Pertes de méthane compromettant les avantages potentiels de l'utilisation du gaz naturel dans les applications de transport - Mise à jour

Écrit par Sig Argent

Pensées aléatoires du haut désert

Précédemment publié le 9 février 2014 et réédité maintenant avec une nouvelle introduction. Peut-on ralentir le réchauffement climatique en passant au gaz naturel pour alimenter les voitures et les camions ? Il faut regarder toute la chaîne en commençant par l'extraction et jusqu'à l'utilisation dans les véhicules. Cet article fait cela. Ce qui en ressort, c'est l'accent mis sur les pertes de méthane dans l'atmosphère. Ceux-ci sont comparés aux moteurs du réchauffement climatique avec l'utilisation du pétrole et de l'essence. L'économie de la réduction des pertes dans l'atmosphère est discutée.

Merci de partager cet article – Allez tout en haut de la page, à droite, pour les boutons de médias sociaux.

Introduction

Il semble que la planète Terre se réchauffe.

Pour ceux qui concluent que les « gaz à effet de serre » jouent un rôle dans ce processus et pour ceux qui ne sont pas favorables à une planète plus chaude, la question du contrôle du niveau des émissions de GES est intéressante.

Une approche suggérée consiste à substituer le gaz naturel à l'essence et au diesel dans les transports. Il y a deux questions fondamentales auxquelles il faut répondre pour être enthousiasmé par une telle approche.

A. Le gaz naturel serait-il rentable?

B. Le gaz naturel produirait-il moins d'émissions de GES. Une grande partie de cette question concerne le pourcentage de gaz naturel extrait qui le rend utilisé par les véhicules plutôt que d'être perdu en cours de route. C'est surtout le sujet de cet article.

Nous avons publié un article à ce sujet début 2014 et nous le republions à nouveau sans changement pour stimuler la discussion. Certaines des estimations de coûts devraient être mises à jour pour tirer des conclusions fermes sur la base de cet article et les carters des moteurs diesel se sont améliorés, mais la méthodologie ne changerait probablement pas, nous pensons donc qu'il est utile de publier cet article qui suit.

Et soudain, un article récent soulève des questions sur les estimations antérieures.

Évaluation des émissions de méthane de la chaîne d'approvisionnement pétrolière et gazière des États-Unis

Ramón A. Alvarez1,*, Daniel Zavala-Araiza1, David R. Lyon1, David T. Allen2, Zachary R. Barkley3, Adam R. Brandt4, Kenneth J. Davis3, Scott C. Herndon5, Daniel J. Jacob6, Anna Karion7, Eric A. Kort8, Brian K. Lamb9, Thomas Lauvaux3, Joannes D. Maasakkers6, Anthony J. Marchese10, Mark Omara1, Stephen W. Pacala11, Jeff Peischl12,13, Allen L. Robinson14, Paul B. Shepson15, Colm Sweeney13, Amy Townsend-Small16, Steven C. Wofsy6, Steven P. Hamburg1

Sciences 13 juil. 2018:Vol. 361, numéro 6398, pp. 186-188 DOI : 10.1126/science.aar7204

Une tentative qui fuit

Des quantités considérables de gaz à effet de serre fuite de méthane de la chaîne d'approvisionnement en pétrole et en gaz naturel des États-Unis. Alvarez et al. ont réévalué l'ampleur de ces fuites et ont constaté qu'en 2015, les émissions de la chaîne d'approvisionnement étaient ∼60 % plus élevées que l'estimation de l'inventaire de l'Environmental Protection Agency des États-Unis. Ils suggèrent que cet écart existe parce que les méthodes d'inventaire actuelles ne tiennent pas compte des émissions qui se produisent dans des conditions de fonctionnement anormales. Ces données, et la méthodologie utilisée pour les obtenir, pourraient améliorer et vérifier les inventaires internationaux de gaz à effet de serre et permettre une meilleure compréhension des efforts d'atténuation décrits par l'Accord de Paris.

