القصة

اكتشافات النفط: ولاية بنسلفانيا تقود الطريق

اكتشافات النفط: ولاية بنسلفانيا تقود الطريق



We are searching data for your request:

Forums and discussions:
Manuals and reference books:
Data from registers:
Wait the end of the search in all databases.
Upon completion, a link will appear to access the found materials.

واجه البشر الأوائل رواسب نفطية تتسرب بشكل طبيعي في مواقع متفرقة في جميع أنحاء العالم. لاحظ المستكشفون الأسبان في كاليفورنيا في أربعينيات القرن الخامس عشر النفط. وبالمثل ، وجدته بعثة De Soto اللاحقة في ما يعرف اليوم بتكساس. حصل الكيميائي في جامعة ييل Benjamin Silliman Jr. على لقب "أبو صناعة البترول" ، وذلك بفضل تطويره لطرق التجزئة الضرورية لاستخلاص نواتج التقطير من الزيت. كشف زيت الصخور "بواسطة سيليمان في عام 1855 أنه يمكن إنتاج الكيروسين المفيد للغاية والمنتجات الثانوية الأخرى اقتصاديًا. في عام 1859 ، أصبح" العقيد "إدوين إل كليفلاند وبيتسبيرج مراكز تنقية رائدة ، وأصبح الكيروسين متاحًا على نطاق واسع كوقود للتدفئة والإضاءة. ساعد اكتشاف النفط الرخيص في تغيير أنماط الحياة في معظم أنحاء العالم من خلال تمكين الأنشطة التجارية والترفيهية الليلية. تزامن عصر النفط مع تطور صناعة الصلب. عبّر شخصيات بارزة في مجال الأعمال مثل جون دي روكفلر عن اهتمام مبكر بأعمال النفط ، لكنه تأثر سلبًا بفوضى حقول النفط في بنسلفانيا. لقد فهم أن النفط لا يمكن أن يحقق إمكاناته إلا إذا كان إنتاجه مركزيًا بشكل صارم - واستفاد من الوضع. لم يدم النفط في بنسلفانيا طويلًا ، ولكن تم اكتشاف اكتشافات جديدة ضخمة في لويزيانا وتكساس وأوكلاهوما وكاليفورنيا. سوف يقزمون الإمدادات السابقة.


الإعلانات

موقع المسح السيزمي ثلاثي الأبعاد متعدد العملاء من Polarcus Block A2-A5. أكملت Polarcus ، بالتعاون مع وزارة البترول في غامبيا وشركة GeoPartners ، مؤخرًا مسحًا زلزاليًا ثلاثي الأبعاد من RightBAND TM متعدد العملاء بطول 1،504 كيلومتر مربع فوق كتل A2 و A5 ، داخل حوض MSGBC الغزير البحري في غامبيا. يقع حجم بيانات النطاق العريض الحديث هذا في منطقة لا توجد بها تغطية زلزالية ثلاثية الأبعاد سابقة ، وحيث تم مؤخرًا تأكيد الطابع التجاري لاكتشاف النفط SNE في السنغال المجاورة. حدد فحص الحجم الجديد متعدد العملاء ثلاثي الأبعاد عددًا من الخيوط الهيكلية والطبقية في الاتجاه مع الاكتشافات السنغالية ، مما يؤكد أن مفهوم اللعب الصخري الجديد في المياه العميقة يمتد إلى غامبيا. يوفر استطلاع Polarcus 'Block A2-A5 التصوير الأمثل للسماح بتقييم هذه المنطقة المرتقبة للغاية.

تم الحصول على المسح في هذه المنطقة الجيولوجية المعقدة باستخدام Polarcus Alima التي تقطر 12 × 100 م × 8100 م مبعثرة فائقة الهدوء ® Sentinel مع فاصل طلقة قلاب يبلغ 18.75 م وطول قياسي تسع ثوانٍ. تمت معالجة البيانات بواسطة DownUnder GeoSolutions من خلال وقت التكدس المسبق للنطاق العريض وتدفقات عمل ترحيل العمق.

ظهر الخط الزلزالي أدناه كميزة سحب متعددة الصفحات في مجلتنا المطبوعة. للاشتراك في المجلة المطبوعة ، استخدم ميزة "اشتراك الطباعة" في القائمة أعلى هذه الصفحة.

الخط الزلزالي الإقليمي من الشرق إلى الشمال الشرقي إلى الغرب والجنوب الغربي. حجم PSTM بعد تحويل بسيط 1D إلى عمق.

تمديد ممر سالك جديد معرض للزيت

يقع مسح Polarcus Block A2-A5 في حوض غامبيا الفرعي كازامانس بيساو الواقع في الجزء الجنوبي من حوض السنغال الأكبر. شهدت المنطقة مؤخرًا تركيزًا صناعيًا متجددًا بسبب الاكتشافات الهيدروكربونية الثلاثة المتتالية في المنطقة المجاورة التي تديرها كيرن في المياه السنغالية إلى الشمال. لقد فتحت اكتشافات النفط SNE-1 و FAN-1 ذات المستوى العالمي في الأحجار الرملية التي تعود إلى عمر ألبان ، ممرًا جديدًا معرضًا للزيت مع أنواع لعب متعددة. مسرحيات مماثلة على طول هامش غرب إفريقيا قيد التطوير أو الإنتاج بالفعل ، وتوفر المساحات المجاورة في غامبيا عددًا من العملاء المحتملين والتوقعات وفقًا لاتجاه هذه الاكتشافات المثيرة.

مقطع عرضي عبر اكتشافات FAN-1 و SNE-1. (FAR Limited 2015) يعود تاريخ التنقيب عن الهيدروكربونات في غامبيا إلى الخمسينيات من القرن الماضي ، ولكن لم تتقدم أي من الشركات المشاركة في الاستكشاف المبكر للمنطقة إلى ما بعد الدراسات الأولية باستثناء شركة Chevron ، التي قامت بالتنقيب في Jammah-1 في عام 1979. يقع هذا في بلوك A2 وحتى الآن هو البئر الوحيد الذي تم حفره قبالة سواحل غامبيا. تم توصيله وتركه بعروض الغاز على ارتفاع 3020 م. لقد استهدفت ميزة كربونات حافة الجرف الألبانية قليلاً إلى الشرق من محور خط منحني كبير يتجه شمالًا وجنوبيًا وواجهت آفاقًا لخزان من الحجر الرملي والكربونات ولكن عروض بترولية طفيفة فقط. تم حفر البئر على أساس البيانات السيزمية ثنائية الأبعاد وتشير دراسات ما بعد البئر إلى أن البئر كانت جافة بسبب تآكل صخور المصدر التوروني المحتملة في الموقع ، على الرغم من أن تحليل البيانات الزلزالية الجديدة التي حصلت عليها شركة Polarcus في عام 2015 يشير إلى أنها لم تختبر إغلاق هيكلي صالح.

استعرضت الدراسات إمكانات الاستكشاف في الخارج وتم تحديد مجموعة من أنواع اللعب بما في ذلك أنظمة قنوات المروحة والمنحدرات وتراكمات الشعاب المرجانية الكارستيدية وإغلاق 4 اتجاهات ورواسب صلبة على حافة الرف. لم يتم إجراء المزيد من عمليات الحفر قبالة سواحل غامبيا.

مقاطعة نفطية جديدة

في عام 2014 ، حفر كيرن بئرين لاستكشاف المياه العميقة قبالة سواحل السنغال ، واكتشفت كل من البئرين SNE-1 و FAN-1 النفط ، وافتتحت حوضًا جديدًا للهيدروكربون على حافة المحيط الأطلسي. يقع FAN-1 ، وهو أول بئر تم حفره في المياه العميقة قبالة شواطئ السنغال ، في 1427 مترًا من المياه في Sangomar Deep Block. لقد صادفت زيتًا خفيفًا عالي الجودة في العديد من أجسام المروحة الطباشيري المتراصة في المياه العميقة مع 29 مترًا من الخزان الصافي الحامل للنفط الموجود في مصيدة هيكلية وطبقية مدمجة. استهدفت البئر الثانية لاستكشاف المياه العميقة ، SNE-1 ، الواقعة على عمق 1100 متر من المياه على بعد 24 كيلومترًا تقريبًا من اكتشاف FAN-1 ، الأحجار الرملية الألبانية التي تعلو كربونات أبتيان. تمت مصادفة عمود نفط إجمالي 95 مترًا مع غطاء غاز في رمال مكامن ذات جودة ممتازة مع 36 مترًا من صافي رواتب النفط. ومع ذلك ، لم يتم العثور على هيدروكربونات في الكربونات العميقة.

