomiaru, jest 

dość ubogi. Lukę na polskim rynku tego typu urządzeń 

wypełnia właśnie analizator ANAT-M, zaprojektowany 

w oparciu o potrzeby krajowego systemu 

dystrybucji gazu. 

Analizator ANAT-M (fot. 1) został zaprojektowany 

jako sterowany wewnętrznym komputerem zespół 

analityczny do chromatograficznego pomiaru stężenia 

THT w gazie ziemnym (na podstawie metod i zasad 

analityki zgodnych z wymaganiami norm PN-EN 

ISO 19739: 2010 [1] i ZN-G 5008:1999 [2]). Urządzenie 

posiada nowoczesny układ elektroniki, systemy stabilizacji 

temperatur układów pomiarowych, dotykowy 

panel komunikacyjny, przyjazny dla użytkownika interfejs 

oraz nowoczesne oprogramowanie interpretacyjne. 

ANAT-M odznacza się wszystkimi wymienionymi 

wcześniej zaletami analizatorów pracujących w trybie 

on-line. Podstawowe parametry techniczne ANAT’a-M 

przedstawia tabela 1. 

Analizator jest w pełni przystosowany do przekazywania 

wyników pomiarów stężenia THT, jak i własnych 



Tabela 1. Dane techniczne analizatora ANAT-M 

parametr wartość 

zakres pomiarowy 5 – 100 mg/m3 temperatura pracy 

-20°C ÷ 70°C 

(warunki robocze) 

-15°C ÷ 35°C 

czas pomiaru (pełen cykl pomiarowy) 15 minut 

częstotliwość pomiarów 20 min. ÷ 24 godz. 

dokładność ± 7% 

precyzja 2,8% (n = 6) 

powtarzalność pomiarów 

24,1 ± 1,0 (n = 30) 

24,1 ± 1,5 (n = 6) 

selektywność 100% (wyłącznie dla THT) 

zasilanie 230 V 

ciężar ~ 12 kg 

wymiary 38 × 26 × 32 cm 

max. pobór mocy (w stanie pracy) 

n – liczba pomiarów, 

n = 6 – średnia dobowa przy pomiarach wykonywanych co 6 godzin. 

80 W 

parametrów pracy w systemie telemetrii, co umożliwia 

zdalną, bieżącą kontrolę poziomu nawaniania gazu 

w okresie całodobowym. Dostosowany jest do pracy 

według standardów polskiej telemetrii (protokół GAZ- 

MODEM 2). 

Analizy wykonywane są z zaprogramowaną częstotliwością 

pomiarów. Istnieje możliwość ustawienia 

dowolnego odstępu czasu pomiędzy pomiarami: od 

minimum 20 minut do 24 godzin. Po wykonaniu całego 

cyklu analizy, wynik pomiaru stężenia środka nawaniającego 

(THT) wyświetlany jest w postaci liczbowej 

(w mg/m 3 ) oraz graficznej na wyświetlaczu, a następnie 

zapisywany w pamięci urządzenia lub dostępny w postaci 

cyfrowej za pomocą protokołu GAZ-MODEM 2, 

w opracowanym dla potrzeb urządzenia oprogramowaniu, 

a także w postaci analogowej na wyjściu prądowym 

4-20 mA. Oprogramowanie analizatora ułatwia 

prostą i intuicyjną obsługę urządzenia. 

Analizator ANAT-M w aktualnej wersji doskonale 

nadaje się do współpracy z krajowym systemem 

telemetrii głównie dlatego, że zaimplementowano 

w nim protokół zgodny z ogólnie przyjętym standardem 

w gazownictwie. Transmisję danych realizuje się 

w niemal identyczny sposób jak w przypadku standardowych 

przeliczników gazu. Dostępne jest także 

odczytywanie danych archiwalnych z analizatora, co 

w przypadku braku transmisji (np. w sytuacji awarii te-


lemetrii) gwarantuje dostęp do informacji zapisanych 

w pamięci urządzenia. Dodatkową korzyścią z zastosowania 

protokołu transmisji jest możliwość pobierania 

z analizatora innych informacji (nie tylko stężenia 

THT), które mogą służyć celom diagnostycznym, serwisowym, 

jak i dodatkowo podnosić wiarygodność 

pomiarów. 

Dane pomiarowe, przy użyciu dostępnych układów 

telemetrii i transmisji danych na obiekcie, mogą 

być przekazywane do centrów dyspozytorskich i integrowane 

z istniejącymi systemami telemetrycznymi 

(np. z systemem TelWin). 

Archiwum pomiarów jest tworzone w sposób automatyczny 

w wewnętrznej „nieulotnej” pamięci analizatora. 

Można tu wyróżnić obszar pamięci danych 

pomiarowych, pamięci danych diagnostycznych 

(w postaci krzywych chromatograficznych) i zdarzeń. 

Dane z wewnętrznej pamięci urządzenia mogą być zapisane 

na kartę SD w postaci plików w systemie FAT. 

Format utworzonych plików (*.csv) umożliwia bezpośredni 

import do większości arkuszy kalkulacyjnych. 

Dodatkowo, wraz z każdym kompletem danych, zapisywany 

jest w tym samym katalogu skrypt interpretacyjny 

(JAVA script), umożliwiający graficzne obrazowanie 

danych pomiarowych. Na karcie SD można również 

tworzyć archiwum dokonywanych przez urządzenie 

pomiarów. 

Na potrzeby telemetrii dane udostępniane są przez 

interfejs RS-232 w protokole GAZ-MODEM 2. Do celów 

diagnostycznych zrealizowano 

odczyt danych archiwalnych, zapisanych 

w odstępach 1-sekundowych 

(dane diagnostyczne w postaci krzywych 

chromatograficznych). 

Konfiguracja parametrów pracy 

analizatora i ich zapis do „nieulotnej” 

pamięci (plik konfiguracyjny) jest możliwa 

w sposób bezpośredni (poprzez 

ich modyfikację za pomocą ekranu 

dotykowego) lub zdalnie z wykorzystaniem 

protokołu GAZ-MODEM 2. 

W celu zapewnienia bezpieczeństwa 

i wiarygodności pomiarów, analizator 

ma zaprogramowane stany alarmowe 

wykrywane przez wewnętrzny 

komputer. Rozbudowana autodiagnostyka 

pracy analizatora pozwala na 

natychmiastową programową reakcję 

na stany alarmowe i awaryjne urządzenia. 

Tworzone są wówczas wpisy 

do pamięci zdarzeń. Automatyczna 

reakcja na stany alarmowe polega na 

próbach odtworzenia poprawnego 

trybu pracy analizatora. W przypadku 

alarmów krytycznych, proces pomia- 

rowy jest zatrzymywany, co sygnalizowane jest odpowiednim 

wpisem do pamięci zdarzeń. 

Program diagnostyczny analizatora ANAT-M na 

komputer klasy PC pozwala na sprawdzenie poprawności 

pracy urządzenia, w tym: odczyt danych bieżących, 

konfigurację parametrów pracy analizatora z poziomu 

komputera i odczyt danych archiwalnych. 

Na konstrukcję analizatora składają się podzespoły 

przeznaczone do pracy w przemysłowym zakresie 

temperatur (temperatury robocze od –15°C do +35°C). 

Dzięki zastosowaniu precyzyjnych układów analogowych, 

ANAT-M odznacza się dużą dokładnością pomiarów, 

a użycie wydajnego mikrokontrolera zapewnia 

pełną bezobsługowość urządzenia. 

Doświadczenia eksploatacyjne potwierdziły wysoką 

sprawność i niezawodność analizatora ANAT-M, jak również 

prawidłowość działania i wiarygodność jego wskazań 

w warunkach obiektowych. O popularności urządzenia 

w krajowym gazownictwie świadczy poniższa mapa 

(rys. 1) z zaznaczonymi miejscami instalacji urządzeń 

w warunkach obiektowych (stan z czerwca 2011 r.). 

Obecnie już ponad 100 sztuk analizatorów ANAT-M 

funkcjonuje w krajowych systemach kontroli stopnia 

nawonienia gazu na terenie trzech spółek gazownictwa 

(tabela 2). O dużej popularności tych urządzeń 

świadczy ich rozpowszechnione stosowanie w systemach 

zdalnej kontroli tego procesu. Pierwszy tego 

typu system, wykorzystujący analizatory ANAT-M, został 

wdrożony w 2010 r. na terenie Zakładu Gazowni- 

Rys. 1. Rozmieszczenie na mapie Polski miejsc instalacji analizatorów ANAT-M 


103

104 

czego Białystok Mazowieckiej Spółki Gazownictwa [3]. 

Ma on na celu nie tylko monitorowanie, ale także i sterowania 

nawanianiem gazu rozprowadzanego sieciami 

dystrybucyjnymi niskiego i średniego ciśnienia, wpisując 

się w dynamiczny rozwój systemu dystrybucyjnego 

MSG poprzez bardziej efektywne sterowanie procesami 

eksploatacji i zarządzania majątkiem spółki. 

Poprzez ścisłe zintegrowanie analizatorów ANAT-M 

z systemem zarządzania procesem nawaniania OZG 

Białystok zoptymalizowano jego kontrolę z poziomu 

lokalnego centrum dyspozycji gazu. Dało to, w połączeniu 

z modernizacją instalacji nawaniających, możliwość 

manewrowania dawką środka nawaniającego 

wprowadzanego do gazu poprzez umożliwienie podjęcia 

natychmiastowej reakcji na odczytane zdalnie 

znaczące odchylenia od powszechnie przyjętych parametrów 

nawonienia w całym kontrolowanym obszarze 

systemu dystrybucyjnego. 

Podsumowując zalety analizatora ANAT-M można 

stwierdzić, że jest on wyspecjalizowanym chromatograficznym 

analizatorem on-line, o parametrach pracy 

dostosowanych w sposób selektywny do detekcji 



Tabela 2. ANAT-M na polskim rynku gazowniczym – sprzedaż 

w okresie: grudzień 2005 r. – czerwiec 2011 r. 

Mazowiecka Spółka Gazownictwa Sp. z o.o. 

Karpacka Spółka Gazownictwa Sp. z o.o. 

Pomorska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o. 

Zamawiający 

i oznaczania zawartości THT w gazie ziemnym, unikalnym 

w swojej klasie, dostosowanym do warunków wymaganych 

przez polski przemysł gazowniczy, o cenie 

istotnie niższej niż inne aparaty spełniające podobne 

funkcje. 

Bibliografia 

1) 

2) 

3) 

Sprzedaż analizatorów ANAT-M 

[sztuki] 

OZG Białystok 22 

OZG Warszawa 16 

OZG Łódź 6 

OZG Mińsk Mazowiecki 14 

OZG Ciechanów 11 

OZG Radom 5 

OZG Tarnów 14 

OZG Kielce 8 

OZG Jasło 5 

OZG Kraków 6 

OZG Lublin 2 

OZG Sandomierz 2 

OZG Bydgoszcz 1 

OZG Gdańsk 6 

Łączna sprzedaż w okresie 12.2005 – 06.2011 [szt.] 118 


Autorka jest adiunktem, kierownikiem Oddziału 

oraz Zakładu Nawaniania Paliw Gazowych 

Instytutu Nafty i Gazu, Oddział Warszawa 

PN-EN ISO 19739:2010: „Gaz ziemny. Oznaczanie związków siarki 

metodą chromatografii gazowej”. 

ZN-G-5008: 1999: „Gazownictwo. Nawanianie paliw gazowych. 

Metody oznaczania zawartości tetrahydrotiofenu (THT)”. 

K. Grybowicz, W Stefanowicz: Automatyzacja procesu nawaniania 

gazu ziemnego w OZG Białystok”, Przegląd Gazowniczy nr 1(29), 

s. 40-41, 2011.

106 

Jednym z największych wyzwań dla Biura była budowa 

systemu gazociągów tranzytowych z tłoczniami 

i infrastrukturą towarzyszącą. GAZOPROJEKT nie ogranicza 

się w swej działalności wyłącznie do sieci i obiektów 

czysto gazownczych – czego przykładem są projekty 

rurociągów paliwowych. Wziąwszy pod uwagę 60-letnią 

działalność Biura, widać jego wpływ na wzmacnianie 

bezpieczeństwa energetycznego Polski. 

Pozycja startowa – etap budowy 

i rozbudowy gazowni klasycznych 

GAZOPROJEKT powstał w 1951 r., w okresie intensywnych 

działań związanych z odbudową obiektów 

gazowniczych, zniszczonych w czasie drugiej wojny 

światowej. W 1950 r. system gazowniczy składał się 

z 154 gazowni wytwarzających gaz z węgla, 28 rozdzielni 

gazu ziemnego i koksowniczego, 668 km gazociągów 

przesyłowych wysokiego ciśnienia gazu koksowniczego 

i 1035 km gazociągów przesyłowych gazu 

ziemnego wysokometanowego. Długość sieci rozdzielczych 

wynosiła 6,3 tys. km. W początkowym okresie 

główne problemy Biura koncentrowały się na pro- 



Wkład BSiPG GAZOPROJEKT SA 

we wzrost bezpieczeństwa 

energetycznego kraju 

GRZEGORZ ŁAPA 

Przedsiębiorstwo GAZOPROJEKT było współautorem przekształcenia 

charakteru przemysłu gazowniczego z lokalno-komunalnego 

w znaczący element sektora paliwowo-energetycznego poprzez 

projektowe przygotowanie inwestycji, w tym m.in. dla około 

20 tys. km gazociągów przesyłowych, ponad 60 tys. km sieci rozdzielczych, 

ośmiu podziemnych magazynów gazu oraz KRIO Odolanów. 

jektach odbudowy lokalnych gazowni i miejscowych 

sieci rozdzielczych. 

Oprócz powojennej rekonstrukcji gazowni klasycznych 

stworzono projekty nowych obiektów w Białymstoku, 

Bydgoszczy, Poznaniu, Kłodzku. Opracowano 

szereg projektów nowych Zakładów Przesyłu Gazu 

Koksowniczego (oczyszczanie gazu, przetłaczanie 

i magazynowanie), m.in. Zdzieszowice, Knurów, Radlin, 

Walenty, Zabrze, Dębieńsko. Z punktu widzenia bezpieczeństwa 

energetycznego kraju, najistotniejszy był 

udział GAZOPROJEKTU w rozbudowie systemu przesyłowego 

i dystrybucyjnego. W 1960 r. długość sieci gazociągów 

gazu koksowniczego wynosiła już 1070 km 

a gazu ziemnego wysokometanowego – 1420 km. 

Równolegle do rozbudowy systemu przesyłowego następował 

również rozwój lokalnych sieci rozdzielczych 

(stan w 1960 r. – 7,8 tys. km). 

Programowanie rozwoju 

branży gazowniczej 

Do lat 50. XX wieku gazownictwo w Polsce to głównie 

lokalne przedsiębiorstwa komunalne, zajmujące


Rozproszone źródła gazu i lokalny zasięg 

gazociągów przesyłowych ograniczał 

wzrost zużycia gazu. 

się wytwarzaniem i rozprowadzaniem gazu w miejskiej 

sieci rozdzielczej. Wzrost zużycia gazu i związana 

z tym konieczność rozbudowy krajowego systemu 

przesyłowego, wymusiły nową jakość branży gazowniczej 

– zmianę charakteru z lokalno-komunalnego 

na znaczący element sektora paliwowo-energetycznego. 

Spowodowało to konieczność zorganizowania 

odpowiednich służb zajmujących się w polskim gazownictwie 

profesjonalnym programowaniem i planowaniem 

rozwoju. Po nieudanych próbach zorganizowania 

takich służb w centrali Zjednoczenia Przemysłu 

Gazowniczego w Warszawie, ostatecznie to w GAZO- 

PROJEKCIE powołano Pracownię Programowania Gazyfikacji 

Kraju. 

Do zadań Pracowni należało: 

• badanie rynku gazu i określenie zapotrzebowania 

na gaz w prognozie średnio- i długoterminowej; 

zarówno w skali kraju, jak i poszczególnych 

rejonów; 

• sporządzanie średnio- i długoterminowych bilansów 

gazu; 

• analizowanie źródeł pozyskania gazu; 

• optymalizacja rozbudowy systemu przesyłu 

gazu, opracowywanie danych wyjściowych i założeń 

projektowych budowy nowych, a także 

rozbudowy istniejących obiektów liniowych 

i nieliniowych; 

• opracowania analityczno-studialne w zakresie 

metodologii prac prognostycznych dotyczących 

zapotrzebowania na gaz, pozyskania z wydoby- 

• 

cia krajowego, zasad bilansowania oraz optymalizacji 

rozwoju systemu przesyłowego i układów 

dystrybucyjnych; 

wypracowanie własnych metod i narzędzi 

analitycznych. 

Od 1 stycznia 2006 r., ze względu na faktyczne rozszerzenie 

dotychczasowego zakresu i profilu działania 

również poza przemysł gazowniczy, Pracownia zmieniła 

nazwę na Pracownię Studiów i Analiz. 

Udział GAZOPROJEKTU 

w rozwoju sektora gazowniczego 

w okresie 1960-1980 

W dwudziestoleciu przypadającym w latach 

1960-1980 nastąpiła istotna rozbudowa systemu 

przesyłowego (9,5 tys. km). Długości sieci w poszczególnych 

podsystemach w 1980 r. kształtowały 

się na poziomie: 

• 

• 

• 

Rozwój systemu przesyłu gazu koksowniczego 

i ziemnego zwiększył możliwości 

wykorzystania krajowych zasobów. 

Rys. 1. System gazowniczy w 1950 r. Rys. 2. System gazowniczy w 1960 r. 

gaz koksowniczy – 2640 km, 

gaz wysokometanowy – 6136 km, 

gaz zaazotowany – 2471 km. 

Rozbudowa podsystemu gazu koksowniczego powiązana 

była z sukcesywną likwidacją lokalnych gazowni. 

