L’exploitation minière de crypto-monnaie promet d’atténuer le torchage de gaz naturel dans le Dakota du Nord
Les centres de données utilisés pour extraire des crypto-monnaies telles que Bitcoin s’avèrent une option intéressante pour atténuer le torchage du gaz naturel dans le Dakota du Nord, a déclaré mercredi le principal organisme de réglementation du pétrole et du gaz de l’État.
Le processus énergivore de résolution d’énigmes cryptographiques pour vérifier les transactions sur le réseau distribué connu sous le nom de blockchain nécessite une source d’alimentation fiable 24 heures sur 24. Les mineurs se tournent de plus en plus vers des groupes électrogènes au gaz installés directement sur la plate-forme de puits, utilisant une production de gaz qui serait autrement brûlée ou fermée par les opérateurs.
La directrice Lynn Helms du Département des ressources minérales (DMR) a discuté de la tendance lors d’un point de presse mercredi dernier sur la production du Dakota du Nord et les données de forage pour le mois d’août.
Limiter le torchage du gaz associé lié à la production de pétrole a été un défi récurrent dans les schistes de Bakken du Dakota du Nord et du Montana en raison de la capacité limitée de prélèvement de gaz. capturer autant de gaz que possible, a déclaré Helms.
« L’atténuation des torches dont nous entendons le plus parler est le gaz vers le réseau, puis le gaz… vers les centres de données », a déclaré Helms. « Les deux sont très évolutifs et il existe des fournisseurs de technologies, des fournisseurs de services, qui sont prêts à déployer ces technologies sur le terrain et ils travaillent et discutent avec certains de nos opérateurs… »
Bruce Larsen, PDG de Bakken, Kraken Oil & Gas LLC, a récemment déclaré à NGI que la vente de gaz excédentaire au mineur de crypto-monnaie Crusoe Energy Systems Inc. avait été un «gagnant-gagnant», permettant à Kraken de monétiser son gaz échoué et de réduire son empreinte de torchage.
Helms a également cité des opportunités dans des régions telles que Charlson, ND, qui souffre de goulots d’étranglement des gazoducs mais qui a un accès facile au réseau électrique. Cela signifie que les opérateurs « peuvent déplacer une partie de ce gaz brûlé dans la production d’électricité et le mettre sur le réseau, ce qui est nécessaire dans le comté de McKenzie ».
Le taux de capture de gaz du Dakota du Nord est passé à 92% en août contre 90% en février, a déclaré Helms. Il a prédit qu’au cours du premier semestre 2022, « nous commencerons à voir des technologies de renforcement et d’atténuation des torches supplémentaires déployées ».
Le marché haussier du gaz a également amélioré les perspectives des infrastructures de collecte de gaz traditionnelles, a-t-il noté.
« Il n’y a absolument aucune incitation financière pour quiconque à s’enflammer à ce stade », a déclaré Helms. En conséquence, les « entreprises traditionnelles de collecte, de traitement et d’exportation de gaz sont en mesure de capitaliser plus facilement leurs projets, nous commençons donc à entendre des discussions sur la prochaine série de projets d’expansion ».
La production de gaz naturel et de pétrole dans le Dakota du Nord a chacune augmenté de 2,8% en août par rapport à juillet, selon les derniers chiffres de DMR. La production a totalisé 91,8 Gpi 3 (2,96 Gpi 3/j), contre 89,3 Gpi 3 (2,88 Gpi 3/j).
La production de pétrole a atteint 34,3 millions de barils (1,11 millions de barils/jour) contre 33,4 millions de barils (1,08 million de barils/jour), selon les données de DMR. Le prix du pétrole brut léger non corrosif du Dakota du Nord s’élevait à 73,75 $ le baril mercredi, contre 80,52 $ pour le West Texas Intermediate (WTI).
Le nombre de plates-formes de forage du Dakota du Nord s’élevait à 30 mercredi, selon DMR. Le nombre de plates-formes de forage de l’État a chuté de 51% de janvier 2020 à août dernier, mais augmente maintenant lentement, a souligné Helms.
Il a également noté les plans de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole et de ses alliés, alias OPEP-plus, d’éliminer progressivement 5,8 millions de barils par jour de réduction de la production de pétrole d’ici septembre 2022, les prix du pétrole ayant atteint un sommet en deux ans.
Helms a déclaré : « 80 $ WTI est certainement assez fort pour transférer des capitaux vers le Bakken, en particulier avec les performances des puits que nous constatons… Je pense que la préoccupation de la part de l’industrie ainsi que de moi-même est de savoir ce que l’OPEP-plus va faire , et que va faire Covid-19 ici en octobre, novembre, décembre. »
Au cours des prochains mois, Helms a déclaré que l’OPEP-plus opterait probablement pour la préservation des parts de marché plutôt que pour l’augmentation des prix.
« Nous prévoyons que, parce que nos développeurs de schiste prévoient une augmentation des dépenses en capital et du forage l’année prochaine, l’OPEP-plus ouvrira probablement les robinets la prochaine fois qu’ils se rencontreront et offrira au monde un volume plus important de leurs environ 5 millions de b/ d excédent qu’ils ont, donc je m’attends vraiment à la fin de l’année et au premier trimestre… un certain fléchissement des prix du pétrole.