تم تقييم اكتشاف SNE-1 بواسطة بئر SNE-2 الذي تدفقت حتى 8000 برميل في اليوم على DST ، مما يؤكد التسليم العالي لوحدة الخزان الرئيسية وتوصيل الخزان الرئيسي ببئر الاكتشاف. في مارس 2016 ، أعلنت كيرن عن نتائج عمليات الحفر التقييمية الأخرى مع الاختبار الناجح لبئر SNE-3 ، والتي تدفقت بمعدل أقصى يبلغ 5400 برميل في اليوم على DST. أكدت البئر جودة الخزان المماثلة والارتباط بين وحدات الخزان الرئيسية مع SNE-1 و SNE-2 ، بما في ذلك النفط المتشابه إلى الأعماق. أكدت المؤشرات الأولية نفس جودة زيت API 32 درجة كما رأينا في الآبار السابقة.

تبع ذلك مزيد من الاستكشاف مع BEL-1 ، الذي حفر Bellatrix Prospect واختبر مسرحية Buried Hills ، واكتشف الغاز في خزانين من الحجر الرملي Cenomanian عالي الجودة. تم تعميق البئر لتقييم اكتشاف SNE بشكل أكبر وللتقدم نحو إثبات حجم الحقل الاقتصادي الأدنى. كما أكدت على امتداد الخزانات والعمود النفطي على الجانب الشمالي من الاكتشاف. تشير تقديرات المشغل Cairn ، بعد بئر SNE-2 ، إلى احتياطيات طارئة تبلغ 385 مليون برميل يوميًا ، ويجري إجراء مزيد من التحليل للمورد مع استمرار إجراء المزيد من عمليات الحفر التقييمية.

المقطع العرضي عبر اكتشاف SNE وبرنامج التقييم والاستكشاف اللاحق. (FAR Limited 15 مارس 2016)

غامبيا: The Aptian-Albian Shelf

تقع منطقة Block A2-A5 مباشرة إلى الجنوب وعلى طول الاتجاه الهيكلي مع الاكتشافات الحديثة في السنغال المجاورة. تتراكب كربونات العصر الجوراسي إلى أبتيان بسلسلة من المتواليات الألبانية التي تعرض أشكال كلينوفورم على نطاق واسع. تحدث هذه على شكل عدد من الأنظمة المكدسة المنفصلة ، كل منها يتقدم من الشرق إلى الغرب. يمكن رؤية الكلينوفورمز على أنها واسعة بشكل جانبي عبر المنطقة ، مما يوفر إمكانية وجود أحجار رملية للخزان عبر الرف. بالإضافة إلى توفير رمال الخزان في عدد من أنواع اللعب الهيكلي ، يوفر تطور أنظمة دلتا إلى منحدر مكونات طبقية ممكنة للعب داخل أنظمة توزيع الرف ، وأشكال حافة الرف والمزيد من الأجسام الرملية المغمورة في الأحواض.

أدى الرفع والدوران بسبب سحب الملح الترياسي إلى تآكل رف Aptian-Albian وتسلسل العصر الطباشيري العلوي. قدم هذا سلسلة أخرى من أنواع اللعب المرتقبة مع المكونات الهيكلية. تحتوي كتل غامبيا A2-A5 على جميع المكونات الضرورية لنظام بترول ناجح كما يُرى مباشرة في الشمال في السنغال ، مع إمكانية وجود صخور المصدر في العديد من سلاسل الجوراسي إلى الطباشيري على حد سواء خارج فاصل منحدر الرف وعبر منطقة الرف.

أنواع اللعب المتعددة

قم بالقطع من خلال إغلاق هيكلي ثلاثي الاتجاه يحده من الشرق بهامش معيب. حجم PSTM بعد تحويل بسيط 1D إلى عمق. يُظهر Polygon رصاصًا ألبانيًا معينًا (انظر اللوحة الزلزالية أدناه). لقد حدد تفسير الحجم متعدد العملاء ثلاثي الأبعاد المكتسب حديثًا عددًا من أنواع اللعب عبر الرف ومناطق حافة الرف بما في ذلك: إغلاق 4 اتجاهات ، وإغلاق 3 اتجاهات يحدها خطأ ، ومسرحيات Buried Hills ، ومروحة المنحدرات والمسرحيات الطبقية . يتم تقديم عدد من الأمثلة هنا.

إغلاق 4-Way للغطس الإنشائي: يُظهر التفسير الأولي لحجم بيانات PSTM النهائي بعد تحويل بسيط أحادي الأبعاد إلى العمق عددًا من عمليات الإغلاق رباعية الاتجاهات التي تؤثر على تسلسل الألبان على طول منطقة حافة الرف عبر الكتل A2-A5. سيسمح تفسير حجم بيانات PSDM الكامل ، المستحق في الربع الثالث من عام 2016 ، بالتقييم المناسب لهذه السلسلة المثيرة من العملاء المتوقعين.

خطأ هيكلي يحد من إغلاق 3-Way Dip: لوحظت سلسلة من عمليات الانقلاب في اتجاه التصدع البارز بين الشمال والشمال الشرقي إلى الجنوب والجنوب الغربي الذي يؤثر على التسلسل الألباني العلوي. تكشف البيانات ثلاثية الأبعاد عن عدد من عمليات الإغلاق على هذا المستوى الطبقي تشكل سلسلة من الخيوط على طول الضربة. بشكل أعمق داخل التسلسل ، يكون الألبان أقل تأثرًا بنظام الأعطال هذا ويحدث إغلاق رباعي الاتجاه.

إغلاق هيكلي ثلاثي الاتجاه يحده من الشرق بهامش معيب. حجم PSTM بعد تحويل بسيط 1D إلى عمق.

مسرحية التلال المدفونة

يمكن رؤية نظائرها في Cenomanian Buried Hills كما تم حفرها بنجاح في بئر الاستكشاف BEL-1 عبر منطقة A2-A5. نتج عن تآكل وشق تسلسل العصر الطباشيري العلوي محاصرة أجسام رملية سينومانية محكمة الغلق بواسطة الصخر الطيني الثلاثي والطباشيري والحجر الطيني. تتيح البيانات ثلاثية الأبعاد الجديدة تفسير حزم الترسيب داخل Cenomanian ، مما يسمح بتقييم عدد من العملاء المتوقعين. المثال أدناه ، والذي يعرض أيضًا إغلاقًا هيكليًا رباعي الاتجاه لتسلسل الألبان الأساسي ، مماثل للقسم عبر اكتشافات SNE و BEL.

تلعب Buried Hills في الخارج غامبيا. حجم PSTM

مراجع مختارة

موقع ويب Cairn Energy (2016). عمليات. السنغال. نشاط.

Cairn Energy (4 يناير 2016): موقع الويب. أخبار. حسن تقييم السنغال الناجح.

Cairn Energy (9 مارس 2016): موقع الويب. أخبار. ثاني تقييم ناجح للسنغال جيدًا.

كيرن إنيرجي (مارس 2016): عرض النتائج الأولية.

شركة شيفرون أويل في غامبيا (1979): Jammah رقم 1 جمهورية غامبيا التقرير الجيولوجي النهائي وأمبير الحفر.

إيرين إنيرجي (2016): موقع ويب.

FAR المحدودة (2015). عرض المستثمر. FAR يسلم في السنغال.

FAR Limited (2016): موقع ويب. السنغال. اكتشافان للنفط على مستوى عالمي في بئري FAN-1 و SNE-1 قبالة سواحل السنغال.

FAR Limited (19 أغسطس 2015): إعلان ASX وإصدار الوسائط. السنغال التنقيب جيدا لاستهداف بيلاتريكس.

FAR Limited (15 مارس 2016): إعلان ASX وإصدار الوسائط. بئر BEL-1 يبدأ الحفر قبالة سواحل السنغال.