Likwidacja 100 gazowni do 1980 r. wymagała 


107

108 

opracowania programów przestawień sieci rozdzielczych 

i urządzeń spalających gaz. Rozwój systemu gazu 

koksowniczego osiągnął apogeum w 1980 r. Zużycie 

gazu koksowniczego w okresie 1950-1980 wzrosło od 

0,39 do 2,7 mld m 3 . Dzięki budowie gazociągów przesyłowych, 

podsystemy Dolnego i Górnego Śląska zostały 

spięte w całość. Dla potrzeb zrównoważenia nierównomierności 

poboru gazu koksowniczego wybudowano 



Rys. 3. System gazowniczy w 1970 r. Rys. 4. System gazowniczy w 1980 r. 

Rys. 5. Schemat instalacji kriogenicznej 

Zakład Konwersji Gazu w Szopienicach. Produkowany 

w niej gaz zamienny z koksowniczym zapewniał pokrycie 

szczytów poboru na poziomie 50 tys. m 3 /godz. 

W systemie gazu wysokometanowego, kluczowe 

znaczenie miało zamknięcie pierścienia wysokociśnieniowych 

gazociągów o dużych średnicach, co umożliwiło 

wprowadzenie do tego systemu gazu uzyskanego 

w Odazotowni w Odolanowie. Wybudowanie


Plany rozbudowy pojemności PMG Stan istniejącego układu przesyłowego 

Rys. 6. Lokalizacja istniejących i projektowanych PMG 

odazotowni pozwalało nie tylko równoważyć nierównomierność 

poboru w systemie gazu wysokometanowego, 

ale również zwiększyć wykorzystanie źródeł 

gazu ziemnego zaazotowanego, a brak podziemnych 

magazynów gazu w podsystemie tego gazu nie powodował 

już konieczności ograniczania produkcji w letnim 

okresie zmniejszonego zapotrzebowania. W konsekwencji 

zwiększenia wydobycia zaistniała potrzeba 

znaczącej rozbudowy systemu przesyłowego gazu 

ziemnego zaazotowanego. 

Instalacja kriogenicznego odazotowania gazu 

ziemnego wydobywanego ze źródeł lokalnych w rejonie 

Odolanowa była zaprojektowana w GAZOPRO- 

JEKCIE w oparciu o angielską technologię. Produktami 

handlowymi Zakładu Odazotowania Gazu KRIO Odolanów, 

poza gazem wysokometanowym dostarczanym 

do systemu przesyłowego w fazie gazowej, jest również 

skroplony gaz ziemny (LNG) oraz hel. 

Podziemne magazyny gazu (PMG) 

Podziemne magazyny gazu, jako obiekty zwiększające 

bezpieczeństwo energetyczne, były zawsze jednym 

z najistotniejszych obszarów działalności GAZO- 

PROJEKTU. Biuro jest autorem realizowanego do dzisiaj 

przez PGNiG S.A. programu rozbudowy podziemnych 

magazynów gazu w Polsce oraz koncepcji i projektów 

dla PMG: Husów, Swarzów, Strachocina, Wierzchowice, 

Mogilno, Kosakowo, Daszewo i Bonikowo oraz – aktualnie 

– Brzeźnica. Lokalizację istniejących i projektowanych 

PMG przedstawiono na rys. 6. 

Rys. 7. System przesyłu gazu w 2011 r. 

Udział GAZOPROJEKTU w rozwoju 

sektora gazowniczego po 1980 roku 

Sukcesywna likwidacja gazowni klasycznych i zastępowanie 

produkowanego w nich gazu dostawami 

gazu ziemnego umożliwiła pokrycie rosnącego zapotrzebowania. 

Związane było to z opracowaniem i realizacją 

programów przestawień sieci dystrybucyjnych 

i odbiorców na gaz ziemny. Proces ten rozpoczęto 

1984 r. Zaistniała w późniejszym okresie potrzeba ograniczenia 

zasięgu gazu zaazotowanego wywołana była 

koniecznością utrzymania bezpieczeństwa dostaw, tj. 

dotrzymania wymaganych parametrów dostaw (szczególnie 

w rejonie Przymorza) i odblokowanie rozwoju 

gazyfikacji w zasięgu oddziaływania systemu. 

Nie mniej istotne były również przesłanki ekonomiczne, 

ponieważ względu na znaczną zawartość azotu 

przesył i dystrybucja gazu zaazotowanego jest droższa 

niż wysokometanowego. 

System gazociągów tranzytowych (SGT) 

przez terytorium RP 

Pierwsze „podejście” do budowy gazociągu tranzytowego 

wykonano w latach 1966-1969. Projekt Techniczny 

przewidywał budowę gazociągu DN 900 (Pr 5,5 MPa) 

o długości 620 km relacji Brześć-Cybinka z czterema 

tłoczniami na trasie. Inwestycja została przerwana 

w 1970 r. GAZOPROJEKT powrócił do tej inwestycji 

w sierpniu 1993 r. w roli Generalnego Projektanta SGT. 

W Biurze opracowano Koncepcję i wielowariantowe 

ZTE oraz dokumentację techniczną dla tego przed- 


109

110 

sięwzięcia. W trakcie wstępnych prac projektowych, 

GAZOPROJEKT współpracował z Gazpromem, Biełtransgazem 

i Wingazem, głównie w zakresie uzgodnienia 

zdolności przesyłowej całego Systemu Gazociągów 

Tranzytowych z Jamału do Europy Zachodniej. 

Raporty bezpieczeństwa SGT 

Przyczynkiem do zwiększenia bezpieczeństwa 

energetycznego są wykonywane przez Biuro analizy 

niezawodności gazociągów i obiektów nieliniowych 

oraz oceny ryzyka eksploatacyjnego sieci przesyłowych 

i dystrybucyjnych. Wyniki analiz i oceny 

opisywane są w formie raportów bezpieczeństwa. 

Aspekty bezpieczeństwa eksploatacyjnego regulują 

między innymi INSTRUKCJE RUCHU I EKSPLOATACJI 

SIECI Operatorów. 

Transgraniczne połączenia systemów przesyłu 

gazu 

Połączenia tego rodzaju są niezwykle ważne dla 

bezpieczeństwa energetycznego. GAZOPROJEKT, jako 

aktywnie zaangażowany, bierze udział w pracach projektowych 

i analizach przedprojektowych związanych 

z planowaniem i realizacją interkonektorów. 

Istniejące połączenia transgraniczne polskiego 

systemu przesyłowego 

Granica wschodnia – przez połączenia w Drozdowiczach, 

Wysokoje i z SGT we Włocławku oraz Lwówku 

realizowany jest odbiór gazu z kontraktu jamalskiego. 

Połączenia do Hrubieszowa i do Białegostoku mają 

charakter lokalny; również zostały zaprojektowane 

w GAZOPROJEKCIE. 



Rys. 8. Schemat Systemu Gazociągów Tranzytowych przez teren RP (DN 1400) 

Granica zachodnia – połączenie z systemem niemieckim 

w Lasowie wraz z tłocznią Krzywa i Jeleniów 

umożliwiło realizację dostaw z tzw. „małego” kontraktu 

norweskiego. Aktualnie Gaz-System realizuje inwestycje 

związane z rozbudową sieci przesyłowej, które 

umożliwią zwiększenie importu gazu przez Węzeł Lasów. 

W tym zakresie GAZOPROJEKT na zlecenie Operatora 

Gazociągów Przesyłowych (OGP) opracował 

projekty gazociągów DN 500 MOP 8,4 MPa na odcinku 

Jeleniów-Dziwiszów, Taczalin-Radakowice i Radakowice-Gałów. 

Istniejące połączenia w rejonie Słubic, Gubina 

i Świnoujścia mają charakter lokalny. 

Granica południowa – GAZOPROJEKT wykonał 

analityczne prace przedprojektowe opracowując kompletną 

dokumentację projektową oraz, na zlecenie Gaz- 

Systemu, występując w roli Generalnego Realizatora 

Inwestycji wybudował polski odcinek interkonektora, 

który połączy polski i czeski system przesyłowy w rejonie 

Cieszyna. 

W Biurze opracowano Koncepcję połączenia systemowego 

pomiędzy Polską (PMG Strachocina) i Słowacją 

(Veľké Kapušany). Istniejące połączenia w rejonie 

Głuchołaz i Branic mają charakter lokalny. 

Projekt PolPipe i BalticPipe – w latach 1999- 

2003 GAZOPROJEKT wykonał cykl analiz, opracowań 

studialnych i koncepcję programowo-przestrzenną 

dotyczącą gazociągu PolPipe i BalticPipe. Celem gazociągu 

PolPipe było bezpośrednie połączenie z norweskimi 

złożami gazu. Zakres obejmował budowę 

około 1000 km gazociągu podmorskiego. W przypadku 

gazociągu BalticPipe zakres inwestycji jest zdecydowanie 

mniejszy i obejmuje budowę około 230 km 

gazociągu podmorskiego przez Morze Bałtyckie. Początek 

gazociągu zlokalizowano w Danii, natomiast 

punkt lądowania na wybrzeżu polskim przewiduje 

się w rejonie Niechorza.


Projekt Amber Pipe – w dotychczas wykonanych 

analizach szacowano długość gazociągu Amber Pipe 

na ok. 2200 km na trasie: Łotwa, Litwa, Polska i dalej 

w kierunku zachodnim do Niemiec. Fragmentem tej 

inwestycji może być realizowany obecnie przez Gaz- 

System gazociąg Szczecin-Gdańsk. 

Skroplony gaz ziemny (LNG) – użytkowanie skroplonego 

gazu ziemnego traktowane jest jako element 

dywersyfikacji dostaw gazu zwiększający bezpieczeństwo 

energetyczne. W GAZOPROJEKCIE opracowywane 

były analizy, koncepcje i opracowania projektowe 

dotyczące zarówno dostaw, terminali odbiorczych, jak 

i obiektów związanych z bezpośrednim użytkowaniem 

i regazyfikacją LNG. W ostatnim okresie w Biurze opracowano 

projekty gazociągów przewidywanych do realizacji 

w ramach Ustawy o inwestycjach w zakresie terminalu 

regazyfikacyjnego skroplonego gazu ziemnego 

w Świnoujściu, które umożliwią wyprowadzenie gazu 

z budowanego przez spółkę Polskie LNG Terminala 

LNG w Świnoujściu, tj.: 

• 

• 

Świnoujście-Szczecin – DN 800 MOP 8,4 MPa; 

Gustorzyn-Odolanów – DN 700 MOP 8,4 MPa. 

Studium wykonalności 

ropociągu Brody-Płock 

Celem inwestycji jest tranzyt do krajów europejskich 

ropy naftowej pozyskiwanej w Basenie Morza Kaspijskiego, 

z możliwością odbioru i zagospodarowania części 

transportowanej ropy na terenie Polski – jako główny 

cel dywersyfikacja dostaw ropy naftowej do Polski. 

W tym zakresie GAZOPROJEKT dokonał wyboru 

trasy rurociągu Brody-Płock, z uwzględnieniem uwarunkowań 

formalno-prawnych, technicznych i środowiskowych. 

Wyniki analiz zostały zaprezentowane na 

forum międzynarodowym – w Komisji Europejskiej 

oraz na Forum Ekonomicznym w Krynicy. 


111

112 

Rys. 9. Istniejące i potencjalne połączenia transgraniczne polskiego systemu przesyłowego 

Rys. 10. PolPipe – BalticPipe 


Polpipe 

BalticPipe 

Niechorze 

GAZ: eksploracja, dystrybucja, sprzedaż


Rys. 11. Ropociąg Brody-Płock-Gdańsk 

Rys. 12. Trasa wschodniej części ropociągu PERN „Przyjaźń” 

Audit techniczno-ekonomiczny realizacji 

inwestycji trzeciej nitki ropociągu PERN 

„Przyjaźń” S.A. relacji Adamowo-Plebanka 

Przedmiot auditu: analizy formalno-prawne, ustalenie 

faktycznego stanu zaawansowania prac projektowych 

wraz z zakresem zrealizowanych robót, 

ustalenie zakresu prac i procedur wymaganych do 

wykonania dla zakończenia inwestycji, określenie 

wielkości budżetu dla zakończenia inwestycji. Na 

podstawie wykonanych analiz i ekspertyz opracowano 

dla inwestora zalecenia korygujące i naprawcze 

w zakresie usunięcia braków formalno-prawnych 

i technicznych, wraz z propozycją wdrożenia szeregu 

procedur kontrolnych i zarządzania realizacją 

projektu. 

Wymienione w artykule inwestycje są tylko częścią 

projektów realizowanych przez Biuro. Na podstawie 

zaprezentowanych przykładów można stwierdzić, 

że wkład Biura Studiów i Projektów Gazownictwa 

GAZOPROJEKT SA w rozwój gazownictwa, a także 

wzrost bezpieczeństwa energetycznego kraju jest znaczący. 

Strategia GAZOPROJEKTU przewiduje kontynuowanie 

działań związanych z tym obszarem rynku również 

w przyszłości. 


Autor jest Wiceprezesem Zarządu 

BSiPG GAZOPROJEKT SA 


113

114 

Polsce przedsiębiorstwem multienergetycz- 

W nym jest podmiot działający w zakresie dostarczania 

energii elektrycznej, ciepła i gazu oraz pozyskujący 

energię ze źródeł niekonwencjonalnych, 

np. odnawialnych. 

Ta krótka charakterystyka dobrze opisuje działalność 

Grupy Kapitałowej CP Energia oraz jej spółek zależnych. 

CP Energia, oprócz obrotu i dystrybucji gazu 

ziemnego, w coraz większym stopniu koncentruje się 

na realizacji kompleksowych usług dających klientom 



Przedsiębiorstwa multienergetyczne – idea i perspektywy rozwoju 

„Multi”, czyli „multum 

nowoczesnych rozwiązań” 

MARIUSZ CALIŃSKI 

Od kilku lat fi rmy sektora energetycznego deklarują rozwój 

w kierunku przedsiębiorstw multienergetycznych – jak ta idea 

realizowana jest w praktyce? 

przemysłowym wymierne korzyści ekonomiczne. Oferuje 

nowoczesne, kompleksowe i optymalne rozwiązania 

energetyczne z wykorzystaniem gazu ziemnego 

sieciowego, LNG (skroplonego gazu ziemnego) i paliw 

ciekłych LPG. 

Podejście kompleksowe 

W kwietniu 2011 r. CP Energia połączyła się z branżową 

spółką KRI S.A. Zaowocowało to zwiększeniem 

dynamiki rozwoju Grupy Kapitałowej, na którą w du-


żym stopniu wpłynęła kompleksowość oferowanych 

usług, optymalizacja obecnie działających systemów 

energetycznych, a także oferowanie klientom dostaw 

energii niezbędnej do procesów technologicznych, jak 

i socjalno-bytowych. 

Możliwość oferowania klientom szerokiego 

spectrum rozwiązań energetycznych zapewnia wykorzystywany 

od lat gaz LNG (Liquified Natural Gas) 

– gaz ziemny, który w wyniku schłodzenia do temperatury 

-163°C przechodzi w stan ciekły. Precyzyjne 

i fachowe posługiwanie się najnowocześniejszymi 

technologiami wykorzystującymi LNG oraz gaz 

ziemny to – co warto podkreślić – domena KRI S.A. 

Skraplanie gazu ziemnego wiąże się z koniecznością 

bardzo dokładnego oczyszczenia paliwa z dwutlenku 

węgla, azotu, wody i rtęci. LNG spełnia ważną rolę 

przy gazyfikacji i uciepłowieniu miast i gmin; pomaga 

rozwiązywać problemy energetyczne przemysłu 

ulokowanego z dala od sieci przesyłowych. Jest 

więc również ważnym ogniwem w procesie pregazyfikacji 

obszarów pozbawionych tradycyjnych sieci 

gazociągowych. 

Oszczędności bez utraty jakości 

CP Energia zwraca uwagę na możliwość zastosowania 

rozwiązań dających potencjalnym klientom 

wymierne oszczędności, sięgające często powyżej 

1 mln zł rocznie (gminy, przedsiębiorstwa energetyki 

cieplnej, lokalne przedsiębiorstwa produkcyjne). Kluczowe 

w realizacji przez CP Energię zadań jest także 

wprowadzanie rozwiązań, które pozwolą na zwrot 

z zainwestowanego kapitału w wieloletniej perspektywie 

współpracy. 

W kręgu zainteresowań i działań Grupy jest szybki 

odzew na potrzeby rynku, zwłaszcza na obserwowane 

w Polsce rosnące zapotrzebowanie na usługi outsourcingowe 

w zakresie rozwiązań energetycznych. Oferowane 

przez CP Energię usługi outsourcingowe polegają 

na kompleksowym podejściu do oczekiwań klientów 

z uwzględnieniem zarówno doradztwa energetycznego, 

realizacji inwestycji, jak i prowadzenia eksploatacji 

obiektu, zarządzania majątkiem i dostaw ostatecznych 

produktów energetycznych. 

Grupa Kapitałowa, zgodnie z przyjętymi przez Unię 

Europejską celami dla polityki energetycznej i klimatycznej 

„3 × 20”, a w szczególności uwzględniając dążenie 

do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych, 

realizuje inwestycje infrastrukturalne (energetyka, 

ciepłownictwo) w oparciu o gaz ziemny, który został 

uznany za paliwo wspierające ochronę środowiska i zapewniający 

oszczędność energii pierwotnej. 

Oferta Grupy Kapitałowej CP Energia jest odpowiedzią 

na oczekiwania rynku i zapotrzebowanie klientów 

na usługi i produkty energetyczne, a w szczególności: 

• dostawy paliw gazowych dla energetyki, ciepłownictwa, 

przedsiębiorstw produkcyjnych, oraz 

transportu; 

• dostawy energii elektrycznej; 

• gazyfikację gmin oraz wydzielonych stref 

ekonomicznych; 

• modernizację miejskich kotłowni, pozwalającą 

na eliminację pyłów, siarki, NOx, zmniejszenie CO2 

oraz dostawy ciepła; 

• 

outsourcing energetyczny. 