Abstrait

Les émissions de méthane de la chaîne d'approvisionnement en pétrole et en gaz naturel des États-Unis ont été estimées à l'aide de mesures au sol à l'échelle des installations et validées avec des observations d'avions dans des zones représentant environ 30 % de la production de gaz aux États-Unis. Lorsqu'elle est étendue à l'échelle nationale, notre estimation basée sur les installations des émissions de la chaîne d'approvisionnement en 2015 est de 13 ± 2 téragrammes par an, ce qui équivaut à 2.3 % de la production brute de gaz aux États-Unis. Cette valeur est supérieure d'environ 60 % à l'estimation de l'inventaire de l'Environmental Protection Agency des États-Unis, probablement parce que les méthodes d'inventaire existantes omettent les émissions libérées dans des conditions de fonctionnement anormales. Des émissions de méthane de cette ampleur, par unité de gaz naturel consommée, produisent un forçage radiatif sur un horizon de 20 ans comparable au CO2 provenant de la combustion du gaz naturel. Des réductions substantielles des émissions sont réalisables grâce à la détection rapide des causes profondes des émissions élevées et au déploiement de systèmes moins sujets aux défaillances.

Nous savons que les prix du gaz naturel n'ont pas été de 3 à 4 $ par millier de pieds cubes, ce qui était à la base de la conclusion antérieure selon laquelle le marché tendrait vers une réduction des pertes puisque la valeur du gaz naturel justifierait le coût de réduction des diverses pertes. Et maintenant, cet article récent suggère que les pertes n'ont pas été réduites et ont été sous-estimées auparavant. Les nouvelles estimations ne peuvent être acceptées comme fiables tant qu'elles ne sont pas contestées et validées. Il est clair que cela doit être fait.

Maintenant l'article original.

Contexte

Le gaz naturel présente deux avantages par rapport au charbon et aux autres combustibles fossiles. Il s'agit parfois d'un combustible moins coûteux que les autres combustibles fossiles. Aujourd'hui, le GN aux États-Unis a peut-être un avantage de coût de 100 % par rapport aux autres carburants pour la plupart des applications. En dehors des États-Unis, le GN perd son avantage aux prix actuels à l'étranger qui sont bien supérieurs aux prix du gaz naturel aux États-Unis. En tout temps, il produit moins d'émissions de gaz à effet de serre (GES) que les autres combustibles fossiles brûlés au moment où il est utilisé. Mais pour évaluer l'utilisation du gaz naturel dans les applications de transport, il faut considérer le total des émissions de GES « du puits aux roues » et pas seulement ce qui se passe dans le véhicule. C'est de cela que traite cet article.

Suivi

Certains craignent que les pertes de méthane (le principal composé du gaz naturel) dans l'atmosphère avant d'atteindre le site où il est utilisé contrecarrent bon nombre des avantages de l'utilisation du gaz naturel comme substitut du charbon, de l'essence et du carburant diesel. Dans le processus de combustion, le gaz naturel produit beaucoup moins de gaz à effet de serre que le charbon ou d'autres combustibles fossiles. Mais le méthane est beaucoup plus puissant comme gaz à effet de serre que le dioxyde de carbone. Ainsi, de petites quantités de méthane libérées dans l'atmosphère lors du processus d'extraction et de livraison du gaz naturel peuvent contrecarrer les réductions importantes des émissions de dioxyde de carbone lors de l'utilisation du gaz naturel dans les véhicules pour remplacer d'autres combustibles fossiles.

Les estimations des pertes de méthane ne sont pas nécessairement très précises à ce stade, car elles sont au mieux vérifiées sur place, mais les estimations jusqu'à récemment avaient tendance à se situer entre 2 et 3 %, la plupart de ces pertes étant au puits. Certains pensent que les pertes sont bien plus élevées. D'autres pensent qu'ils sont inférieurs. Mais lorsque vous émettez quelque chose qui est au moins 25 fois plus puissant (ce rapport est appelé le potentiel de réchauffement global ou GWP) que le dioxyde de carbone, l'impact du méthane 25 fois plus puissant nécessite beaucoup d'économies de dioxyde de carbone à la place de utiliser pour équilibrer. L'estimation des pertes en pourcentage est compliquée car les pertes liées à la complétion du puits ne peuvent être exprimées en pourcentage de la production totale d'un puits que si vous connaissez la production à vie du puits et pour le gaz de schiste en particulier, nous n'avons pas vraiment beaucoup d'années d'expérience. Mais 25X(2%) et 25X(3%) approchent 100%, donc le gaz naturel doit être une source d'émissions bien inférieure lorsqu'il est brûlé dans un véhicule par rapport aux émissions de l'hydrocarbure alternatif pour que le compromis fonctionne. L'impact total des émissions du puits au stockage combiné aux émissions lorsque le carburant est utilisé doit être inférieur à l'impact des émissions du carburant remplacé pour être bénéfique du point de vue des GES.