FAR Limited (11 أبريل 2016): إعلان ASX وإصدار الوسائط. تم اكتشاف الغاز في بيلاتريكس - تم تأكيد بئر التقييم الرابع.


بريان ألفارو ، عملية المسح الجيولوجي

سيبدأ التنقيب عن موارد النفط والغاز الطبيعي عادةً بمجموعة من الجيولوجيين الذين يفحصون ويحللون سطح الأرض في الموقع المعني ، كما يوضح زعيم الأعمال في سان أنطونيو ، بريان ألفارو. سيحددون ما إذا كان من المحتمل أن تكون المنطقة موقعًا يحتوي على رواسب البترول أو الغاز. في 1800 & # 8217 ، وجد أن المنحدرات المنحرفة لديها فرصة أكبر لاحتواء الغاز الطبيعي أو رواسب النفط. هذه المنحدرات هي الأماكن التي تنثني فيها الأرض على نفسها ، والتي بدورها تشكل قبة تشبه الشكل الموجود في العديد من مكامن النفط والغاز الطبيعي.

من خلال النظر في مسح للمنطقة المعنية ورسم خرائط السطح باستخدام أحدث الأدوات الجغرافية ، يلاحظ Brian K. Alfaro ، هؤلاء الفنيون قادرون على معرفة المزيد عن خصائص الموقع ويمكنهم إخبار شركات النفط بالمناطق أكثر عرضة لاحتواء موارد النفط والغاز الطبيعي التي يبحثون عنها. تساعد هذه العملية في تقليل كمية الحفر التي تحدث في الخزان بشكل كبير مع مساعدة العمال في العثور على أفضل الأماكن لتلقي أكبر قدر ممكن من موارد النفط والغاز الطبيعي.

من خلال تحليل تكوين الصخور والوديان الأخرى والوديان على سطح الأرض ، يستطيع الجيولوجيون إبلاغ شركات النفط التي يعملون بها وإعلامهم بأفضل الأماكن في المنطقة لإقامة حفر جديدة المواقع. يستطيع الجيولوجيون الحصول على هذه المعلومات القيمة من خلال أخذ عينات من الأرض وكذلك التكوينات الصخرية في المنطقة.


حقائق ولاية بنسلفانيا

مزرعة بنسلفانيا البالغ عددها 63200 مزرعة (تشغل ما يقرب من 8 ملايين فدان) هي العمود الفقري لاقتصاد الولاية ، وتنتج مجموعة متنوعة من المحاصيل. السلع الرئيسية هي منتجات الألبان والذرة والماشية والعجول والفطر والدواجن والبيض ومجموعة متنوعة من الفواكه والذرة الحلوة والبطاطا وشراب القيقب وأشجار عيد الميلاد.

يجذب تراث بنسلفانيا الغني مليارات الدولارات السياحية سنويًا. من بين مناطق الجذب الرئيسية حديقة جيتيسبيرغ الوطنية العسكرية ، ومتنزه فالي فورج التاريخي الوطني ، ومنتزه الاستقلال التاريخي الوطني في فيلادلفيا ، ومنطقة بنسلفانيا الهولندية ، ومزرعة أيزنهاور بالقرب من جيتيسبيرغ ، ومنطقة ديلاوير ووتر جاب الوطنية للاستجمام.


صعود وهبوط - وصعود؟ - صناعة النفط والغاز في Pa. & # x27s

في 25 يونيو 2012 ، ملف الصورة ، يعمل طاقم على منصة حفر غاز في موقع بئر للغاز الطبيعي الصخري في زيلينوبل ، بنسلفانيا.

(AP Photo / Keith Srakocic، File)

كان على الأمريكيين ذات مرة أن يأملوا في صيف خالٍ من الأعاصير وسنوات بلا اضطرابات دولية إذا أرادوا أن يدفعوا أقل في المضخة.

حتى عاصفة منخفضة المستوى يمكن أن تضرب مصفاة وتوقف الإنتاج ، مما يؤدي إلى ارتفاع أسعار الغاز.

وإذا اندلعت الحرب - أو التهديد بالحرب - في إيران أو سوريا ، فإن الأسعار ترتفع بسبب مخاوف من اختناق العرض.

عندما قامت شركة Range Resources بحفر أول بئر Marcellus Shale في جنوب غرب ولاية بنسلفانيا في أكتوبر 2004 ، كانت الولايات المتحدة لا تزال تستورد الطاقة من الشرق الأوسط.

غيرت طفرة التكسير الهيدروليكي ذلك ، وأصبحت ولاية بنسلفانيا الآن واحدة من الولايات التي تصدر الوقود إلى الخارج.

أدت مستويات الإنتاج التي حطمت الرقم القياسي إلى خلق معروض هائل للغاية ، وبلغت أسعار الغاز نصف ما كانت عليه قبل عامين ، وانخفضت أسعار النفط من 140 دولارًا إلى 30 دولارًا للبرميل.

& quot؛ لم يعد على الناس القلق بشأن الأعاصير بعد الآن ، & quot؛ قال سام أندروس ، كبير مديري قسم الغاز الطبيعي في أمريكا الشمالية في شركة IHS Energy ، وهي شركة محللين مقرها كولورادو.

استقلال الطاقة هو وعد تم الوفاء به لثورة النفط الصخري ، وكان هناك العديد من الاستثمارات في دفتر الأستاذ منذ الأيام التي بدأت فيها الشركات في اختراق حجر الأساس لمسافة ميل تحت المزارع والساحات الخلفية وغابات الدولة.

في غضون سنوات قليلة فقط ، أصبحت صناعة النفط والغاز معروفة باسم & quotthe الصناعة ، & quot كما لو أن جميع قطاعات الأعمال الأخرى في ولاية بنسلفانيا كانت في المستوى الثاني. لقد كانت & # x27t ، لكن التكسير الهيدروليكي كان له كل السحر والمزايا والعيوب لكونه الفعل الجديد.

بدأت شركات الطاقة أقسامًا ومقرًا رئيسيًا جديدة في ولاية بنسلفانيا ، مع التركيز على تنمية بصمات الأحذية الصخرية. غطت تبرعات الملايين من الشركات الطعام والمعاطف وتكاليف التدفئة والمزيد للمنظمات غير الربحية التي تعاني من ضائقة مالية. أصبح ملاك الأراضي في الريف من أصحاب الملايين من عائدات الغاز. تلقت الأحياء الصغيرة ، مثل تواندا ، اهتمامًا وطنيًا وأصبحت تُعرف باسم boomtowns.

وقال توني فينتيلو ، المدير التنفيذي لهيئة Central Bradford Progress Authority في تواندا ، "كنا نمتلك بعضًا من أرخص أنواع الغاز في العالم".

مقاطعة برادفورد التي تقع على قمة حفارات الغاز الجاف المزروعة محليًا لم يكن بإمكانها الانتظار لاستخراجها.

أكمل جهاز حفر Seneca Resources الرابع من ستة آبار في منصة Marcellus Shale للغاز في بلدة Shippen ، مقاطعة كاميرون.

بمجرد اكتشاف الجيولوجيين أن هناك وقودًا كافيًا محبوسًا في أعماق حوض الأبلاش لتلبية احتياجات البلاد من الطاقة لمدة عقدين من الزمن ، اكتشفت شركات النفط والغاز كيفية الحفر فيه عموديًا ، بعمق ميل واحد ، ثم التجويف أفقيًا.

تضخمت الآبار الأربعة التي تم حفرها في عام 2005 إلى أكثر من 3000 بحلول عام 2010.

مع هذا الازدهار جاء المزيد من الوظائف والمزيد من السكان.

& quot؛ قال فينتيلو: كان عليك أن تبدأ في التفكير في موعد الذهاب إلى متجر البقالة لتجنب الطوابير الطويلة.

وفقًا لبيانات الولاية ، يوجد في مقاطعة برادفورد حوالي 1200 بئر.

مقاطعة واشنطن لديها نفس الكمية تقريبًا ، كما لاحظ السكان هناك طوابير أطول في المتاجر والمطاعم خلال فترة الازدهار.

تم إصدار ما يقرب من 10000 تصريح بئر في جميع أنحاء الولاية خلال السنوات العشر الماضية.