Multielastyczność 

Analizy energetyczne i rozmowy z Klientami pozwalają 

elastycznie dopasować ofertę do potrzeb, tak 

by zastosować najbardziej dogodny sposób współ- 


11

116 

pracy w zależności od specyfiki wybranych rozwiązań 

energetycznych oraz koniecznych działań w zakresie 

ich optymalizacji. Stosowanymi przez CP Energię rozwiązaniami 

mogą być również systemy szczytowego 

zasilania czy instalacje rezerwowe. 

Oprócz realizacji wielu projektów umożliwiających 

zastosowanie rozwiązań energetycznych na 

bazie gazu ziemnego Grupa Kapitałowa CP Energia 

rozwija również działalność na rynku obrotu w zakresie 

gazu ziemnego i energii elektrycznej. Zasada 

dostępu stron trzecich do sieci – zasada TPA (Third 

Party Access), dzięki której odbiorcy końcowi mogą 

swobodnie wybierać sprzedawcę energii (wytwórcę 

lub spółkę obrotu) oferującego najkorzystniejsze warunki, 

pozwala m.in. na zapewnienie równoczesnych 

dostaw zarówno energii elektrycznej, jak i gazu ziemnego 

(tzw. oferta dual fuel). 

W zgodzie ze strategią 

rozwoju Polski 

Celem Grupy Kapitałowej jest oczywiście kontynuacja 

rozwoju umożliwiająca coraz większe zaopa- 



trzenie klientów i społeczności lokalnych w różnego 

rodzaju energię (gaz, ciepło, energię elektryczną, 

chłód) oraz stwarzanie warunków umożliwiających 

jej efektywne i opłacalne wykorzystanie. Założenia 

polityki energetycznej państwa do 2030 r. wskazują, 

że takie działania firm energetycznych są zgodne ze 

strategią rozwoju gospodarczego kraju. 

Najbliższa przyszłość? Wzrośnie zainteresowanie 

przedsiębiorstw, takich jak Grupa Kapitałowa 

CP Energia, zarówno inwestycjami multienergetycznymi, 

jak i współpracą z gminami. Jest to tym bardziej 

realne, zwłaszcza że firmy takie dysponują nie 

tylko możliwościami pozyskania kapitału, ale i niezbędnym 

zapleczem inżynieryjno-technicznym. Zachęcająco 

wpływa na działania także wprowadzona 

w ostatnich latach zasada TPA oraz uprzywilejowanie 

energii odnawialnej wraz z kogeneracją. Przyszłość 

należy do przedsiębiorstw multienergetycznych. 

Recenzent: dr inż. Wojciech Mazela 

Autor jest Prezesem 

CP Energia S.A.


Pipeline gas 

LNG 

92.4 

Główne kierunki 

handlu gazem ziemnym w 2010 r. 

[mld m 3 ] 

9.4 

20.9 

9.8 

5.4 

6.2 

16.0 

20.1 

36.5 


44.1 

4.1 

5.5 

113.9 

12.1 

USA 

Kanada 

Meksyk 

Południowa i Centralna Ameryka 

Europa & Eurazja 

Bliski Wschód 

Afryka 

Azja i rejon Pacyku 

55.9 

16.6 

6.5 

17.3 

10.9 

32.0 

21.0 

18.8 

8.8 

14.9 

7.0 

43.3 

6.3 

5.8 

8.2 

5.2 

17.7 


117

118 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 



Potwierdzone zasoby gazu ziemnego na świecie 

na koniec 2010 roku [w trylionach m 3 ] 

7,4 

9,9 

14,7 

16,2 

Ameryka Południowa i Środkowa ..................7,4 

Ameryka Północna ...................................................9,9 

Afryka .............................................................................14,7 

Azja i Pacyfi k .............................................................. 16,2 

Europa i Eurazja .......................................................63,1 

Bliski Wschód ...........................................................75,8 


63,1 

75,8


Dystrybucja potwierdzonych zasobów gazu ziemnego w roku 1990 

– łącznie 125,7 trylionów m 3 

Azja i Pacyfi k ............................................................7,8 

Ameryka Północna ...............................................7,6 

Ameryka Południowa i Środkowa ................4,1 

Afryka ...........................................................................6,8 

Europa i Eurazja ................................................... 43,4 

Bliski Wschód ........................................................ 30,2 



Azja i Pacyfi k ............................................................8,0 



Afryka ...........................................................................8,1 


Bliski Wschód ........................................................ 38,3 



Azja i Pacyfi k ............................................................8,7 



Afryka ...........................................................................7,9 


Bliski Wschód ........................................................ 40,5 



119

Ekologia 

w przemyśle 

naftowym 

i gazowniczym

122 

Cel ten można osiągnąć dzięki rozwojowi energetyki 

opartej o źródła odnawialne, tj. źródła 

energii pochodzącej z odnawialnych zasobów niekopalnych 

obejmujących: energię wiatru, promieniowania 

słonecznego, energię aerotermalną, geotermalną 

i hydrotermalną oraz energię oceanów, hydroenergię, 

energię pozyskiwaną z biomasy, gazu pochodzącego 

z wysypisk śmieci, oczyszczalni ścieków oraz ze źródeł 

biologicznych (biogaz) [1]. Wykorzystanie tych źródeł, 

z jednej strony jest sposobem na dywersyfi kację pozyskiwania 

energii i częściowe uniezależnienie się od 

paliw kopalnych, z drugiej zaś realizuje cele związane 

z ochroną środowiska poprzez stworzenie możliwości 

redukcji emisji gazów cieplarnianych generowanych 

dziś przez energetykę konwencjonalną – w wielu krajach 

w dużej mierze opartą o węgiel. Podejmowane 

przez Unię Europejską działania legislacyjne w sektorze 

energetycznym są więc skierowane na promowanie 

wykorzystania źródeł energii odnawialnej. W tym 

celu na przełomie 2008 i 2009 r. przyjęty został pakiet 

klimatyczno-energetyczny zakładający osiągnięcie do 

2020 r. celu określanego jako „3 × 20”, który zobowiązuje 

kraje członkowskie do: zmniejszenia o 20% poziomu 

emisji gazów cieplarnianych w porównaniu z 1990 r., 

zwiększenia o 20% udziału odnawialnych źródeł energii 

w ogólnym woluminie konsumowanej energii oraz 

poprawy o 20% efektywności energetycznej. 

Promowaniu wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych 

ma służyć – w kontekście wspomnianego 


Ekologia w przemyśle naftowym i gazowniczym 

Rola biogazu w rozwoju sektora odnawialnych źródeł energii (OZE) 

Promocja zdrowszej energii 

JOANNA ZALESKA-BARTOSZ 

Celem polityki energetycznej prowadzonej obecnie przez Unię Europejską 

jest stworzenie gwarancji bezpieczeństwa energetycznego państw członkowskich 

przy jednoczesnym poszanowaniu środowiska naturalnego.


celu, tj. uzyskania 20% udziału źródeł odnawialnych 

w zużyciu energii – przyjęta przez Parlament Europejski 

i Radę Europy Dyrektywa 2009/28/WE z 23 kwietnia 

2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł 

odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca 

(z dniem 1 stycznia 2012 r.) wcześniejsze Dyrektywy 

2001/77/WE i 2003/30/WE. Określa ona dla poszczególnych 

krajów członkowskich obowiązkowe cele ogólne 

w odniesieniu do całkowitego udziału energii ze źródeł 

odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto, 

które mają zostać osiągnięte przez te kraje do 2020 r. 

Dla Polski próg udziału odnawialnych źródeł energii 

w końcowym zużyciu energii brutto w 2020 r. został 

określony na 15%, przy czym według GUS w 2008 r. 

udział energii ze źródeł odnawialnych w finalnym zużyciu 

energii ogółem wynosił 6,3% [2]. Oprócz celu głównego 

Polska powinna także wypełnić nałożony przez 

tę dyrektywę obowiązek osiągnięcia celów pośrednich, 

kształtujących się w poszczególnych latach na poziomie: 

8,76% do 2012 r., 9,54% do 2014 r., 10,71% do 

2016 r. oraz 12,27% do 2018 r. Wspomniana dyrektywa 

nałożyła na wszystkie państwa członkowskie obowiązek 

wprowadzenia do regulacji krajowych odpowiednich 

instrumentów prawnych mających na celu rozwój 

energetyki odnawialnej i w konsekwencji zwiększenie 

jej udziału w bilansie produkowanej energii, poprzez 

stworzenie zachęt do realizacji projektów związanych 

z wykorzystaniem OZE oraz zagwarantowanie możliwości 

sprzedaży wyprodukowanej energii po korzystnych 

cenach. Ponieważ rozwój odnawialnych źródeł 

energii wymaga dużych nakładów inwestycyjnych, dążenie 

do zwiększenia ich udziału w ogólnym bilansie 

produkowanej energii pociąga za sobą konieczność 

stosowania odpowiednich systemów wsparcia. Oczywiście 

wybór określonego systemu wsparcia (spośród 

systemów opartych na cenach taryfowych, świadectwach 

pochodzenia energii – „kolorowych certyfikatach”, 

rozwiązaniach podatkowych) i jego stosowanie 

nie jest jedynym gwarantem zwiększenia ilości inwestycji 

w OZE. Rozwój sektora OZE warunkowany jest 

także spełnieniem innych wymagań prawnych, w tym 

m.in. przepisów o zagospodarowaniu przestrzennym, 

prawa budowlanego czy prawa dotyczącego ochrony 

środowiska. 

W Polsce wspieranie odnawialnych źródeł energii 

znalazło swoje odbicie w kolejnych nowelizacjach 

ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne 

(uPe). Zawarty w tym akcie prawnym system promocji 

OZE (od 2004 r.), kogeneracji (od 2007 r.) oraz 

biogazu (od 2011 r.) zorientowany został na ilość energii 

elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych, 

kogeneracyjnych i biogazowych. System oparty jest 

na możliwości uzyskiwania przez producenta energii 

elektrycznej z OZE świadectw pochodzenia, tzw. zielonych 

certyfikatów (art. 9e uPe), świadectw pochodze- 

nia z kogeneracji (art. 9l uPe), świadectw pochodzenia 

biogazu (art. 9o uPe) oraz na wynikających z nich 

prawach majątkowych [3]. Jednak zdecydowana większość 

krajów UE zbudowała system wsparcia OZE na 

bazie cen taryfowych za wytwarzanie energii z OZE, 

w którym miernikiem jest szeroko rozumiana efektywność 

energetyczna warunkowana rodzajem technologii, 

lokalizacją przedsięwzięcia, wiekiem instalacji, a nie 

tylko ilość wyprodukowanej energii. 

Struktura OZE w Polsce 

Według danych Urzędu Regulacji Energetyki, w połowie 

czerwca 2011 r. w kraju było w sumie 1393 instalacji 

OZE o łącznej mocy 2852 MW (2,852 GW). 

Największą moc (1389 MW) posiadało 472 instalacji 

wiatrowych (pojedyncze wiatraki oraz farmy wiatrowe). 

Elektrownie wodne w liczbie 741 dysponowały 

mocą wytwórczą 947,6 MW. 19 elektrowni na biomasę 

posiadało łączną moc 421,3 MW. Cztery istniejące 

w kraju elektrownie słoneczne to jedynie 0,1 MW mocy. 

Instalacji wykorzystujących biogaz do produkcji energii 

elektrycznej i cieplnej w układzie kogeneracyjnym 

Rodzaj instalacji 

OZE 

Ilość i moc 

instalacji OZE w Polsce 

Liczba 

instalacji 

Moc sumaryczna 

[MW] 

Średnia 

moc instalacji 

[MW] 

woda 741 947,6 1,28 

wiatr 472 1389,0 2,94 

biogaz 157 93,4 0,59 

biomasa 19 421,3 22,17 

słońce 4 0,1 0,03 

było w kraju 157. Ich łączna moc wytwórcza wynosiła 

93,4 MW. W Polsce w tym czasie pracowały także 44 instalacje 

wytwarzające prąd elektryczny poprzez współspalanie 

biomasy z paliwami kopalnymi. Objęcie tych 

ostatnich systemem wsparcia w postaci zielonych certyfikatów 

jest jednak rozwiązaniem kontrowersyjnym i, 

zdaniem wielu ekspertów, oddala szanse Polski na realizację 

celu na 2020 r. (15%, obowiązkowego dla Polski 

udziału OZE) zapisanego w dyrektywie 2009/28/WE. Ta 

sama ilość biomasy wykorzystywana w systemie wysoko 

sprawnej kogeneracji dawałaby trzykrotnie wyższy 


123

124 



wkład w realizację wyznaczonego celu dla OZE, którego 

osiągnięcie i tak nie będzie dla Polski zadaniem łatwym 

[4]. 

Spośród wszystkich 157 istniejących w czerwcu 

2011 r. instalacji biogazowych większość wytwarza 

energię z biogazu pozyskiwanego na składowiskach 

odpadów oraz w oczyszczalniach ścieków. Według rejestru 

przedsiębiorstw energetycznych zajmujących 

się wytwarzaniem biogazu rolniczego prowadzonego 

przez Prezesa Agencji Rynku Rolnego, w kraju pracuje 

obecnie (stan na dzień 24.05.2011 r.) zaledwie 

11 biogazowni rolniczych o łącznej mocy 11,5 MW 

[5]. Dla porównania w Niemczech pod koniec 2010 r. 

funkcjonowało 6 tys. instalacji biogazowych o łącznej 

mocy około 2280 MW, przy porównywalnym z polskim 

potencjałem biogazu rolniczego ocenianym na 

podstawie wielkości areału uprawnego i dostępności 

odpadów z rolnictwa. Taka struktura technologii biogazowych 

w Polsce jest wynikiem zastosowanego systemu 

wsparcia energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych 

przyjętego na etapie akcesji do Unii Europejskiej 

i implementacji Dyrektywy 2001/77/WE z 27 września 

2001 r. w sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym 

energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł 

odnawialnych. Przyjęty wówczas system tzw. „zielonych 

certyfikatów” dla wspierania energii elektrycznej 

pochodzącej z OZE promuje w taki sam sposób każdą 

jednostkę energii elektrycznej bez względu na to, jakie 

źródło oraz technologia zostały do jej wytworzenia wykorzystane. 

Praktycznie darmowy surowiec do produkcji 

biogazu na składowiskach oraz w oczyszczalniach 

ścieków, a także podyktowany względami ochrony środowiska 

prawny obowiązek odgazowania składowisk 

i energetycznego wykorzystania ujętego biogazu, stanowiły 

dostateczną zachętę do inwestowania w tego 

typu technologie biogazowe. 

Zagwarantowanie ustalonego dla naszego kraju 

udziału energii odnawialnej w końcowym zużyciu energii 

brutto, konieczność redukcji emisji CO2, a wreszcie 

obowiązek implementacji dyrektywy 2009/28/WE ujęty 

w przyjętym przez rząd „Krajowym planie działań 

w zakresie energii ze źródeł odnawialnych”, pozwalają 

przypuszczać, że w najbliższym czasie wzrośnie znaczenie 

biogazu rolniczego na rynku zielonej energii. 

Dodatkową zachętą do inwestowania w rolnicze technologie 

biogazowe ma być znowelizowana ustawa 

Prawo energetyczne z 8 stycznia 2010 r., która wprowadziła 

z dniem 1 stycznia 2011 r. świadectwa pochodzenia 

biogazu, tzw. „brązowe certyfikaty” – stanowią one 

potwierdzenie wytworzenia i jednocześnie wprowadzenia 

biogazu rolniczego do sieci dystrybucyjnej gazowej 

(art. 9o uPe). Możliwość uzyskania „brązowego 

certyfikatu” dotyczy jednak tylko wytwórców biogazu 

rolniczego – i to tych, którzy zdecydują się na wprowadzenie 

go do sieci gazowej. W sytuacji gdy z wytworzo-


nego biogazu wyprodukowana zostanie energia elektryczna, 

przedsiębiorca dostanie certyfikat zielony, gdy 

natomiast użyje go do wytworzenia energii elektrycznej 

w kogeneracji – uzyska także certyfikat fioletowy 

lub żółty. 

Możliwości rozwoju rynku biogazu 

Przyjęty w lipcu 2010 r. przez Radę Ministrów rządowy 

program pt.: „Kierunki rozwoju biogazowni rolniczych 

w Polsce” opracowany przez Ministerstwo Gospodarki 

we współpracy z Ministerstwem Rolnictwa 

i Rozwoju Wsi, prezentuje plan, którego realizacja zaowocować 

ma powstaniem średnio jednej biogazowni 

rolniczej w każdej gminie. Według prognoz Instytutu 

Energii Odnawialnej zaprezentowanych w opracowanym 

dla Ministerstwa Gospodarki „Przewodniku dla 

inwestorów zainteresowanych budową biogazowni 

rolniczych”, pobudzenie rynku biogazu rolniczego zależeć 

będzie jednak od ewolucji i doskonalenia systemu 

wsparcia projektów biogazowych, zwłaszcza tych 

o mniejszych mocach wytwórczych, tj. poniżej 1 MW 

[6]. Obecnie obowiązujący system oparty o świadectwa 

pochodzenia będące towarem giełdowym oraz 

dotacje inwestycyjne preferuje instalacje o wyższych 

mocach, a także te, w których wytworzony biogaz spalany 

jest w jednostkach kogeneracyjnych. Nowe szanse 

dla rozwoju rynku biogazowni rolniczych stwarza 

znowelizowane Prawo energetyczne, które wprowadziło 

możliwość zatłaczania biogazu rolniczego do sieci 

gazowniczej po przystosowaniu go do parametrów 

jakościowych gazu transportowanego tymi sieciami. 

