Nouvelles sur le pétrole, le gaz et la fracturation lues le 30 mai 2021 - Partie 1

Écrit par rjs, MarketWatch 666

Voici une sélection d'articles de presse de la semaine terminée le 29 mai 2021. La partie 2 est disponible ici.

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Les prix du pétrole ont atteint un sommet de 31 mois; la demande d'essence et l'utilisation des raffineries à un sommet de 14 mois

Les prix du pétrole ont augmenté pour la quatrième semaine sur cinq, les bonnes données économiques américaines nourrissant l'optimisme quant aux perspectives de la demande de carburant. après avoir chuté de 2.7% à 63.58 $ le baril la semaine dernière sur les craintes d'un accord qui lèverait les sanctions sur le brut iranien, le prix contractuel du brut léger américain pour livraison en juillet ouvert plus haut le lundi, stimulé par des signes de poursuite de la reprise économique de Covid-19 aux États-Unis et une amélioration des perspectives de la demande de carburant. et a grimpé de 2.47 $, ou 3.9 %, pour s'établir à 66.05 $ le baril, après qu'un responsable américain a déclaré qu'il n'y avait encore aucun signe que l'Iran respecterait les engagements requis pour lever les sanctions américaines, jetant des doutes sur le fait que l'Iran serait bientôt en mesure de reprendre ses exportations de brut… cependant, les prix du pétrole se sont détendus mardi après que l'Iran et l'organisme de surveillance nucléaire de l'ONU ont déclaré qu'ils prolongeaient d'un mois un accord de surveillance récemment expiré, laissant plus de temps pour les négociations, mais a quand même terminé 2 cents plus haut à 66.07 $ le baril, car la demande croissante à l'approche de la saison de conduite estivale et la levée des restrictions sur les coronavirus ont soutenu les prix… après avoir glissé sous les 66 $ tôt mercredi, les prix du pétrole a rebondi après que l'EIA a signalé des prélèvements sur les stocks de brut et dans tous les principaux magasins de produits, et a réglé 14 cents de plus à 66.21 $ le baril sur les attentes renforcées d'amélioration de la demande avant la haute saison de conduite estivale...les prix du pétrole ont baissé tôt jeudi sur les préoccupations liées à la demande en raison de la crise du COVID-19 en Asie et sur une augmentation potentielle des approvisionnements iraniens, mais a rebondi pour terminer à 64 cents ou 1% de plus à 66.85 $ le baril, la clôture quotidienne la plus élevée depuis octobre 2018, soutenu par de solides données économiques américaines qui ont compensé les inquiétudes des commerçants concernant le potentiel d'une augmentation des approvisionnements iraniens… les prix du pétrole ont ouvert en hausse et ont augmenté de plus de 1% vendredi matin dans l'espoir qu'une reprise économique en cours aux États-Unis aurait un impact positif sur la demande de pétrole. mais s'est effondré en fin de séance pour terminer la journée en baisse de 53 cents à 66.32 $ le baril alors que les commerçants ont pris des bénéfices en attendant le résultat de la réunion de l'OPEP + de mardi prochain…néanmoins, Les prix du pétrole ont terminé en hausse de 4.3% sur la semaine, le plus gros gain hebdomadaire depuis la mi-avril, et a également terminé le mois de mai en hausse de 4.3%, sur la base des cours de clôture des contrats du mois avant…

Les prix du gaz naturel ont également terminé en hausse pour la septième fois en huit semaines, sur des prix plus élevés à l'étranger et sur un changement haussier des prévisions météorologiques…après avoir chuté de 1.9% à 2.906 $ par mmBTU la semaine dernière à mesure que la production augmentait et que les exportations diminuaient, le prix contractuel du gaz naturel pour la livraison en juin a ouvert plus bas et a chuté de plus de 7 cents tôt lundi à mesure que la production a augmenté et sur les prévisions d'un temps plus doux et d'une demande moindre au cours des deux prochaines semaines que prévu, mais est revenu pour s'établir à seulement 2.0 cents de moins à 2.886 $ par mmBTU, toujours la clôture la plus basse depuis le 27 avril… le rebond s'est poursuivi jusqu'à mardi alors que les prix de l'essence ont augmenté de 2.7 cents à 2.913 $ mmBTU sur les attentes selon lesquelles la hausse des prix mondiaux ramènerait les exportations de GNL à des niveaux records dans les semaines à venir… les prix ont continué d'augmenter jusqu'à mercredi, dernier jour de négociation pour le contrat de juin, car un changement favorable dans les perspectives de la demande météorologique a compensé les attentes d'une injection de stockage à trois chiffres, le rapport d'inventaire de l'EIA étant attendu jeudi, Comme Juin gaz naturel Le prix du marché a augmenté de 7.1 cents à 2.984 $ par mmBTU, tandis que le contrat de juillet plus activement négocié a ajouté 5.3 cents pour s'établir à 3.027 par mmBTU… citant maintenant le prix contractuel du gaz naturel pour la livraison en juillet, les prix ont chuté de plus de 9 cents jeudi après un rapport d'inventaire du gouvernement baissier, mais s'est redressé pour finir en baisse de 6.9 ​​cents ou 2.3% à 2.986 $ par mmBTU… cependant, les contrats à terme sur le gaz naturel ont de nouveau augmenté vendredi pour atteindre leur plus haut niveau en plus d'une semaine, soutenu par les prévisions de températures plus clémentes dans deux semaines et une augmentation prévue des exportations de gaz naturel liquéfié (GNL), et a augmenté de 2.8 cents à 2.986 $ par mmBTU, affichant ainsi une augmentation apparente de 2.8% pour la semaine, même si le contrat de gaz naturel de juillet, qui avait clôturé la semaine précédente à 2.977 $ par mmBTU, n'a gagné que 0.3% sur la semaine…

Le rapport sur le stockage de gaz naturel de l'EIA pour la semaine se terminant le 21 mai a indiqué que la quantité de gaz naturel détenue dans les stockages souterrains aux États-Unis avait augmenté de 115 milliards de pieds cubes pour atteindre 2,215 381 milliards de pieds cubes à la fin de la semaine, ce qui laissait encore nos approvisionnements en gaz à 14.7 milliards de pieds cubes, soit 2,596 % de moins que les 21 63 milliards pieds cubes qui étaient entreposés le 2.8 mai de l'année dernière, et 2,278 milliards de pieds cubes, ou 21 % de moins que la moyenne quinquennale de 115 XNUMX milliards de pieds cubes de gaz naturel qui ont été entreposés au XNUMX mai ces dernières années ….les XNUMX milliards de pieds cubes qui ont été ajoutés au stockage de gaz naturel américain cette semaine étaient au-dessus de la prévision moyenne d'un ajout de 107 milliards de pieds cubes d'un sondage S&P Global Platts auprès d'analystes, et était également supérieur à l'ajout moyen de 91 milliards de pieds cubes de gaz naturel qui ont généralement été injectés dans le stockage de gaz naturel au cours de la deuxième semaine de mai au cours des 5 dernières années, ainsi qu'au-dessus des 105 milliards de pieds cubes ajoutés au gaz naturel stockage durant la semaine correspondante de 2020…

Les dernières données sur l'approvisionnement et l'écoulement du pétrole aux États-Unis de l'EIA

Données pétrolières américaines de l'US Energy Information Administration pour la semaine se terminant le 21 mai a montré qu'en raison d'une augmentation modeste de nos exportations de pétrole, d'une augmentation modeste de notre raffinage de pétrole et d'une diminution modeste de nos importations de pétrole, nous devions retirer du pétrole de nos stocks de brut commercial pour la sixième fois en quatorze semaines et pour la 28e fois au cours des quarante-quatre dernières semaines….notre importations de pétrole brut a chuté en moyenne de 138,000 6,273,000 barils par jour à une moyenne de 923,000 XNUMX XNUMX barils par jour, après avoir augmenté en moyenne de XNUMX XNUMX barils par jour au cours de la semaine précédente, tandis que notre exportations de pétrole brut augmenté en moyenne de 127,000 3,433,000 barils par jour à une moyenne de 2,840,000 21 265,000 barils par jour au cours de la semaine, ce qui signifie que notre commerce effectif de pétrole s'est établi à une moyenne d'importation nette de XNUMX XNUMX XNUMX barils par jour au cours de la semaine se terminant le XNUMX mai XNUMX XNUMX moins de barils par jour que le net de nos importations moins nos exportations de la semaine précédente… sur la même période, le production de pétrole brut à partir de puits américains aurait été inchangé à 11,000,000 13,840,000 XNUMX barils par jour, et donc notre approvisionnement quotidien en pétrole provenant du net de notre commerce de pétrole et de la production de puits semble totaliser une moyenne de XNUMX XNUMX XNUMX barils par jour au cours de cette semaine de rapport…

Les raffineries de pétrole américaines ont déclaré qu'elles traitaient 15,239,000 21 123,000 barils de brut par jour au cours de la semaine se terminant le 473,000 mai, soit XNUMX XNUMX barils de plus par jour que la quantité de pétrole qu'ils ont utilisée au cours de la semaine précédente, tandis qu'au cours de la même période, les enquêtes de l'EIA ont indiqué qu'un net de XNUMX XNUMX barils de pétrole par jour était être retiré de les approvisionnements en pétrole stocké aux États-Unis….donc, sur la base des données rapportées et estimées, les chiffres du pétrole brut de l'EIA de cette semaine semblent indiquer que notre offre de travail totale de pétrole provenant des importations nettes, du stockage et de la production des champs pétrolifères était de 927,000 927,000 barils par jour de moins que ce que notre pétrole les raffineries ont déclaré avoir utilisé au cours de la semaine ... le bilan hebdomadaire du pétrole américain pour équilibrer les données déclarées pour l'approvisionnement quotidien en pétrole et la consommation de celui-ci, essentiellement un facteur de flou qu'ils qualifient dans leurs notes de "pétrole brut non comptabilisé", suggérant ainsi qu'il doit y avoir eu une erreur ou des erreurs de cette ampleur dans les chiffres de l'offre et de la demande de pétrole de cette semaine que nous venons de transcrire…..cependant, étant donné que la plupart des gens considèrent ces rapports EIA hebdomadaires comme un évangile et que ces chiffres déterminent souvent les prix du pétrole et donc les décisions de forer ou de compléter des puits, nous continuerons à rapportez-les au fur et à mesure qu'ils sont publiés, tout comme ils sont regardés et considérés comme exacts par la plupart des gens de l'industrie… , voir cet explicatif EIE)….

Plus de détails de la Rapport hebdomadaire sur l'état du pétrole (pdf) indiquent que la moyenne sur 4 semaines de nos importations de pétrole est tombée à une moyenne de 5,905,000 0.5 5,875,000 barils par jour la semaine dernière, soit 473,000% de plus que la moyenne de 235,000 237,000 XNUMX barils par jour que nous importions au cours de la même période de quatre semaines l'année dernière. … le retrait net de XNUMX XNUMX barils par jour de nos stocks de brut comprenait un retrait de XNUMX XNUMX barils par jour de notre réserve stratégique de pétrole, dont l'espace a été loué à des fins commerciales, et un retrait de XNUMX XNUMX barils par jour de nos stocks de brut disponibles dans le commerce. huile….cette semaine production de pétrole brut a été signalé comme inchangé à 11,000,000 48 100,000 barils par jour même si l'estimation arrondie de la production des puits dans les 10,500,000 États inférieurs a augmenté de 8,000 448,000 barils par jour à 100,000 XNUMX XNUMX barils par jour, en raison d'une baisse de XNUMX XNUMX barils par jour de la production de pétrole de l'Alaska à XNUMX XNUMX barils par jour ont causé la soustraction de XNUMX XNUMX barils par jour du total national arrondi (selon les calculs de l'EIA)….notre record prépandémique Production américaine de pétrole brut était à un niveau arrondi de 13,100,000 13 2020 barils par jour au cours de la semaine se terminant le 16.0 mars 30.5, donc le chiffre de production de pétrole rapporté cette semaine était de 8,428,000 % inférieur à celui de notre pic de production, mais toujours de 2016 % au-dessus du creux intermédiaire de XNUMX XNUMX XNUMX barils par jour que la production pétrolière américaine est tombé au cours de la dernière semaine de juin XNUMX…

Pendant ce temps, Les raffineries de pétrole américaines fonctionnaient à 87.0 % de leur capacité tout en utilisant ces 15,238,000 21 86.3 barils de brut par jour au cours de la semaine se terminant le XNUMX mai, contre XNUMX % la semaine précédente, et l'utilisation la plus élevée de la raffinerie depuis le 20 mars de l'année dernière…tandis que les 15,239,000 XNUMX XNUMX barils de pétrole par jour qui ont été raffinés cette semaine étaient 17.3% plus élevés que les 12,991,000 22 9.1 barils de brut qui étaient traités quotidiennement au cours de la semaine touchée par la pandémie se terminant le 16,767,000 mai de l'année dernière, ils étaient encore 24% inférieurs aux 2019 91.2 XNUMX barils de brut qui étaient traités quotidiennement au cours de la semaine se terminant le XNUMX mai, XNUMX, alors que les raffineries américaines fonctionnaient à un niveau encore faible de XNUMX % de leur capacité…

Même avec l'augmentation cette semaine de la quantité de pétrole raffiné, la production d'essence de nos raffineries diminué de 5,000 9,748,000 barils par jour à 21 165,000 35.9 barils par jour au cours de la semaine se terminant le 7,171,000 mai, après que notre production d'essence ait augmenté de 2.3 13 barils par jour par rapport à la semaine précédente… alors que la production d'essence de cette semaine était 2020 % supérieure aux 9,974,000 1.2 9,863,000 barils d'essence qui étaient produits quotidiennement au cours de la même semaine de l'année dernière, il était toujours inférieur de 10 % au sommet pré-pandémique du 2019 mars XNUMX de XNUMX XNUMX XNUMX barils par jour, et de XNUMX % inférieur à la production d'essence de XNUMX XNUMX XNUMX barils par jour au cours de la semaine se terminant en mai. XNUMXth, XNUMX….pendant ce temps, notre production de carburants distillés par les raffineries (carburant diesel et fioul) a augmenté de 112,000 4,665,000 barils par jour à 102,000 2.4 4,780,000 barils par jour, après que notre production de distillats ait diminué de 22 2020 barils par jour au cours de la semaine précédente… mais depuis le recul pandémique de l'année dernière n'a pas semblé avoir d'impact sur les distillats ', la production de distillats de cette semaine était toujours inférieure de XNUMX% aux XNUMX XNUMX XNUMX barils de distillats produits quotidiennement au cours de la semaine se terminant le XNUMX mai XNUMX…

Avec la baisse de notre production d'essence, notre ravitaillement en essence en stock en fin de semaine diminué pour la deuxième fois en huit semaines et pour la huitième fois en vingt-huit semaines, chutant de 1,745,000 232,481,000 21 barils à 1,963,000 XNUMX XNUMX barils au cours de la semaine se terminant le XNUMX mai, après que nos stocks d'essence aient diminué de XNUMX XNUMX XNUMX barils par rapport à la semaine précédente...nos approvisionnements en essence ont diminué cette semaine parce que tle montant de essence fournie aux utilisateurs américains augmenté de 255,000 14 barils par jour pour atteindre un sommet de 9,479,000 mois à XNUMX XNUMX XNUMX barils par jour, même comme nos exportations d'essence a chuté de 100,000 733,000 barils par jour à XNUMX XNUMX barils par jour tandis que nos importations d'essence a chuté de 47,000 1,034,000 barils par jour à 8.8 22 255,000,000 barils par jour… après la baisse des stocks de cette semaine, nos approvisionnements en essence étaient 3 % inférieurs aux stocks d'essence du XNUMX mai dernier de XNUMX XNUMX XNUMX barils, et environ XNUMX % inférieurs à la moyenne quinquennale de nos approvisionnements en essence pour cette Le moment de l'année…