بشكل عام ، كان له تأثير هائل. نمت مقاطعة واشنطن ، وقال واين هونيل ، سكرتير معرض مقاطعة واشنطن.

مع هذا النمو جاء سرب من أعضاء المجتمع المهتمين الذين احتجوا في بعض الأحيان على زيادة حركة الشاحنات ودعوا المنظمين في الولاية لمزيد من الرقابة البيئية.

في دولة ذات تاريخ طويل - وأحيانًا ملوث - من التطور ، من العصر الصناعي إلى أول بئر نفط في تيتوسفيل إلى King Coal ، كان طفرة Marcellus Shale هي أحدث حدود الطاقة التي تواجه العديد من السكان غير المدركين. كان معظم سكان بنسلفانيا غير مدركين تمامًا لتطوير الصخر الزيتي حتى ظهر أحد أصحاب الأرض عند أبوابهم وطلب منهم تأجير ممتلكاتهم لشركات الحفر.

أصبح الموظفون في مكاتب الإرشاد بجامعة ولاية بنسلفانيا وسطاء.

ساعدت المكاتب الزراعية ملاك الأراضي على تسوية عقود الإيجار بضعف ما تم عرضه في الأصل ، وفقًا للعميد ريك روش ، الذي يقود كلية العلوم الزراعية.

قبل وأثناء طفرة النفط الصخري ، تلقت ولاية بنسلفانيا تبرعات بالملايين من شركات النفط والغاز. تم تحويل بعض هذه الأموال من خلال وساعدت في إنشاء مركز Marcellus للتواصل والبحث.

قال إريك بارون ، رئيس ولاية بنسلفانيا ، خلال اجتماع مجلس التحرير الأخير مع PennLive ، إن الجامعة أخذت & amp ؛ حصة واسعة جدًا خلال طفرة الصخر الزيتي.

"نحن حقًا مصدر لقدر كبير من المعلومات ،" وقال ، مستشهداً بخبرة الجامعة في الجيولوجيا وعلوم البيئة وتنمية الطاقة والمزيد.

مثلما تبرعت شركات النفط والغاز لولاية بنسلفانيا - وهي ممارسة كانت موجودة قبل الازدهار - ضخت الصناعة ملايين الدولارات في السياسة وحملات العلاقات العامة. في النهاية ، كان مئات المرشحين ، بمن فيهم الرئيس ، يتحدثون عن & quot؛ حرق الغاز الطبيعي. & quot

أيد الرئيس باراك أوباما التكسير الهيدروليكي كبديل للفحم في مهمته لمكافحة تغير المناخ. رأى المشرعون الفيدراليون والولائيون الآخرون أنه محرك اقتصادي في مناطقهم أو سببًا لتعزيز الرقابة التنظيمية.

& quot في ولايتنا ، كان هناك بعض الانتقادات لقسم حماية البيئة ، & quot؛ قال تيري مادونا ، المحلل السياسي المخضرم وخبير استطلاعات الرأي في كلية فرانكلين وأمبير مارشال في لانكستر.

أظهر استطلاع الرأي الذي أجراه أن سكان الولاية كانوا & quot؛ راضين بشكل معقول & quot؛ عن تنمية الصخر الزيتي & quot

& quot إنهم يريدون أن يتم ذلك بطريقة آمنة بيئيًا. ولا يريدون الحفر في حدائق الدولة. قالت مادونا إنهم يريدون ضريبة إنهاء الخدمة ، لكنهم & # x27re لا يعارضون التكسير الهيدروليكي.

كانت مسألة كيفية فرض الضرائب على الصناعة كرة قدم سياسية منذ بداية الطفرة.

لم يحصل الحاكم السابق إد ريندل على ضريبة إنهاء الخدمة التي كان يريدها في عام 2010. ووقع خليفته ، الحاكم السابق توم كوربيت ، في عام 2012 على قانون رسوم التأثير ، والتي وفرت أكثر من 800 مليون دولار للمقاطعات في جميع أنحاء الولاية. عارض الجمهوريون في مجلسي النواب والشيوخ اقتراح ضريبة إنهاء الخدمة الأخير الذي قدمه حاكم الولاية توم وولف & # x27s.

كانت اللوائح الحكومية والفدرالية تتفوق بشكل كبير على نمو الصناعة. بحلول عام 2011 ، تم تأجير أكثر من ربع ولاية بنسلفانيا لشركات النفط والغاز. لم يتم تمرير مجموعة من القوانين المحدثة التي تحكم الصناعة حتى عام 2012.

لكن كل هذا النمو كان مكلفًا. اقترض العديد من عمال الحفر للنمو وتراكموا ديونًا بالمليارات مع زيادة عملياتهم في Marcellus و Utica الصخرية في ولاية بنسلفانيا ، ومناطق أخرى من الصخر الزيتي في جميع أنحاء البلاد.

بحلول منتصف عام 2014 ، كان من الواضح أن شيئًا ما قد تغير. انخفضت أسعار النفط والغاز وظلت ثابتة ، وكان الإنفاق ينمو بوتيرة أسرع من الإيرادات.

جمعت أكثر من 100 شركة للنفط والغاز 106 مليارات دولار من الديون ، وفقًا لتقرير صادر عن جمعية معلومات الطاقة في يونيو 2014.

تضاعف الدين في أربع سنوات ، في حين نمت الإيرادات بنحو 6 في المئة ، وفقا للتقرير.

على الرغم من تباطؤ النمو ، زاد الإنتاج. قضى الحفارون الجزء الأول من فترة الازدهار في تأجير الأراضي وتكسير الآبار ، ثم اكتشفوا كيفية جعل هذه الآبار أكثر إنتاجية.

سرعان ما كان هناك فائض في العرض في السوق كبير بما يكفي لتدفئة كل أسرة في ولاية بنسلفانيا لمدة ست سنوات.

لم يكن هذا هو السيناريو الذي تخيله المنقبون عندما تم بيع النفط مقابل 140 دولارًا للبرميل ، وكان الغاز حوالي 15 دولارًا لمليون وحدة حرارية بريطانية. الآن ، الأسعار حوالي 38 دولارًا للبرميل و 2 دولارًا.

تكافح شركات الحفر في جميع أنحاء البلاد خلال أسوأ أزمة نفط وغاز منذ عقود ، ويرجع ذلك جزئيًا إلى أن أوبك رفضت خفض الإنتاج.

أوبك ، منظمة البلدان المصدرة للبترول ، هي منظمة إنتاج لأكثر من اثنتي عشرة دولة في الشرق الأوسط بقيادة المملكة العربية السعودية وإيران والعراق.

كانت تلك الدول تغرق السوق في الوقود لإخراج المنتجين الأمريكيين من العمل والاحتفاظ بحصتهم في السوق.

& quot ؛ لم تعجب أوبك للتو & # x27t من تفوق الأمريكيين عليهم ، & quot ؛ قال أندروس ، المحلل من IHS Energy.

قال الرئيس التنفيذي لشركة الزيت العربية السعودية خلال مؤتمر في ديسمبر / كانون الأول إنه يأمل أن يرى أسعار النفط ترتفع في بداية هذا العام مع بدء التنقيب عن النفط الصخري في الولايات المتحدة في التراجع.

في الأسابيع الأخيرة ، ناقشت أوبك وقف الإنتاج ، لكن المحللين في بنك جولدمان ساكس قالوا إن الوقت ربما فات.

وقالوا إن كارتل النفط من غير المحتمل إلى حد كبير & quot؛ أن يخفض الإنتاج ، وحتى لو حدث ذلك ، فمن المحتمل ألا تتأثر الأسعار & # x27t. يستمر العرض في النمو ولم يتمكن الطلب من اللحاق بالركب.

يقول محللو وول ستريت ، وكذلك مجموعات تجارة النفط والغاز ، إن هذا الفائض في العرض سيواجه العديد من الشركات الإفلاس والدمج هذا العام.

وقد تقدم العشرات من عمال الحفر الصغار بالفعل بطلبات إفلاس ، وتم إلغاء مئات الوظائف على مستوى الولاية.