Za biometan (uszlachetniony biogaz) wprowadzany 

do sieci dystrybucyjnej gazu ziemnego jego wytwórca 

będzie mógł otrzymać dodatkowe wsparcie w postaci 

tzw. „brązowego certyfikatu”. Przesłanie wytworzonego 

biogazu do miejsc, gdzie jest większe zapotrzebowanie 

na energię cieplną niż w okolicy lokalizacji 

biogazowni rolniczej lub do miejsc, w których biogaz 

wykorzystany zostanie jako paliwo do samochodów, 

pozwoli na efektywniejsze spożytkowanie energii zawartej 

w biogazie. Zwykle bowiem energia cieplna 

produkowana z biogazu w układach kogeneracyjnych 

CHP (Combined Heat & Power) usytuowanych przy biogazowniach 

nie jest w pełni wykorzystywana. Dopóki 

jednak nie ma rozporządzenia wykonawczego do znowelizowanej 

ustawy Prawo energetyczne, instrument 

ten będzie przepisem martwym. Ewentualny rozwój 

technologii biogazowych opartych o wtłaczanie biometanu 

do sieci gazowniczej zależeć będzie od kształtu 

tego rozporządzenia, w tym przede wszystkim od 

zaproponowanego w nim sposobu przeliczania ilości 

wytworzonego biogazu rolniczego na ekwiwalentną 


12


ilość energii elektrycznej wytworzonej w OZE oraz wymagań 

jakościowych dla biogazu rolniczego wtłaczanego 

do systemu gazowniczego. 

Prawnie uregulowane muszą zostać także kwestie 

dotyczące tego, kto ponosić będzie koszty wprowadzania 

biogazu do lokalnej sieci gazu ziemnego. Z uwagi 

na fakt, że biogaz rolniczy przed wtłoczeniem do sieci 

dystrybucyjnej musi zostać poddany procesowi standaryzacji, 

tj. oczyszczaniu i uszlachetnianiu do parametrów 

jakościowych gazu ziemnego, taki sposób wykorzystania 

biogazu obarczony jest wysokimi nakładami 

fi nansowymi związanymi z inwestycjami i eksploatacją. 

Niezależnie od kosztów samej instalacji uszlachetniania 

biogazu, dodatkowe koszty wiążą się z koniecznością 

budowy lub rozbudowy sieci gazowej, której 

często brakuje na terenach wiejskich, gdzie powstają 

biogazownie rolnicze. Sposobem na zagospodarowanie 

rolniczego biogazu jest budowa lokalnych gazociągów 

dostarczających biogaz do instalacji oczyszczania 

i uszlachetniania, przy których lokalizowane są gazowe 

stacje paliwowe dla transportu. 

Ostatnie lata pokazują, że w Europie wzrasta zainteresowanie 

wtłaczaniem biogazu do sieci. Według 

informacji zawartych w raporcie „EurObserv’ER 2010 

biogas barometr”, w 2009 r. na 28 europejskich państw 

wytwarzających biogaz osiem krajów, tj. Austria, Francja, 

Holandia, Luksemburg, Niemcy, Norwegia, Szwecja 

i Szwajcaria wtłaczało biometan do sieci gazowych. 

W połowie 2010 r. pracowało w tych krajach 67 instalacji 

do wtłaczania biometanu do gazociągów, a kolejne 

33 instalacje znajdowały się w fazie budowy, m.in. 

pod koniec 2010 r. uruchomiono biogazownię wraz 

z uzdatnianiem biogazu do biometanu w Wielkiej 

Brytanii [7]. Biometan zatłaczany do sieci wykorzystywany 

jest w układach kogeneracyjnych do produkcji 

energii elektrycznej i cieplnej, a także jako paliwo dla 

transportu. W Niemczech na 23 instalacje do zatłaczania 

biometanu do sieci trzy produkują biometan na 

cele transportowe. Gaz ten stosowany jest u naszych 

zachodnich sąsiadów zwłaszcza jako domieszka do 

gazowych paliw transportowych. Liderem w oczyszczaniu 

biogazu do biometanu i wykorzystaniu go na 

cele transportowe jest Szwecja, przy czym najwięcej 

biogazu pochodzi w tym kraju z oczyszczalni ścieków. 

W 2006 r. sprzedaż biometanu do produkcji gazowych 

paliw transportowych przekroczyła w Szwecji sprzedaż 

gazu ziemnego wykorzystywanego w transporcie. 

To, jaką drogę obierze rozwijający się w Polsce sektor 

biogazowy i jak może być wykorzystany biogaz 

w naszych kraju, zależeć będzie od przyjętego systemu 

wsparcia dla technologii biogazowych, w tym od 

zmian legislacyjnych w ustawodawstwie polskim w zakresie 

energii odnawialnych. W ramach konieczności 

implementacji dyrektywy 2009/28/WE (termin transpozycji 

upłynął 5 grudnia 2010 r.) Polska zobowiązana 

jest do opracowania odrębnej ustawy o odnawialnych 

źródłach energii. Planowana jest także nowelizacja Prawa 

energetycznego, które obejmować będzie elektroenergetykę 

i ciepłownictwo, a także ustanowienie 

oddzielnego prawa gazowego. Między innymi od 

przyjętych rozwiązań prawnych zależeć będzie, czy 

powstające biogazownie rolnicze oraz nowe oczyszczalnie 

ścieków ukierunkowane będą nadal na kogenerację, 

czy też wybiorą inne sposoby wykorzystania 

biogazu. Musi zostać bowiem wytyczona ścieżka dojścia 

do nałożonego na Polskę obowiązku osiągnięcia 

do 2020 r. 15% udziału energii z OZE w bilansie zużycia 

energii. 

Recenzent: dr inż. Michał Pajda 

Literatura: 

1) 

2) 

3) 

4) 

5) 

6) 

7) 

Nowe szanse dla rozwoju rynku 

biogazowni rolniczych stwarza 

znowelizowane Prawo energetyczne, 

które wprowadziło możliwość 

zatłaczania biogazu rolniczego do 

sieci gazowniczej po przystosowaniu 

go do parametrów jakościowych 

gazu transportowanego 

tymi sieciami. 

Za biometan (uszlachetniony biogaz) 

wprowadzany do sieci dystrybucyjnej 

gazu ziemnego jego wytwórca 

będzie mógł otrzymać 

dodatkowe wsparcie w postaci 

tzw. „brązowego certyfi katu”. 

Autorka jest pracownikiem naukowym Instytutu 


Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 

23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii 

ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca 

dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE, Dziennik Urzędowy Unii 

Europejskiej. 

Energia ze źródeł odnawialnych w 2009 r., Główny Urząd Statystyczny, 

Warszawa 2010 r. 

Ustawa z 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz.U. z 1997 r. 

Nr 54, poz. 348). 

Wiśniewski G., portal www.wnp.pl 

Rejestr przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się wytwarzaniem 

biogazu rolniczego, Agencja Rynku Rolnego, www.arr.gov.pl 

Przewodnik dla inwestorów zainteresowanych budową biogazowni 

rolniczych, Instytut Energetyki Odnawialnej, Warszawa 2011 r. 

www.eurobsrev-er.org 


127

128 

Podwyższona gęstość, lepkość i niższa lotność 

biopaliw oraz związane z tymi cechami omywanie 

przez rozpylane strugi paliwa ścianek tulei cylindrowych, 

sprzyjają procesowi intensyfikacji ściekania, 

a następnie przedostawania się paliwa z biokomponentem 

do miski olejowej silnika. Znaczące nasilenie 

procesu rozcieńczania oleju silnikowego ma miejsce 

przy wykorzystywania układu wtrysku paliwa typu 

common rail (CR) do wspomagania aktywnej regeneracji 

filtra cząstek stałych DPF (Diesel Particulate 

Filter) w układzie wylotowym silnika. Stosowanie takiego 

rozwiązania technicznego jest obecnie bardzo 

rozpowszechnione. Jego wadą jest jednak to, że dodatkowy, 

opóźniony wtrysk niespalanego w silniku 

paliwa, mający na celu podgrzanie spalin przed katalizatorem 

poprzedzającym DPF, może przyczyniać się 

do bardzo intensywnego rozcieńczania oleju silnikowego. 

Ma to miejsce w zwłaszcza w przypadku miejskiej 

eksploatacji pojazdu, charakteryzującej się niskimi 

obciążeniami silnika, gdy wzrasta częstotliwość 



Wpływ FAME w paliwie na degradację oleju silnikowego i emisję silnika 

z zapłonem samoczynnym 

Biokomponenty w paliwie a olej 

silnikowy 

DR INŻ. ZBIGNIEW STĘPIEŃ, DR INŻ. STANISŁAW OLEKSIAK, MGR INŻ. WIESŁAWA URZĘDOWSKA 

Poza niewątpliwymi zaletami, biopaliwa charakteryzują się również szeregiem 

niekorzystnych właściwości, spośród których część wiąże się 

z większym niż w przypadku tradycyjnych olejów napędowych (zawierających 

do 7% (V/V) FAME) rozcieńczaniem smarowego oleju silnikowego 

i koniecznością jego częstszej wymiany. Nadmierne rozcieńczenie 

oleju prowadzi do wielu poważnych problemów, w tym stopniowego 

ograniczania jego właściwości użytkowo-eksploatacyjnych, poprzedzającego 

całkowitą degradację produktu poprzez utlenienie i polimeryzację 

nienasyconych składników zawartego w oleju paliwa. 

koniecznych regeneracji DPF, nie zawsze możliwych 

do zainicjowania ze względu na niskie temperatury 

gazów wylotowych. 

Implikacjami wyżej opisanych procesów są: 

• gwałtowne obniżanie lepkości oleju smarowego; 

• formowanie się w oleju szlamów i laków; 

• wyczerpanie rezerwy alkalicznej oleju, a zatem 

drastyczny spadek liczby zasadowej; 

• gwałtowny wzrost liczby kwasowej wskazujący 

na degradację oleju smarowego; 

• wypłukiwanie niektórych metali, jak np. miedź 

i ołów z panewek łożysk ślizgowych; 

• 

zatykanie się fi ltrów olejowych szlamami. 

Badania przeprowadzone przez różne światowe 

ośrodki zgodnie wskazują na progresywnie postępujący 

proces degradacji silnikowego oleju smarowego 

rozcieńczanego biopaliwem [1-5]. 

Precyzyjnie działające zasobnikowe układy wtrysku 

paliwa typu common rail są obecnie uważane za

130 

najbardziej perspektywiczne systemy zasilania silników 

z zapłonem samoczynnym (ZS). Na taką opinię 

wpływa zarówno ich kluczowe znaczenie w ograniczaniu 

emisji szkodliwych składników spalin i wielkość 

zużycia paliwa, jak i duży potencjał przy optymalizacji 

parametrów użytkowych silnika w zakresie 

zależnym od potrzeb [5-9]. Zastosowane w układach 

typu CR środki techniczne stanowiące o ich zaletach 

to przede wszystkim maksymalne ograniczenie 

średnicy otworków rozpylających paliwo i wysokie 

ciśnienie wtrysku paliwa. Przedmiotowe otworki 

tworzą wyloty kanalików, których kształt (geometria) 

ma zasadniczy wpływ na linie pola prądu przepływu 

i w konsekwencji na rozdrobnienie paliwa na krople 

oraz ich rozproszenie w ładunku powietrza, a następnie 

odparowanie w komorze spalania. Dodatkowo, 

stosowanie stożkowych kanałów wylotowych rozpylaczy 

pozwala na zwiększenie prędkości strumienia 

wypływającego paliwa, a co za tym idzie jego pędu, 

co znacząco poprawia jakość rozpylenia, wpływając 

na lepsze wymieszanie paliwa z powietrzem w komorze 

spalania. Jednak wszystkie wyżej wymienione rozwiązania 

konstrukcyjne i środki technologiczne mogą 

nie przynosić oczekiwanego efektu na skutek osadów 

powstających na ściankach kanałów rozpylaczy, spowodowanych 

działaniem paliwa w dużym stopniu zależnym 

od jego właściwości. 

Końcowa część rozpylacza układu CR narażona jest 

na oddziaływanie wysokich temperatur procesów spalania, 

co podwyższa ryzyko ograniczenia natężenia wypływu 

i zniekształcenia strugi rozpylanego paliwa przez 



osady koksowe tworzące się wewnątrz kanalików i wokół 

samych otworków wylotowych (fot. 1). Lakowe osady 

powstające na powierzchniach wewnętrznych elementów 

roboczych wtryskiwaczy paliwa, negatywnie 

wpływają na dynamikę ich pracy, zaburzając czasy oraz 

ciśnienia poszczególnych części wtrysku wielofazowego. 

Skutkiem powyższych zjawisk są różne dysfunkcje 

działania układów CR [6-8]. 

Rozpowszechnienie niskosiarkowych olejów napędowych 

i systematycznie wzrastający udział zawartych 

w nich biokomponentów doprowadził do zintensyfikowania 

tworzenia osadów; zarówno na wewnętrznych 

powierzchniach elementów pomp i wtryskiwaczy, jak 

i osadów zakoksowujących otwory dozujące paliwo 

w rozpylaczach wtryskiwaczy. Obecnie wytwarzane 

oleje napędowe zawierają rozmaite związki chemiczne 

o podwyższonej kwasowości. W różnym stopniu 

nienasycone kwasy tłuszczowe są powszechnie używane 

jako dodatki smarnościowe. Takie kwasy łatwo 

reagują z jonami metali będącymi zanieczyszczeniami 

paliwa, formując mydła i osady. Zawarte w oleju napędowym 

FAME (z ang. Fatty Acid Methyl Esters) mogą 

dodatkowo sprzyjać powstawaniu osadów na rozpylaczach 

wtryskiwaczy na skutek występujących w nich 

kwasowych zanieczyszczeń wytworzonych podczas 

produkcji FAME oraz tych uformowanych poprzez autokatalityczny 

rozpad estrów tłuszczowych z udziałem 

jonów metali. Dlatego też skutki współdziałania zmieniających 

się paliw, w tym biopaliw, z nowoczesnymi 

konstrukcjami silników spalinowych muszą podlegać 

nieustannym badaniom i ocenom. 

a b 

Fot. 1. Ograniczenia wypływu i zniekształcenia strug rozpylanego paliwa na skutek osadów koksowych tworzących się wewnątrz 

kanalików i wokół samych otworków wylotowych wtryskiwaczy: a) wtryskiwacz „czysty”, b) wtryskiwacz „zakoksowany”. 

Źródło: Lubrizol Corporation


Procesy degradacji silnikowego oleju smarowego 

rozcieńczanego biopaliwem oraz skutki współdziałania 

paliw zawierających biokomponenty z nowoczesnymi 

konstrukcjami silników spalinowych były przedmiotem 

badań (realizowanego od czerwca 2008 r. do 

kwietnia 2011 r.) międzynarodowego projektu badawczego 

„BIODEG”, finansowanego z Norweskiego 

Mechanizmu Finansowego i Mechanizmu Finansowego 

EOG. 

Zakres projektu BIODEG 

Program badawczy projektu BIODEG dotyczył oceny 

wpływu zróżnicowanego udziału biokomponentów 

w oleju napędowym na emisję cząstek stałych 

i innych szkodliwych składników gazów wylotowych 

nowoczesnego silnika o zapłonie samoczynnym. Badania 

dotyczyły także oceny możliwości obniżenia 

emisji przy zasilaniu takimi paliwami poprzez regulację 

stopnia recyrkulacji spalin, stosowanie różnych 

układów następczej obróbki spalin, optymalizację regulacji 

silnika itp. Ponadto prace badawcze obejmowały 

dokładne, rozszerzone analizy oleju smarującego 

silnik podczas dłuższego okresu eksploatacji, co miało 

na celu ocenę kompatybilności olejów smarowych 

i oleju napędowego zawierającego biokomponenty 

oraz ewentualną ocenę wpływu braku kompatybilności 

na emisję silnika. Zadania przewidziane w projekcie 

koordynował i częściowo wykonywał Instytut Nafty 

i Gazu w partnerstwie z University of Applied Sciences 

Laboratory of IC-Engines and Exhaust Gas Control 

(AFHB) ze Szwajcarii oraz Western Norway Research 

Institute (WNRI) z Norwegii. Są to ośrodki o światowej 

Silnik FORD 2.0i 16V Duratorq TDCi 

Układ cylindrów rzędowy, pionowy 

Liczba cylindrów 4 

Fot. 2. Stanowisko badawczo-testowe z silnikiem FORD 2.0i 16V Duratorq TDCi. 

Typ układu rozrządu DOHC/4VPC 

Pojemność skokowa 1998 cm 3 

Moc maks. 96 kW / 3800 obr/min 

Maks. moment obrotowy 330 Nm / 1800 obr/min 

Układ wtrysku paliwa common rail 

Napełnianie cylindra Turbodoładowany 

Emisja EURO IV 

Poj. układu smarowania 6,0 dm 3 

renomie, świadczące usługi badawcze najwyższej jakości, 

posiadające także duże doświadczenie w realizacji 

projektów europejskich. 

Degradacja oleju silnikowego 

– badania Instytutu Nafty i Gazu 

Badania współdziałania smarowego oleju silnikowego 

z FAME prowadzono w projekcie przy wykorzystaniu 

uniwersalnego stanowiska badawczo-testowego 

wyposażonego w nowoczesny silnik wysokoprężny 

typu HSDI marki FORD, noszący oznaczenie fabryczne 

2.0i 16V Duratorq TDCi [5, 7] (fot. 2). Jest to silnik z bezpośrednim 

wtryskiem paliwa zasilany wysokociśnieniowym 

układem wtrysku paliwa CR. 

Czas prowadzenia testu ustalono na 400 godzin. 