Même avec l'augmentation de notre production de distillats, nos approvisionnements en carburants distillés a diminué pour la 13e fois en 23 semaines et pour la 27e fois en 3,013,000 semaines, chutant de 129,082,000 21 XNUMX barils à XNUMX XNUMX XNUMX barils au cours de la semaine se terminant le XNUMX mai, après que nos approvisionnements en distillats aient diminué de 2,324,000 XNUMX XNUMX barils au cours de la semaine précédente….nos approvisionnements en distillats ont diminué davantage cette semaine parce que la quantité de distillats fournis aux marchés américains, indicateur de notre demande intérieure, a augmenté de 403,000 4,461,000 barils par jour à XNUMX XNUMX XNUMX barils par jour, tandis que nos importations de distillats augmenté de 6,000 273,000 barils par jour à XNUMX XNUMX barils par jour, et tandis que nos exportations de distillats a chuté de 186,000 908,000 barils par jour à 21.4 164,327,000 barils par jour… après sept baisses de stocks consécutives, nos approvisionnements en distillats à la fin de la semaine étaient de 22 % inférieurs aux 2020 8 XNUMX barils de distillats que nous avions en stock le XNUMX mai XNUMX, et environ XNUMX% de moins que la moyenne quinquennale des stocks de distillats pour cette période de l'année…

Enfin, avec l'augmentation tant de notre raffinage que de nos exportations de pétrole, notre approvisionnements commerciaux de pétrole brut en stockage a chuté pour la 17e fois au cours des vingt-huit dernières semaines et pour la 26e fois au cours de la dernière année, diminuant de 1,662,000 486,011,000 14 barils, passant de 484,349,000 21 1,320,000 barils le 2 mai à 36 5 2015 barils le 400 mai, après que nos approvisionnements en brut aient augmenté de 21 9.4 534,422,000 barils, le la semaine précédente… après la baisse de cette semaine, nos stocks de pétrole brut commercial étaient environ 22 % inférieurs à la moyenne quinquennale la plus récente des approvisionnements en pétrole brut pour cette période de l'année, mais étaient toujours environ 2020 % supérieurs à la moyenne de nos stocks de pétrole brut à partir de la troisième semaine de mai au cours des 1.6 années au début de cette décennie, avec la disparité entre ces comparaisons résultant du fait que ce n'est qu'au début de 476,493,000 que nos stocks de pétrole ont dépassé pour la première fois les 24 millions de barils….depuis nos stocks de pétrole brut avait atteint des niveaux records lors des blocages de Covid du printemps dernier, nos approvisionnements en pétrole brut commercial au 2019 mai étaient de 11.5% inférieurs aux 434,512,000 25 2018 barils de pétrole que nous avions en stockage commercial le XNUMX mai XNUMX, mais toujours XNUMX. XNUMX% de plus que les XNUMX XNUMX XNUMX barils de pétrole que nous avions en stock le XNUMX mai XNUMX, et aussi XNUMX % de plus que les XNUMX XNUMX XNUMX barils de pétrole que nous avions en stockage commercial le XNUMX mai XNUMX…

Le nombre de plates-formes de cette semaine

Le nombre de plates-formes américaines a augmenté pour la 33e fois au cours des 37 dernières semaines au cours de la semaine se terminant le 28 mai, mais il est toujours en baisse de 42.4% par rapport au nombre de plates-formes pré-pandémiques….Baker Hughes a rapporté que le nombre total de plates-formes rotatives fonctionnant aux États-Unis a augmenté de 2 à 457 plates-formes la semaine dernière, ce qui a également augmenté de 156 plates-formes de la pandémie a frappé 301 plates-formes qui étaient utilisées au rapport du 29 mai 2020, mais était encore 1,472 1,929 appareils de forage de moins que le sommet de l'ère du schiste de 21 2014 appareils de forage déployés le XNUMX novembre XNUMX, la semaine précédente L'OPEP a commencé à inonder le marché mondial du pétrole dans le but de mettre le schiste américain en faillite....

Le nombre de plates-formes de forage pétrolier a augmenté de 3 à 359 plates-formes pétrolières cette semaine, après avoir augmenté de 4 plates-formes pétrolières la semaine précédente, ce qui nous donne désormais 137 plates-formes pétrolières de plus qu'il y a un an, mais toujours à peine 22.3% du récent haut de 1609 plates-formes qui foraient pour le pétrole le 10 octobre 2014….dans le même temps, le nombre de plates-formes de forage ciblant les formations contenant du gaz naturel a diminué de 1 à 98 plates-formes de gaz naturel, ce qui était toujours en hausse de 21 plates-formes de gaz naturel des 77 plates-formes de forage de gaz naturel qui étaient en train de forer il y a un an, mais encore seulement 6.1% du sommet de l'ère moderne de 1,606 7 plates-formes ciblant le gaz naturel qui ont été déployées le 2008 septembre XNUMX….

Le nombre de plates-formes du golfe du Mexique est resté inchangé à 14 plates-formes cette semaine, les 14 plates-formes forant du pétrole dans les eaux offshore de la Louisiane… encore une fois, les 2 plates-formes du Golfe foraient du pétrole au large de la Louisiane… puisqu'il n'y a pas de plates-formes opérant au large des autres côtes américaines à ce moment-là, ni il y a un an, les totaux nationaux de plates-formes offshore de cette semaine sont égaux au nombre de plates-formes du Golfe… Cependant, en plus de ces plates-formes au large, une plate-forme a continué de forer à travers un lac intérieur de la paroisse de St Mary en Louisiane, alors qu'il n'y avait pas de telles plates-formes « eaux intérieures » il y a un an…

Le nombre de plates-formes de forage horizontales actives a augmenté de 3 à 415 plates-formes horizontales cette semaine, ce qui a également augmenté de 144 plates-formes par rapport aux 271 plates-formes horizontales utilisées aux États-Unis le 29 mai de l'année dernière, mais moins d'un tiers des le record de 1372 plates-formes horizontales déployées le 21 novembre 2014…. d'autre part, le nombre de plates-formes directionnelles a diminué de 1 à 27 plates-formes directionnelles cette semaine, ce qui était toujours en hausse de 4 par rapport aux 23 plates-formes directionnelles qui fonctionnaient au cours de la même semaine il y a un an… pendant ce temps, le nombre de plates-formes verticales était inchangé à 15 plates-formes verticales cette semaine, et celles-ci étaient également en hausse de 8 par rapport aux 7 plates-formes verticales utilisées le 29 mai 2020….

Les détails sur les changements de cette semaine dans l'activité de forage par état et par grand bassin de schiste sont présentés dans notre capture d'écran ci-dessous de cette partie de le résumé du nombre de plates-formes pdf de Baker Hughes cela nous donne ces changements… le premier tableau ci-dessous montre les changements hebdomadaires et d'une année sur l'autre du nombre de plates-formes pour les principaux États producteurs de pétrole et de gaz, et le tableau ci-dessous qui montre les changements hebdomadaires et d'une année sur l'autre du nombre de plates-formes pour les principaux États-Unis. bassins de gaz… dans les deux tableaux, la première colonne indique le nombre d'appareils de forage actifs au 28 mai, la deuxième colonne indique la variation du nombre d'appareils de forage en service entre le nombre de la semaine dernière (21 mai) et celui de cette semaine (28 mai), le la troisième colonne indique le nombre de plates-formes actives du 21 mai de la semaine dernière, la 4e colonne indique la variation entre le nombre de plates-formes en cours d'exécution le vendredi et le nombre en cours d'exécution le vendredi avant le même week-end de l'année précédente, et la 5e colonne indique le nombre de plates-formes qui étaient en train de forer à la fin de cette semaine de rapport il y a un an, qui dans le cas de cette semaine était le 29 mai 2020.

Il semble que nous ayons quelques changements de plus que nos totaux ne l'indiquent… en vérifiant d'abord les détails sur le bassin permien au Texas du Rigs par fichier d'État chez Baker Hughes, nous constatons que quatre plates-formes pétrolières ont été ajoutées en District pétrolier du Texas 8, qui est le noyau du Permien Delaware, tandis qu'une plate-forme a été retirée de District pétrolier du Texas 7C, qui englobe les comtés du sud du Permien Midland, ce qui nous donne une augmentation nette de trois plates-formes dans le Texas Permien... ont été retirés de l'extrême ouest du Permien Delaware, pour tenir compte du changement national du bassin du Permien… ailleurs au Texas, nous voyons que trois plates-formes ont été retirées de District pétrolier du Texas 1, et que deux plates-formes ont été ajoutées dans District pétrolier du Texas 2, cette plate-forme a été retirée de District pétrolier du Texas 3, et que trois plates-formes ont été ajoutées dans District pétrolier du Texas 4, dont plusieurs combinaisons auraient pu viser le schiste Eagle Ford, qui s'étend dans une bande étroite à travers la partie sud-est de l'état, pour expliquer ainsi l'augmentation d'une plate-forme dans ce bassin… pendant ce temps, il est évident que la plate-forme retirée du Colorado avait foré dans la craie Denver-Julesburg Niobrara, mais comme nous ne voyons pas de preuve d'une augmentation du bassin de l'Oklahoma dans le tableau ci-dessus, nous devons comprendre que l'augmentation des deux plates-formes dans cet état était dans des bassins que Baker Hughes ne suit pas… ajout dans un bassin que Baker Hughes ne suit pas, ce qui aurait pu être l'un de ces ajouts de l'Oklahoma…

Dégivreur de route ou eaux usées radioactives ? Ohio des groupes s'affrontent pour vendre AquaSalina au public - Le Columbus Dispatch – Traversez l'Ohio en hiver et vous verrez probablement un camion du ministère des Transports de l'Ohio arroser les routes d'une sorte de dégivreur. La plupart du temps, c'est un mélange de sel gemme et d'eau. Mais lorsque les températures descendent en dessous de 20 degrés Fahrenheit, ODOajoute d'autres produits chimiques pour empêcher la saumure de geler. L'un de ces additifs est AquaSalina. Il est fabriqué à Brecksville dans le nord-est de l'Ohio par Nature's Own Source LLC, et le propriétaire Dave Mansbery chante ses louanges depuis des années. C'est de l'eau de mer ancienne. Il fonctionne jusqu'à -15 degrés Fahrenheit. Il est 70 % moins corrosif que les dégivreurs traditionnels et plus efficace par kilomètre de voie, a déclaré Mansbery à un comité de la Chambre de l'Ohio. Il veut passer à l'étape suivante : vendre AquaSalina à tous les habitants de l'Ohio pour leurs trottoirs, leurs allées et leurs porches. Mais Mansbery ne peut pas le faire sans supprimer certaines lois existantes de l'Ohio. C'est là qu'intervient le représentant Bob Young, R-Canton. Il a présentéHouse Bill 282, ce qui mettrait fin à l'exigence selon laquelle les utilisateurs d'AquaSalina paient des frais d'inscription de 50 $ au département des ressources naturelles de l'Ohio et signalent où chaque gallon est répandu. Les Réseau environnemental de Buckeye veut empêcher que cela se produise.Pourquoi ? La réalisatrice Teresa Mills a dit qu'elle avait trois raisons simples : « C'est radioactif. C'est radioactif. C'est radioactif. AquaSalina est fabriqué en raffinant le mélange salé d'eau et d'autres produits chimiques qui remontent dans les pipelines des puits de pétrole et de gaz conventionnels. Mansbery affirme que le rayonnement émis par AquaSalina est sans danger. Les bananes émettent des particules radioactives appelées potassium-40, et Mansbery, qui n'a pas répondu à une demande de commentaire, dit une carafe d'AquaSalina émet moins de radiations"En principe, c'est correct", a déclaré le Dr John Stolz, professeur qui dirige le Centre de recherche et d'éducation environnementales de l'Université Duquesne à Pittsburgh. Il a étudié AquaSalina dans son laboratoire et a déclaré au bureau USA TODAY Network Ohio qu'il existe des différences critiques entre une banane et ce dégivreur en particulier. Les bananes sont des émetteurs bêta, une sorte de rayonnement qui peut être bloqué par les vêtements. Le radium émet à la fois des rayonnements alpha et gamma. "Le gamma n'a pas de masse et peut traverser votre corps", a déclaré Stolz. Le radium devient également "plus chaud" car il se décompose alors que les bananes ne le font pas.

Oberlin, OH se bat toujours pour fermer le tuyau NEXUS de longue date – Les écologistes radicaux continuent d'utiliser la ville d'Oberlin, dans l'Ohio, pour essayer de faire avancer leur programme visant à mettre fin à l'utilisation des gazoducs. Et Oberlin les laisse volontiers faire. Nous faisons référence au dernier dossier judiciaire d'Oberlin (en fait par des lobbyistes de Big Green utilisant Oberlin) contestant la décision de la Commission fédérale de réglementation de l'énergie (FERC) d'approuver le pipeline NEXUS, un pipeline allant du schiste d'Utica au Michigan qui s'écoule pendant des années se raccorder à un pipeline qui exporte une partie du gaz au Canada. Oberlin dit que l'approbation de NEXUS par la FERC est erronée parce qu'une partie du gaz est exportée et n'est pas « dans l'intérêt public ». Lorsqu'un pipeline inter-États comme NEXUS est construit, il a le droit, en vertu de la loi fédérale, d'utiliser le domaine éminent pour «condamner» la propriété appartenant à des propriétaires fonciers qui refusent de négocier et de lui permettre de traverser leurs terres, comme une minuscule bande de terre appartenant à Oberlin. C'est dans la loi, appelé « dans l'intérêt public ». Mais le procès Oberlin soutient que si *une* partie* du gaz circulant dans le tuyau est exportée, comme c'est le cas avec *une* partie* (pas la totalité) du gaz dans NEXUS (circulant vers le Canada), une telle situation n'est pas « dans le public" parce que les citoyens américains n'utilisent/ne bénéficient pas de 100% du gaz.Malheureusement, les juges du DC Circuit ont laissé la porte ouverte aux antis pour essayer de manipuler nos lois par la porte dérobée des tribunaux (voir DC Circuit Court/Antis continuent de perturber le tuyau NEXUS de longue date). Le tribunal a demandé à la FERC de répondre aux allégations de cockamamie dans le procès. La FERC a répondu à la demande du tribunal en justifiant sa décision d'approuver NEXUS. La FERC affirme dans sa réponse qu'en vertu de la loi américaine (appelée Natual Gas Act), si du gaz naturel est exporté par gazoduc vers un pays partenaire de libre-échange, comme le Canada, un tel projet EST considéré « dans l'intérêt public » ( voir La FERC déclare l'approbation de NEXUS dans l'intérêt public concernant les exportations vers le Canada). C'est juste là – dans la loi ! (Peut-être que les antis ne lisent pas?) Même si vous retirez tout le gaz de NEXUS qui va au Canada, la FERC dit qu'il reste suffisamment de gaz ici et est utilisé aux États-Unis pour justifier le projet NEXUS de toute façon, sans les exportations. les radicaux continuent de pousser :Une ville de l'Ohio a déclaré au DC Circuit que le gaz destiné aux marchés étrangers ne devrait pas être utilisé par la Federal Energy Regulatory Commission pour accorder au développeur d'un gazoduc de 2.1 milliards de dollars une autorité de domaine éminente pour sa construction en vertu de la loi sur le gaz naturel.Le DC Circuit a déclaré à la FERC en septembre 2019 qu'il devait répondre aux questions soulevées par Oberlin, Ohio, sur les raisons pour lesquelles les expéditions vers le Canada signifiaient que le pipeline Nexus, achevé depuis, était nécessaire et valait la peine de donner à Nexus Gas Transmission LLC le pouvoir d'exercer un domaine éminent pour le construire. La commission s'est expliquée en septembre 2020.*Quand les contribuables d'Oberlin vont-ils faire preuve de sagesse et empêcher que cette absurdité ne se produise en leur nom ?