أكمل جهاز حفر Seneca Resources الرابع من ستة آبار في منصة Marcellus Shale للغاز في بلدة Shippen ، مقاطعة كاميرون. يعمل عامل الحفر Dale Lambson في وحدة التحكم. تقدم شركة Seneca Resources جولة في عمليات حفر Marcellus Shale بالغاز في مقاطعتي Elk و Cameron في شمال ولاية بنسلفانيا ، 14 مايو 2015. Dan Gleiter ، PennLive.com

في الشهرين الماضيين ، تعرضت الصناعة لسلسلة من الأخبار السيئة ، بما في ذلك المزيد من تسريح العمال ، وتجديد الضغط من أجل ضريبة إنهاء الخدمة ، والوفاة غير المتوقعة لرائد الصناعة ، وتأخير خطوط الأنابيب ، والقمع الفيدرالي لانبعاثات غاز الميثان.

للنجاة من الانكماش المستمر ، يضطر بعض عمال الحفر إلى الاستمرار في الإنتاج لتغطية النفقات ومدفوعات الديون.

& quot لكن السوق لا يحتاج إلى كل هذا الغاز ، خاصة عندما يسخن ، & quot.

وقال أندروس ، خلال النصف الثاني من العام ، ستشهد & # x27re انخفاضًا في إنتاج النفط والغاز. هذا & # x27s عندما يبدأ العرض والطلب في التوازن.

قد يستغرق الأمر عامين أو ثلاثة قبل أن تنتعش الصناعة.

& quot؛ من المرجح أن تظل الصخر الزيتي Marcellus و Utica مقيدتين خلال عامي 2018 و 2019 حتى يتمكنوا من إخراج الغاز ، كما قال Andrus.

يحتاج عمال الحفر إلى شبكة عنكبوتية من خطوط الأنابيب ليتم بناؤها والبدء في نقل الغاز للمساعدة في تقليل الإمداد.

لكن التراكم يمكن أن يكون سيفًا ذا حدين للحفارين المرتبطين بعقود عالية التكلفة مع شركات خطوط الأنابيب.

قد لا تكون المدفوعات في متناول عمال الحفر نظرًا لانخفاض الأسعار التي يتقاضونها مقابل الغاز والتكلفة العالية التي يدفعونها لنقله.

قد تؤدي هذه المدفوعات إلى مزيد من حالات الإفلاس والتسريح.

& quotIt & # x27s لن يكون الشفاء غير مؤلم ، ولكن سيكون هناك تعافي ، & quot

لطالما كانت صناعة النفط والغاز دورية. عندما يتأرجح البندول نحو ارتفاع الأسعار ، يندفع المنتجون لبدء الحفر. عندما تتأرجح في الاتجاه الآخر ، تقطع الشركات عملياتها حتى تتعافى الأسعار.

& quot & # x27 سنخسر الكثير من الشركات. قال أندروس إن أولئك الذين لم يمروا بدورة طاقة من قبل قد لا يعودون.

ويتوقع أن ترتفع أسعار النفط أواخر العام المقبل.

يمكن أن ترتفع أسعار الغاز في نفس الوقت إذا كان هناك شتاء عادي ولم يكن دافئًا.

& quot لكنهم & # x27re سيكافحون من أجل تجاوز 3 دولارات. وقال إنه قد يكون عام 2020 قبل أن يحدث ذلك.

قال المحللون إن الشركات القوية ستنجو من هذا الانكماش ، ومن المرجح أن تصمد أول شركة تتصدع في بنسلفانيا - Range Resources - عندما تنتعش الأسعار.

وقال أندروس ، أعتقد أن أسعار الغاز ستنمو تدريجياً خلال العقد المقبل ، لتصل في النهاية إلى 4 دولارات بحلول عام 2040. & quotAmerica ستكون تنافسية للغاية في مجال الطاقة. & # x27 سنمنع أوبك من امتلاك الكثير من القوة لفترة طويلة من الزمن. & quot


تقليل الصيانة غير المخططة & # 8211 تحليل مخاطر تآكل الزيت

في عمليات المصب في صناعة النفط والغاز ، يمثل التآكل بالنفط الخام خطرًا كبيرًا على تعطل المعدات. اعتمادًا على التركيب الكيميائي للخام أو البيئة التي يتم تخزينها فيها ، يمكن لمهندسي التآكل المخضرمين ابتكار طرق لتجنب أوقات تعطل المعدات.

قد يكون من الممكن الآن رقمنة هذه المعرفة وتقديم رؤى الصيانة للمهندسين الجدد باستخدام الذكاء الاصطناعي. للكشف عن مخاطر تآكل الزيت ، يمكن للشركات استخدام البرمجة اللغوية العصبية (NLP) والتعلم الآلي لتطوير قاعدة بيانات قابلة للبحث من معلومات الصيانة من البيانات مثل تقارير حوادث المصفاة والخصائص الفيزيائية لأنواع مختلفة من النفط الخام. يمكن تنظيم هذه البيانات أو ، في معظم الحالات ، غير منظمة في شكل مستندات Word أو ملفات PDF.

يمكن لنظام معالجة اللغات الطبيعية تحليل بيانات الصيانة لتجميع المعرفة من مهندسي التآكل المخضرمين ، على سبيل المثال. يمكن للمهندسين استخدام نظام بحث قائم على البرمجة اللغوية العصبية (NLP) للعثور على معلومات حول كيفية تجنب التآكل لأنواع مختلفة من النفط الخام من خلال التفاعل مع لوحة القيادة.

إصلاح الفحص والصيانة هي المجالات التي تجمع فيها شركات النفط والغاز كميات هائلة من البيانات ، معظمها عادة ما تكون غير منظمة أو حتى مكتوبة بخط اليد. يمكن استخدام معالجة اللغات الطبيعية وتعدين النصوص لاستخراج وتصنيف وربط الكم الهائل من المعرفة التي اكتسبها المهندسون على مر السنين.

هذا مهم بشكل خاص في صناعة النفط والغاز بسبب التغيير العظيم للطاقم ، وهي ظاهرة تشير إلى الفجوة العمرية الكبيرة في القوى العاملة في مجال النفط والغاز ، حيث يكون معظم المهندسين وعلماء الأرض إما فوق 55 أو أقل من 35. وهذا يعني أن لا يتم دائمًا نقل خبرة المهندسين المخضرمين بالكامل إلى الجيل التالي من المهندسين ، وقد يكون البحث عن بيانات الذكاء الاصطناعي واكتشافها مناسبًا جدًا لحل هذه المشكلة.


تقود البكتيريا الطريق إلى إنتاج زيت أكثر كفاءة

في الأعماق الصخرية للبلاد وحقول النفط الصخري rsquos ، توجد آلاف الأقدام تحت جنون الإنتاج ، تعيش البكتيريا البدائية على الهيدروكربونات ذاتها التي تشكل النفط والغاز والتي حولت الولايات المتحدة إلى قوة طاقة تنافس المملكة العربية السعودية وروسيا.

تعد الميكروبات من بين أقل أشكال الحياة التي تمت دراستها على الأرض ، حيث ظهرت على السطح ككائنات مجهولة يُعتقد أنها تطورت داخل الحدود القاسية تحت السطح على مدى مئات الملايين من السنين. لقد منحهم منتجو النفط والغاز لعقود اهتمامًا محدودًا و [مدش] حتى أدركت شركة ناشئة متطورة قدرتها على المساعدة في إنتاج النفط والغاز بشكل أكثر كفاءة.

الآن ، مع اشتداد المنافسة في الصناعة ، دخل عدد متزايد من المنتجين في شراكة مع Biota ، وهي شركة ناشئة تعمل على تطوير وسائل تحقيق هذا الهدف من خلال تحليل البكتيريا التي تظهر من فوهة البئر. قام أكثر من 20 منتجًا في حوض بيرميان وأماكن أخرى بشحن عينات الصخور والسوائل إلى مختبر الشركة & rsquos San Diego ، مفتونين بوعد البيانات التي يمكن أن تساعدهم في الحفر بدقة أكبر ، وخفض تكاليف الإنتاج وزيادة الأرباح.