L'une des raisons pour lesquelles les calculs sont complexes est que nous avons affaire à des pommes et des oranges et que nous devons tout convertir en une unité standard. Lorsque de l'essence est utilisée dans un véhicule, il y a des émissions avant l'utilisation dans le véhicule et encore des émissions résultant de l'utilisation. Mais à l'exclusion du gaz naturel associé qui pourrait être perdu du puits de pétrole, les émissions sont à peu près du dioxyde de carbone. Avec les applications de transport utilisant du gaz naturel, les émissions avant utilisation dans le véhicule sont du méthane et les émissions pendant l'utilisation dans le véhicule sont du dioxyde de carbone. Il faut donc convertir et agréger les impacts environnementaux en les convertissant en une mesure commune qui, aux fins de cet article, est ce qu'on appelle le potentiel de réchauffement planétaire ou GWP de toutes les émissions relatives au dioxyde de carbone. Cet article se concentre principalement sur les émissions avant l'utilisation dans le véhicule que j'appelle « puits au stockage » car il doit y avoir une étape de stockage avant de ravitailler un véhicule en gaz naturel. Désolé pour la longue explication mais c'est important pour comprendre la suite de cet article.

La transition vers le gaz naturel semble fonctionner du point de vue des gaz à effet de serre dans les centrales électriques, bien que tout le monde ne soit pas d'accord et que cela fonctionne ou non dans les applications de transport. Mais l'utilisation du gaz naturel dans les applications de transport serait hautement souhaitable pour de nombreuses raisons, notamment l'indépendance énergétique. Cela permettrait aux utilisateurs d'économiser beaucoup d'argent et de réduire le coût de tout ce qui est transporté par les véhicules. Il est donc dans l'intérêt national de résoudre le problème.

Solution

Certaines études montrent que le seuil de rentabilité pour le gaz naturel étant immédiatement plus respectueux de l'environnement que d'autres carburants, c'est que les pertes de méthane au puits et lors de la livraison à l'utilisateur soient réduites par rapport à l'estimation précédente de 2 % à 3 % (et ces estimations sont vigoureusement débattu dans la littérature) à 1 % à 1.5 % pour diverses applications de transport et 3 % pour la production d'électricité. Ainsi, à ce stade, le gaz naturel est déjà une proposition d'équilibre (ou peut-être légèrement meilleure) d'un point de vue environnemental pour les centrales électriques (alors qu'aux prix actuels des produits de base, il s'agit souvent d'un gagnant certain par rapport aux coûts), mais étonnamment peut-être une proposition environnementale négative ou marginale pour applications de transport.

Voici une analyse graphique mise à jour des travaux effectués à l'origine par Stephan W. Pacala et un certain nombre d'auteurs qui ont identifié ce problème dès le début : `

Adapté de http://www.pnas.org/content/109/17/6435.full

La façon de lire ce graphique est que si les pertes sont de 2.7 % ou moins, le gaz naturel remplaçant le charbon a un avantage immédiat en ce qui concerne les gaz à effet de serre (GES). Pour une voiture moyenne, le seuil de rentabilité est de 1.4 %. Pour le diesel lourd, il est de 0.8 %. D'un autre côté, si les pertes sont de 2%, alors en regardant vers la droite sur ce graphique, le point mort est d'environ 40 ans. À 1.5%, le seuil de rentabilité pour le diesel lourd semble être supérieur à 100 ans.