Gateway Royalty sonne l'alarme sur le HB n ° 152 de l'Ohio — Gateway Royalty, qui investit dans la production de pétrole et de gaz en achetant une partie des droits de redevance du propriétaire du minerai, tire la sonnette d'alarme au sujet d'un projet de loi soutenu par l'industrie qui obligerait les propriétaires de minéraux non loués à accepter les redevances nettes de l'exploitant du puits. Le HB n° 152 de l'Ohio vise à modifier l'article 1509.28 de la RC, qui prévoit la mise en commun obligatoire des propriétaires de minéraux non loués dans des unités de forage approuvées par le chef de la division Ohio de la gestion des ressources pétrolières et gazières. En vertu de la loi actuelle, un propriétaire de minerai non loué peut choisir (1) de participer à l'exploitation de l'unité selon les conditions de location négociées avec l'exploitant de l'unité, (2) de participer aux conditions de l'ordre de l'unité, ou (3) de choisir de ne pas participer et de payer une pénalité non consentie d'un montant déterminé par le chef. Le HB n° 152, s'il était promulgué, « modifierait fondamentalement les options d'un propriétaire de minerai non loué d'une manière qui profiterait grandement à l'opérateur de l'unité au détriment du propriétaire du minerai », a déclaré Chris Oldham, président de Gateway Royalty. La première option du propriétaire du minerai (qui est l'option par défaut si le propriétaire du minerai refuse les deux autres) exige que le propriétaire du minerai accepte une redevance de 1/8e du produit net reçu par l'exploitant. Le « produit net » est défini dans le projet de loi comme « le produit de la vente de la production moins tous les impôts et tous les frais perçus sur ou en raison de la production et moins tous les coûts de post-production engagés entre la tête de puits et le point de vente ». Sur la base de certaines déductions de coûts des opérateurs actuels, une redevance de 12.5 % en vertu d'un bail net équivaut à une redevance de 6.25 % ou moins. Selon Oldham, un propriétaire de minerai non loué devrait être autorisé à négocier une redevance « produit brut/pas de déduction », ainsi qu'un pourcentage de redevance supérieur à 12.5 %. Oldham dit que de nombreux baux pétroliers et gaziers sont des baux à produit brut dans lesquels la redevance est un pourcentage négocié du prix de vente brut. Oldham dit que ce pourcentage était traditionnellement de 12.5% (1/8ème), mais avec le boom du schiste d'Utica, le pourcentage est désormais «plus souvent compris entre 16 et 20%». Le HB n° 152, dit Oldham, "supprime la possibilité pour un propriétaire de minerai non loué de négocier une redevance sur le produit brut et un pourcentage de redevance supérieur à 12.5%".

Le projet de loi de mise en commun forcé de l'Ohio HB 152 désavantage les propriétaires fonciers non loués – Gateway Royalty tire la sonnette d'alarme sur un nouveau projet de loi qui avance rapidement dans la législature de l'Ohio. Le House Bill (HB) 152 de l'Ohio permet aux foreurs de mettre en commun les propriétaires fonciers si 65% d'une unité de forage est signée par un bail – une barre assez basse si vous nous demandez. Mais ce n'est même pas le pire. Le propriétaire foncier réticent recevrait une redevance standard de 12.5 %, quelle que soit la redevance pour le reste des baux de l'unité, ET des déductions post-production seraient prélevées. Les propriétaires fonciers pourraient de manière réaliste voir une redevance de 6.25 %… ou moins ! Il est temps de brûler les lignes téléphoniques pour que ce projet de loi soit modifié ou rejeté. Gateway Royalty est elle-même propriétaire de redevances – une entreprise qui achète les futurs paiements de redevances pour un paiement forfaitaire maintenant. Certains propriétaires fonciers trouvent l'arrangement avantageux. Gateway est à toutes fins utiles un «propriétaire foncier» dans ce cas. Considérez-les comme un super propriétaire terrien, à l'écoute des problèmes qui affectent les redevances. Gateway décrit les problèmes avec HB 152 dans le communiqué de presse ci-dessous : Le HB n° 152, s'il était promulgué, « modifierait fondamentalement les options d'un propriétaire de minerai non loué d'une manière qui profiterait grandement à l'opérateur de l'unité au détriment du propriétaire du minerai », a déclaré Chris Oldham, président de Gateway Royalty. La première option du propriétaire du minerai (qui est l'option par défaut si le propriétaire du minerai refuse les deux autres) exige que le propriétaire du minerai accepte une redevance de 1/8e du produit net reçu par l'exploitant. Le « produit net » est défini dans le projet de loi comme « le produit de la vente de la production moins tous les impôts et tous les frais perçus sur ou en raison de la production et moins tous les coûts de post-production engagés entre la tête de puits et le point de vente ». Sur la base de certaines déductions de coûts des opérateurs actuels, une redevance de 12.5 % en vertu d'un bail net équivaut à une redevance de 6.25 % ou moins. Selon Oldham, un propriétaire de minerai non loué devrait être autorisé à négocier une redevance « produit brut/pas de déduction », ainsi qu'un pourcentage de redevance supérieur à 12.5 %. Oldham dit que de nombreux baux pétroliers et gaziers sont des baux à produit brut dans lesquels la redevance est un pourcentage négocié du prix de vente brut. Oldham dit que ce pourcentage était traditionnellement de 12.5% (1/8ème), mais avec le boom du schiste d'Utica, le pourcentage est désormais "plus souvent entre 16 et 20%". Le HB n° 152, dit Oldham, "supprime la possibilité pour un propriétaire de minerai non loué de négocier une redevance sur le produit brut et un pourcentage de redevance supérieur à 12.5%".La première option du propriétaire de minerai (qui est l'option par défaut en vertu du projet de loi) exige que l'exploitant verse au propriétaire de minerai non loué une prime de 75 % du taux actuel du marché pour un paiement de prime par acre. Cette disposition est également inacceptable car elle ne représente pas la juste valeur marchande, selon Oldham. La deuxième option pour les propriétaires de minéraux non loués en vertu du projet de loi est de participer aux opérations unitaires en tant que partie consentante aux termes de l'accord d'exploitation conjointe (« JOA ») joint à la demande d'exploitation unitaire. Oldham dit que ce n'est pas une option viable car très peu de propriétaires de minéraux, le cas échéant, peuvent prendre le risque et la responsabilité d'un propriétaire d'intérêt direct, sans parler de la capacité financière de se joindre aux opérations de forage, de complétion et de production de ces puits horizontaux d'Utica. , qui a coûté un minimum de 6.0 millions de dollars à 8.0 millions de dollars par puits. La troisième option consiste à participer aux opérations unitaires en tant que partie non consentante selon les termes du JOA avec des frais de non-participation de 300 % payables sur la part de production du propriétaire non consentant. Oldham dit que la troisième option n'est pas non plus viable car il y a une forte probabilité que l'intérêt des propriétaires de minéraux ne paiera jamais. Oldham dit que puisque ni la deuxième ni la troisième option ne sont viables, les propriétaires de minéraux non loués «seront coincés avec la première option».

La production de gaz en Pennsylvanie continue de grimper – Les sociétés gazières de Pennsylvanie ont produit un total de 1863 Gpi1 au premier trimestre de 2021, en hausse de 5.4 % par rapport à la même période un an plus tôt. Non seulement la production de gaz a augmenté, mais le taux de croissance s'est accéléré par rapport aux quatre trimestres précédents, selon des statistiques récentes du Département de la protection de l'environnement de l'État. Les producteurs de gaz ont constamment produit des quantités croissantes de gaz au cours des quatre dernières années, mais ce taux de croissance a fluctué au fil du temps. Le taux de croissance de la production de gaz de Pennsylvanie a atteint un pic de 18.6 % au troisième trimestre 3 et a progressivement diminué à partir de cette date jusqu'en 2018. L'année dernière, la croissance a été d'environ 2020 % pendant la majeure partie de l'année, mais a recommencé à grimper au début de 3. L'État a signalé que l'industrie avait creusé 2021 nouveaux puits horizontaux au premier trimestre de 133, soit une baisse de 2021 puits, ou 20% par rapport à la même période un an plus tôt. Malgré la baisse des nouveaux puits d'une année sur l'autre, la tendance était à la hausse de 13.1 puits par rapport au trimestre précédent et à la première augmentation trimestrielle depuis le premier trimestre 34. Les nouveaux puits ont considérablement ralenti l'année dernière en raison de la baisse des prix et de la faible demande de gaz. À la fin du mois de mars, l'État a signalé un total de 2020 10,438 puits en production. Les puits horizontaux représentent 99 % de la production de l'État. Ce total était en hausse de 4.9 % par rapport à l'année précédente, le plus faible taux de croissance d'une année à l'autre jamais enregistré. Le taux de croissance des puits producteurs a ralenti car les producteurs forent moins de puits et ferment ou bouchent les puits existants, a rapporté l'État. Sans une augmentation significative des nouveaux puits, la nouvelle production de gaz ralentira probablement ou même stagnera, a rapporté l'État. Les puits de gaz des comtés de Susquehanna, Washington, Green et Bradford représentent près de 69 % de la production de l'État, le comté de Bradford affichant la plus forte croissance de production. La production annuelle totale de la Pennsylvanie était de 7290 Gpi 2020 en 10,291, juste derrière le Texas, qui a produit 2020 2.53 Gpi 1 en 2021. Le prix moyen du gaz de Pennsylvanie était de 3.44 $/MMBtu au premier trimestre de XNUMX, une réduction importante par rapport au prix du gaz à Henry Hub, qui était de XNUMX $/MMBtu. Ce prix moyen était le plus élevé depuis plus de cinq trimestres, et le taux de croissance était plus élevé que le taux de croissance des prix à Henry Hub, a rapporté l'État.

Appel à la transparence de la fracturation - Le procureur général de Pennsylvanie, Josh Shapiro, et d'autres membres démocrates du Sénat ont tenu mardi une conférence de presse virtuelle pour discuter de la législation visant à accroître la transparence et la surveillance de la gestion du forage gazier dans l'industrie de la fracturation hydraulique. Huit recommandations ont été formulées sur la base du rapport d'une enquête de deux ans qui comprenait des témoignages de propriétaires vivant à proximité de sites de forage et d'employés actuels et anciens de l'État, selon un communiqué de presse des démocrates du Sénat de l'AP. Les conclusions du rapport incluent : de nombreuses familles, à proximité de puits ou d'autres sites industriels, ont décrit des éruptions cutanées inexpliquées, des saignements de nez soudains et des problèmes respiratoires. Les démocrates du Sénat visent à introduire des réformes par le biais de projets de loi spécifiquement recommandés par le rapport du Grand Jury. Les huit réformes détaillées dans le communiqué comprennent :

1. Extension des zones de non-forage en Pennsylvanie des 500 pieds requis à 2,500 XNUMX pieds ;
2. Exiger des entreprises de fracturation qu'elles divulguent publiquement tous les produits chimiques utilisés dans le forage et la fracturation hydraulique avant qu'ils ne soient utilisés sur place ;
3. Exiger la réglementation des conduites de collecte, utilisées pour transporter du gaz non conventionnel sur des centaines de kilomètres ;
4. Additionner toutes les sources de pollution de l'air dans une zone donnée pour évaluer avec précision la qualité de l'air ;
5. Exiger un transport plus sûr des déchets contaminés issus des sites de fracturation hydraulique ;
6. Mener une réponse sanitaire globale aux effets de la vie à proximité de sites de forage non conventionnels ;
7. Limiter la capacité des employés du Département de la protection de l'environnement de Pennsylvanie à être employés dans le secteur privé immédiatement après avoir quitté le Département ;
8. Autoriser le bureau du procureur général de Pennsylvanie à exercer une compétence pénale d'origine sur les sociétés pétrolières et gazières non conventionnelles.

« En vertu de cet ensemble de projets de loi, les citoyens et autres pourraient signaler les crimes environnementaux potentiels directement au bureau du procureur général pour enquête sans avoir à passer d'abord par d'autres agences », a déclaré le sénateur Santarsiero. "Cela accélérerait le processus d'enquête et de condamnation pour délits environnementaux et indiquerait clairement aux pollueurs potentiels que les dommages causés à nos terres et à nos eaux auront de réelles conséquences."

L'analyse de l'éthane indique une grave sous-estimation des émissions de méthane dans la production de pétrole et de gaz — Une nouvelle analyse des émissions d'éthane, liées aux émissions de méthane et largement attribuables aux sociétés pétrolières et gazières, montre que l'Agence américaine de protection de l'environnement sous-estime le méthane généré par l'industrie de 46 % à 76 %. Les chercheurs ont longtemps suggéré que le L'EPA sous-estime le niveau des émissions de méthane aux États-Unis, mais il est difficile d'identifier les sources de ces émissions, étant donné que le méthane provient de diverses sources, notamment l'agriculture et les zones humides. La nouvelle étude, publiée le 5 mai dans le Journal of Geophysical Research : Atmosphères, détaille une méthode d'analyse des émissions d'éthane qui relie une part précédemment sous-estimée des émissions de méthane à l'industrie pétrolière et gazière, fournissant de nouvelles informations qui pourraient éclairer les futurs efforts de lutte contre le changement climatique. "Pour autant que je sache, c'est le seul article qui a déterminé que les émissions de méthane du pétrole et du gaz [estimations] sont trop faibles sans réellement mesurer les émissions de méthane", a déclaré l'auteur principal Zachary Barkley, scientifique de l'atmosphère à l'Université d'État de Pennsylvanie. "Il y a clairement une source d'éthane/méthane ici - les puits de pétrole et de gaz - qui sont sous-estimés, et elle doit être prise en compte." Le méthane est un gaz à effet de serre important qui emprisonne la chaleur 28 fois plus efficace que le dioxyde de carbone sur une période de 100 ans. Selon l'étude, les émissions de méthane se sont stabilisées au début des années 2000, mais ont augmenté depuis 2007. Les infrastructures pétrolières et gazières sont sujettes aux fuites de méthane par les vannes et autres équipements pendant la production et l'extraction. Les torchères, une pratique courante dans l'industrie, sont également des sources courantes d'émissions de méthane. L'EPA garde un inventaire de ces émissions, mais les calculs de l'agence ont tendance à être basés sur d'anciennes mesures, selon Barkley. ne tient pas compte de cette augmentation de méthane », a déclaré Barkley dans une interview avec Les temps académiques. « Nous faisons tellement pour essayer de compenser le CO2, et maintenant nous pouvons à peine compenser les changements que nous observons pour le méthane, donc il y a cette grande ruée pour essayer de comprendre ce qui en est la cause, et l'un des grands secteurs qui est été examiné est le pétrole et le gaz. » L'EPA classe le méthane et l'éthane comme des composés organiques volatils « négligeablement réactifs », ou COV, qui sont des composés organiques qui réagissent avec la lumière dans l'atmosphère. En conséquence, l'agence exempte le méthane et l'éthane des limitations d'émissions. En avril, des groupes environnementaux dont le Centre pour la diversité biologique a demandé à l'EPA de retirer le méthane et l'éthane de sa liste des « réactifs négligeables ». « Ce qui se passe lorsque vous faites ces études avec du méthane, c'est que vous finissez par rapporter vos résultats, puis la compagnie pétrolière et gazière viendra après vous et vous dira : « Eh bien, comment savez-vous que ce n'était pas le cas ? une vache? Comment savez-vous qu'il ne s'agissait pas d'un site d'enfouissement ? » a déclaré Barkley. « Quand vous n'utilisez que de l'éthane, pas de méthane, et vous obtenez le même résultat que tous ces autres papiers qui montrent que le Inventaire de l'EPA est éteint, cela tue complètement cet argument, car il ne peut provenir de rien d'autre. "

Le sénateur Bob Menendez présente un projet de loi interdisant le forage en mer dans l'océan Atlantique | Vidéo - Le sénateur américain Bob Menendez a annoncé qu'il introduirait la COAST Act (ou Clean Ocean and Safe Tourism Anti-Drilling Act) pour éloigner les plates-formes pétrolières de l'océan Atlantique, y compris la côte du New Jersey. Le projet de loi empêcherait le département américain de l'Intérieur de délivrer des baux pour l'exploration, le développement ou la production de pétrole ou de gaz dans l'océan Atlantique et le détroit de Floride. En janvier, le président Biden a suspendu le forage dans ces zones dans le cadre des efforts de son administration pour lutter contre le changement climatique, bloquant une décision de l'ancienne administration Trump d'ouvrir la majeure partie de la côte au forage.