تقوم شركة Biota الناشئة في وادي السيليكون بتحليل البكتيريا لجعل إنتاج النفط والغاز أكثر كفاءة. تشمل النقاط البارزة:

400 مليون تسلسل DNA

Think of it as biotechnology meets petroleum engineering. Unique microbial colonies reside within the various layers, cracks and faults in any given oil basin, making it possible to discern the boundaries of deep underground formations by analyzing the DNA of the bacteria within them. In the Permian, for example, bacteria in two overlapping layers &mdash the Bone Spring and the Wolfcamp &mdash are biologically distinct, providing markers that could determine whether a well is drawing from one source or the other during the course of operations.

That&rsquos critical information for drillers trying to make the best use of each well. Right now, if a company drills two wells, one targeting the Bone Spring, the other the Wolfcamp, it is challenged to know for sure if those wells are drawing from their intended targets. Both wells could be sucking oil from, say, the Bone Spring, depleting that source more quickly while missing out on the crude from the Wolfcamp.

Biota CEO Ajay Kshatriya, a chemical engineer who grew up in Katy and spent much of his career in California&rsquos biotech industry, compares oilfield acreage to a six-pack of soda, each can a distinct formation or reservoir. The producer aims to place one straw in each can, but sometimes, two straws wind up in the same can, doubling the company&rsquos cost to produce what could have been done with one. And there&rsquos the chance that some cans will remain unopened, leaving profits underground.

&ldquoBy understanding the boundaries of those cans,&rdquo Kshatriya said, &ldquoyou know where to put the wells.&rdquo

For all of their advanced technology &mdash seismic imaging, computer models and production monitors &mdash energy companies still can&rsquot be certain where oil and gas is coming from once the shale rock is shattered through hydraulic fracturing, or fracking. It&rsquos like throwing a rock at a window even with perfect planning and aim, the cracks will zig-zag unpredictably in any direction. It becomes even more unpredictable thousands of feet below ground.

That&rsquos where the bacteria, among the earth&rsquos oldest organisms, come in. Over the eons, the bacteria adapted to particular conditions underground, diversifying genetically into different strains depending on heat, pressure and other conditions in the mishmash of prehistoric sediment overlapping in different formations. In other words, the strains of bacteria in the Wolfcamp have a different genetic makeups than those in the Bone Spring.

Biota, which has offices in California and Houston, uses DNA sequencing, computer algorithms and a proprietary database to identify the strains of bacteria that come up through oil and gas wells and maps those microbes to their respective formations based on where the samples were taken. Drawing on more than 20,000 samples from some 500 wells in the Permian and nine other basins, Biota has analyzed more than 400 million DNA sequences from the nation&rsquos most prolific production areas, and recently began working with offshore customers in the Gulf of Mexico and Asia.

As the map becomes more extensive and detailed, oil and gas companies would be able to confirm the source of crude &mdash and adjust operations as needed &mdash with information about the bacteria produced from the well. It&rsquos another tool for an industry than can no longer count on $100 a barrel oil to cover cost overruns, especially as investors increase pressure to keep a lid on costs and boost profits.

Marathon Oil and EP Energy of Houston and Anadarko Petroleum of The Woodlands have signed on with Biota, as have Norway&rsquos Equinor and Australia&rsquos BHP Billiton, among others. Recently, Midland&rsquos Concho Resources, Pennsylvania&rsquos EQT Resources and Malaysia&rsquos Petronas joined the customer roster.

John Gibson, chairman of energy technology at Houston energy investment bank Tudor Pickering Holt & Co., has worked for the past year to connect Biota with the bank&rsquos oil and gas clients, extolling the insights expected to come when the company has analyzed enough bacterial DNA to map wide production areas. The bank has not invested in Biota.

&ldquoThe more we know about the bacteria, the more we know about the reservoir,&rdquo Gibson said. &ldquoThere is enormous potential here.&rdquo

For oil and gas companies, the data has the potential to show far more than how a single well performs once it&rsquos fracked. Data from multiple wells could determine how they interact and help producers find the optimal number of wells to develop a reservoir. And it could enable them to monitor production over time &mdash a well that starts off siphoning oil from the Wolfcamp, for example, could, at some point, begin to draw from a different formation.

Anadarko was one of the first companies to conduct a large-scale pilot program with Biota last January, starting with a study of 33 wells in the Delaware region of the Permian. It has since expanded the study to include more than 100 wells there in pursuit of a broader data set that could help it enhance its drilling models and more quickly determine the most efficient means of achieving production targets.

&ldquoThink about drilling a well like a recipe,&rdquo said Jose Silva, Anadarko&rsquos lead business strategist for advanced analytics and emerging technologies. &ldquoEnhancing that recipe over time is something that happens naturally, but there&rsquos a lot of money that we leave on the table.&rdquo

As part of Anadarko&rsquos initial study, Biota analyzed the bacterial DNA from wells in two distinct formations and estimated that only about half them produced oil solely from their respective areas. The rest produced oil from the other formation or a combination of the two, demonstrating overlapping production between wells.

Anadarko hasn&rsquot yet made changes in the field based on its work with Biota, but Silva expects more data will help the company to better determine where and how to drill its wells. Eventually, he said, the deeper understanding of oil reservoirs through bacterial analysis could enable the company to respond more quickly to fluctuations in oil prices, helping to determine the most lucrative approach to production when prices rise or fall.

&ldquoInstead of a proxy for an unknown, it is almost like a direct measurement of an unknown,&rdquo Silva said. &ldquoIt takes uncertainty out of your model.&rdquo


Climate Solutions

Science leads the way to a healthier planet for all living things.

This article was updated on December 10, 2020.

Tackling climate change is vitally important. Each successive month brings new heat records, extreme weather and other indicators that our climate is changing at a pace that threatens the quality of our lands, air and waters, the well-being and prosperity of our communities, and general stability around the world.

The Nature Conservancy is committed to advancing solutions that match the scale and urgency of this crisis. Led by science, we are committed to tackling climate change, both to keep global warming below 2°C and to help vulnerable people and places deal with its negative impacts.

We are working to achieve this by:

  • Protecting and restoring healthy and resilient natural landscapes.
  • Mobilizing action to secure a clean energy future.
  • Supporting laws and initiatives that promote a healthy planet.
  • Accelerating natural climate solutions that address environmental threats.

Cumberland Forest The Nature Conservancy's Cumberland Forest project protects 253,000 acres of Appalachian forest and is one of TNC's largest-ever conservation efforts in the eastern United States. © Byron Jorjorian

Building Resilience

As rising temperatures and other climate impacts threaten to destabilize natural areas across the United States and around the world, TNC scientists are identifying ecologically diverse and connected landscapes capable of supporting native wildlife while providing drinking water, clean air, fertile soil and other important natural services to people.

TNC has identified two Pennsylvania landscapes capable of standing up to a changing climate, if they are protected to strengthen resilience:

In these places, TNC is working with partners to implement innovative, science-based tools and conservation approaches that preserve lands and waters today to benefit nature and people in the future. One approach includes conserving forests through our Working Woodlands program, which engages private landowners in permanently protecting and managing healthy and productive forests to support both nature and local livelihoods.

As part of Working Woodlands, TNC quantifies carbon stored in enrolled forests to qualify them for an emerging carbon market where companies and other institutions purchase carbon credits from willing sellers to offset their own emissions.

Solar Panels A field of solar panels produce energy for a nearby community. © American Public Power Association


Oil Discoveries: Pennsylvania Leads the Way - History

When William Schultz wrote his history of conservation law in Pennsylvania, the state was still an industrial powerhouse, a powerhouse made possible by its abundant natural resources. In the early 1950s, Schultz and others were deeply concerned about the state of Pennsylvania's environment. Of the more than thirteen million acres once farmed in Pennsylvania, more than five million had been lost to the erosion of topsoil. Pollution had rendered much of the state's flowing streams and rivers unusable. "Only suicides, uninformed children, and the mentally deficient," Schultz wrote, "voluntarily dive into the lower Monongahela, the lower Allegheny or the upper Ohio."

Pennsylvania communities suffered from growing shortages of ground water. In the late nineteenth and early twentieth centuries, miners had scraped and stripped the countryside to obtain minerals close to the surface, then abandoned it. Forests had been clear-cut, destroyed by fires and damaged by insects and disease. Flooding, which many feared was becoming more severe, occurred as soil washed into streams, leaving the exposed earth to bake hard.