Próbki oleju pobierano i poddawano analizie na początku 

testu, a następnie po 50, 100, 150, 200, 250, 300, 

350 i 400 godzinach rzeczywistej pracy silnika w teście. 

Podstawę przyjętego zakresu i sposobu badań degradacji 

oleju smarowego oraz kryteriów jego oceny 

w długotrwałych, symulacyjnych testach silnikowych 

stanowił zbiór powszechnie stosowanych, standardowych 

metod badań. Jednak ze względu na nie zawsze 

jednoznaczne wyniki ocen przedmiotowego procesu 

za pomocą takich metod podjęto próbę bardziej wielokierunkowego, 

a zarazem kreatywnego podejścia do 

rozpatrywanego zagadnienia. 

Mając na uwadze nieuchronne rozcieńczanie oleju 

silnikowego paliwem, do monitorowania zmian 

jego właściwości użytkowych podczas testów silnikowych 

wytypowano proces, który ze względu na udział 


131

132 



Tabela 1. Zestawienie metod monitorowania 

zmian właściwości oleju silnikowego 

Lepkość kinematyczna PN-EN ISO 3104 

Wskaźnik lepkości ASTM D 2270 

Oznaczanie lepkości dynamicznej HTHS CEC L-36-90 

Liczba kwasowa ASTM D 664 

Całkowita liczba zasadowa ASTM D 4739 

Oznaczenie rozcieńczenia paliwem ASTM D 3524 

Zawartość wody ASTM D 95 

Zawartość pierwiastków pochodzących z pakietu 

jakościowego 

Zawartość pierwiastków pochodzących ze zużycia elementów 

silnika 

w paliwie FAME będzie decydujący dla tempa postępującej 

degradacji oleju. Procesem tym jest stabilność 

oksydacyjna, którą badano w sposób bezpośredni zarówno 

w warunkach dużej objętości (zmodyfikowana 

metoda ASTM D 7545 wykorzystując aparat PetroOXY), 

jak i w „cienkiej warstwie” (zmodyfikowana procedura 

ASTM D 4742 z wykorzystaniem bomby wirującej). 

Właściwości użytkowe oleju silnikowego eksploatowanego 

w warunkach „cienkiej warstwy” w wysokiej temperaturze 

i przy dużych szybkościach ścinania badano 

w teście HTHS. 

Wykorzystywane metody monitorowania zmian 

właściwości użytkowych oleju podczas testów symulacyjnych 

zestawiono w tabeli 1. 

Ocenę wielkości zakoksowania rozpylaczy wtryskiwaczy 

oraz osadów utworzonych na wewnętrznych 

powierzchniach kluczowych, precyzyjnych ele- 

ASTM D 4951 

ASTM D 5185 

Zawartość zanieczyszczeń nierozpuszczalnych ASTM D 893 

Oznaczenie zawartości sadzy DIN 51 452 

Odporność na utlenianie w dużej objętości ASTM D 7545 (modyfikacja PetroOXY) 

Odporność na utlenianie w cienkiej warstwie oleju ASTM D 4742 (modyfikacja) 

Stopień oksydacji (analiza FT-IR) Metoda własna INiG oparta na ASTM D 2412 

mentów rozpylaczy, prowadzono przy wykorzystaniu 

pomiarów wybranych parametrów eksploatacyjnodiagnostycznych 

silnika, w tym wielkości zadymienia 

i masowej, jednostkowej emisji cząstek stałych. Pomiaru 

tych parametrów dokonywano po 10 godzinach 

prowadzenia testu (po ustabilizowaniu parametrów 

działania układu wtrysku paliwa typu CR, w którym do 

każdej próby stosowano nowy komplet wtryskiwaczy) 

i po zakończeniu testu. Masową emisję cząstek stałych 

mierzono zgodnie z wymaganiami procedury badawczej 

ISO-8178-1, w dwóch różniących się parametrami 

warunkach (fazach pomiarowych) pracy silnika, scharakteryzowanych 

jego obciążeniem i prędkością obrotową. 

Parametry pracy silnika dobrano w ten sposób, 

aby odzwierciedlały najbardziej charakterystyczne stany 

jego działania z punktu widzenia masowej emisji 

PM oraz różnicy ich składu [10-14].


Wnioski z badań INiG: 

• 

• 

• 

• 

• 

• 

stosowanie do zasilania silników z ZS paliw 

ze znacznie podwyższonym udziałem FAME 

(powyżej 10%) wpływa na wielokierunkowe 

przyspieszenie procesów destrukcji oleju 

silnikowego, w stopniu zagrażającym jego 

bezpiecznej eksploatacji w zalecanym okresie 

użytkowania; 

skład oleju silnikowego, tj. jego baza i pakiet 

dodatków uszlachetniających, współdecyduje 

o intensywności procesów destrukcji. Bazy 

olejowe o mniejszej naturalnej odporności 

na utlenianie podlegają szybszej degradacji 

w obecności biopaliw, a stosowane pakiety 

dodatków uszlachetniających nie zawsze są 

w stanie to zjawisko dostatecznie ograniczyć; 

ocena stopnia utraty właściwości użytkowych 

oleju silnikowego wyłącznie w oparciu o właściwości 

fizykochemiczne jest niewystarczająca, 

gdyż nie uwzględnia krytycznych warunków 

jego eksploatacji w cienkiej warstwie, co 

wobec powszechnych dążeń do zmniejszania 

tolerancji pasowania ruchomych elementów 

współpracujących ze sobą jest konieczne; 

wzrastający udział FAME w paliwach do silników 

z ZS nie jest obojętny dla stabilnego 

w czasie funkcjonowania układów wtrysku 

paliwa typu CR z powodu procesów chemicznej 

degradacji smarowych olejów silnikowych 

i tworzenia się zewnętrznych i wewnętrznych 

osadów o różnym charakterze chemicznym na 

powierzchniach podzespołów układów wtrysku 

paliwa; 

wzrost udziału biokomponentów w oleju napędowym 

powoduje progresywny przyrost 

zakoksowania wtryskiwaczy układu wtrysku 

paliwa typu CR, prowadzący do zwiększania 

wielkości masowej emisji PM. Jest to bezpośrednio 

związane z ilościowym i jakościowym 

pogarszaniem procesu rozpylania paliwa, 

w tym z zaburzeniami kształtu rozpylanych 

strug, ograniczaniem ilości wypływającego paliwa, 

pogarszaniem rozdrobnienia i rozproszenia 

kropel paliwa, zawieszaniem się lub zacieraniem 

iglic rozpylaczy bądź iglic sterujących 

przepływem paliwa przez wtryskiwacze itp.; 

porównawcza, wieloparametrowa ocena postępujących 

procesów degradacji badanych 

olejów smarowych, współdziałających z olejem 

napędowym lub z biopaliwami, wykazała 

mniejszą utratę właściwości użytkowych olejów 

syntetycznych względem olejów mineralnych, 

w miarę wzrostu udziału biokomponentów 

zawartych w paliwie. 

Należy pamiętać, że oprócz udziału biokomponentów 

w paliwie, do czynników sprzyjających przyspieszonej, 

wielokierunkowej degradacji olejów należą: 

• nowoczesne, skomplikowane konstrukcje 

silników; 

• zaawansowane systemu oczyszczania spalin; 

• nowe materiały konstrukcyjne; 

• zwiększające się obciążenie termiczne i mechaniczne 

elementów silników; 

• skomplikowane układy smarowania; 

• zmiany w technologiach wytwarzania olejów; 

• 

wydłużanie przebiegów między wymianami 

olejów. 


133

134 



Wpływ biokomponentów (RME) na emisję 

silnika Diesla z układem DPF i/lub SCR – badania 

AFHB 

SCR (Selective Catalytic Reduction – selektywna redukcja 

katalityczna) uznana jest za najskuteczniejszy 

system ograniczania emisji NOx. W połączeniu z filtrem 

cząstek stałych (DPF), układ stanowi istotny krok w kierunku 

osiągnięcia zerowej emisji pojazdów z silnikami 

Diesla. 

Badania wykonywano przy zastosowaniu silnika 

Iveco F1C Euro 3 z układem SCR i paliw zawierających 

różny udział RME B7, B20, B30 i B100). Badania prowadzone 

były m.in. zgodnie z międzynarodowymi procedurami 

VERTdePN, przy czym obejmowały również system 

stanowiący połączenie DPF + SCR. 

W ustalonych i nieustalonych warunkach pracy 

silnika brano po uwagę zarówno limitowane składniki 

spalin, jak również niektóre nienormowane, jak NO2, 

N2O, NH3 i nanocząstki [10]. 

Najistotniejsze wnioski: 

• 

• 

• 

• 

• 

rosnący udział RME w paliwie zasilającym silnik 

bez układu obróbki spalin, przy większym obciążeniu 

silnika powoduje wzrost emisji NOx i zmniejszenie 

emisji CO i HC; w zmiennych warunkach 

obciążenia tendencje te nie są tak wyraźne i jedynie 

B100 powoduje wyraźny wzrost emisji NOx; 

w przypadku silnika z układem SCR nie stwierdzono 

różnic emisji NOx i stopnia redukcji NOx przy 

rosnącym udziale RME w paliwie; zmniejsza się 

natomiast emisja CO i HC; 

efektywność filtracji DPF jest bardzo wysoka, do 

99,9%. W przypadku stosowania samego układu 

SCR zaobserwować można – dla częściowych 

obciążeń – niewielką redukcję emisji nanocząstek 

(w zakresie 10-20%, podobnie jak w przypadku 

katalizatora utleniającego). Jedynie przy pełnym 

obciążeniu silnika następuje niewielki wzrost 

ilości nanocząstek, spowodowany ich wtórnym 

tworzeniem się; 

bez układu następczej obróbki spalin, rosnący 

udział RME w paliwie powoduje przesunięcie 

rozkładu ilościowego cząstek stałych w kierunku 

mniejszych rozmiarów i zmniejszenia ich ilości 

przy pełnym obciążeniu; 

zmiana stopnia recyrkulacji spalin pozwala na obniżenie 

emisji NOx, ale nie ma wpływu na emisję 

NO2 (stosunek NO2 do NOx rośnie), obniża w niewielkim 

stopniu emisję NH3 (obecnego wyłącznie 

w przypadku układu SCR), zwiększa natomiast 

ilość nanocząstek w testach hamownianych 

o 43% dla oleju napędowego i o 16% dla paliwa 

B100 (RME).


Podsumowanie – zalecenia 

dla producentów olejów, 

firm transportowych 

i innych użytkowników 

1. Stosowanie biopaliw z podwyższoną zawartością 

FAME wymaga zazwyczaj skrócenia okresu między wymianami 

smarowego oleju silnikowego. 

2. Niska odporność na utlenianie biokomponentów 

stosowanych w biopaliwach sprawia, że paliwa 

takie charakteryzuje ograniczony okres przydatności 

do użycia, po przekroczeniu którego mogą one stanowić 

zagrożenie dla bezpiecznej eksploatacji silników, 

w tym wpływać na przyspieszoną, progresywną degradację 

smarowych olejów silnikowych. 

3. Bieżące monitorowanie jakości oleju smarowego 

w silniku zasilanym biopaliwem umożliwia odpowiednio 

wczesne ustalenie gwałtownego obniżenia jego 

właściwości użytkowo-eksploatacyjnych, zagrażającego 

bezpiecznej eksploatacji silnika. Pozwala to na zoptymalizowanie 

okresów wymiany oleju w danych warunkach 

eksploatacyjnych. 

4. Zazwyczaj syntetyczne bazy olejowe wykazują 

większą odporność na przyspieszoną degradację po- 

Literatura 

1) 

2) 

3) 

4) 

5) 

6) 

7) 

Caprotti R., Breakspear A., Klaua T., Weiland P., Graupner O., Bittner M.; 

„RME Behaviour in Current and Future Diesel Fuel FIE’s“ - SAE Technical 

Paper No 2007-01-3982. 

Chausalkar A., Mathai R., Sehgal A.K., Majumdar S.K., Koganti R.B., 

Malhotra R.K., Kannan R.K., Prakash C., „Performance Evaluation of B5 

Bio-Diesel – Effect On Euro II Diesel Engine & Engine Lubricant” – SAE 

Number 2008-28-0122. 

Simon A.G., Watson and Victor W. Wong; “The Efect of Fuel Dilution 

with Biodiesel on Lubricant Acidity, Oxidation and Corrosion – a Study 

with CJ-4 and CI-4 PLUS Lubricants” - 2008 Diesel Engine-Efficiency 

and Enissions Research (DEER) Conference – August 7 th 2008. 

Thornton M.J., Alleman T.L., Luecke J., McCormic R.L.; “ Impacts 

of Biodiesel Fuel Blends Oil Dilution on Light-Duty Diesel Engine 

Operation” - 2009 SAE International Powertrains, Fuels, and 

Lubricants Meeting, June 15-17, 2009 Florence, Italy. 

Urzędowska W., Stępień Z.; „Porównawcze badania degradacji 

oleju smarowego w silniku wysokoprężnym z bezpośrednim, 

wysokociśnieniowym wtryskiem paliwa, zasilanym standardowym 

olejem napędowym lub olejem napędowym zawierającym FAME” 

– Dokumentacja INiG nr 0085/TE/08. 

Stępień Z., Urzędowska W.; „Badanie wpływu oleju smarującego silnik 

o zapłonie samoczynnym na emisję cząstek stałych w spalinach przy 

zasilaniu silnika paliwem z biokomponentami” – Dokumentacja ITN 

nr 4085/2007. 

Stępień Z., Urzędowska W., Rożniatowski K.; „Badanie form zużycia 

układów wtrysku paliwa w czasie eksploatacji silników z zapłonem 

samoczynnym” – Dokumentacja INiG nr 0938/TE/08. 

wodowaną współdziałaniem z biopaliwami, ale równocześnie 

musi być spełniony warunek kompatybilności 

zastosowanego w oleju pakietu dodatków uszlachetniających 

ze stosowanym paliwem. 

5. Właściwy dobór oleju smarowego (właściwości 

bazy olejowej i pakietu dodatków uszlachetniających) 

odpowiedniego dla warunków jego eksploatacji, zawartości 

biokomponentu w paliwie i konstrukcji silnika 

ma istotny wpływ na częstotliwość okresów wymiany 

oleju. 

6. Stosowanie biopaliw, zwłaszcza o nieodpowiedniej 

jakości, stwarza niebezpieczeństwo szybszego 

tworzenia się różnego rodzaju osadów na zewnętrznych 

i wewnętrznych powierzchniach elementów 

układów wtrysku paliwa, czemu sprzyjają istniejące 

w paliwie zanieczyszczenia zawierające jony metali 

(zwłaszcza sodu i cynku). Osady takie powodują zwiększoną 

emisję składników szkodliwych do otoczenia, 

w tym cząstek stałych oraz są przyczyną różnych dysfunkcji 

układów wtrysku paliwa. 

Recenzent: dr inż. Iwona Skręt 

Autorzy są pracownikami naukowymi Instytutu 


8) Caprotti R., Breakspear A., Graupner O., Klaua T., Kohnen O.; „Diesel 

Injector Deposits Potential in Future Fueling Systems“ – SAE Technical 

Paper No 2006-01-3359. 

9) Philip J.G, Dingle and Ming-Chia D.Lai.; “Diesel Common Rail and 

Advanced Fuel Injection Systems” - 2005 SAE International. 

10) “Combinations of Measures for Reduction of NOx & Nanoparticles 

of a Diesel Engine” Czerwiński J., Stępień Z., Oleksiak S., Andersen 

O. – International Congress on Combustion Engines, Radom Poland 

16–17.06.2011. 

11) „Research on Emissions and Engine Lube Oil Deterioration of Diesel 

Engines with Biofuels (RME)”; Stępień Z., Czerwiński J., Urzędowska W., 

Oleksiak S. – SAE World Congress, Detroit April 12th – 14th 2011, 

SAE Paper nr 2011-01-1302. 

12) „Influences of Biocomponents (RME) on Emissions of a Diesel 

Engine with SCR” Czerwiński J.; Stępień Z.; Oleksiak S.; Andersen O. 

– International Conference EURO OIL&FUEL 2010 „BIO-COMPONENTS 

IN DIESEL FUELS - Impact on emission and ageing of engine oil,” 

Kraków, 24-26.11.2010, publikacja NAFTA-GAZ Nr 3/2011 s. 198-208. 

13) “Influence of Diesel fuels containing FAME on engine lube oil 

degradation and particulate matter (PM) emission”, Stępień Z., 

Urzędowska W, Oleksiak S, Czerwiński J., Andersen O., International 

Conference EURO OIL&FUEL 2010 „BIO-COMPONENTS IN DIESEL 

FUELS - Impact on emission and ageing of engine oil,” Kraków, 

24-26.11.2010, publikacja NAFTA-GAZ Nr 4/2011 s. 272-281. 

14) 

„Research on Emissions and Engine Lube Oil Deterioration of Diesel 

Engines with Biofuels (RME)”; Stępień Z., Czerwiński J., Urzędowska W., 

Oleksiak S. – SAE World Congress, Detroit April 12th – 14th 2011, 

SAE Paper nr 2011-01-1302. 


13

136 

Spośród tych metod coraz większe znaczenie zaczynają 

odgrywać technologie mikrobiologiczne 

(tzw. MEOR – ang. Microbial Enhanced Oil Recovery). Posiadają 

one szereg zalet o bezpośrednim przełożeniu 

na korzyści ekonomiczne. Po pierwsze, nie zużywają 

znaczących ilości energii i nie zależą bezpośrednio od 

cen ropy naftowej, tak jak wiele środków chemicznych. 

Po drugie są całkowicie bezpieczne dla personelu oraz 

środowiska naturalnego. Kolejna zaleta to relatywnie 

niski koszt i wykorzystanie składników pochodzących 

z odnawialnych źródeł. Mikroorganizmy wydzielają 

rozmaite produkty, spośród których największe znaczenie 

mają kwasy, rozpuszczalniki, gazy, polimery 

i surfaktanty. 