Le projet de loi inspiré par les émissions des réservoirs de carburant de South Portland obtient l'approbation du comité - Les parcs de réservoirs de pétrole dans le Maine devraient surveiller en permanence les émissions et prendre d'autres mesures pour réduire les dégagements gazeux des réservoirs aériens en vertu d'un projet de loi qui a reçu l'approbation du comité lundi. Le projet de loi est une réponse aux préoccupations du sud de Portland concernant les odeurs nocives et la pollution de l'air émanant des réservoirs massifs situés le long du front de mer de la ville à proximité des écoles, des quartiers résidentiels et des entreprises. Bien que ces préoccupations remontent à des décennies, une dynamique s'est installée depuis 2019 pour resserrer la surveillance et la déclaration des émissions des réservoirs de pétrole dans le cadre d'un différend très médiatisé entre les régulateurs étatiques et fédéraux sur les niveaux d'émissions. La proposition, qui fait face à des votes supplémentaires dans l'ensemble de la législature, ordonnerait au Conseil de la protection de l'environnement du Maine d'élaborer des règles exigeant l'installation de stations de surveillance « clôture » ​​autour des installations avec des réservoirs hors sol. Les moniteurs à faible coût suivraient ensuite les niveaux d'émissions potentiellement dangereuses dérivant dans les quartiers locaux. Le projet de loi exigerait également l'utilisation de "toits flottants" - qui réduisent l'accumulation de gaz en se reposant à la surface du pétrole - dans des réservoirs de plus de 39,000 XNUMX gallons, et une isolation dans des réservoirs de stockage chauffés à toit fixe pour réduire les changements de température qui peuvent créer des gaz supplémentaires. Le projet de loi ordonnerait également au BEP d'exiger la collecte des émissions créées lors du chargement de carburant dans des camions-citernes vides et l'installation d'une technologie capable de surveiller au moins une fois par mois les fuites des réservoirs de stockage, des canalisations et des raccords.

La pollution au benzène des raffineries de pétrole est une préoccupation dans l'est du KY — Une raffinerie de pétrole de Marathon dans l'est du Kentucky émet du benzène dans l'air à des niveaux supérieurs à ceux qui, selon l'Agence fédérale de protection de l'environnement, nécessitent des mesures pour lutter. Le benzène est un cancérogène bien connu qui peut causer la leucémie. Selon un rapport du Environmental Integrity Project, les lectures de benzène à la raffinerie du comté de Boyd ont bondi de 233% entre 2019 et 2020. Ilan Levin, directeur associé du groupe, a déclaré que les niveaux de l'année dernière étaient de 11% supérieurs au niveau d'action de l'EPA. "Ce ne sont pas nécessairement des violations de la Clean Air Act", a déclaré Levin. "Mais les données indiquent clairement que nous avons un problème dans bon nombre de ces raffineries américaines." Levin a ajouté en 2015, l'EPA a exigé que toutes les raffineries des États-Unis installent des moniteurs de pollution au benzène. À l'échelle nationale, plus de 530,000 57 personnes vivent à moins de cinq kilomètres d'une raffinerie. L'EPA estime que 43% sont des personnes de couleur et 19% vivent avec des revenus inférieurs au seuil de pauvreté. Levin a déclaré qu'il pensait que la réglementation et la surveillance laxistes des raffineries de pétrole menaçaient la santé publique, et a déclaré que l'EPA devrait réagir plus rapidement aux pics à court terme des émissions de benzène. "Les actions comprennent souvent des enquêtes, des demandes d'informations de ces raffineries", a déclaré Levin. "C'est ce que l'EPA doit faire pour une poignée de ces raffineries, en particulier celles qui empirent." Levin a expliqué que le benzène se répand souvent dans les communautés à des niveaux supérieurs à ce qui est signalé, car les raffineries peuvent indiquer d'autres sources à proximité et prétendre que les émissions ne sont pas les leurs. Il a déclaré que les données s'ajoutaient à un nombre croissant de preuves sur les personnes les plus susceptibles de subir les conséquences de la pollution de l'air. "Cela montre que les personnes de couleur et les personnes à faible revenu sont touchées de manière disproportionnée par la pollution industrielle", a déclaré Levin. Il note que les mêmes communautés ont été particulièrement touchées par COVID-XNUMX, où les résidents manquent de soins de santé abordables et ont des taux plus élevés de maladies chroniques qui les rendent particulièrement vulnérables à la pollution de l'air.

De plus en plus d'E&P, de services publics et de midstreamers américains rejoignent la coalition pour réduire les émissions de gaz naturel – Depuis début mars, neuf producteurs de pétrole et de gaz naturel, services publics et exploitants de pipelines et de stockage ont rejoint une coalition qui s'engage à réduire les émissions collectives de méthane à 1 % ou moins. L'avenir énergétique de notre nation (ONE Future), avec des membres dans les secteurs en amont, intermédiaire et en aval, compte désormais 45 membres. En tant que membre, chaque entreprise déclarerait ses émissions de méthane et siégerait au conseil d'administration de ONE Future. Les sociétés privées d'exploration et de production (E&P) BKV Corp., THQ Appalachia I LLC (THQA) et Jonah Energy LLC se sont jointes en avril. BKV, basée à Denver, détient des actifs dans les schistes de Marcellus en Pennsylvanie, ainsi que dans les schistes de Barnett dans le nord du Texas. Selon Richard Hyde, directeur exécutif de ONE Future, BKV « s'est rapidement développé pour devenir l'un des 20 premiers producteurs de gaz naturel aux États-Unis ». Soutenu par Tug Hill Operating LLC, THQA cible également le Marcellus, ainsi que les schistes d'Utica et la formation du Dévonien supérieur dans le nord de la Virginie-Occidentale. « Grâce à l'utilisation de la technologie, nous nous efforçons d'améliorer l'efficacité de nos opérations, de minimiser notre impact environnemental et de créer des partenariats durables au sein des communautés où nous vivons et travaillons », a déclaré Sean Willis, COO de THQA. Jonah Energy, basée dans le comté de Sublette, Wyoming, détient des actifs dans le champ Jonah. L'indépendant produit 550 MMcf/j. Deux nouveaux membres du service public, Black Hills Corp. et DTE Energy, prévoient de déclarer l'intensité de méthane associée aux opérations de distribution. Par l'intermédiaire de filiales, Black Hills fournit du gaz naturel à des clients de l'Arkansas, du Colorado, de l'Iowa, du Kansas, du Montana, du Nebraska, du Dakota du Sud et du Wyoming. La filiale DTE Gas basée à Detroit livre du gaz à 1.3 million de clients dans le Michigan. D'autres entreprises intermédiaires ont également rejoint les efforts de ONE Future pour réduire les émissions de méthane tout en faisant la promotion du gaz naturel. Chaque entreprise s'est engagée à communiquer les résultats de ses secteurs de collecte, de traitement, de transmission ou de stockage.Western Midstream Partners LP (WES) a adhéré en mars. WES possède des propriétés au Texas, au Nouveau-Mexique, au Colorado, en Utah et au Wyoming. Blue Racer Midstream LLC, qui a adhéré en avril, exploite des installations de traitement dans les schistes d'Utica et de Marcellus. Plus récemment, Targa Resources Corp. nous a rejoint début mai. La société intermédiaire exploite des gazoducs dans le bassin permien et en Oklahoma.

Les législateurs de l'État envisagent un projet de loi pour anticiper les restrictions locales sur le gaz naturel – Les législateurs du Michigan ont rejoint près de deux douzaines d'autres États cherchant à arrêter les efforts locaux de lutte contre le changement climatique qui impliquent l'électrification de divers composants de construction et de transport pour réduire les émissions de carbone. Les législateurs de la Chambre ont débattu aujourd'hui House Bill 4575 – parrainé par le représentant de l'État Michele Hoitenga, R-Manton – au sein du comité de la Chambre sur la réforme de la réglementation. Copropriétaire d'une entreprise de conseil en forage pétrolier et gazier avec son mari Philip, Hoitenga a présenté le projet de loi largement préventif dans le but d'empêcher les gouvernements locaux d'adopter, de maintenir ou d'appliquer une ordonnance qui « interdit l'utilisation d'un appareil qui utilise du gaz dans un bâtiment ou une structure résidentielle nouvelle ou existante. Le projet de loi, présenté fin mars, modifierait la loi de 1972 sur le code de construction d'un seul État Stille-DeRossett-Hale. Il est coparrainé par sept autres républicains. protéger les consommateurs contre les conséquences imprévues. » « Le gaz joue un rôle important dans le maintien d'un avenir énergétique propre », a-t-elle déclaré, faisant référence à la transition plus large du charbon. « Nous devons être réalistes… lorsque nous subissons des changements aussi profonds dans l'utilisation de l'énergie. Plusieurs groupes commerciaux de pétrole et de gaz, Michigan Realtors, la Michigan Restaurant and Lodging Association et la Michigan Licensed Beverage Association soutiennent également le HB 4575. Citant un "patchwork" potentiel d'ordonnances locales, le directeur des ventes et du marketing de DTE Gas, HJ Decker, a déclaré que le service public de gaz « soutient les politiques et les réglementations qui élargissent l'utilisation du gaz naturel. » La société mère de DTE Gas, DTE Energy, a également annoncé publiquement un objectif de zéro émission nette de carbone d'ici 2050. Selon une analyse de la House Fiscal Agency, plus de 20 États ont adopté ou présenté des projets de loi qui « interdiraient aux gouvernements locaux changements qui interdiraient l'utilisation d'appareils à gaz dans les nouvelles constructions. La législation est opposée par la ville d'Ann Arbor, où les autorités ont adopté le plan A2Zero qui comprend des stratégies pour électrifier les maisons et les entreprises. Le plan demande plus largement à la ville d'atteindre zéro émission nette d'ici 2030 grâce à la production et aux achats d'énergie renouvelable, à l'efficacité énergétique, aux mesures de protection contre les intempéries et à l'électrification des transports.

Gazoducs : nuire à l'eau potable, aux personnes et à la planète – Des oléoducs et des gazoducs sillonnent les États-Unis et de nouveaux sont encore en construction. Il faudrait des volumes pour documenter tous les dangers qu'ils représentent pour les personnes, la nature et la planète, mais voici un début : émissions de gaz à effet de serre, violations des droits et de la souveraineté des traités autochtones, destruction de l'habitat des espèces menacées, prise de propriété privée sans bénéfice public , contamination des sources d'eau potable, des ruisseaux et des rivières, ruine des fermes et des paysages, décès et blessures dus aux explosions, dommages aux écosystèmes sauvages et injustice environnementale. L'Agence internationale de l'énergie a appelé à une arrêt immédiat des nouveaux investissements dans les pipelines de combustibles fossiles. Avec toutes les alternatives plus propres disponibles, le seul avantage des nouveaux pipelines est d'augmenter les bénéfices des entreprises des propriétaires de pipelines. Pourtant, bien que le potentiel de préjudice soit bien connu, les agences gouvernementales conservent les permis d'estampillage. La FERC a approuvé des dizaines de nouveaux gazoducs inter-États au cours des cinq dernières années. Voici des exemples des pires infractions associées à certaines d'entre elles (restez à l'écoute pour en savoir plus sur le pétrole) :

• Gazoduc Mariner Est 2 parcourt 350 milles de l'Ohio et de la Virginie-Occidentale en passant par la Pennsylvanie. Un gazoduc liquide développé par Energy Transfer Partners (ETP), sa construction a conduit à la contamination de sources d'eau potable pour des dizaines de familles et de fermes le long du tracé du pipeline. Il est également responsable de 320 déversements entre 2017 et 2020, aurait libéré dans l'environnement jusqu'à 405,990 260,000 gallons de fluide de forage, avec plus de 8,000 XNUMX gallons déversés illégalement dans les cours d'eau de Pennsylvanie. Un déversement en août dernier a libéré plus de XNUMX XNUMX gallons de fluides de forage dans un système de zones humides et de cours d'eau qui se déverse dans le lac Marsh Creek, un réservoir d'eau potable près de Philadelphie. La construction du pipeline a également causé des dizaines de gouffres, qui auraient mettre en danger certaines maisons et endommager les autres.
• Également un projet ETP, Rover est un gazoduc de 713 milles qui va de la Virginie-Occidentale, en passant par la Pennsylvanie et l'Ohio, jusqu'au Michigan. Il est rapporté que la société « a accumulé plus de 800 violations de permis étatiques et fédéraux tout en courant pour construire deux des plus grands gazoducs du pays. Un seul déversement a été plus que 2 millions de gallons. La Commission fédérale de régulation de l'énergie (FERC) dénié Rover un soi-disant « certificat général » – l'autorité pour mener des activités de construction de routine sans d'abord demander l'autorisation de la FERC – précisément parce qu'il a conclu que Rover « ne pouvait pas être invoqué pour se conformer aux réglementations environnementales requises pour tous les projets de certificat général ». Les émissions de gaz à effet de serre générées par le projet sur l'ensemble du cycle de vie sont estimées à 145 million de tonnes métriques. Et la FERC a récemment proposé une amende de 20 millions de dollars à Rover parce qu'elle aurait détruit une propriété historique de l'Ohio sans en informer les autorités ni obtenir l'autorisation.
• Un autre des plus grands succès d'ETP, le pipeline Revolution en Pennsylvanie ne mesure que 40 milles de long, mais sur cette courte distance, il a causé des dommages importants. Une explosion en 2018 sur ce pipeline détruit une maison et a entraîné une amende civile de 30.6 millions de dollars. Heureusement, personne n'a été blessé. Le Département de la protection de l'environnement de Pennsylvanie a également déterminé que le pipeline Revolution détruit au moins 23 ruisseaux et 17 zones humides et endommagé 120 autres cours d'eau 70 zones humides. Il y ades centaines d'allégations supplémentaires liés à ce projet.
• Toujours en construction, le pipeline Mountain Valley s'étendrait de la Virginie-Occidentale à travers les Appalaches jusqu'à la Virginie. Il s'agit d'une coentreprise d'EQM Midstream Partners, NextEra Energy, Con Edison Transmission, AltaGas Ltd. et RGC Midstream. Avec des centaines de traversées d'eau prévues, MVP a déjà accepté de payer plus de 2 millions de dollars de pénalités pour plus de 350 violations de la qualité de l'eau citées par Virginie et Virginie de l'Ouest, et il n'est même pas près d'être terminé. Aucun autre gros pipeline n'a jamais été approuvé à travers ces nombreux kilomètres de pentes abruptes et de zones à haut risque de glissement de terrain - plus de 200 miles de « haute sensibilité aux glissements de terrain ». Des pentes plus raides signifient généralement de plus grandes menaces pour les rivières et les ruisseaux propres ainsi que pour risques accrus d'explosions. Les émissions de gaz à effet de serre du cycle de vie complet que le projet générerait s'il était pleinement utilisé sont estimées à près de 90 millions de tonnes par an – l'équivalent de 23 centrales au charbon américaines moyennes ou plus de 19 millions de véhicules de tourisme. MVP fait face à de nombreuses poursuites judiciaires alléguant des violations de nos lois environnementales fondamentales, notamment la Loi sur les espèces en voie de disparition, la Loi sur l'assainissement de l'eau et la Loi sur la politique nationale de l'environnement.