Tout le monde ne serait pas d'accord avec ces points de rupture car ils impliquent de nombreuses hypothèses. Un problème épineux est la question de la durée à utiliser pour l'impact des gaz autres que le dioxyde de carbone. L'approche acceptée consiste à examiner l'impact sur 100 ans d'un gaz tel que le méthane qui est actuellement estimé à 28 ou 34 fois plus que le dioxyde de carbone selon la façon dont on considère les impacts indirects. Certains soutiennent qu'un délai de 20 ans est plus approprié. L'importance est que le GWP pour le méthane pour 20 ans est de 84 contre 28 pour 100 ans. Il n'y a apparemment aucune logique convenue pour même tenter de déterminer quelle période de temps est la plus logique. C'est donc une question qui est beaucoup plus large que le sujet de cet article. Cela rend difficile l'interprétation de toute analyse de compromis. Par exemple, l'affirmation selon laquelle le gaz naturel atteint l'équilibre immédiatement avec l'essence en termes d'impact sur les GES dans l'atmosphère si les pertes du puits au stockage sont de 1.4 % ou moins signifie que l'impact sur une période de 100 ans est le même puisque clairement l'impact initial du méthane sur l'ambiance est énorme. C'est donc un concept qui nécessite un peu d'imagination et de reconnaissance du fait qu'il aborde vraiment l'impact de 100 ans. La raison de cette complexité est que le méthane est un GES beaucoup plus puissant mais à durée de vie plus courte (avec une demi-vie de peut-être 7 ans), c'est donc ce compromis qui est tenté d'être évalué et tout le monde n'est pas d'accord sur la meilleure façon de faire cette évaluation . Le potentiel de réchauffement global (PRG) semble être le moyen le plus accepté, mais il existe des avantages et des inconvénients pour des approches alternatives. Rien dans le changement climatique n'est simple.

L'EPA a récemment mis à jour son estimation du PRG du méthane pour les questions réglementaires de 21 à 25 et a plaidé pour le respect du délai de 100 ans. Je mentionne cela parce que les calculs informatiques et les graphiques ont tendance à être acceptés comme la vérité lorsque le changement climatique est très complexe et qu'il est très difficile de trouver une déclaration pour laquelle on ne peut pas légitimement dire « et ______ ? » Nous faisons donc de notre mieux mais les réponses ne sont pas simples.

Il existe de nombreuses façons de perdre du méthane et la plupart d'entre elles représentent une perte de revenus pour ceux qui extraient le gaz naturel ou des prix plus élevés pour ceux qui achètent du gaz naturel. Il y a donc un objectif à la fois environnemental et commercial pour réduire ces pertes. Réduire les pertes de 50 % semblerait réduire considérablement le problème. Même réduire les pertes de 25 % semblerait réduire considérablement les objections à une transition vers l'utilisation du gaz naturel dans les applications de véhicules standard. Il n'est pas nécessaire d'atteindre la perfection. De petites réductions des pertes font une grande différence lorsque vous exécutez les équations.

Certaines études montrent que les efforts visant à réduire les pertes de méthane présentent un retour sur investissement très intéressant (entre 3 et 4 NG) bien que ces études n'aient pas encore toujours été vérifiées dans la pratique.

Ce graphique EPA montre certains des endroits où des pertes se produisent, mais n'a pas été développé spécifiquement pour répondre aux applications de transport.

Voici un tableau préparé par le National Resources Defense Council NRDC. http://www.nrdc.org/energy/files/Leaking-Profits-Report.pdf

J'ai déplacé les données dans une table différente de celle d'origine simplement parce que leur graphique d'origine ne s'imprime pas bien. Mais je n'ai apporté aucune modification aux données.

Comme vous pouvez le voir, il existe de nombreuses situations identifiées où le méthane est perdu, il existe donc de nombreuses opportunités pour réduire ces pertes. Les informations dans le tableau ci-dessus sont une estimation de l'économie de la solution. Le NRDC a également fourni un organigramme que l'industrie devrait suivre pour déterminer quand les solutions disponibles sont économiques. Par exemple:

En voici un plus compliqué.

Les organigrammes pour chaque source de perte de méthane sont tous à peu près les mêmes. Vous essayez de faire des choses qui ont du sens et là où vous ne pouvez pas, vous documentez les raisons pour lesquelles aucune meilleure action ne pourrait être prise. Je n'ai pas vérifié en détail mais je pense que les nouveaux règlements de l'EPA qui sont sortis suivent plus ou moins ces organigrammes. Il existe des graphiques similaires dans le programme EPA Gas STAR http://www.epa.gov/gasstar/basic-information/index.html#overview

Natural Gas STAR est un partenariat flexible et volontaire qui encourage les sociétés pétrolières et gazières à adopter des technologies et des pratiques éprouvées et rentables qui améliorent l'efficacité opérationnelle et réduisent les émissions de méthane. Le méthane est émis par la production pétrolière et tous les secteurs de l'industrie du gaz naturel, du forage et de la production, en passant par le traitement et le stockage, jusqu'au transport et à la distribution. Étant donné que le méthane est le principal composant du gaz naturel et un puissant gaz à effet de serre, la réduction de ces émissions entraîne de nombreux avantages environnementaux, économiques et opérationnels.