Wiele mikroorganizmów posiada również zdolność 

degradowania rozmaitych węglowodorów, w tym węglowodorów 

alifatycznych (parafi n) o długich łańcuchach 

oraz zdolność modyfi kowania przepuszczalności 

skały zbiornikowej. Choć każdy z wymienionych 

powyżej czynników może mieć korzystny wpływ na 

odzysk ropy, to z reguły w przypadku „pracy” mikroorganizmów 

następuje połączenie działania przynajmniej 

kilku z nich – stanowi również przewagę wobec 

używania związków chemicznych. 



Procesy mikrobiologiczne i ich zastosowanie w przemyśle naftowym 

Mikroorganizmy: sprzymierzeńcy 

i wrogowie? 

JOANNA BRZESZCZ, PIOTR KAPUSTA, ANNA TURKIEWICZ 

Obecne technologie pozwalają na wydobycie około 1⁄3 – 1/2 zasobów 

ropy naftowej znajdującej się w złożach. Pozostała ilość może stać 

się przynajmniej częściowo dostępna dzięki zastosowaniu tzw. metod 

intensyfi kacyjnych (tzw. EOR – ang. Enhanced Oil Recovery). 

Intensyfi kacja wydobycia ropy 

naftowej oraz zagadnienia 

związane z wytrącaniem się 

parafi n w trakcie eksploatacji 

Technologie mikrobiologiczne można podzielić 

na dwie główne grupy. Pierwsza z nich to usuwanie 

osadów parafi nowych wytrącających się w czasie eksploatacji. 

Osady te mogą pojawiać się na wyposażeniu 

odwiertów, w ich wnętrzu, jak również wewnątrz 

złoża. Głównym mechanizmem sprzyjającym usunięciu 

osadów są zdolności mikroorganizmów związane 

z degradacją węglowodorów; przeważnie węglowodory 

o długich łańcuchach przekształcane są 

w związki o prostszej strukturze, w których następuje 

przepływ ropy. Dodatkowo proces może byś stymulowany 

przez wydzielane rozpuszczalniki i alkohole. Nie 

jest wymagane w tym przypadku wprowadzenie substancji 

organicznych, które stymulowałyby wzrost mikroorganizmów 

– źródłem węgla i energii są węglowodory. 

Korzystnie wpływa natomiast wprowadzenie 

składników mineralnych.


Nieco inny mechanizm jest wykorzystywany 

w czasie tzw. stymulacji odwiertu/złoża. W tym wypadku 

wykorzystywane są zdolności mikroorganizmów 

do produkcji w warunkach beztlenowych 

dużych ilości gazów (CO2, H2 i CH4) oraz alkoholi, rozpuszczalników 

i surfaktantów. Substancje te powstają 

z wprowadzonego do złoża organicznego źródła węgla 

– przeważnie są to węglowodany zawarte w melasie. 

Mikroorganizmy razem z organicznym źródłem 

węgla powodują, że złoże staje się czymś w rodzaju 

gigantycznego podziemnego bioreaktora, którego 

produkcję należy co jakiś czas wzmacniać przez dodatkowe 

zatłaczanie melasy i ewentualnie nieorganicznych 

czynników wzrostowych. Często zabiegi stymulacji 

łączy się z nawadnianiem złoża. 

Pierwszy udokumentowany zabieg mikrobiologiczny 

wykonała firma Mobil (obecnie koncern Exxon- 

Mobil) w 1954 r. Dalszy postęp w tej dziedzinie jest 

wspólną zasługą D. Hitzmana i J. Karaskiewicza, którzy 

niezależnie w USA i Polsce opracowali oraz z powodzeniem 

wdrożyli metody mikrobiologiczne na 

skalę przemysłową. Obecnie istnieje na świecie wiele 

firm mikrobiologicznych zajmujących się komercyjnie 

tego typu działalnością. Ich największe sukcesy 

dotyczą wyeksploatowanych złóż, w których produkcja 

jest marginalna, a zastosowanie tych technologii 

przynosi znaczące korzyści ekonomiczne przy niewielkim 

koszcie i ryzyku. Również w Polsce wydaje się, 

że po latach przerwy technologie mikrobiologiczne 

znowu wracają do łask. 

Zagadnienia związane 

z produkcją biogazu 

Konieczność spełnienia wymagań dyrektyw unijnych 

zobowiązujących do wzrostu zużycia energii ze 

źródeł odnawialnych oraz redukcji niekontrolowanych 

emisji metanu z różnych gałęzi przemysłu, w tym z sektora 

gospodarki odpadami i rolnictwa, powoduje coraz 

większe zainteresowanie technologiami biogazowymi. 

Rozwojowi krajowego rynku biogazu sprzyjają projekty, 

których celem jest stworzenie optymalnych warunków 

do rozwoju instalacji wytwarzających biogaz rolniczy. 

W krajach, w których technologie biogazowe są 

wykorzystywane od szeregu lat w licznie działających 

instalacjach (np. w Niemczech pracuje ok. 4 tys. biogazowni) 

coraz częściej oprócz przetwarzania biogazu na 

energię elektryczną i cieplną stosowane są współpracujące 

z biogazowniami instalacje do produkcji z bio- 


137

138 

gazu biometanu, który następnie jest zatłaczany do 

sieci gazowniczej lub stosowany w motoryzacji. 

Główną przyczyną wzrostu zainteresowania technologią 

energetycznego zagospodarowania biogazu 

jest jej relatywnie wysoka efektywność energetyczna 

w porównaniu do lokalnego wytwarzania energii elektrycznej 

i cieplnej, zwłaszcza w przypadku występowania 

problemów z odbiorem ciepła. Biogaz, po uzdatnieniu 

i dostosowaniu do parametrów gazu ziemnego 

i przed zatłoczeniem do dystrybucyjnej sieci gazowniczej 

poddawany jest badaniom w celu określenia parametrów 

fi zykochemicznych decydujących o jego 

Każdy objaw wystąpienia czynnika 

degradacyjnego powinien być jak 

najszybciej usuwany lub odpowiednio 

traktowany w zależności od jego natury. 

Najprostszym sposobem jest oczywiście 

prewencja, która polega na okresowym 

kontrolowaniu parametrów 

reologicznych płuczki wiertniczej. 

zamienności z wysokometanowym gazem ziemnym 

(skład, wartość opałowa, liczba Wobbego, zawartość 

wilgoci). Badania te stanowią podstawę do rozliczeń 

pomiędzy producentem biogazu (dostawcą) 

a odbiorcą. 

Oprócz ww. badań należy zwrócić także uwagę na 

badania bakteriologiczne, których prowadzenie wydaje 

się szczególnie uzasadnione w przypadku biometanu 

produkowanego na bazie biogazu rolniczego. Współczesne 

badania nad korozją odsłaniają nowe mechanizmy 

tego procesu, pomijane dotychczas w ochronie 

antykorozyjnej rurociągów. Mikroorganizmy, do których 

należą bakterie aerobowe, anaerobowe oraz grzyby 

występujące w glebie, wodzie, powietrzu, a także 

często w samym transportowanym paliwie, dzięki swoim 

zdolnościom metabolicznym mogą również powodować 

uszkodzenia ścianek rurociągów oraz powłok 

ochronnych, co stwarza dogodne warunki dla dalszych 

procesów korozji. Bakterie w rurociągach mogą 

tworzyć tzw. biofi lm, czyli warstwę zbudowaną z komórek 

bakteryjnych oraz produktów ich metabolizmu 

na wewnętrznej stronie rur; następstwem adhezji mikroorganizmów 

i ich rozwoju w tak specyfi cznym środowisku 

jest proces biokorozji. 

Aktywność życiowa mikroorganizmów zależy od 

wielu czynników: obecności wody, tlenu lub innych 

substratów niezbędnych w procesach metabolicznych, 

a także odpowiedniego odczynu środowiska, tempe- 



ratury oraz obecności węglowodorów. Wzrost mikrofl 

ory występuje najintensywniej na granicy faz woda/ 

paliwo, gdzie woda jest zasadniczym dostarczycielem 

składnika żywych organizmów i mikroelementów. Natomiast 

paliwo, stal i powłoki organiczne są dostarczycielami 

związków energetycznych, głównie węgla 

i innych niezbędnych składników. W normalnych warunkach 

warstwa wodoru chroni stal przed dalszym 

rozkładem, jednak w obecności siarczanów oraz desufurykatorów 

następuje depolaryzacja katodowa i żelazo 

ulega oksydacji. Stwierdzono występowanie różnicy 

potencjałów między mikroorganizmami a metalem, 

dlatego też uważa się, że korozja powodowana przez 

mikroorganizmy ma podłoże elektrochemiczne. 

Z uwagi na fakt, że wiedza na temat obecności mikrobiologicznych 

zanieczyszczeń w biometanie jest 

istotna przy podejmowaniu decyzji o zastosowaniu 

tego rodzaju gazu w systemie dystrybucji gazu ziemnego, 

celowe jest badanie pod tym kątem próbek 

biogazu i biometanu pochodzących z różnego rodzaju 

technologii, w tym opartych o różnego rodzaju 

substraty. Pozwala to na określenie stopnia zagrożenia 

sieci oraz armatury gazowniczej ze strony biometanu 

produkowanego na bazie biogazu z biogazowi 

rolniczych. Należy także oczekiwać odpowiedzi na 

pytanie, czy rodzaj surowca poddawanego fermentacji 

w celu uzyskania biogazu ma wpływ na obecność 

w biogazie mikroorganizmów odpowiedzialnych za 

procesy korozji. 

Ciecze wiertnicze jako środowisko 

życia mikroorganizmów 

Instytut Nafty i Gazu od wielu lat prowadzi badania 

nad wpływem mikroorganizmów na procesy degradacji 

cieczy wiertniczych. Badania te były przedmiotem 

projektów badawczych, prac statutowych oraz zleceń 

dla potrzeb krajowego przemysłu naftowego. 

Należy zacząć od stwierdzenia, że degradację płuczek 

wiertniczych powodują czynniki o charakterze 

chemicznym, fi zycznym oraz biologicznym. Procesy 

degradacyjne wywierają bardzo istotny wpływ na 

technologię wiercenia, ponieważ każde skażenie płynu 

wiąże się ze zmianą parametrów reologicznych, co 

z kolei powoduje pojawienie się komplikacji podczas 

wiercenia otworu, a nawet konieczność zmiany technologii. 

Znajomość mechanizmów degradacji płuczek 

wiertniczych oraz ich wpływu na parametry reologiczne 

pozwala na właściwe planowanie procesu wiercenia 

lub ewentualne jego korygowanie w trakcie głębienia 

otworu. Czynniki powodujące degradację lub 

skażenie płuczki mają negatywny wpływ na:

• 

• 

• 

• 


postęp wiercenia, 

stan techniczny otworu, 

awaryjność (np. przychwycenie 

przewodu, tworzenie się obwałów), 

koszty wykonania otworu. 

Aby ograniczyć wpływ niekorzystnych 

zjawisk konieczne jest przede 

wszystkim dobre rozeznanie geologiczne 

– to klucz do optymalizacji wiercenia; 

zarówno pod względem technicznym, 

jak i ekonomicznym. Szczególnie ważna 

jest wiedza o możliwości dopływu 

wód złożowych do otworu, ponieważ 

jest to jeden z najistotniejszych czynników 

degradacyjnych. Wraz w wodą 

złożową do płuczki wiertniczej dostają 

się różne związki chemiczne, a także 

obecne w płynie złożowym mikroorganizmy. 

Każdy objaw wystąpienia czynnika 

degradacyjnego powinien być jak 

najszybciej usuwany lub odpowiednio 

traktowany w zależności od jego natury. 

Najprostszym sposobem jest oczywiście 

prewencja, która polega na okresowym 

kontrolowaniu parametrów reologicznych 

płuczki wiertniczej. W przypadku 

pojawienia się symptomów degradacji 

płynu pomiary powinny być kontynuowane, 

aż do czasu usunięcia przyczyn 

skażenia. 

Procesy degradacji płuczki wiertniczej 

polegają na utracie początkowych 

właściwości reologicznych płynu (tj. 

lepkości, granicy płynięcia, wytrzymałości 

strukturalnej, a także takich parametrów 

jak gęstość oraz wskaźnik pH) pod wpływem 

działania czynników fizykochemicznych oraz mikrobiologicznych 

występujących w trakcie wiercenia. Wśród 

czynników powodujących degradację należy wymienić 

przede wszystkim: wpływ cząstek przewiercanej 

skały na właściwości cieczy wiertniczej, kontakt z wodami 

złożowymi (solankami), a także kontakt płuczki 

z siarkowodorem. 

W praktyce przemysłowej często występują znaczne 

utrudnienia, które są spowodowane fermentacyjnym 

rozkładem płynu krążącego w otworze. Procesy 

o charakterze biogennym, generujące określone reakcje 

chemiczne w środowisku płuczki polimerowej, 

uniemożliwiają utrzymanie właściwych parametrów 

płynu. Prowadzi to w konsekwencji do zmniejszenia 

postępu wiercenia, a nawet powoduje konieczność 

wymiany zdegradowanej cieczy wiertniczej, której 

właściwości reologiczne nie pozwalają na prawidłowy 

przebieg wiercenia. 

Fot. 1. Mikroorganizmy wyizolowane z płuczki wiertniczej 

Fot. 2. Przykłady kultur mikroorganizmów degradujących węglowodory 

Utrudnienia związane z mikrobiologicznym rozkładem 

płuczek wiertniczych mogą powodować także 

inne poważne konsekwencje – spotykane w przypadku 

odwiertów wchodzących w skład struktur podziemnego 

magazynowania gazu. Gdy płuczka nie jest 

w wystarczającym stopniu zabezpieczona przed biodegradacją, 

wówczas w odwiertach tych dochodzi do 

uaktywnienia się bakterii. Wzmożona aktywność drobnoustrojów, 

która pojawia się w trakcie eksploatacji 

magazynów gazu ziemnego jest szczególnie groźna, 

zwłaszcza jeżeli w zdegradowanej cieczy wiertniczej 

występują lub dominują bakterie produkujące siarkowodór. 

Wprowadzenie bakterii z zewnątrz do złoża lub 

też uaktywnienie bakterii autochtonicznych powoduje 

nie tylko utrudnienia w eksploatacji bardzo ważnych 

strategicznie obiektów, jakimi są podziemne magazyny 

gazu, ale może również negatywnie wpływać na 

przebieg eksploatacji odwiertów produkcyjnych. Prowadzi 

to m.in. do zaburzeń przepływu węglowodorów 


139

140 

(procesy biologicznej kolmatacji skał zbiornikowych) 

i wzrostu zawartości H2S w mediach złożowych. Szczególnie 

dotyczy to tych złóż, które ze względu na korzystne 

parametry geologiczne zostały przekształcone 

w podziemne magazyny gazu ziemnego. 

Badania laboratoryjne prowadzone w INiG na zróżnicowanym 

i reprezentatywnym materiale bezpośrednio 

nawiązują do zjawisk występujących w warunkach 

złóż krajowych. Wyniki testów ilustrują stan mikrobiologiczny 

cieczy wiertniczych stosowanych podczas 

wierceń w różnych rejonach Polski. Mikroorganizmy 

wyizolowane z próbkowanych płynów były wykorzystywane 

jako materiał wyjściowy do badań nad doborem 

optymalnych metod przeciwdziałania procesom 

biodegradacji płuczek wiertniczych. Wykonano szereg 

badań dotyczących procesów mikrobiologicznej degradacji 

polimerów stosowanych w technologii cieczy 

wiertniczych. Należały do nich następujące polimery: 

• 

• 

• 

• 

• 

karboksymetyloceluloza, 

karboksymetyloskrobia, 

skrobia modyfi kowana chemicznie (z dodatkiem 

MgOH) poddana procesowi termicznemu – tzw. 

skrobia kleikowana i sieciowana, 

PHPA – poliakryloamid częściowo zhydrolizowany, 

naturalny polimer ksantanowy o nazwie XCD 

(polisacharyd), będący produktem metabolizmu 

bakterii Xantomonas campestris. 

Zainteresowania badawcze koncentrują się także 

na analizie zmian właściwości fi zykochemicznych cieczy 

wiertniczych i roztworów związków polimerowych 

stosowanych w technologii wiercenia, pod wpływem 

działania bakterii. Badano zmiany w zakresie takich 

parametrów jak: lepkość plastyczna, lepkość pozorna, 

granica płynięcia, wytrzymałość strukturalna oraz pH. 

Wyizolowane drobnoustroje wykorzystuje się do dalszych 

badań dotyczących zabezpieczenia wodno-dyspersyjnych 

polimerowych płuczek wiertniczych przed 

degradacją. Testowane są nowoczesne preparaty antybakteryjne 

w odniesieniu do skażonej polimerowej 

płuczki wiertniczej oraz skażonej wody bazowej. Wytypowane 

preparaty o najwyższej skuteczności są stosowane 

na skalę przemysłową. 

Oprócz wytwarzania szczególnie groźnego związku 

jakim jest siarkowodór, działalność drobnoustrojów 

w płuczce wiertniczej to przede wszystkim powstawanie 

dwutlenku węgla (w wyniku procesów metabolicznych), 

który może powodować obniżenie pH płynu. 

Zmiana wyjściowego, zasadowego odczynu płuczki 

wiertniczej jest podstawowym sygnałem istnienia procesów 

biodegradacji. Świadczy to o obecności żywych 

komórek bakteryjnych w badanym materiale. 