La période de commentaires pour les principaux permis d'eau de Mountain Valley Pipeline est ici – Le pipeline Mountain Valley, longtemps retardé, nécessite l'approbation d'un permis de franchissement de cours d'eau s'il doit être achevé. Le moment est maintenant venu de déterminer si le projet devrait l'obtenir. Les commentaires du public sont attendus vendredi au US Army Corps of Engineers on Mountain. La proposition de Valley Pipeline LLC de déverser des matériaux de dragage et/ou de remblayage dans les zones humides et autres eaux, tandis que les régulateurs environnementaux de Virginie-Occidentale prennent des commentaires avant une audience publique virtuelle prévue le 22 juin sur l'opportunité d'approuver un permis d'eau pour le projet.Mountain Valley Pipeline LLC, la coentreprise propriétaire du pipeline, a toujours des demandes en instance auprès des régulateurs environnementaux des États de Virginie-Occidentale et de Virginie pour environ 300 franchissements de cours d'eau, tandis qu'elle demande l'approbation de la Commission fédérale de réglementation de l'énergie pour creuser sous 120 plans d'eau supplémentaires. Le mois dernier, la protection de l'environnement a demandé 90 jours supplémentaires au-delà des 120 jours accordés par l'US Army Corps of Engineers. l'agence d'examiner la demande de permis d'eau de Mountain Valley Pipeline LLC. Le Virginia Department of Environmental Quality a demandé en mars une année supplémentaire pour examiner la demande de permis de pipeline. Les deux départements ont déclaré lundi qu'ils n'avaient pas eu de réponse du Corps. Le Corps n'a pas pu être contacté pour commenter. Le pipeline Mountain Valley est conçu pour être un système de gazoduc de 303 milles allant du nord-ouest de la Virginie-Occidentale au sud de la Virginie traversant Wetzel, Harrison, Doddridge, Lewis, Braxton, Webster, Nicholas, Greenbrier, Comtés de Fayette, Summers et Monroe dans l'État des montagnes. Il est prévu de fournir jusqu'à 2 milliards de pieds cubes par jour de gaz naturel des formations de schiste Marcellus et Utica aux marchés des régions du centre de l'Atlantique et du sud-est des États-Unis. -chemin pour construire le pipeline et une emprise permanente de 125 pieds de large pour entretenir et exploiter le pipeline une fois en service. Mountain Valley prévoit que le projet aura des impacts temporaires sur plus de 50 21,000 pieds linéaires de cours d'eau et 10 acres de zones humides en Virginie-Occidentale pendant la phase de construction.

Hurst : Mountain Valley Pipeline n'est pas l'avenir dont la Virginie a besoin | Chroniqueurs – Le MVP n'est pas nécessaire et il devrait être annulé. Au cours des deux dernières années, la construction de MVP a pollué des ruisseaux et des ruisseaux en Virginie et en Virginie-Occidentale, des puits et des étangs asséchés et des fermes en ruine. La société a prouvé qu'elle ne pouvait pas empêcher des quantités massives de sédiments d'étouffer nos cours d'eau, les représentants de l'État ont finalement ordonné une amende de plus de 2 millions de dollars pour plus de 300 violations du permis du projet. Ce processus destructeur – mené sur des terres privées, saisies pour la cupidité des entreprises – a entraîné la perte de moyens de subsistance pour de nombreuses communautés que je représente. C'est pourquoi j'ai introduit le HB 646 en 2020 qui a augmenté les sanctions en cas d'infraction. Le projet de loi a été adopté et signé par le gouverneur. Le pipeline devrait maintenant coûter 6.2 milliards de dollars, soit le double de l'estimation initiale, et il a trois ans et demi de retard sur son calendrier initial. S'il est achevé, le pipeline pourrait générer des émissions de gaz à effet de serre équivalentes à 3 centrales au charbon – la dernière chose dont nous avons besoin pendant cette période critique. Malheureusement, Mountain Valley Pipeline et son extension proposée en Caroline du Nord, « Southgate », ne sont pas destinés à desservir les communautés qu'ils perturbent. Au lieu de cela, ils seraient reliés à un réseau national de pipelines qui, selon certains, est déjà surdimensionné, à un moment où la demande de gaz naturel est en déclin. Alors que la construction avance à grands pas, les risques environnementaux et juridiques continuent d'augmenter. Alors que MVP tente de lier un projet de canalisation principale incomplet à l'extension de Southgate, les tribunaux ont annulé divers permis permettant au pipeline de traverser des eaux, des forêts nationales et des habitats d'espèces protégées. Le Département de la qualité de l'environnement de Caroline du Nord a récemment rejeté, pour la deuxième fois, une demande de permis d'eau requis pour la construction dans l'État. MVP a également besoin de nouveaux permis d'eau de Virginie, de Virginie-Occidentale et d'une agence fédérale à la suite d'un litige. Compte tenu de tous les dommages observés et de l'avenir incertain, ce projet doit être annulé.

Les contrats à terme sur le natgas américain tombent à près de 4 semaines en raison d'un temps plus doux (Reuters) – Les contrats à terme sur le gaz naturel américain ont glissé à un creux de près de quatre semaines lundi alors que la production augmentait et sur les prévisions de temps plus doux et de demande moindre au cours des deux prochaines semaines que prévu. Les commerçants ont noté qu'un temps plus frais réduirait la quantité de générateurs d'électricité à gaz brûlés pour maintenir le ronronnement des climatiseurs. Les contrats à terme sur gaz du premier mois NGc1 ont chuté de 2.0 cents, ou 0.7%, pour s'établir à 2.886 $ par million d'unités thermiques britanniques, leur plus bas niveau depuis le 27 avril. Cela a également mis le premier mois en baisse pour un cinquième jour consécutif pour la première fois. depuis début mars. Le fournisseur de données Refinitiv a déclaré que la production de gaz dans les 48 États américains inférieurs était en moyenne de 90.9 milliards de pieds cubes par jour (bcfd) jusqu'à présent en mai, contre 90.6 bcfd en avril. C'est encore bien en deçà du record mensuel de novembre 2019 de 95.4 milliards de pi85.0/d. Avec le temps plus doux à l'horizon, Refinitiv a prévu que la demande moyenne de gaz, y compris les exportations, passerait de 84.6 Gpi10.9/j cette semaine à 11.5 Gpi6.0/j la semaine prochaine. Les prévisions pour la semaine prochaine étaient inférieures aux prévisions de Refinitiv vendredi. La quantité de gaz acheminée vers les usines d'exportation de GNL des États-Unis s'est établie en moyenne à 6.1 milliards de pieds cubes par jour en mai, en baisse par rapport au record mensuel d'avril de XNUMX milliards de pieds cubes par jour. La baisse était due à des problèmes à court terme et à l'entretien printanier normal de quelques usines de la côte du Golfe et des gazoducs qui les alimentent. Les exportations de pipelines américains vers le Mexique, quant à elles, se sont élevées en moyenne à XNUMX milliards de pieds cubes par jour jusqu'à présent en mai, juste après le record mensuel d'avril de XNUMX milliards de pieds cubes par jour, selon les données de Refinitiv.

Les natgas américains augmentent légèrement alors que la hausse des prix mondiaux stimule les exportations - (Reuters) – Les contrats à terme sur le gaz naturel américain ont légèrement augmenté mardi en raison des attentes selon lesquelles une hausse des prix mondiaux relancerait les exportations américaines à des niveaux record dans les semaines à venir. Cette augmentation des prix aux États-Unis est survenue malgré les prévisions d'un temps plus doux, d'une demande plus faible et d'une augmentation constante de la production. Au cours de leur avant-dernier jour du premier mois, les contrats à terme sur gaz NGc1 pour livraison en juin ont augmenté de 2.7 cents, ou 0.9%, pour s'établir à 2.913 $ par million d'unités thermiques britanniques. Lundi, le contrat a clôturé au plus bas depuis le 27 avril après avoir baissé pendant cinq jours consécutifs. Le contrat NGN21 de juillet, qui sera bientôt le premier mois, a gagné environ 2 cents à 2.98 $ le mmBtu. Le fournisseur de données Refinitiv a déclaré que la production de gaz dans les 48 États américains inférieurs était en moyenne de 90.9 milliards de pieds cubes par jour (bcfd) jusqu'à présent en mai, contre 90.6 bcfd en avril. C'est encore bien en deçà du record mensuel de novembre 2019 de 95.4 milliards de pi10.9/d. La quantité de gaz acheminée vers les usines d'exportation de GNL des États-Unis s'est établie en moyenne à 11.5 milliards de pieds cubes par jour en mai, en baisse par rapport au record mensuel d'avril de 1 milliards de pieds cubes par jour. La baisse était due à des problèmes à court terme et à l'entretien printanier normal de quelques usines de la côte du Golfe et des gazoducs qui les alimentent. Mais avec les prix du gaz européen TRNLTTFMc2018 proches de leur plus haut depuis septembre 1 et les prix asiatiques du JKMc10 supérieurs à XNUMX $ par mmBtu, les analystes ont déclaré s'attendre à ce que les acheteurs du monde entier continuent d'acheter des quantités presque record de gaz américain.

Le contrat à terme sur le gaz naturel de juin est annulé à la suite d'un gain important — Les contrats à terme sur le gaz naturel mercredi se sont appuyés sur les gains d'un jour plus tôt, car un changement favorable dans les perspectives de la demande météorologique a compensé les attentes d'une injection de stockage à trois chiffres avec le rapport d'inventaire en attente du gouvernement fédéral jeudi. stockage eia 21 mai Le contrat Nymex de juin a gagné 7.1 cents jour/jour et a été annulé après s'être établi à 2.984 $/MMBtu mercredi. Il avait gagné 2.7 cents mardi. Le contrat de juin a oscillé près du niveau de 3.00 $ sur une grande partie de sa durée à l'avant de la courbe, mais il n'a pas réussi à franchir et à rester au-dessus de ce seuil. Juillet, qui prend le relais en tant que mois rapide jeudi, a gagné 5.3 cents à 3.027 $. Spot Gas National Avg de NGI. a augmenté d'un demi-cent à 2.700 $. En termes de demande de gaz naturel pour refroidir les maisons et les entreprises, les prévisions de mercredi se sont améliorées par rapport au début de la semaine, avec une chaleur plus intense probablement la semaine prochaine dans le Midwest et l'Est, a déclaré Bespoke Weather Services. Les deux sont des régions clés pour la consommation de gaz naturel. "Les prévisions se sont globalement améliorées", a déclaré Bespoke mercredi. Alors que de l'air plus frais est toujours attendu dans la partie médiane du pays et dans le nord-est au cours du week-end imminent du Memorial Day, les frissons "semblent assez brefs avant que le billonnage de niveau supérieur ne s'installe à nouveau dans l'est des États-Unis. Cela maintient la demande totale au cours des 15 prochains jours comme un tout au-dessus de la normale, même avec la période plus froide en jeu.

La construction de stockage de gaz aux États-Unis plus importante que prévu entraîne une baisse des prix du Henry Hub – Les champs de stockage de gaz naturel aux États-Unis ont injecté 115 milliards de pieds cubes pour la semaine terminée le 21 mai – bien plus que prévu – ce qui a entraîné une baisse générale des contrats à terme sur Henry Hub le 27 mai. montré. La construction s'est avérée supérieure à l'ajout de 2.215 milliards de pieds cubes attendu par une enquête d'analystes de S&P Global Platts. C'était en dehors de la fourchette des attentes car les réponses à l'enquête variaient d'une injection de 107 à 94 Bcf. Il était également supérieur à la moyenne quinquennale de 112 milliards de pieds cubes, selon les données de l'EIA. C'était la première fois en un mois que l'injection était supérieure à la moyenne. Une forte demande d'exportation et des niveaux de production médiocres ont entraîné une saison d'injection décevante jusqu'à présent. Les fondamentaux de l'offre et de la demande aux États-Unis ont montré un ralentissement significatif au cours de la semaine de référence, alors que le dernier souffle de demande de chauffage de la semaine précédente s'est finalement dissipé, faisant baisser la demande des secteurs résidentiel-commercial et industriel de près de 91 milliards de pieds cubes par jour, selon S&P Global Platts Analytics. Une augmentation de la demande de consommation d'électricité, qui a augmenté de 6.5 Gcf/j sur la semaine, a été atténuée par une baisse de 1.7 MMcf/j des livraisons de gaz d'alimentation de GNL, laissant la demande totale inférieure de 600 Gcf/j en semaine pour une moyenne de 5.2 Gcf/j . En amont, les approvisionnements sont restés essentiellement stables. L'injection pourrait être la seule augmentation à trois chiffres pour toute la saison d'injection 81.8, car les prévisions pour la semaine en cours et la semaine à venir laissent présager un marché plus serré, car le temps plus chaud devrait augmenter la demande de consommation d'électricité, laissant moins de gaz disponible pour injecter dans le stockage. Les volumes de stockage s'élèvent désormais à 2021 Gcf, ou 381 %, de moins qu'il y a un an de 15 Tcf et 2.596 Gcf, ou 63 %, en deçà de la moyenne quinquennale de 3 Tcf. Le 2.278 mai, lors de sa première journée de détention de la position du mois prompt, le contrat NYMEX Henry Hub de juillet a chuté de 27 cents/MMBtu, le reste de l'été jusqu'en octobre l'ayant suivi en baisse. La bande de contrat d'hiver de novembre à mars a été moins sujette, mais pas de beaucoup, car les prix ont chuté de plus de 7 cents/MMBtu. Cela a poussé le solde de l'été en dessous du niveau de support de 6 $/MMBtu, se négociant maintenant plus près de 3 $/MMBtu, tandis que la bande d'hiver reste fermement au-dessus à 2.95 $/MMBtu, bien que la pression de vente semble augmenter. Le modèle d'offre et de demande de Platts Analytics prévoit actuellement une injection de 3.13 Gpi80 pour la semaine se terminant le 28 mai. Cela augmenterait à nouveau le déficit à la moyenne quinquennale alors que la demande de consommation d'électricité commence à augmenter. La demande totale est en hausse de 1.7 Gpi3.4/j d'une semaine à l'autre alors qu'une baisse de la demande résidentielle-commerciale et industrielle a réduit les effets d'une augmentation d'environ XNUMX GpiXNUMX/j de la demande de consommation d'électricité.