Les graphiques et les coûts et les périodes de récupération dans certains cas sont identiques mais dans certains cas varient un peu parmi les divers documents écrits par les organisations environnementales et les informations disponibles auprès de l'EPA mais sont très proches. Il faut comprendre que chaque gisement de pétrole et de gaz est différent et que chaque situation d'extraction et de traitement est différente, donc les estimations sont dans une certaine mesure des généralisations et vous avez toujours la question de nouvelles installations par rapport à la modernisation d'installations existantes.

Je ne suis pas un spécialiste du pétrole, mais j'ai une formation dans l'industrie minière des roches dures, donc je sais que ce qui a l'air bien sur le papier ne fonctionne pas toujours exactement comme prévu par les ingénieurs et les régulateurs. De manière générale, toutes les opportunités d'investissement avec un retour sur investissement d'un an ou moins sont simplement mises en œuvre et nous voyons des preuves que cela se produit effectivement. Mais le taux de mise en œuvre est plus lent qu'on pourrait s'y attendre étant donné le taux de rendement élevé prévu des investissements suggérés. Cela reste donc un domaine d'étude continue.

Pour inciter l'industrie à relever ce défi et à procéder le plus rapidement possible, il peut même être souhaitable d'obtenir un traitement préférentiel pour le méthane capté. Par exemple, il semblerait approprié d'exonérer de taxation le méthane capté plutôt que perdu au puits. Par exemple, au Nouveau-Mexique, nous avons une taxe de départ sur la plupart des ressources extraites. En pratique, cette taxe est prélevée sur le montant de la production vendue. Ainsi, selon l'endroit où les pertes se produisent, une partie de la production perdue n'est pas taxée. Donc, si les pertes de méthane au puits étaient réduites et que ce gaz naturel récupéré bénéficiait d'une exonération fiscale, le Nouveau-Mexique ne subirait pas de perte des niveaux de revenus antérieurs. Le Nouveau-Mexique continuerait de percevoir l'impôt sur les bénéfices des producteurs sur le gaz naturel récupéré et bénéficierait également de l'activité économique associée aux efforts déployés pour réduire les pertes. De nombreux États ont des taxes similaires à celles du Nouveau-Mexique. http://www.ncsl.org/research/energy/taxing-natural-gas-production.aspx Les informations sur ce lien n'incluent pas toutes les taxes liées aux opérations pétrolières et gazières, y compris les taxes ad valorem sur les équipements utilisés pour réduire les pertes de méthane, ce qui générerait des recettes fiscales supplémentaires. Il existe également des redevances sur les opérations pétrolières et gazières sur les terres fédérales et indiennes. Il existe donc de nombreuses opportunités aux niveaux fédéral, étatique et local de fournir des incitations pour capturer le méthane autrement perdu.

De plus, il ne serait pas déraisonnable de s'attendre à une coopération en ce qui concerne l'assouplissement des réglementations qui compliquent le captage du gaz naturel lors des opérations initiales d'un puits qui est l'un des principaux moments où le méthane est rejeté dans l'atmosphère s'il est ventilé et même s'il est torché a un impact GES beaucoup plus faible mais toujours important et représente toujours une perte d'énergie qui est contraire à la conservation et nécessite des puits supplémentaires. Si les données indiquent que de nombreuses sources de pertes peuvent être compensées de manière rentable, aucune incitation supplémentaire n'est en fait requise, mais certaines incitations supplémentaires seraient une reconnaissance appropriée de l'OMI des efforts déployés par l'industrie. Les analyses coûts-avantages n'incluent probablement pas le coût de la formation des opérateurs pétroliers et gaziers au problème et le coût de la formation, de la documentation, etc. et détournent l'attention de la mission principale d'un producteur de pétrole ou de gaz de trouver et de forer des puits.