Część drobnoustrojów przedostających się do 

płuczki posiada zdolności do rozkładu polimerów naturalnych, 

półsyntetycznych oraz syntetycznych, sta- 



Choć wiele rodzajów i gatunków 

mikroorganizmów posiada aktywnie 

działające mechanizmy katabolizujące 

dany typ węglowodoru, do tej pory 

nie został wyizolowany szczep zdolny 

do degradacji całego spektrum 

substancji ropopochodnych. Tym 

samym tworzenie konsorcjów mikroorganizmów 

(zwanych niekiedy 

biopreparatami) składających się 

z mikroorganizmów o różnorodnym 

profi lu metabolicznym wydaje się być 

najbardziej właściwym podejściem. 

nowiących podstawowe składniki krążącej w otworze 

cieczy. Jest to bardzo niekorzystne zjawisko z punktu 

widzenia zadań, które płuczka wiertnicza spełnia w otworze. 

Płuczka polimerowa rozkładana przez bakterie 

traci bowiem swoje własności, stąd tak ważne w technologii 

wiercenia otworów jest odpowiednie zabezpieczenie 

płynu przed biodegradacją. Tak więc procesy 

rozkładu polimerów płuczkowych oraz wytwarzanie 

gazów biogennych, enzymów i innych produktów 

metabolizmu może bardzo szybko zmienić wyjściowy 

skład chemiczny cieczy wiertniczej a tym samym zmodyfi 

kować jej parametry reologiczne. 

Istotnym problemem jest także źródło pochodzenia 

bakterii rozwijających się w omawianym środowisku. 

Poza ich występowaniem w przewiercanych formacjach 

geologicznych oraz w solankach złożowych, 

część drobnoustrojów jest wprowadzana do płuczki 

w trakcie samych zabiegów technologicznych. Dotychczas 

nie zwracano uwagi na tego rodzaju czynniki, 

często do sporządzania płuczki używając zanieczyszczonej 

wody, o wysokim stopniu skażenia 

mikrobiologicznego. 

Bioremediacja terenów 

zanieczyszczonych substancjami 

ropopochodnymi 

W związku z postępującą degradacją środowiska 

naturalnego, problemy biologicznego oczyszczania 

wód i gleb z akumulujących się w środowisku trudno 

degradowalnych ksenobiotyków, w tym węglowodorów, 

stają się coraz bardziej popularne. Skażenie środowiska 

ropą naftową stanowi złożony układ chemiczny, 

w którym dominują węglowodory alifatyczne oraz


bardziej toksyczne węglowodory aromatyczne. Szczególną 

grupę stanowią wielopierścieniowe węglowodory 

aromatyczne (WWA), np. antracen, piren, czy 

benzo[a]piren, które są dużym zagrożeniem dla zdrowia 

i życia człowieka (to najbardziej toksyczne i rakotwórcze 

komponenty występujące w ropie naftowej). 

Zanieczyszczenie gleby tymi substancjami odzwierciedla 

się w zaburzonym stosunku makroelementów 

C:N:P, który w niezanieczyszczonej glebie powinien 

kształtować się na poziomie 100:10:1. W próbkach gleby 

pobranych z obszarów składowania substancji ropopochodnych 

(np. dół urobkowy) stosunek ten jest 

drastycznie przesunięty w kierunku węgla, co hamująco 

wpływa na prawidłową wegetację roślin, prowadząc 

nawet do ich obumierania. Przez to usuwanie tych 

substancji ze środowiska i przywracanie naturalnych 

warunków na skażonych obszarach jest ważne i fundamentalne 

dla wszystkich technologii oczyszczania. 

Proces biodegradacji tych substancji zachodzi bardzo 

wolno, co spowodowane jest słabą rozpuszczalnością 

i biodostępnością tych związków. 

Od lat z sukcesami stosowane są technologie remediacyjne, 

w tym metody związane z wykorzystaniem 

naturalnych zdolności metabolicznych mikroorganizmów 

(bioremediacja) i roślin (fitoremediacja). Duże 

znaczenie zarówno w kraju, jak i za granicą posiadają 

technologie oparte o szlaki metaboliczne mikroorganizmów 

autochtonicznych zasiedlających obszary skażone 

węglowodorami. Mikroorganizmy wykorzystujące 

węglowodory jako źródła węgla i energii stanowią 

podstawę powodzenia procesu biooczyszczania. 

Przebieg procesu remediacji gruntów skażonych 

substancjami ropopochodnymi uzależniony jest od: 

• składu jakościowego i ilościowego populacji mikroorganizmów 

występujących na danym terenie, 

• biologicznej dostępności bioproduktów powstających 

w trakcie bioremedacji, 

• zdolności adaptacyjnych mikroorganizmów do 

zmiennych warunków środowiska, 

• zdolności degradacji określonych typów 

ksenobiotyków. 

Mikroorganizmy uczestniczące w efektywnym rozkładzie 

węglowodorów alifatycznych występują powszechnie, 

co świadczy o znacznie lepszej dostępności 

tych substancji jako substratów dla mikroorganizmów. 

Natomiast węglowodory aromatyczne, w szczególności 

cykliczne węglowodory aromatyczne należące do 

grupy WWA, charakteryzują się wysoką opornością na 

degradację, wynikającą z ograniczonej biodostępności 

tych związków. Udokumentowane zdolności rozkładu 

węglowodorów posiadają bakterie z rodzajów Acinetobacter, 

Mycobacterium, Pseudomonas, Rhodococcus 

i Sphingomonas oraz grzyby z rodzajów Coniothyrium, 

Fusarium Phenerochaete i Pleurotus. Choć wiele rodza- 

jów i gatunków mikroorganizmów posiada aktywnie 

działające mechanizmy katabolizujące dany typ węglowodoru, 

do tej pory nie został wyizolowany szczep 

zdolny do degradacji całego spektrum substancji ropopochodnych. 

Tym samym tworzenie konsorcjów 

mikroorganizmów (zwanych niekiedy biopreparatami) 

składających się z mikroorganizmów o różnorodnym 

profilu metabolicznym wydaje się być najbardziej 

właściwym podejściem. 

Podstawową zaletą metod bioremediacyjnych jest 

aspekt ekonomiczny (jedna z tańszych metod oczyszczania 

gruntów) oraz minimalny wpływ na zdrowie 

człowieka i ekosystemu, przy założeniu, że zostaną 

zastosowane niepatogenne, autochtoniczne szczepy 

bakteryjne. 

Prace oczyszczania skażonych obszarów można 

prowadzić: 

• Ex-situ – oczyszczanie wydobytego gruntu odbywa 

się poza terenem występowania skażenia, 

• In-situ – oczyszczanie skażonego gruntu odbywa 

się w miejscu jego występowania. 

Zakład Mikrobiologii oraz Zakład Technologii Eksploatacji 

Płynów Złożowych Instytutu Nafty i Gazu od 

wielu lat prowadzą prace związane z oczyszczaniem 

starych dołów urobkowych zanieczyszczonych substancjami 

ropopochodnymi na terenie województwa 

podkarpackiego. 

Literatura: 

1) 

2) 

3) 

4) 

5) 

6) 

7) 

8) 

9) 

Recenzent: prof. dr hab. Inż. Teresa Steliga 

Autorzy są pracownikami naukowymi Zakładu 

Mikrobiologii Instytutu Nafty i Gazu w Krakowie 

Brown F.G: Microbes: The practical and environmental safe solution to production 

problems, enhanced production, and enhanced oil recovery. Midland, Texas, 

USA, SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conf., 1992, 251-259. 

Bryant R. et al.: Biotechnology for heavy oil recovery. Beijing, China, 7 th UNITAR Int. 

Conf. on Heavy Crude and Tar Sands, 1998. 

Kapusta P., Turkiewicz A.: Problematyka biodegradacji polimerów syntetycznych 

i półsyntetycznych stosowanych w technologii płuczek wiertniczych. Nafta-Gaz 

2003; 59 350 – 354. 

Karaskiewicz J.: Zastosowanie metod mikrobiologicznych w intensyfikacji eksploatacji 

karpackich złóż ropy naftowej. Katowice, Wyd. Śląsk 1974. 

Steliga T.: Bioremediacja odpadów wiertniczych zanieczyszczonych substancjami 

ropopochodnymi ze starych dołów urobkowych, Prace Instytutu Nafty i Gazu 

nr 163, Kraków 2009. 

Steliga T., Jakubowicz P., Kapusta P.: Optimization research of petroleum 

hydrocarbon biodegradation in weathered drilling wastes from waste pits, Waste 

Manag. Res. 2010; 28, 1065-75. 

Steliga T., Jakubowicz P., Turkiewicz A.: Metoda oznaczania substancji ropopochodnych 

w glebie i ściekach kopalnianych. Inżynieria ekologiczna 2003; 8, 71-80. 

Wirick M.G.: Anaerobic biodegradation of carboxymethylcellulose. J. Water Pollut. 

Control Fed. 1974; 46, 512-521. 

Youssef N., Elshahed M.S., Michael J. McInerney M.J.: Microbial Processes in Oil 

Fields: Culprits, Problems, and Opportunities. [w] Allen I. Laskin, Sima Sariaslani, 

and Geoffrey M. Gadd, editors: Advances in Applied Microbiology, Vol 66, Burlington: 

Academic Press, 2009,141-251. 


141


Niekonwencjonalna ropa i gaz – 

nowe, tańsze zasoby 

Wstęp 

ARTYKUŁ Z ‘TECHNOLOGY OUTLOOK 2020’ PUBLIKACJA DNV - 5 STR 

W następnej dekadzie, odwierty poziome i technologie szczelinowania hydraulicznego (fracing) w ekstrakcji gazu rozprzestrzenią 

się na świecie i dodadzą znaczne ilości taniego gazu łupkowego do światowej produkcji energii. Dostępne będą 

coraz nowsze i wydajniejsze technologie wykorzystania i oczyszczania wody stosowanej do szczelinowania. Wydobycie 

niekonwencjonalnej ropy będzie nadal ograniczone wskutek zagrożenia dla środowiska i stosunkowo wysokich kosztów. 

Era taniej ropy już za nami. Przez ostatnie 25 lat, na każde 

cztery baryłki zużytej ropy odkryto zaledwie jedną i ta zależność 

prawdopodobnie się pogorszy. Światowa konsumpcja ropy wynosi 

około 85 milionów baryłek dziennie, a szacuje się, że wydobycie 

ropy nie przekroczy 95 milionów baryłek dziennie. Przedsiębiorstwa 

zaczynają wykorzystywać bardziej kosztowne, niższej 

jakości i bardziej niekonwencjonalne źródła ropy. Niekonwencjonalna 

ropa, np. pod postacią piasków bitumicznych, wiąże 

się z ogromnym wyzwaniem dla środowiska i jej pozyskanie jest 

droższe. 

Podczas gdy ropa jest używana głównie w transporcie, gaz 

naturalny jest przeważnie stosowany do produkcji energii. I podczas 

gdy niekonwencjonalna ropa będzie nadal reprezentować 

zaledwie niewielką część produkcji ropy także w następnej dekadzie, 

niekonwencjonalny gaz z pewnością zmieni cały rynek gazu 

z powodu jego konkurencyjnej ceny. 

Niekonwencjonalnymi źródłami gazu są gaz łupkowy, metan 

z pokładów węglowych i trudno dostępny gaz z porów skalnych. 

Ponieważ gaz naturalny jest czystszy zarówno w produkcji jak 

i w zastosowaniu oraz występuje w dużych ilościach, spodziewany 

jest prawie dwukrotnie większy popyt na gaz niż na ropę 

i będzie to 4 trylionów m 3 rocznie do roku 2020. 

Wykorzystanie energii słonecznej dla lepszego pozyskania ropy Odwierty poziome 

Para ze skoncentrowanej energii słonecznej. 

Źródło: Grist.org 


Pozyskiwanie ropy z wykorzystaniem energii 

słonecznej 

W roku 2009, 25% całkowitej konsumpcji naturalnego gazu 

w Kalifornii zużyto do produkcji pary w celu lepszego pozyskania 

ropy. Korzystając z tego sposobu można wydobyć 40 % więcej ropy. 

Tę samą metodę można zastosować do wytworzenia pary w celu 

uzyskania ropy z piasków bitumicznych. 

Wykorzystanie energii słonecznej zamiast gazu mogłoby zapewnić 

znaczne oszczędności w zakresie kosztów i produkcji CO2. W słonecznych 

rejonach, systemy parabolicznych kolektorów koncentrujących 

energię słoneczną mogłyby wyprodukować ogromne ilości pary po stałej 

cenie 3USD/MBtu [milion brytyjskich jednostek termicznych], o wiele 

niższej niż 5-20 USD/MBtu przy kosztach działania instalacji opartej 

o gaz naturalny. Te systemy składają się z długich parabolicznych luster 

skupiających energię słoneczną na cieczy przenoszącej ciepło. Hybrydowa 

instalacja słoneczno-gazowa mogłaby zmniejszyć obecne roczne 

koszty paliwa o około 20%. Przewiduje się, że do roku 2020 ten procent 

jeszcze wzrośnie. 

Zmian na większą skalę będą wymagały działania mające na celu 

efektywne przechowywanie energii termalnej, poprzez np. wykorzystanie 

stopionej soli. Produkcja pary z wykorzystaniem energii słonecznej 

może w przyszłości konkurować z generowaniem elektryczności 

słonecznej. 

Wiertło do wierceń poziomych w złożu gazu łupkowego. 

Źródło: Baker Huges

Odwierty poziome w łupkach 

3-wymiarowe ustawianie wierteł i ich napędzanych płuczką silników 

jest typowo stosowaną techniką, umożliwiającą wiercenia kierunkowe na 

odległość do 10 km. Odwierty kierunkowe są niezbędne do skutecznej penetracji 

w formacjach geologicznych złóż gazu. W łupkach, gdzie odwierty 

kierunkowe są stosowane, wydajność szybów poziomych może być 

o 400% wyższa niż w szybach pionowych, zaś ich koszty są tylko o 80% 

wyższe. 

Złoże gazu łupkowego Marcellus jest drugim największym złożem 

gazu naturalnego na świecie, rozciąga się od Nowego Jorku po 

Zachodnią Wirginię i zawiera 14 trylionów m 3 gazu. (Dla porównania, 

złoże Sztokman na Morzu Barentsa mieści około 3 trylionów m 3 gazu 

naturalnego). Szacuje się, że odwierty poziome odegrają główną rolę 

w eksploatacji tej formacji gazowej do roku 2020. 

Szczelinowanie hydrauliczne 

Gaz niekonwencjonalny jest zazwyczaj trudno dostępny w złożach 

skalnych, co stanowi przeszkodę w osiąganiu wysokich poziomów 

wydajności. 

Aby osiągnąć opłacalne poziomy ekstrakcji, wykonuje się szczelinowanie 

hydrauliczne (tzw. fracing). Ta metoda pozwala na wytwarzanie 

szczelin w podłożu skalnym w wyniku wtrysku cieczy o wysokim ciśnieniu 

(1000 bar). Fracing wymaga ogromnych ilości wody, zwykle około 

21,000 m 3 dla pojedynczego szybu. Ponadto, wstrzykiwane są środki chemiczne, 

aby obniżyć lepkość, oraz piasek, by zapewnić trwałe otwarcie 

szczelin. 

Chociaż fracing wykorzystywano w przemyśle w dziesiątkach tysięcy 

szybów przez ostatnie 40 lat, istnieje problem dotyczący możliwości 

zanieczyszczenia wód gruntowych przy stosowaniu nowych technologii 

ekstrakcji gazu ze złóż łupkowych. Należy się więc spodziewać, że 

opinia publiczna może się tu okazać największym zagrożeniem. 

Mobilne oczyszczalnie wody 

Ponieważ proces szczelinowania zużywa znaczne ilości wody, jej 

recykling i utylizacja są istotne dla dalszego rozwoju ekstrakcji gazu 

niekonwencjonalnego. Wiele miejsc wydobycia jest odległych i brak 

Szczelinowanie hydrauliczne Piaski bitumiczne 

Żółte zbiorniki mieszczą wodę do szczelinowania, zbiornik czerwony 

zawiera piasek i chemikalia; pośrodku są pompy hydrauliczne. 

Marcellus Shale Well. Źródło: Chesapeake Energy Corporation 

w nich infrastruktury wodnej, więc woda świeża i zużyta muszą być 

w tych przypadkach transportowane drogą lądową. 

Obecnie są produkowane przenośne, montowane na ciężarówkach 

systemy oczyszczania wody, które stosują połączone techniki separacji 

poprzez elektro-koagulację oraz elektroflotację. Można oczyszczać 

wodę z łączną zawartością do 0.3 kg/l rozpuszczonych ciał stałych 

oraz cząstkami wielkości mniejszej niż 1 mikron. Oczyszczona solanka 

jest wykorzystana ponownie w procesie fracingu, co zmniejsza o 10- 

40% ilość wody, którą trzeba transportować. 

Do roku 2020, fracing będzie stosowany coraz częściej w rejonach 

o dużym zaludnieniu, prowadząc do większego zastosowania tej mobilnej 

technologii oczyszczania wody. 

Przewiduje się przyjęcie tego rozwiązania technologicznego również 

w innych rodzajach przemysłu, wykorzystujących duże ilości wody. 

Ekstrakcja piasków bitumicznych 

Piaski bitumiczne Kanady są ważnym źródłem bezpiecznej i niezawodnej 

energii, lecz mają negatywny wpływ na środowisko, co wymaga 

odpowiedzialnego rozwiązania. Lepkość piasków bitumicznych 

jest około 10 razy większa niż masło o temperaturze pokojowej. Ropa 

zawarta w piaskach bitumicznych jest też zwana bituminem, a piaski bitumiczne 

wywodzą swą nazwę od bituminu zawartego w skale macierzystej, 

która składa się z około 83% piasku, 10% bituminu, a w pozostałej 

części z gliny i wody. Ropa produkowana z piasku bitumicznego jest 

obecnie przyczyną emisji 2.2 razy większej ilości gazu cieplarnianego na 

baryłkę niż ropa konwencjonalna. 