Contrats à terme sur le gaz naturel de juillet, les prix au comptant s'effondrent après un rapport d'inventaire baissier – Tirés à la baisse après un rapport d'inventaire baissier du gouvernement, les contrats à terme sur le gaz naturel ont plongé jeudi après avoir gagné plus de 7.0 cents à l'expiration du contrat de juin un jour plus tôt. Le contrat Nymex de juillet, à ses débuts en tant que premier mois, a chuté de 6.9 ​​cents jour/jour et s'est établi à 2.958 $/MMBtu. Il avait clôturé au-dessus de 3.00 $ mercredi. Le mois d'août a également perdu du terrain, chutant de 6.7 cents jeudi à 2.978 $. Spot Gas National Avg de NGI. a perdu 6.0 cents à 2.640 $ alors que les températures se sont refroidies dans le Haut-Midwest et que les prévisions prévoyaient une demande légère ce week-end à venir. Les échanges de jeudi concernaient le gaz livré du vendredi au lundi 31 mai. Les échanges de gaz naturel vendredi concerneront les livraisons de gaz de juin le mardi 1er juin. fin des projections des analystes et signalait une demande plus faible que la plupart des modèles. L'EIA a signalé une injection de 115 milliards de pieds cubes de gaz naturel dans les stocks pour la semaine terminée le 21 mai. les montagnes à l'ouest et au nord du pays. La météo a minimisé la demande dans les régions clés, selon NatGasWeather. Pourtant, une demande de refroidissement avait émergé en Occident et les analystes anticipaient une construction plus légère que celle fournie par EIA. Avant la publication du rapport, un sondage Bloomberg montrait une estimation médiane de 106 Bcf tandis qu'une enquête de Reuters a atterri à une construction médiane de 106 Bcf. Une enquête du Wall Street Journal a révélé une attente moyenne de construction de 101 Bcf. Le modèle de NGI prévoyait une injection de 107 Bcf. Les estimations se comparent à une augmentation de 105 Gpi 91 du stockage un an plus tôt et à une injection moyenne sur cinq ans de 21 Gpi 2,215 . La construction de la semaine du 2,596 mai a porté les stocks à 2,278 11 Gpi 10 . Cela se compare au niveau de l'année précédente de XNUMX XNUMX Gpi XNUMX et à la moyenne sur cinq ans de XNUMX XNUMX Gpi XNUMX . Mais l'augmentation de la semaine dernière a néanmoins signalé une certaine détente de la demande. En plus des conditions météorologiques, les niveaux d'exportation de gaz naturel liquéfié (GNL) la semaine dernière ont reculé par rapport aux récents sommets supérieurs à XNUMX milliards de pieds cubes. Cette tendance à la baisse, bien que censée refléter des interruptions d'entretien, s'est prolongée cette semaine et a freiné l'influence d'un catalyseur majeur pour les prix du gaz naturel ce printemps. Les volumes de gaz d'alimentation GNL ont oscillé juste en dessous de XNUMX milliards de pieds cubes jeudi, selon les données de NGI.

Les contrats à terme sur le natgas américain atteignent un sommet en une semaine suite à la flambée des prix mondiaux (Reuters) – Les contrats à terme sur le gaz naturel américain ont atteint vendredi leur plus haut niveau en plus d'une semaine, soutenus par des prévisions de températures plus clémentes dans deux semaines et une augmentation prévue des exportations de gaz naturel liquéfié (GNL). On s'attendait à ce que des températures plus élevées en deux semaines augmentent la demande de carburant pour alimenter les générateurs et maintiennent le bourdonnement des climatiseurs. Pourtant, les commerçants ont déclaré que la demande de la semaine prochaine était probablement similaire à celle de cette semaine, maîtrisée par le temps doux et les vacances du Memorial Day lundi. Les contrats à terme sur gaz NGc1 du premier mois ont augmenté de 2.8 cents, ou 0.9%, pour s'établir à 2.986 $ par million d'unités thermiques britanniques, leur clôture la plus élevée depuis le 18 mai. Pour la semaine, le contrat a augmenté d'environ 3% après avoir chuté d'environ 2% la semaine dernière. Pour le mois, le contrat a augmenté d'environ 2% après avoir gagné environ 12% le mois dernier. Le fournisseur de données Refinitiv a déclaré que la production de gaz dans les 48 États américains inférieurs était en moyenne de 91 milliards de pieds cubes par jour (bcfd) en mai, contre 90.6 bcfd en avril. Cela, cependant, était encore bien en deçà du record mensuel de novembre 2019 de 95.4 milliards de pieds cubes par jour. Avec un temps plus chaud à venir après la semaine de vacances du Memorial Day aux États-Unis, Refinitiv a prévu que la demande moyenne de gaz, y compris les exportations, passerait de 83.6 milliards de pieds cubes par jour cette semaine à 84.1 milliards de pieds cubes par jour la semaine prochaine avec une augmentation prévue des exportations de GNL et de 90.1 milliards de pieds cubes par jour en deux semaines alors que le temps se réchauffe. utilisation de la climatisation. Les prévisions pour la semaine prochaine étaient légèrement supérieures aux prévisions de Refinitiv jeudi. La quantité de gaz acheminée vers les usines d'exportation de GNL des États-Unis s'est établie en moyenne à 10.8 milliards de pieds cubes par jour en mai, en baisse par rapport au record mensuel d'avril de 11.5 milliards de pieds cubes par jour. La baisse est attribuable à des problèmes à court terme et à l'entretien printanier normal de quelques usines de la côte du Golfe et des gazoducs qui les alimentent. Mais avec les prix du gaz européen proches de leur plus haut depuis septembre 2018 et les prix asiatiques supérieurs à 10 $ par mmBtu, les analystes ont déclaré s'attendre à ce que les acheteurs du monde entier continuent d'acheter tout le GNL que les États-Unis peuvent fournir. Les exportations de pipelines américains vers le Mexique, quant à elles, se sont élevées en moyenne à 6.0 milliards de pieds cubes par jour jusqu'à présent en mai, juste après le record mensuel d'avril de 6.1 milliards de pieds cubes par jour, selon les données de Refinitiv.

Le Conseil approuve la prolongation d'un an de l'installation de gaz naturel liquéfié de 542 millions de dollars — Le conseil municipal de Jacksonville a approuvé la demande d'Eagle LNG Partners LLC, basée à Houston, pour une autre année pour commencer la construction de son installation d'exportation de gaz naturel liquéfié estimée à 542 millions de dollars à North Jacksonville. Le Conseil a voté 17-0 pour prolonger la date limite d'Eagle LNG pour commencer la construction du 31 mai de cette année au 31 mai 2022. L'accord est lié à un incitatif municipal de 23 millions de dollars. Le Conseil a approuvé l'ordonnance 2021-0241, qui autorise la prolongation, dans le cadre de son ordre du jour de consentement du 25 mai. Un dirigeant d'Eagle a déclaré le 22 avril que les fermetures de frontières liées au coronavirus dans certains pays des Caraïbes et d'Amérique centrale au cours de l'année dernière et les ordonnances de quarantaine ont empêché l'entreprise de conclure des contrats clients avec les entreprises de services publics appartenant au gouvernement et privées qui recevraient le transport de GNL de Jacksonville . « Nous avons perdu un an. Cela ne fait aucun doute », a déclaré Linda Berndt, vice-présidente des relations gouvernementales et publiques d'Eagle LNG. "Nous avons demandé une prolongation d'année en raison de la lenteur de la récupération de certaines de ces îles, mais nous voulons y aller plus tôt qu'un an." Eagle LNG aura jusqu'au 31 décembre 2025 pour terminer l'installation sur 200 acres au 1632 Zoo Parkway le long de la rivière Saint-Jean avec 12 nouveaux emplois à temps plein en place. Le Conseil a voté en décembre 2019 pour accorder à Eagle LNG une subvention de récupération de valeur améliorée pouvant atteindre 23 millions de dollars, sur la base de 50 % de l'augmentation progressive des taxes ad valorem, selon un résumé législatif déposé avec le projet de loi. L'investissement d'Eagle en dehors des États-Unis pourrait être presque le double de ce qu'il prévoit à Jacksonville. Le président de la société, Sean Lalani, a déclaré en novembre 2019 qu'Eagle était prêt à dépenser jusqu'à 1 milliard de dollars pour recevoir des infrastructures dans des pays non identifiés d'Amérique centrale et des îles des Caraïbes. L'installation d'Eagle à North Jacksonville utilisera des navires méthaniers à plus faible volume pour cibler de petits marchés relativement mal desservis qui ont besoin de moins d'approvisionnement pour fonctionner que les services publics des pays asiatiques, nord-américains et européens, selon les dirigeants de l'entreprise.

Les exportations et la demande mondiale font grimper les prix et les revenus des principaux producteurs américains de LGN au premier trimestre – La forte demande internationale de gaz de pétrole liquéfié a entraîné une forte augmentation des prix réalisés au cours du premier trimestre, augmentant les revenus de LGN de ​​certains producteurs de schiste américains de plus de 100 % par rapport à la période de l'année précédente. Les 10 plus grands producteurs de schiste couverts par S&P Global Market Intelligence a enregistré des gains d'une année sur l'autre des prix réalisés des LGN de ​​77 % à 180 % au cours du trimestre. Les prix du pétrole et des LGN se sont améliorés par rapport à la même période un an plus tôt et même par rapport aux niveaux du quatrième trimestre 2020. Le contrat mensuel moyen à terme sur le pétrole brut Brent a augmenté de 22 % par rapport à la même période de l'année précédente, tandis que le prix au comptant moyen des LGN du Mont Belvieu a augmenté de plus de 130 %. - des augmentations annuelles des prix et des revenus des LGN, ont déclaré qu'ils s'attendaient à ce que les prix des LGN et du pétrole restent forts. La conformité à l'OPEP+ façonne l'augmentation de l'offre pour mieux correspondre à la reprise de la demande », a déclaré William Way, président et chef de la direction de Southwestern Energy, lors de la conférence téléphonique sur les résultats trimestriels de la société. « Le paysage des LGN reste également prometteur, avec de faibles niveaux de stockage de propane et une demande mondiale accrue d'éthane et de propane. » Antero Resources Corp., le troisième producteur de gaz naturel du pays et le plus grand producteur de LGN des Appalaches, a également évoqué l'amélioration « bienvenue, mais pas du tout surprenante » des prix des LGN lors de son appel de bénéfices. Antero a déclaré qu'un des principaux moteurs des flux de trésorerie disponibles au premier trimestre était l'augmentation des prix des matières premières, en particulier les prix des LGN C2021+, qui se sont élevés en moyenne à plus de 8 $/b au cours du trimestre. Les analystes de Northland Capital Markets ont déclaré dans une note du 3 mai qu'ils prévoyaient que les réalisations nettes d'Antero généreraient entre 40 et 12 millions de dollars de flux de trésorerie disponibles jusqu'à la fin de l'année, car les prix du GPL en Asie et en Europe restent élevés. "Les exportations estivales, la saison des récoltes d'automne et les conditions météorologiques hivernales sont toutes sur le pont pour maintenir les prix du propane au-dessus de la courbe à terme", ont déclaré les analystes. Le deuxième producteur de LGN des Appalaches, Range Resources Corp. à « une forte demande sur un marché où l'offre a diminué ». Range a affiché une réalisation de prix de NGL avant couverture de 300 $/b, son plus haut depuis fin 400, et une prime de NGL de 26.35 $/b au Mont Belvieu. était de 2018% plus élevé d'une année sur l'autre, tandis que l'offre a diminué de 1.52% », a déclaré Dennis Degner, vice-président principal et directeur de l'exploitation de Range, lors d'une conférence téléphonique sur les résultats. "Pour l'avenir, nous voyons les prix du marché du propane et du butane, car les soldes de stockage de ces LGN sont beaucoup plus serrés par rapport à l'année dernière."

Des projets massifs d'exportation de GNL le long de la côte de la Louisiane pourraient capturer 1 million de tonnes de carbone - Une entreprise proposant quatre terminaux d'exportation de gaz naturel liquéfié dans le sud de la Louisiane prévoit de capter les gaz à effet de serre d'au moins deux de ses projets pour les stocker en profondeur afin d'empêcher le carbone de pénétrer dans l'atmosphère. Venture Global LNG, basée à Arlington, en Virginie, prévoit d'utiliser une technologie de pointe pour capturer le carbone du processus de liquéfaction, comprimer le CO2, puis l'injecter dans des aquifères salins pour un stockage permanent. La société n'a pas précisé quel pourcentage du carbone total produit serait capturé pour le stockage, et les documents de permis sur les émissions de son usine ne sont pas suffisamment connus pour déterminer l'importance de la réduction. La société a déclaré qu'elle pourrait étendre l'effort de capture du carbone au-delà des deux projets à ses quatre terminaux proposés en Louisiane. L'un est déjà en construction dans la paroisse côtière de Cameron, où un autre projet est proposé. Deux autres sont proposés au sud de la Nouvelle-Orléans. "Notre emplacement en Louisiane nous positionne de manière unique pour être le pionnier du déploiement de cette technologie en raison de la géologie qui peut prendre en charge l'injection et le stockage de CO2 à l'échelle industrielle", a déclaré Mike Sabel, PDG de Venture Global, dans un communiqué de presse. «Grâce à ce projet historique de capture et de séquestration du carbone, nous nous appuierons sur notre technologie de pointe existante pour développer du GNL encore plus propre dans nos installations afin de déplacer le charbon dans le monde entier.» La demande pour une version plus propre du GNL est élevée parmi les pays qui prévoient d'atteindre zéro émission nette de carbone d'ici 2050. Le carbone est un gaz à effet de serre qui contribue au changement climatique en entrant dans l'atmosphère et en provoquant la détérioration de la couche d'ozone protectrice de la Terre. La société a déclaré que le million de tonnes de carbone capturé chaque année équivaudrait aux émissions de 1 200,000 voitures qui ne roulent plus sur la route depuis 20 ans. Venture Global LNG a déclaré qu'elle avait déjà terminé "une analyse d'ingénierie et géotechnique complète" pour le plan de séquestration du carbone pour deux projets - son site de Calcasieu Pass au sud de Lake Charles et Plaquemines LNG au sud de la Nouvelle-Orléans - et attend les approbations réglementaires. Entre les deux terminaux d'exportation, la société prévoit de séquestrer 500,000 XNUMX tonnes de carbone chaque année.