This was a far different world than the one Native Americans had inhabited for more than 16,000 years, or the one the first European settlers had found when they arrived in the seventeenth century. When King Charles II granted William Penn his North American colony in 1681, the province was covered with trees. Pennsylvania lies in the middle of the transitional zone between the great northern and southern forests of eastern North America. In Pennsylvania the mixed hardwoods of the southern forests &ndash the broadleaf oak, hickory, chestnut and walnut &ndash merged into mixed softwood and hardwood forests of the north &ndash the great white pine, hemlock, sugar maple, beech and birch.

In Pennsylvania the winters were colder and the summers hotter than in England, but compared to much of the world it was still a mild climate, shaped by winds that swept east across the continent. The weather could vary tremendously, depending upon elevation and region - as anyone who has driven across the state in winter can testify. The abundant rainfall made the forests grow lush. This would be a boon to farmers, who found the rich soils of the coastal plains of the southeast, the limestone valleys of the lower Susquehanna, and the shores of Lake Erie to be ideal for agriculture. For a while Pennsylvania was the leading grain-producing state in the Union. Farmers in later generations, however, were dismayed that the soil in the rest of the state was better suited to growing trees than wheat or corn.

The plentiful rainfall also gave life to 83,000 miles of rivers and streams that channeled the abundant fresh waters back to the oceans in three great drainage systems: by way of the Allegheny to the Gulf of Mexico, and by way of the Delaware and Susquehanna to the Atlantic. The vast forests of Pennsylvania also made travel difficult. Trees 100 to 150 feet tall shut out the daylight and covered an understory littered with decaying logs, vines and shrubs that made passage nearly impossible. For the colonists, as for the Indians before them, the waterways were the major highways through the forests. They were also a source of sustenance, for they contained within them an abundance and variety of fish unseen in Europe for a thousand years.

Pennsylvania's forests, waters and meadows were home to a wide variety of plants, insects and animals. European settlers were astonished and thrilled by the abundance and size of the deer, elk and beaver, the sturgeon, shad and trout. They hunted them all with a relish and greed that would bring these and other species to the brink of extinction within 200 years. Not all the forest's inhabitants were so desirable. Wolves and panthers roamed Penn's woods, and as an explorer in the Allegheny would recount, the province was filled with "stinging flies and diverse other insects but particularly Muskeetose in this country are like to rival the Seven Plagues of Egypt."

Endless trees, rich soils and abundant wildlife were not all that Pennsylvania offered. Beneath the canopy of trees, Pennsylvania contained vast deposits of coal, iron, natural gas, slate, clay, sandstone, limestone and sand. Slimy ooze called "Seneca oil" would make Pennsylvania the birthplace of the American oil industry and, for a while, the greatest producer and exporter of oil in the world. As Schultz explained, it was the great bounty of nature that made Pennsylvania a cradle of American industry and an economic powerhouse.

In the nineteenth century, Pennsylvanians cut, mined, quarried, hunted, harvested and in others ways extracted nature's bounty with unrelenting enthusiasm and voraciousness. By the end of the century, polluted waterways, denuded landscapes, impoverished soils, extinct and disappearing plant and animal life and foul air motivated many to embrace new conservation and preservation ethics that they hoped would restore the state's vanished bounty.

To protect its natural resources and public health, the Commonwealth of Pennsylvania passed a broad network of laws to restrict the pollution of its waters and air, protect wildlife and regulate extraction of natural resources. It established fish, game and forest commissions to conserve and manage its invaluable resources for future generations. In the twentieth century it acquired more than four million acres of land and established twenty state forests for timber conservation, plant and wildlife preservation, and recreation.

Pennsylvanians played major roles in the national resource conservation, wilderness preservation and environmental protection movements of the twentieth century. As Pennsylvania moved from an extractive and industrial to a mixed economy, parts of the forests, water, air and wildlife rebounded.

But in the twentieth century, old challenges endured and new threats emerged, both natural and man-made. Chestnut blight, gypsy moths and hungry deer attacked Penn's woods. Leaded gasoline, acid rain, DDT, PCBs and other environmental carcinogens polluted the water and the air, wreaking havoc on creatures great and small. Suburban sprawl tore up and paved over some of the world's richest soils as extractive industries, developers, conservationists, preservationists and others continued their struggle over the meaning and the use of nature's bounty.


Leaded Gas Was a Known Poison the Day It Was Invented

For most of the mid-twentieth century, lead gasoline was considered normal. It wasn’t: lead is a poison, and burning it had dire consequences. But how did it get into gasoline in the first place?

المحتوى ذو الصلة

The answer goes back to this day in 1921, when General Motors engineer named Thomas Midgley Jr. told his boss Charles Kettering that he’d discovered a new additive which worked to reduce the “knocking” in car engines. That additive: tetraethyl lead, also called TEL or lead tetraethyl, a highly toxic compound that was discovered in 1854. His discovery continues to have impact that reaches far beyond car owners.

Kettering himself had designed the self-starter a decade before, wrote James Lincoln Kitman for الأمة in 2000, and the knocking was a problem he couldn’t wait to solve. It made cars less efficient and more intimidating to consumers because of the loud noise. But there were other effective anti-knock agents. Kitman writes that Midgley himself said he tried any substance he could find in the search for an antiknock, “from melted butter and camphor to ethyl acetate and aluminum chloride.” The most compelling option was actually ethanol.

But from the perspective of GM, Kitman wrote, ethanol wasn’t an option. It couldn’t be patented and GM couldn’t control its production. And oil companies like Du Pont "hated it," he wrote, perceiving it to be a threat to their control of the internal combustion engine.

TEL filled the same technical function as ethanol, he wrote: it reduced knock by raising the fuel's combustability, what would come to be known as "octane." Unlike ethanol, though, it couldn't be potentially used as a replacement for gasoline, as it had been in some early cars. The drawback: it was a known poison, described in 1922 by a Du Pont executive as "a colorless liquid of sweetish odor, very poisonous if absorbed through the skin, resulting in lead poisoning almost immediately." That statement is important, Kitman wrote: later, major players would deny they knew TEL to be so poisonous.

So in February 1923, a filling station sold the first tank of leaded gasoline. Midgley wasn’t there: he was in bed with severe lead poisoning, writes History.com. The next year, there was serious backlash against leaded gasoline after five workers died from TEL exposure at the Standard Oil Refinery in New Jersey, writes Deborah Blum for سلكي, but still, the gasoline went into general sale later that decade. In 1926, she writes, a public health service report concluded there was “no reason to prohibit the sale of leaded gasoline” so long as workers were protected when they made it. Blum continues:

The task force did look briefly at risks associated with every day exposure by drivers, automobile attendants, gas station operators, and found that it was minimal. The researchers had indeed found lead residues in dusty corners of garages. In addition,  all the drivers tested showed trace amounts of lead in their blood. But a low level of lead could be tolerated, the scientists announced.

That report acknowledged that exposure levels might rise over time. “But, of course, that would be another generation’s problem,” she writes. Those early actions set a precedent that was hard to undo: it wouldn’t be until the mid-1970s that a growing body of evidence about the dangers of leaded gasoline lead the EPA to enter into a years-long legal struggle with gasoline-makers over phasing out leaded gasoline.

The effects of so much lead being burned and forced into the air are still being felt in the United States and other countries where leaded gasoline was—or still is—used.

“Chidren are the first and worst victims of leaded gas because of their immaturity, they are most susceptible to systemic and neurological injury,” wrote Kitman. Research has shown that lead exposure in children is linked to "a whole raft of complications later in life," writes Kevin Drum for الأم جونز, among them lower IQ, hyperactivity, behavioral problems and learning disabilities. A significant body of research links lead exposure in children to violent crime, he writes. Much of that lead is still around in environments that were contaminated by gasoline fumes during the era of unleaded. It's a problem that can't be left for another generation, Drum writes.

حول كات إشنر

كات إشنر صحفية مستقلة في مجال العلوم والثقافة مركزها تورونتو.


Timeline: game-changing gas discoveries in the eastern Mediterranean

Massive gas discoveries in the Mediterranean Sea’s Levant Basin have attracted a flood of investment – and no shortage of geopolitical tension. This timeline brings together some of the most important milestones in the development of offshore gas projects in the eastern Mediterranean.