Zapotrzebowanie na energię i wodę w ekstrakcji piasku bitumicznego 

nie jest do utrzymania – woda jest w Albercie zasobem o ograniczonej 

ilości, a konsumpcja energii konwencjonalnej nadal zwiększa 

emisję gazu cieplarnianego. 

Obecnie są opracowywane nowe technologie, mniej szkodliwe dla 

środowiska, lecz wymagające sprawdzenia zanim zostaną wykorzystane. 

Wydobycie oleju z piasków bitumicznych będzie czyściejsze do roku 

2020 i nie pozostawi takich samych śladów na środowisku jak konwencjonalna 

ekstrakcja ropy. 

Kanadyjskie piaski bitumiczne zawierają 1,7 tryliona baryłek ekwiwalentu 

ropy, stanowiąc drugie co do wielkości złoże ropy w świecie. 

www.dnv.pl/gaz 

1/2 baryłki wody zużywa się do produkcji każdej baryłki 

ropy 


143


Rafi nerie przyszłości – w kierunku 

zrównoważonego rozwoju 

Wstęp 

ARTYKUŁ Z ‘TECHNOLOGY OUTLOOK 2020’ [PERSPEKTYWY TECHNOLOGICZNE 2020] PUBLIKACJA DNV 

W przyszłości przed rafi neriami stanie wiele wyzwań , np.: (1) zgodność z surowszymi wymaganiami dotyczącymi 

emisji, (2) utrzymanie integralności systemu podczas przetwarzania ‘trudnej’ ropy o różnych stężeniach 

komponentów powodujących korozję, (3) przeróbka paliw niekonwencjonalnych, oraz (4) osiągnięcie odpowiednich 

chemicznych własności paliwa w oparciu o zmiany w produkcie mieszanym. Doprowadzi to do wprowadzenia 

nowych procesów wykorzystujących CO2, zaawansowanych materiałów odpornych na korozję, inteligentnych 

operacji oraz bezpiecznych systemów informatycznych, aby uzyskać dane konieczne do podejmowania 

szybkich decyzji. Tematyka rafi nerii obejmuje swoim zakresem również zintegrowane biorafi nerie. 

W roku 2009 było na świecie 661 rafi nerii o łącznej wydajności 

87 milionów baryłek na dobę. Wytworzyły one prawie 

6 % całkowitej rocznej stacjonarnej emisji CO2. Do roku 2020, 

47% nadwyżki produkcji rafi nerii wystąpi w rejonie Azja – Pacyfi 

k, który nie należy do OECD, a 22% na Bliskim Wschodzie. 

W Europie i Ameryce Północnej nastąpi konsolidacja i ulepszenie 

zakładów, eliminacja ograniczeń dotyczących wydajności, 

lepsza efektywność i ograniczenie emisji. W Europie, popyt na 

średnie destylaty takie jak diesel i paliwo do silnika odrzutowego 

wzrosło, przy niższym zapotrzebowaniu na benzynę. 

Oczekuje się, że ta tendencja rozpowszechni się także 

w innych częściach świata. Ameryka Południowa będzie potrzebowała 

dodatkowej wydajności rafi nerii, aby przetworzyć 

nowo odkryte ciężkie ropy i dodatkowych ekstrakcyjnych zakładów 

petrochemicznych, aby zwiększyć jej wartość. Zmiany 

w popycie i podaży, połączone z surowszymi wymaganiami 

dotyczącymi emisji, zwiększają potrzebę istnienia rafi nerii, 

które byłyby zdolne do dynamicznego działania. 

Wykorzystanie CO2 

Wykorzystanie CO2 w rafi neriach przyjmie trzy podstawowe 

formy: 1) wprowadzenie CO2 bezpośrednio do procesu, 2) 

użycie CO2 jako surowca do produkcji paliw i środków chemicznych, 

oraz 3) wykorzystanie CO2 do produkcji biomas, które 

będą następnie w różny sposób przetworzone na paliwa 

i środki chemiczne. 

Obecnie, przedmiotem badań wielu fi rm jest włączenie 

CO2 do składu cząsteczek organicznych do produkcji polimerów, 

takich jak epoksydy. „Suche” reformowanie metanu przy 

wykorzystaniu CO2 zamiast wody do produkcji różnych paliw 

węglowodorowych odkryto już prawie trzydzieści lat temu, 

obecnie jest znów stosowane – dzięki nowym katalizatorom 

i usprawnieniu procesu. 

CO2 było i jest stosowane w produkcji metanolu, gazu 

syntezowego, etylenu i kwasu mrówkowego w procesach 

termochemicznych i elektrochemicznych, które będą łą- 


czone na różne sposoby i dostosowywane do potrzeb konkretnych 

rafi nerii. 

Zintegrowane biorafi nerie 

Zintegrowane biorafi nerie, które produkują zarówno paliwa 

jak i chemikalia zastępujące środki petrochemiczne, staną 

się coraz bardziej atrakcyjne ze względu na wykorzystanie 

CO2 i ograniczenie wykorzystania paliw kopalnych jako 

surowca. Biorafi nerie przetwarzające etanol lub biodiesel 

wykorzystują obecnie proste, jednoproduktowe systemy. 

Jednakże biomasę można wykorzystać nie tylko do produkcji 

paliwa, lecz także innych chemikaliów. Można ją też 

termicznie przetworzyć na gaz syntezowy lub kwas mrówkowy, 

które z kolei są surowcami do produkcji węglowodorów 

typu „drop-in” (tzw. węglowodory odnawialne), które są 

nie do odróżnienia od tych produkowanych w konwencjonalnych 

rafi neriach. 

Biorafi nerie włączą również kilka procesów, które wykorzystają 

wodę odpadową i CO2 do produkcji chemikaliów 

niekonwencjonalnych, które nie są dostępne dla tradycyjnych 

rafi nerii, np. biowęgiel, pozostałość po procesach termicznych, 

jest bogatym składnikiem odżywczym i może 

być stosowany jako nawóz. 

Operacje inteligentne 

Przedsiębiorstwa rafi neryjne stosują wiele symulacji, 

analiz, doświadczeń i technologii optymalizacji do prowadzenia 

i utrzymania swoich zakładów. W ich skład wchodzi 

symulacja procesu i oprogramowanie do modelowania, modele 

programowania liniowego, zaawansowany proces kontroli 

i narzędzia optymalizacji w czasie rzeczywistym, rejestr 

danych historycznych gromadzący ogromne ilości danych 

w czasie rzeczywistym, co umożliwia analizę zarówno w czasie 

rzeczywistym jak i na przyszłość. 

Obecne niezależne i zautomatyzowane prognozy i stanowiska 

doświadczalne będą coraz bardziej zintegrowane 

w przyszłej pracy rafi nerii. Narzędzia modelujące proces

Przepustowość destylacji 

Niekonwencjonalne paliwa płynne na świecie 

Produkcja paliw płynnych w 2020 roku 

Czujniki 

Wydajność destylacji ropy na świecie. 

Źródło: U.S. DOESource: Baker Huges 

Udział biopaliw w rafi nacji wzrośnie. 

Źródło: EIA 2010 

Zmiana w projektowanej światowej produkcji 

paliw płynnych w roku 2020. Źródło: EIA 2010 

Czujniki bezprzewodowe umieszczone w terminalu rafi - 

nerii, przechowującym etanol o standardzie paliwa 

w zakładzie zostaną połączone z innymi systemami informacyjnymi, 

takimi jak historia danych zakładowych. 

Połączenie postępu w nanotechnologii, wytwarzaniu 

energii i komunikacji bezprzewodowej umożliwia rozwój 

małych czujników, które mogą monitorować różne parametry, 

funkcjonować niezależnie i przekazywać informacje z odległych 

miejsc. Cienkowarstwowe elementy czujnika mogą 

być używane do pomiaru temperatury, poziomów: pH, CO, 

CO2, siarkowodoru, itd. przy wykorzystaniu technologii znanej 

z drukarki atramentowej. Technologia produkcji tych czujników 

będzie się nadal rozwijać w następnym dziesięcioleciu, 

by umożliwić zastosowanie wielu czujników w sieci, tak aby 

skutecznie i całościowo monitorować eksploatację instalacji. 

Czujniki będą zintegrowane z narzędziami modelującymi i symulacyjnymi, 

tak by można było utrzymać integralność zakładu 

przy różnych surowcach chemicznych, a warunki procesowe 

mogły być zoptymalizowane celem poprawy wydajności 

energii. 

Ogromne ilości dostępnych danych pobranych z czujników 

będą wymagały najlepszych technik zdobywania, jak też 

większego zabezpieczenia danych. 

Zaawansowane materiały 

Utrzymanie integralności zakładu w różnych warunkach 

chemicznych ropy będzie wymagało materiałów bardziej odpornych 

na korozję. Chemia w nowych procesach, które wykorzystują 

inne surowce niż ropa, spowoduje konieczność wytworzenia 

materiałów, które są odporne na korozję w środowiskach 

odmiennych od tych spotykanych w obecnych rafi neriach. Nadal 

będą badane stopy na bazie niklu z powłoką powstałą przy 

udziale wysokiej temperatury, celem poprawy ich odporności 

na utlenianie w wysokiej temperaturze oraz ich odporności korozyjnej 

na różne kwasy w procesie alkilacji. Zostaną wprowadzone 

stopy zawierające nikiel, chrom i aluminium oraz powłoki, 

które są odporne na zanieczyszczenie powierzchni metalu. 

Kompozyty stanowią często problem w rafi neriach ze względu 

na ich brak odporności na działanie węglowodorów, możliwość 

zanieczyszczenia nimi strumienia produktu, ich łatwopalność oraz 

gromadzenie ładunku elektrostatycznego. Badania w zakresie materiałów 

nanokompozytowych mające na celu zmniejszenie ich 

łatwopalności, redukcję przenikalności dla węglowodorów oraz 

poprawę przewodzenia elektrycznego dadzą projektantom przyszłych 

rafi nerii inną kategorię materiałów. 

Kompozyty w połączeniu z czujnikami, takimi jak optyczne 

czujniki ze światłowodową siatką Bragga do wykrywania mechanicznych 

naprężeń, umożliwią monitoring systemów rurociągowych 

w zakładzie w czasie rzeczywistym. Materiały samonaprawiające 

się, np. połączone z pustymi mikro-kulami zawierającymi 

prekursor epoksydowy, pozwolą komponentom powstrzymać 

tymczasowo lokalne uszkodzenie, dając czas na zorganizowanie 

trwałej naprawy lub wymiany części. Dostępne będą specjalne 

powłoki tlenkowe i azotkowe zwiększające odporność na zużycie 

i korozję w różnych obiektach rafi nerii. 

www.dnv.pl/gaz 


14


Wybór koncepcji 

Wydatki na ryzyko – 

kalkulacja ilościowa 

ARTYKUŁ Z ‘SUBSEA, UMBILICALS, RISERS & FLOWLINES’ PUBLIKACJA DNV 

W dalekim od doskonałości świecie, pewna jest jedynie ekspozycja na ryzyko. 

W przemyśle nafty i gazu, zyskowny projekt może okazać się fi nansowym fi askiem 

– dopóki to, co nieoczekiwane nie zostanie skwantyfi kowane i poddane analizie. 

Przy ocenie alternatywnych koncepcji produkcji i przetwarzania 

na wodach morskich, nowoczesna technologia i wysokie 

ryzyko są często czynnikami najważniejszymi. Dokonując takich 

ocen, należy zmierzyć się z kluczowymi kwestiami: 

• Co może się nie udać? 

• Jak niezawodny jest sprzęt? 

• Jakie są konsekwencje niepowodzenia? 

• Jak nieplanowane wydarzenia są kalkulowane w analizie 

decyzji biznesowej? 

Koszty ryzyka RISKEX 

Można oszacować główną część ryzyka w wydobyciu ropy czy 

gazu i dzięki temu można łatwiej nim zarządzać. Ten fakt jest podstawą 

stanowiska przyjętego przez DNV, wyjaśnia również, dlaczego 

używamy terminu koszty ryzyka (RISKEX). Ryzyko, które możemy 

skalkulować, zawiera: 

• wartość utraconej/opóźnionej produkcji wskutek nieplanowanych 

zdarzeń, takich jak awarie systemu 

• koszt działań naprawczych, np. koszty naprawy 

• koszt związany z wyciekiem do środowiska 

• wydatki związane z zagrożeniem dla bezpieczeństwa. 

Dodanie kosztów ryzyka do standardowych wydatków kapitałowych 

i operacyjnych, jak również rozważenie ryzyka dla zachowania 

bezpieczeństwa, zapewnia solidne i bezpieczne podstawy do 

oceny różnych koncepcji. Taka informacja jest cenna zarówno na początku, 

jak i w późniejszej fazie rozwoju projektu. Celem jest wyszukanie 

i przyjęcie koncepcji, która z największym prawdopodobieństwem 

przyniesie optymalny zwrot inwestycji, optymalny poziom 

kosztów operacyjnych i kosztów ryzyka związanego z produkcją. 

Kwalifi kacje technologiczne są siłą napędzającą koszty w projektach 

typu off shore. Stąd też oceniamy i szeregujemy najważniejsze 

komponenty, systemy i działania stosowane w operacjach 

głębinowych, które wymagają wszechstronnych kwalifi kacji technologicznych, 

odpowiednich do potencjalnego zagrożenia wstrzymaniem 

produkcji. W ten sposób, decyzje kwalifi kacyjne można 

skupić na obszarach o najwyższej wydajności. Przez zestawienie 

danych założonych na początku, przy ocenie kosztów ryzyka z informacją 

uzyskaną w wyniku zakwalifi kowania technologii, może- 


my osiągnąć dokładniejsze wielkości szacunkowe w miarę ewolucji 

projektu. 

Dostępność produkcji 

DNV ocenia również dostępność zintegrowanego systemu. 

Oprócz oceny działania systemów, także analiza dostępności systemu 

i szacowanej wielkości produkcji może zapewnić wiele innych 

korzyści: 

• oszczędność kosztów wskutek pominięcia obszarów mało 

istotnych i usprawnienia obszarów, gdzie wartość produkcji 

jest najwyższa. 

• odkrycie możliwości zwiększenia produkcji już w fazie koncepcyjnej 

i projektowej, bardziej niż po rozpoczęciu produkcji, 

kiedy koszt wprowadzenia zmian jest o wiele wyższy. Ponadto, 

modyfi kacja wprowadzona w fazie produkcji jest poprzedzona 

okresami nieoptymalnej wydajności i w ten sposób 

dochodzi do utraty możliwości zysku. 

• 

zmniejszenie kluczowego ryzyka następuje dzięki lepiej wyznaczonym 

priorytetom rozwoju produkcji, lepszej kwalifi kacji 

i testom. 

Ciągłość operacji 

Kiedy projekt przemysłowy zbliża się do fazy wykonawczej 

i uszczegółowienia projektu, może powstać kwestia dotycząca 

zapasów części krytycznych dla przebiegu produkcji. DNV oferuje 

usługi celem ustalenia opłacalnych poziomów zapasów, które 

zmniejszają narażenie na ryzyko. Dodatkowo, DNV wykonuje analizy 

korzyści ponoszenia dalszych kosztów w ramach strategii alternatywnych 

interwencji. 

www.dnv.pl/gaz

Pokonywanie nowych granic energetycznych stawia przed przemyslem ropy naftowej i gazu coraz wieksze wyzwania i narzuca 

wobec opinii spolecznej koniecznosc produkowania paliw i chemikaliów po zadowalajacych cenach. Jako lider w dziedzinie 

rozwoju technologii, DNV ciagle wspiera przemysl i pomaga osiagac cele w sposób bezpieczny i odpowiedzialny. 

Nasze usługi 

Weryfikacja ma na celu zapewnienie spelnienia 

oczekiwan i wymagan wlascicieli, 

wladz czy innych interesariuszy pod wzgledem 

bezpieczenstwa, ochrony srodowiska 

i funkcjonalnosci. 

Ocena nowej technologii to zapewnienie 

dowodu, ze technologia bedzie funkcjonowala 

w obrebie ustalonych granic z zadowalajacym 

poziomem pewnosci. 

Zarzadzanie ryzykiem BHPiS obejmuje 

wszystkie aspekty dotyczace identyfikacji, 

oceny oraz kontroli technicznej i systemu 

zarzadzania w kwestiach majacych wplyw na 

potencjalne bezpieczenstwo, zdrowie i srodowisko. 

Zarzadzanie ryzykiem aktywów ma na 

celu pomóc organizacjom uzyskac w bezpieczny 

i odpowiedzialny sposób maksymalna 

wartosc z obiektu, sprzetu i pracowników 

bez naruszania wymagan wzgledem bezpieczenstwa 

i srodowiska. 

Zarzadzanie ryzykiem przedsiebiorstwa 

zwieksza jego wartosc przez wspieranie procesu 

decyzyjnego, ograniczenie niespodziewanych 

wydarzen i zwiekszenie zdolnosci do 

osiagniecia celów przedsiewziecia.

Jesteśmy liderem w zakresie kompleksowych projektów inżynieryjnych 

oraz prac studialnych dla sektora gazowniczego i paliwowo-energetycznego. 

OFERUJEMY NASZYM KLIENTOM: 

• Studia wykonalności 

• Koncepcje i analizy przedprojektowe 

• Projekty podstawowe, budowlane i wykonawcze 

• Opracowania specjalistyczne i ekspertyzy inżynieryjne 

• Obliczenia wytrzymałościowe i analizy ryzyka procesowego 

• Raporty i analizy oddziaływania inwestycji na środowisko 

• Nadzory autorskie i inwestorskie 

• Pełnienie funkcji Inżyniera Kontraktu 

• Generalną Realizację Inwestycji 

www.gazoprojekt.pl

PDF (14 MB) - Instytut Nafty i Gazu

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?