Mise à jour

La dernière estimation des pertes de méthane du puits au stockage par l'EPA est de 1.5%, ce qui semble indiquer qu'il s'agit d'un problème qui a déjà été résolu ou presque résolu pour les véhicules à essence et qu'il est peu probable qu'il puisse être résolu pour le diesel lourd. . Nous ne saurons pas avant au moins le prochain rapport de l'EPA si cette estimation réduite des pertes est exacte, car elle est actuellement basée sur des rapports volontaires avec beaucoup d'estimations. Les pertes signalées ne sont pas réparties uniformément sur le plan géographique et ont tendance à être plus élevées dans les champs de captage en développement rapide. Pour compliquer les choses, le rapport le plus récent du Groupe de travail 1 du GIEC estime que le potentiel de réchauffement planétaire du méthane est de 28 par rapport à l'estimation précédente de 25 et ils ont maintenant défini une nouvelle mesure égale à 34 qui prend en compte la capacité décroissante des océans à absorber le carbone. dioxyde de carbone (le produit de dégradation du méthane). La barre peut donc être relevée bien qu'il s'agisse d'un processus lent et que le prochain ajustement de l'APE devrait avoir lieu dans le délai de 2020. Mais en dehors de la réglementation, les politiques publiques devraient être fondées sur les dernières informations qui progressent plus rapidement qu'elles ne peuvent être incorporées dans le cadre réglementaire pour de nombreuses raisons, notamment le fait que le cadre réglementaire est international et ne se limite pas aux États-Unis et aux cycles de mise à jour de les nombreux organismes de réglementation impliqués ne sont pas synchronisés.

L'EPA a récemment promulgué des réglementations sur les émissions liées aux gaz à effet de serre qui nécessitent des rapports détaillés. Ils sont susceptibles d'être efficaces pour réduire les pertes et également améliorer nos estimations de pertes, mais seront très coûteux pour l'industrie pétrolière et gazière et créeront un risque pour les sociétés pétrolières et gazières de déposer des rapports inexacts simplement en raison de l'essentiel des exigences de dépôt. Il peut être avantageux de décentraliser une partie des rapports aux agences d'État responsables de la conservation du pétrole et du gaz.

Opportunités

Bien que certains voient cela comme un problème, je le vois plutôt comme une opportunité. La réduction des pertes de méthane est bonne pour l'environnement et se traduit par une plus grande quantité de gaz naturel disponible à la vente, ce qui est gagnant-gagnant. La réduction des pertes de méthane renforce les arguments en faveur de l'utilisation du gaz naturel dans les applications de transport, ce qui profite à l'environnement et aux opérateurs de véhicules et réduit les importations de pétrole brut aux États-Unis. Je pense que cela crée des opportunités pour les entreprises américaines de fabriquer l'équipement nécessaire pour réduire ces pertes et fournir les services associés pour réduire les pertes de méthane initialement aux États-Unis, mais finalement sur un marché mondial. Il s'agit donc d'une opportunité majeure de développement économique.

Un bon exemple est les complétions à émissions réduites, parfois appelées complétions vertes. Le coût de l'équipement est de 500,000 32,400 $. Il n'est utilisé que pendant environ deux semaines par puits. Apparemment, il est possible de louer l'équipement pour XNUMX XNUMX $. Ainsi, un petit opérateur est désavantagé s'il n'existe pas suffisamment de services proposant l'utilisation de cet équipement avec une livraison rapide en cas de besoin. Cela réduirait le torchage et la ventilation occasionnelle qui n'est probablement pas signalée mais qui est très dommageable du point de vue des GES puisque le torchage convertit le méthane en dioxyde de carbone alors que la ventilation est la libération de méthane avec son GWP beaucoup plus élevé. Apparemment, il existe maintenant des systèmes de complétion écologiques plus chers avec plus de fonctionnalités apparaissant sur le marché. Ceci est très important lorsqu'il n'y a pas de canalisation de vente en place et que des utilisations alternatives sont souhaitées ou si un produit de gaz naturel liquide (GNL) doit être préparé sur le site du puits pour le transport par train ou par camion en vue de la vente.

Vous voyez rarement des analyses de l'industrie, du gouvernement et des militants qui sont en accord substantiel. Cela donne certainement l'espoir qu'il s'agit d'un problème où des progrès substantiels peuvent être réalisés. L'élément commun est que le méthane est à la fois un danger et a une valeur marchande. Donc tout le monde veut réduire les pertes.

Liste des références

http://www.epa.gov/gasstar/documents/reduced_emissions_completions.pdf (excellentes leçons apprises évaluation des complétions vertes par les partenaires de production EPA Gas START)

http://en.wikipedia.org/wiki/Atmospheric_methane (explique certains des mystères du méthane et il y a des mystères en ce qui concerne la genèse du méthane et la décomposition du méthane dans divers milieux)

http://www.forbes.com/sites/christopherhelman/2013/12/18/nyt-looks-at-gas-flaring-in-the-bakken