Share Article

Unlike the Gulf of Mexico or the North Sea, the Mediterranean Sea has always been better known for stunning climate, cuisine and a booming tourism trade than offshore oil and gas. But as ‘easy oil’ becomes an increasingly rare prospect and as productivity in mature regions such as the North Sea continues to decline, exploration firms are pushing their search for hydrocarbons into deeper waters and in territories that previously hadn’t been considered. In that context, oil and gas resources in the Mediterranean have become more attractive in the last decade, pulling in investment like never before.

“Oil companies have taken great risk, and at great expense, venturing into the deep waters of the south Atlantic and east Africa over the last several years to test unproven plays, with mixed results,” Energean Oil & Gas business development manager Hank David in 2014, extolling the virtues of the Adriatic Sea in particular. “Here is an area of political stability, in the heart of the European market, with abundant new acreage availability.”

While several Mediterranean offshore regions are attracting explorers, it is in the east that some of the biggest hydrocarbon discoveries of the last decade have been made. Huge gas finds in Israeli, Cypriot and Egyptian waters have seen industry eyes swivel to the Levant Basin in the eastern Mediterranean Sea, which, according to a 2010 estimate by the US Geological Survey, could hold as much as 122 trillion cubic feet (tcf) of natural gas in total, equivalent to the reserves of Iraq.

But as much as these discoveries have driven speculation on how gas markets might be changed and what export and energy benefits might accrue for the countries involved, they have also fuelled territorial tension that has, at times, threatened to destabilise a region already riven by conflict.

This timeline brings together some of the most important milestones in the development of offshore gas projects in the eastern Mediterranean.

January 2009: Tamar discovery kicks off gas rush

The discovery of gas at the Tamar field, located in Israeli waters 90km west of the port city of Haifa, brought a new scale to the oil and gas industry in the eastern Mediterranean. The field’s reserve estimates were raised from 3.1tcf before drilling to 5tcf after flow testing of the first appraisal well in February 2009, and then revised up again to 6.3tcf after the second appraisal well was drilled. By the time the field entered full production in 2013, reserves were estimated at 10tcf.

The largest-ever gas find in the eastern Med to that point was also the largest discovery made by operator Noble Energy, which led the project alongside a consortium of Israeli partners, and a new energy dawn for Israel, whose only previous source of offshore gas production was the shallow-water Mari-B field (also operated by Noble Energy). According to Noble, Tamar today supplies 60% of Israeli power generation, underlining the stakes involved in developing hydrocarbons in the region.

August 2010: Lebanon drops Tamar/Leviathan claim, but tension remains

Thematic Reports
Are you worried about the pace of innovation in your industry?

GlobalData's TMT Themes 2021 Report tells you everything you need to know about disruptive tech themes and which companies are best placed to help you digitally transform your business.

Territorial disagreements have existed in the eastern Mediterranean for decades, but the gas discoveries at the Tamar and, subsequently, Leviathan fields, has brought them into focus. Israel and Lebanon, in particular, have exchanged sharp words over maritime sovereignty issues.

In August 2010, Lebanon submitted a proposal for the maritime border with Israel, endorsed by the US, which excluded the Tamar and promising Leviathan developments, despite having previously argued that around 30% of the field lay in its territory. That defused the potential for an immediate flare-up between the two countries, but tension remains to this day, with Israel contending earlier this year that an offshore area targeted for exploration by Lebanon falls inside its borders, a move that Lebanese Parliament Speaker Nabih Berri described as “a new attack on Lebanon’s sovereignty”.

December 2010: Leviathan trumps Tamar

As significant as the Tamar find was, it was dwarfed by the subsequent discovery at the Leviathan gas field, 29km south-west of Tamar, less than two years later. According to Noble Energy, which once again spearheaded the exploration and now leads the team developing the project, the field contains 22tcf of recoverable natural gas.

Development of the discovery is ongoing, with the first gas deliveries expected by the end of 2019. Noble has adopted a phased approach for the project’s development, with the first phase set to include four subsea wells, each capable of flowing upwards of 300 million cubic feet per day of gas.

December 2010: Israel and Cyprus agree maritime border

While tensions flared with Lebanon over hydrocarbons in the Levant Basin, by the end of 2010 Israel had hammered out an accord demarcating maritime borders with Cyprus. The deal had naval security implications, and set an official separation of Cypriot and Israeli hydrocarbon reserves Cyprus had already done the same with Egypt and Lebanon in 2003 and 2007, respectively.

Turkey was less pleased with the agreement, considering Cyprus’s border agreements invalid due to the unacknowledged claims of the self-declared Turkish Republic of Northern Cyprus, which is recognised only by Turkey.

December 2011: Cyprus joins the club with Aphrodite discovery

Despite the strong words from Turkey, the maritime border agreement with Israel paved the way for Cyprus to press on with a drilling programme at the Aphrodite gas field in block 12 of its exploratory drilling zone, which it had licenced to – you guessed it – Noble Energy in 2008.

Drilling at block 12 began in September 2011, without incident or provocation from Turkey, and Noble announced the discovery in December of the same year. With an estimated gas reserve of 4.2tcf, the Aphrodite field completed the exploration hat-trick that has earned the company its leading position in the eastern Mediterranean. The company says it is still working with the Cypriot government on a final field development plan, but the most recent proposal, according to Israeli stakeholder Delek Drilling, involves five initial production wells with a combined output of up to 800 million cubic feet per day.

August 2015: Eni’s record-breaking Zohr find

Italian supermajor Eni made huge waves in 2015 with a record-breaking discovery at Zohr field in block 9 of 15 exploration zones that Egypt put up for tender in 2012. With more than 30tcf of potential gas resources, Zohr is thought to be significantly larger than Leviathan and now holds the title of the largest-ever gas discovery in the Mediterranean.

If Zohr’s potential reserves are realised, it will almost double Egypt’s gas reserves and serve as an important lynchpin for the country’s economy and energy system. Egyptian gas production has fluctuated in recent years due to political instability and flagging upstream investment, dipping from net exporter to net importer while domestic energy demand has continued to climb year-on-year. Zohr should bolster the country’s energy security and help entice further offshore investment. Eni reached a final investment decision on Zohr in February 2016, and production from the project’s first phase will start from the end of 2017, Eni has said.

December 2016: Total, Eni, BP ink Egypt exploration deals

December 2016 brought a testament to the Zohr discovery’s ability – along with other discoveries in the West Nile Delta – to draw further investment offshore, with three separate exploration agreements signed between Egypt and Total, BP and a subsidiary of Eni, worth a total of $220m.

All three of these oil giants have looked to expand their presence in the eastern Mediterranean since the Zohr discovery. “In 2016-17 we’re investing more money in Egypt than any country in the world,” said BP chief executive Bob Dudley in February, after BP acquired a 10% stake in the Zohr field from Eni.

February 2017: Noble approves Leviathan Phase I plan

In February this year, nearly seven years after making the discovery Noble Energy approved the $3.75bn first phase of the Leviathan development project. Volatile energy prices, regulatory reform in Israel and drilling issues made the road to a final investment decision a long one for the scheme, which is being reported as Israel’s largest-ever infrastructure project.

The first phase will bring four production wells online, and also involves the construction of subsea pipes to carry the gas, via a processing platform to Israeli and Jordanian customers. Exploratory drilling also continues. Further phases of the project will see Leviathan’s gas transported and sold further afield, with customers being sought in Turkey and Europe.

October 2017: Lebanon completes first offshore licencing round

Lebanon’s long-delayed attempt to get started on exploratory drilling of its own finally came to fruition in January, when a tender for exploration rights was re-launched. That tendering process ended in October, with a consortium comprising Eni, Total and Russian gas firm Novatek the only bidder. The partners offered bids on two blocks.

The fruits of the licencing round were thrown into doubt in early November when Lebanon’s Prime Minister Saad al-Hariri announced his resignation, sparking a political crisis that, at the time of writing, has not been resolved despite Hariri recently agreeing to put his resignation on hold to allow for consultation. Several days after the announcement of the PM’s resignation, Energy and Water Minister Cesar Abi Khalil urged bidding companies to continue technical discussions, in spite of the disruption.


شاهد الفيديو: تاريخ اكتشاف النفط حول العالم (أغسطس 2022).