Les équipes continuent de travailler au nettoyage du déversement de pétrole le long du ruisseau Norfolk – La côte américaine dit qu'elle continue de réagir à une marée noire à Norfolk. Les autorités ont déclaré qu'un réservoir d'huiles usées qui se trouvait sur le rivage a débordé dans Steamboat Creek mardi après-midi. Nous ne savons pas combien de pétrole s'est retrouvé dans l'eau, mais la Garde côtière affirme que la source est sécurisée. Environ 300 pieds de rivage seraient touchés. La Garde côtière a déclaré que "la partie responsable a été identifiée et coopère pleinement et participe à tous les efforts de réponse". Jeudi, la Garde côtière a déclaré que les équipes d'intervention en cas de déversement de pétrole avaient collecté environ 200 gallons de mélange d'huiles usées et d'eau, ainsi que 185 sacs de débris souillés depuis le début des efforts de nettoyage. Le ministère de la Santé de Virginie a déclaré que le nettoyage devrait prendre plusieurs semaines et exhorte les gens à éviter la zone. Les gens ne devraient pas entrer dans Steamboat Creek pour pêcher ou nager. Le VDH a déclaré que les résidents à proximité pourraient sentir l'huile pendant le nettoyage. Une équipe d'enquête sur la pollution du secteur de la Garde côtière en Virginie, le département de la qualité de l'environnement de Virginie, le département de la gestion des urgences de Virginie et le bureau du prévôt des incendies de Norfolk travaillent avec les agences locales pour coordonner les opérations de nettoyage et évaluer les impacts environnementaux.

Le nettoyage de la marée noire se poursuit au large de la rivière Elizabeth – Une énorme opération est en cours à Norfolk pour arrêter les dommages causés par une marée noire à Steamboat Creek. Les garde-côtes américains, plusieurs agences de l'État de Virginie et la ville de Norfolk s'efforcent de nettoyer le pétrole et d'évaluer les dégâts. Découvert mardi après-midi, le déversement proviendrait d'un "incident de débordement d'un réservoir d'huiles usées" à terre. Environ 300 pieds de rivage ont été touchés, mais la Garde côtière ne sait toujours pas combien de pétrole a été déversée dans l'eau. L'agence affirme que la source est désormais sécurisée. Le secteur de la Garde côtière en Virginie, le Département de la qualité de l'environnement de Virginie, le Département de la gestion des urgences de Virginie et les équipes de pompiers de la ville de Norfolk travaillent avec d'autres agences pour maîtriser le déversement. Les équipes d'intervention en cas de déversement d'hydrocarbures ont déployé un mile de barrage flottant et ont collecté au moins 200 gallons d'huiles usées mélangées à de l'eau. Ils ont nettoyé 130 sacs de débris souillés au cours des 24 premières heures depuis qu'ils ont répondu pour la première fois au déversement. "Notre objectif est l'unité d'effort entre nos agences partenaires dans ce nettoyage en cours", a déclaré le lieutenant Savannah Kuntz, le représentant fédéral du coordonnateur sur les lieux de la Garde côtière. "Notre objectif est de minimiser les impacts sur les zones écologiquement sensibles et les espèces présentes, et nous sommes très reconnaissants d'avoir des partenaires étatiques et locaux qui sont au cœur de nos efforts."

Colonial Pipeline dit que la perturbation temporaire du réseau a été résolue (Reuters) – Colonial Pipeline, le plus grand oléoduc des États-Unis, a annoncé vendredi avoir résolu une interruption temporaire du réseau, quelques semaines seulement après qu'une attaque de ransomware a paralysé la livraison de carburant pendant plusieurs jours dans la région du sud-est. Colonial plus tôt vendredi a rencontré un problème de réseau, a indiqué la société, mais a rétabli le service sur son réseau. Le problème n'était pas associé à des logiciels malveillants, a déclaré la société. La société avait précédemment déclaré que les expéditeurs avaient des problèmes pour saisir et mettre à jour les nominations pour les livraisons. La "fonctionnalité du système est revenue à la normale", a déclaré la société. La raison des problèmes de réseau n'était pas immédiatement claire. Le système de nomination des navires de Colonial est exploité par un tiers, Transport4, ou T4, une société privée, qui gère une logistique similaire pour d'autres sociétés pipelinières. T4 a déclaré vendredi que son application fonctionnait pour tous les clients et transporteurs. Il n'a pas commenté le problème de réseau actuel de Colonial et a déclaré que les données entre T4 et Colonial se transigeaient normalement. Les problèmes de réseau de vendredi sont la deuxième occurrence de tels problèmes depuis l'attaque du début du mois. Colonial est le plus grand système de carburant aux États-Unis, représentant des millions de barils de livraisons quotidiennes vers la côte est et le sud-est des États-Unis. Peu de temps après que Colonial ait restauré les opérations après le piratage, il a subi une brève panne de réseau qui a empêché les clients de planifier les expéditions à venir sur la ligne. À l'époque, Colonial a déclaré que la perturbation avait été causée par les efforts de l'entreprise pour durcir son système et qu'elle n'était pas le résultat d'une réinfection de son réseau. Le sud-est des États-Unis se remet toujours de la panne de ligne de six jours du début du mois et des problèmes d'approvisionnement qu'elle a causés dans la région. Environ 6,000 16,000 stations-service étaient toujours sans carburant cette semaine, selon la société de suivi GasBuddy, contre un pic de plus de 40 20. Près de XNUMX% des stations-service de la capitale, Washington, étaient sans ravitaillement jeudi, a déclaré GasBuddy. Plus de XNUMX % des stations de Caroline du Nord, de Géorgie et de Caroline du Sud étaient également vides. Le piratage a également fait grimper les prix de l'essence plus tôt que prévu cette année. À l'approche du week-end du Memorial Day, le début traditionnel de la saison de conduite estivale, les automobilistes américains voient les prix de l'essence les plus élevés en sept ans.

Le piratage de ransomware colonial stimule les premières réglementations de cybersécurité pour l'industrie des pipelines - Le Department of Homeland Security s'apprête à réglementer la cybersécurité dans l'industrie des pipelines pour la première fois dans le but d'empêcher une répétition de une attaque informatique majeure qui a paralysé près de la moitié de l'approvisionnement en carburant de la côte est ce mois-ci - un incident qui a mis en évidence la vulnérabilité des infrastructures critiques aux attaques en ligne. autorités, ont déclaré de hauts responsables du DHS. Il suivra dans les semaines à venir un ensemble de règles obligatoires plus robustes sur la façon dont les sociétés pipelinières doivent protéger leurs systèmes contre les cyberattaques et les mesures qu'elles doivent prendre en cas de piratage, ont déclaré les responsables. L'agence n'a proposé que des directives volontaires dans le passé. L'attaque de ransomware qui a conduit Colonial Pipeline à fermer son pipeline pendant 11 jours ce mois-ci a incité de l'essence pénuries et achats de panique dans le sud-est des États-Unis, y compris dans la capitale nationale. Si cela avait duré beaucoup plus longtemps, cela aurait pu affecter les compagnies aériennes, les transports en commun et les raffineries de produits chimiques qui dépendent du carburant diesel. Le directeur général de Colonial a déclaré la société a payé 4.4 millions de dollars à des pirates étrangers pour libérer ses systèmes. La cyberattaque a incité le secrétaire du DHS, Alejandro Mayorkas et d'autres hauts responsables à réfléchir à la manière dont ils pourraient utiliser les pouvoirs existants de la TSA pour apporter des changements à l'industrie, ont déclaré les responsables. Les stations-service du sud-est des États-Unis ont vu de longues files d'attente. le 10 mai, alors que Colonial Pipeline tente de rétablir les opérations à la suite d'une attaque de ransomware. (The Washington Post) "L'administration Biden prend de nouvelles mesures pour mieux sécuriser les infrastructures critiques de notre pays", a déclaré la porte-parole du DHS, Sarah Peck, dans un communiqué. « TSA, en étroite collaboration avec [la Cybersecurity and Infrastructure Security Agency], se coordonne avec les entreprises du secteur des pipelines pour s'assurer qu'elles prennent toutes les mesures nécessaires pour accroître leur résilience aux cybermenaces et sécuriser leurs systèmes. »

Un exploitant de pipeline américain signale des piratages au gouvernement fédéral – Les exploitants de pipelines américains doivent effectuer des évaluations de cybersécurité conformément aux directives de l'administration Biden. Le piratage d'un ransomware a perturbé l'approvisionnement en gaz dans certains États ce mois-ci. La directive de la Transportation Security Administration publiée jeudi permettra également aux propriétaires et aux exploitants de pipelines nationaux de signaler les cyberincidents au gouvernement fédéral et aux coordonnateurs de la cybersécurité pour travailler avec les autorités en cas de telles attaques. Obligatoire d'être disponible à tout moment Fermer le pipeline colonial.. Les sociétés pipelinières qui fonctionnaient auparavant sur la base de directives volontaires ont suivi des directives de sécurité qui reflétaient l'accent mis par le gouvernement sur la cybersécurité avant l'attaque de mai contre Colonial, un département principal de la sécurité intérieure. Si vous ne le faites pas, vous risquez des amendes à partir de 7,000 12 $ par jour. Les fonctionnaires ont dit. « La progression des attaques de ransomware au cours des 18 à XNUMX derniers mois pose des risques pour la sécurité nationale et s'inquiète de l'impact sur les fonctions clés de l'État », a déclaré un responsable. C'était. Anonymat pour discuter des détails réglementaires avant la sortie officielle. Les organisations criminelles, souvent basées en Russie ou ailleurs en Europe de l'Est, ont utilisé le cryptage pour brouiller les données cibles et déclencher une vague d'attaques de ransomware exigeant une rançon. Les victimes comprennent les gouvernements des États, les gouvernements locaux, les hôpitaux, les chercheurs en médecine et les entreprises de toutes tailles, et certaines victimes sont même incapables d'effectuer leur travail quotidien.

Pénurie de gaz 2021 : pourquoi la Géorgie dépend-elle d'un seul gazoduc ? – L'arrêt de six jours du Colonial Pipeline, qui a épuisé les réserves de carburant de plus des deux tiers des stations-service du métro d'Atlanta, a montré à quel point la Géorgie est vulnérable aux interruptions de son approvisionnement énergétique. La cyberattaque du début du mois a clairement montré que, dans un pincement, il existe peu d'alternatives pratiques pour remplacer la capacité massive du pipeline. L'État est loin d'être seul. Le pipeline de 5,500 45 milles de long fournit environ 70 % de l'essence, du diesel et du carburéacteur de la côte Est. Le Sud-Est est encore plus dépendant. Colonial livre plus de 2016 % des carburants de transport à la Géorgie, la Caroline du Sud, la Caroline du Nord et la Virginie, selon l'Energy Information Administration fédérale, y compris vers des artères cruciales telles que l'aéroport international Hartsfield-Jackson. La raison pour laquelle l'approvisionnement en carburant de la Géorgie n'est pas plus diversifié est façonnée par une confluence de facteurs – et il n'y a pas de solution facile. Contrairement à de nombreux États du Golfe, du Midwest et des Rocheuses, la Géorgie ne produit ni ne raffine aucun pétrole, donc tous les produits pétroliers doivent être transportés ici. Les pipelines, qui pompent le carburant des raffineries sur de longues distances jusqu'aux clients, sont souvent l'option la plus rentable, mais se heurtent à une opposition croissante de la part des élus, des propriétaires fonciers et du public. Les alternatives sont chères ou encore à des années d'une adoption généralisée. Plusieurs rapports gouvernementaux au cours des dernières années ont mis en garde contre la dépendance de l'État vis-à-vis des pipelines. Les tempêtes de la côte du Golfe, y compris les ouragans Katrina et Harvey, et une fuite de pipeline en 2019 en Alabama ont préfiguré les ravages qui pourraient être causés si de tels systèmes étaient entravés. "La Géorgie est extrêmement vulnérable aux interruptions d'approvisionnement dues aux conditions météorologiques et aux interférences humaines", a conclu un rapport de 1960 de l'Autorité géorgienne des finances environnementales. Bien qu'il existe des alternatives pour le transport des carburants, aucune d'entre elles n'est bon marché. Le transport de pétrole par camion depuis la côte du Golfe est inefficace, car les véhicules sont limités par la quantité qu'ils peuvent transporter. Et le transport par train peut être coûteux. Pendant ce temps, la loi Jones, vieille d'un siècle, exige que toutes les marchandises transportées dans le pays par des navires soient transportées sur des navires construits aux États-Unis qui appartiennent et sont exploités par des Américains. De tels pétroliers peuvent être coûteux à construire et à exploiter, et il est parfois moins coûteux d'importer du pétrole étranger. Pour cette raison, la Géorgie s'est appuyée sur des pipelines pour transporter son pétrole – Colonial, construit dans les années 1940, et le plus petit Products (SE) Pipe Line, construit dans les années 720,000 et connu, jusqu'à récemment, sous le nom de Plantation Pipeline. Ce dernier transporte environ 3 XNUMX barils par jour contre XNUMX millions de barils pour son concurrent. Tous deux ont leur siège à Alpharetta.

Les sauveteurs retirent le carburant diesel du bateau élévateur Seacor Power qui a chaviré – Les équipes de sauvetage ont retiré tout le carburant diesel des réservoirs du bateau élévateur Seacor Power chaviré dans le golfe du Mexique, ont annoncé mercredi les garde-côtes américains. Les sauveteurs ont retiré environ 20,363 XNUMX gallons de carburant diesel du navire renversé. en utilisant la méthode de taraudage à chaud, qui implique de percer dans les réservoirs de carburant, de raccorder un tuyau et de transférer le carburant dans des réservoirs portables, a déclaré la Garde côtière. Environ 4,500 19 gallons de fluide hydraulique encore à bord devront être retirés une fois le navire soulevé car les réservoirs sont actuellement inaccessible, a déclaré l'agence, ajoutant que les réservoirs n'avaient pas été compromis. Maintenant que le carburant diesel a été retiré, les sauveteurs se concentreront sur l'élimination des débris et le renflouement du navire. La Garde côtière a déclaré qu'elle s'attend à ce que le navire ne soit pas levé avant juin, car le calendrier dépend de nombreux facteurs, notamment la sécurité des équipes de sauvetage, les conditions météorologiques et tout nouveau changement structurel pouvant survenir. La Garde côtière a déclaré qu'elle continue de surveiller pour tout déversement d'hydrocarbures, et le propriétaire du bateau élévateur, Seacor Marine, a une organisation d'intervention en cas de déversement d'hydrocarbures (OSRO). Il y avait XNUMX personnes à bord lorsque le Seacor Power, battant pavillon américain renversé dans des conditions météorologiques extrêmes dans le golfe du Mexique le mois dernier. Six personnes ont été secourues par les garde-côtes et les navires du bon samaritain, six personnes sont mortes dans l'accident etsept sont toujours portés disparus. L'incident fait l'objet d'une enquête par le National Transportation Safety Board (NTSB) et la Garde côtière.

Un puits de gaz explose dans la paroisse de St. Mary, brûlant quatre personnes, selon l'État - Un puits de gaz naturel a explosé dans la paroisse de St. Mary mardi après-midi à la suite d'une éruption de puits de pétrole, faisant au moins quatre blessés. La Texas Petroleum Investment Company était en train de sceller un puits de gaz naturel sur Little Wax Bayou à Belle Isle dimanche après-midi lorsque le puits a explosé pour des raisons inconnues, selon le ministère des Ressources naturelles de la Louisiane. Wild Well Control, une société de contrôle de puits de Houston, a répondu à l'éruption lundi après-midi. Cependant, alors qu'il travaillait sur le déversement incontrôlé, l'essence exposée s'est enflammée et a provoqué une explosion mardi. On ne sait pas ce qui a causé l'allumage. Au moins quatre personnes – tous des employés de Wild Well – avaient des brûlures aux mains et au visage, selon Wild Well Control. Au moins un des blessés a été transporté par avion au Centre médical régional Notre-Dame de Lourdes à Lafayette, selon leur porte-parole, Elisabeth Arnold.

Quatre personnes blessées dans l'explosion d'un puits de gaz dans le bayou de Louisiane – Les autorités confirment que quatre personnes ont été blessées dans une explosion mardi dans un puits de gaz naturel dans les eaux intérieures de la paroisse St. Mary. Les travailleurs de Wild Well Control, une entreprise d'intervention en cas de déversement de pétrole, tentaient de maîtriser une éruption dans un puits appartenant à Texas Petroleum Investment Co. lorsqu'une étincelle a enflammé le gaz naturel provenant du puits, selon Patrick Courreges du département de la Louisiane. des ressources naturelles. Le personnel de Wild Well a subi des brûlures aux mains et au visage, a déclaré Courrèges. Le puits est situé dans le marais le long du Big Wax Bayou, à l'ouest de Belle Isle, près du delta de la rivière Atchafalaya. Un examen des données pétrolières et gazières de l'État montre que le puits a été foré pour la première fois en 1965. TPIC a reçu un permis pour boucher et abandonner le puits en mars et y travaillait lorsque l'éruption a commencé dimanche. "Des entrepreneurs travaillant au bouchage d'un puits dans le champ de Belle Isle ont été blessés lorsqu'une étincelle a mis le feu au gaz naturel", a déclaré mercredi le porte-parole de TPIC, David Margulies, dans une déclaration écrite. « L'incident a commencé dimanche alors que les ouvriers tentaient de boucher le puits abandonné. Le flux de gaz au puits s'est arrêté et le feu est éteint. Les travailleurs reçoivent des soins médicaux et des équipes sont sur place pour protéger l'environnement et maîtriser le puits. » Margulies a mis à jour sa déclaration mercredi après-midi pour ajouter que l'incendie de mardi "a été éteint en deux heures et que le débit de gaz a été minimisé". La société avait fait appel à des équipes de Wild Well Control, basée à Houston, qui indique sur son site Web qu'elle est le premier fournisseur mondial de services d'intervention d'urgence pour le contrôle des puits. I TPIC indique sur son profil LinkedIn qu'il s'agit d'une société privée basée à Houston qui exploite plus de 2,000 5 puits en production le long des côtes du Texas, de la Louisiane, du Mississippi et de l'Alabama. L'unité d'intervention d'urgence de la police de l'État de Louisiane était sur les lieux mardi après-midi vers 00hXNUMX avec du matériel HAZMAT, a déclaré le soldat Thomas Gossen. Randall Mann de l'Ambulance acadienne a déclaré que quatre hélicoptères et cinq unités au sol étaient intervenus pour emmener quatre patients dans les hôpitaux de la région. L'un s'est rendu à la Nouvelle-Orléans en hélicoptère, deux en ambulance et un autre a été transporté à l'hôpital Lafayette en hélicoptère. Les autorités ont déclaré que les équipes travaillaient pour arrêter l'éruption du puits depuis dimanche et que l'émission de gaz semblait être sous contrôle lorsqu'elle s'est enflammée. Le feu a cessé de brûler après l'accident de mardi, mais Courrèges a déclaré mercredi que les équipes travaillaient toujours pour s'assurer que le puits est sécurisé.

Shell a repoussé une offre de raffinerie d'un milliard de dollars pour le site du couvent fermé en Louisiane, selon le groupe -Un groupe qui dit avoir été repoussé dans le but d'acheter Raffinerie de pétrole Royal Dutch Shell's Convent pour 1 milliard de dollars, dit qu'il est déterminé à acheter et également à construire une nouvelle raffinerie pour traiter le pétrole plus léger provenant de la zone de schiste de Bakken dans la région du Dakota du Nord. être à vendre », a déclaré Coleman Ferguson, qui représente l'acheteur proposé American Clean Energy Refining LLC et a travaillé chez Texaco pendant plus de trois décennies et connaît bien la raffinerie de Convent. « S'ils (Shell) ne veulent pas vendre la raffinerie pour une raison quelconque, nous sommes toujours intéressés par les quais, les réservoirs et les infrastructures. Nous allons construire une raffinerie, nous devons juste trouver un site », a-t-il déclaré. La start-up envisage de construire une deuxième raffinerie autonome pour 2 milliards de dollars, qui devait être sur le site de Shell, avec une capacité de 300,000 2020 barils d'"huile de fracturation" chaque jour, a-t-il déclaré. Shell n'a pas directement commenté les efforts du groupe pour acheter la raffinerie de Convent. dans un e-mail. "Dans le processus de commercialisation de la raffinerie du couvent et de tous les autres actifs dans le monde, nous prenons en compte un large éventail de qualifications et de facteurs, y compris la capacité et l'expérience d'un acheteur potentiel à exploiter en toute sécurité un site de fabrication complexe." La société avait commencé à commercialiser sa raffinerie en juillet 60, mais est passée en mode d'arrêt plusieurs mois plus tard, licenciant des centaines de travailleurs et des centaines d'autres sous-traitants. Shell a déclaré avoir trouvé des postes au sein de l'entreprise pour environ XNUMX% des travailleurs du couvent. Maintenant, la raffinerie est dans les "étapes finales du processus de préservation et sera bientôt un actif totalement inactif et préservé", selon Shell. La société continue d'"évaluer activement" ses options, y compris "les futurs efforts de marketing potentiels".

Valero mise sur le diesel renouvelable et la capture du carbone – Valero Energy Corp., basée à San Antonio, mise son avenir sur la conviction que toutes les voitures et tous les camions ne seront pas alimentés à l'électricité dans les années à venir et que le monde aura toujours besoin de carburants liquides. Le raffineur indépendant se lance à fond dans des projets de capture de carbone et de diesel renouvelable, un carburant produit à partir de graisses animales et de déchets, tels que les huiles de cuisson usagées. D'autres entreprises américaines font de même. Le raffineur de Houston Phillips 66 a déclaré qu'il prévoyait de produire 800 millions de gallons de diesel renouvelable par an d'ici 2024, et Marathon Petroleum, basé en Ohio, a déclaré en mars qu'il convertirait une raffinerie californienne pour produire le carburant. De leur côté, les majors pétrolières et gazières européennes – BP, Shell et Total, qui produisent et raffinent toutes les trois du pétrole – se positionnent agressivement pour un avenir nettement moins dépendant des énergies fossiles. Ils versent des milliards dans des projets solaires, éoliens et même hydrogène. Une fois raffiné, le diesel renouvelable peut alimenter n'importe quel véhicule diesel en circulation aujourd'hui. Valero, classé 32e sur la liste des entreprises Fortune 500, estime que le carburant réduit les émissions de 80 % par rapport au diesel ordinaire. Depuis 2018, Valero a dépensé des centaines de millions de dollars pour étendre son entreprise de diesel renouvelable. La société a augmenté la production de sa raffinerie de diesel à St. Charles, en Louisiane, et construit une nouvelle installation de production dans sa raffinerie de Port Arthur qui sera achevée en 2023.

Ils voulaient continuer à travailler. ExxonMobil les a bloqués. – Le lock-out a commencé le 1er mai, connu dans la plupart des régions du monde comme la Journée internationale des travailleurs. En quelques heures, l'ExxonMobil Corporation a escorté 650 raffineurs de pétrole à Beaumont, au Texas, du travail, remplaçant les membres expérimentés de la section locale 13 des Métallurgistes unis (USW) - 243 par des travailleurs temporaires - et espérant forcer un vote sur la dernière proposition de contrat d'Exxon. . L'USW maintient que la proposition viole les principes de base de l'ancienneté, et plus de trois semaines après que les membres du syndicat ont été expulsés de leurs installations, ils restent en lock-out. "Nous aurions préféré que tout le monde continue de travailler jusqu'à ce que nous parvenions à un accord", a déclaré Bryan Gross, représentant du personnel de l'USW, à In These Times. "C'était notre objectif." Parce que les grèves et les lock-out sont souvent des mesures prises dans des circonstances plus difficiles, soit lorsque les négociations sont complètement au point mort ou sont menées de mauvaise foi, les Métallos ont proposé une prolongation de contrat d'un an. Mais Exxon a rejeté l'offre, attendant d'énormes changements dans le langage contractuel concernant l'ancienneté, la sécurité et les licenciements. « C'est un problème de contrôle », ajoute Gross. "Exxon veut le contrôle." Alors que l'industrie pétrolière tente de déqualifier (et finalement de désyndicalisation) sa main-d'œuvre, les travailleurs des raffineries comme ceux de Beaumont se retrouvent assiégés. Non seulement leur industrie cède sous le poids d'une crise sanitaire mondiale, mais le changement climatique en est venu à menacer leurs moyens de subsistance mêmes. De nombreux travailleurs restent sceptiques quant aux plans existants pour une transition juste. Depuis le début de la pandémie de coronavirus en mars 2020, les raffineurs ont pris des mesures drastiques pour compenser les fortes baisses du prix du pétrole en réduisant la production, en vendant des actifs et même en fermant certaines installations. Alors que le taux de syndicalisation dans l'industrie pétrolière et gazière est actuellement plus élevé que dans le reste des États-Unis (15 % contre près de 11 %, selon Reuters), BP, Marathon Petroleum Corporation et Cenovus Energy ont réduit les coûts de main-d'œuvre en réduisant leurs effectifs ou en sous-traitant à des travailleurs non syndiqués. Exxon semble suivre. Local 13 – 243 membres JT Coleman, qui travaille à la raffinerie de Beaumont depuis une décennie maintenant, craint que l'embauche d'un si grand nombre de ces travailleurs non syndiqués pour exploiter l'installation puisse blesser quelqu'un. « Nous connaissons bien l'équipement », dit-il. « Ils ne sont pas entraînés comme nous. Le Syndicat des Métallos a déposé des plaintes auprès du National Labor Relations Board, accusant Exxon de refuser de négocier, de modifier son accord avec le syndicat et de recourir à la coercition. Exxon n'a pas immédiatement répondu à une demande de commentaire d'In These Times. Les plaintes arrivent à un moment où l'avenir du pétrole, au Texas et au-delà, n'a jamais été aussi incertain. En février, trois violentes tempêtes hivernales ont frappé l'État, tuant 100 personnes et laissant des millions de personnes sans électricité. Des tempêtes similaires ont frappé le Texas en 1989 et 2011, mais les législateurs de l'État n'ont pas tenu compte des appels d'experts pour moderniser le réseau électrique à l'époque.

Bechtel engagé pour concevoir une usine de transformation de gaz naturel en essence au Texas —Le développeur d'énergie Nacero Inc. a fait appel à l'entrepreneur mondial en ingénierie et en construction Bechtel pour concevoir une usine de 6.5 à 7 milliards de dollars que l'entreprise prévoit de construire dans le bassin permien – une installation selon Nacero serait la première usine de fabrication de gaz naturel en essence du pays. . Le 25 mai, Nacero a attribué un contrat d'ingénierie et de conception (FEED) à Bechtel pour l'installation de 115,000 100 barils par jour, qui, selon les responsables du projet, intégrera la capture, la séquestration du carbone et une énergie 22% renouvelable. Le 3,500 avril, l'Odessa Development Corp. et Nacero, basée à Houston, ont annoncé leur intention de construire l'usine à Penwell, au Texas, juste à l'extérieur d'Odessa. "Ce projet change vraiment la donne", a déclaré le président de Bechtel Energy, Paul Marsden, dans un communiqué. « La décarbonisation est une clé de notre transition énergétique ici aux États-Unis et dans le monde », a déclaré le président de Bechtel Energy, Paul Marsden, dans une déclaration à ENR. « Nacero et son approche pionnière de l'essence à faible teneur en carbone correspondent parfaitement à ces ambitions. Des efforts comme celui-ci permettent également aux gens ordinaires de contribuer à la transition énergétique vers le zéro net. C'est vraiment puissant. » Une fois que Bechtel aura terminé le contrat FEED, elle fournira une proposition de prix forfaitaire pour l'ingénierie, l'approvisionnement et la construction. Les responsables du projet affirment que Bechtel utilisera des pratiques de conception durables et s'efforcera de réduire l'empreinte carbone du projet, à la fois dans la chaîne d'approvisionnement et pendant la construction. «Pour que l'Amérique atteigne ses objectifs nationaux en matière d'énergie et d'atténuation du changement climatique, nous avons besoin d'une grande vision et d'une exécution axée sur le laser. Bechtel est au centre pour nous aider à y parvenir », a déclaré le président et chef de la direction de Nacero, Jay McKenna, dans un communiqué. À son apogée, la construction de la première phase de quatre ans devrait employer 70,000 100,000 ouvriers qualifiés sur place et produire 350 XNUMX barils par jour de composant d'essence, prêt à être mélangé. La deuxième phase devrait durer encore deux ans et portera la capacité à XNUMX XNUMX barils par jour. Lorsqu'elle sera pleinement opérationnelle, l'usine emploiera XNUMX opérateurs à temps plein et du personnel de maintenance.

L'intérieur approuve les baux de forage de l'ère Trump malgré le gel de Biden – lundi 24 mai 2021 – Le ministère de l'Intérieur a émis des dizaines de baux pétroliers vendus au cours des dernières semaines de l'administration Trump – et pourrait en émettre plus de 200 autres – suscitant la colère d'un groupe environnemental qui soutient que cette décision constitue une violation du gel des baux de l'administration Biden. Le président Biden a ordonné un moratoire sur les nouvelles locations de pétrole et de gaz peu de temps après son entrée en fonction. Cette pause - qui interdit la vente aux enchères régulière des droits de forage dans les terres et les eaux fédérales - est en place pendant que l'administration procède à un examen complet du programme fédéral de pétrole et de gaz qui tient compte à la fois des impacts climatiques et des avantages économiques du développement des vastes réserves de pétrole du pays. combustibles fossiles. Interior a émis environ trois douzaines de baux pétroliers et gaziers depuis cette commande. La plupart proviennent d'une vente de l'administration Trump en janvier au Nouveau-Mexique, le plus grand État fédéral producteur de pétrole, où le moratoire sur les baux pétroliers de Biden a rencontré des critiques mitigées de la part des dirigeants démocrates. Jeremy Nichols, directeur de la campagne climatique pour WildEarth Guardians, a déclaré que ces baux ne devraient pas. t ont été finalisés. Nichols, dont l'organisation a remarqué avec surprise l'émission des baux du Nouveau-Mexique ce mois-ci, a déclaré qu'un procès était « définitivement sur la table ». « C'est juste malheureux », a-t-il déclaré dans un courriel. « Avec [Interior Secretary] Deb Haaland reconnaissant que le crédit-bail sous Trump bafouait la science, la contribution publique et tribale et l'intégrité, il est dommage qu'il soit peut-être nécessaire de plaider davantage." Les baux du Nouveau-Mexique ne sont pas les seuls qui ont été vendu aux enchères dans les derniers jours de l'administration Trump, conférant des droits de 10 ans pour développer des minéraux dans ces régions. Plus de 200 autres baux pétroliers et gaziers ont été vendus il y a environ six mois par le ministère de l'Intérieur. Alyse Sharpe, porte-parole du Bureau of Land Management, a déclaré que «le Bureau examine activement les baux des ventes de baux de décembre 2020 pour s'assurer qu'ils sont conformes aux lois et règlements fédéraux applicables et à la lumière de diverses poursuites en cours.

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