A leaky endeavor Considerable amounts of the greenhouse gas methane leak from the U.S. oil and natural gas supply chain. Alvarez et al. reassessed the magnitude of this leakage and found that in 2015, supply chain emissions were ∼60% higher than the U.S. Environmental Protection Agency inventory estimate. They suggest that this discrepancy exists because current inventory methods miss emissions that occur during abnormal operating conditions. These data, and the methodology used to obtain them, could improve and verify international inventories of greenhouse gases and provide a better understanding of mitigation efforts outlined by the Paris Agreement. Science , this issue p. 186

Using new satellite observations and atmospheric inverse modeling, we report methane emissions from the Permian Basin, which is among the world's most prolific oil-producing regions and accounts for >30% of total U.S. oil production. Based on satellite measurements from May 2018 to March 2019, Permian methane emissions from oil and natural gas production are estimated to be 2.7 ± 0.5 Tg a-1, representing the largest methane flux ever reported from a U.S. oil/gas-producing region and are more than two times higher than bottom-up inventory-based estimates. This magnitude of emissions is 3.7% of the gross gas extracted in the Permian, i.e., ~60% higher than the national average leakage rate. The high methane leakage rate is likely contributed by extensive venting and flaring, resulting from insufficient infrastructure to process and transport natural gas. This work demonstrates a high-resolution satellite data-based atmospheric inversion framework, providing a robust top-down analytical tool for quantifying and evaluating subregional methane emissions.

Reducing methane emissions from fossil fuel exploitation (oil, gas, coal) is an important target for climate policy, but current national emission inventories submitted to the United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) are highly uncertain. Here we use 22 months (May 2018-Feb 2020) of satellite observations from the TROPOMI instrument to better quantify national emissions worldwide by inverse analysis at up to 50 km resolution. We find global emissions of 62.7 ± 11.5 (2σ) Tg a-1 for oil-gas and 32.7 ± 5.2 Tg a-1 for coal. Oil-gas emissions are 30% higher than the global total from UNFCCC reports, mainly due to under-reporting by the four largest emitters including the US, Russia, Venezuela, and Turkmenistan. Eight countries have methane emission intensities from the oil-gas sector exceeding 5% of their gas production (20% for Venezuela, Iraq, and Angola), and lowering these intensities to the global average level of 2.4% would reduce global oil-gas emissions by 11 Tg a-1 or 18%.

Abstract. Reducing methane (CH4) emissions from the oil and gas (O&G) sector is crucial for mitigating climate change in the near term. MethaneSAT is an upcoming satellite mission designed to monitor basin-wide O&G emissions globally, providing estimates of emission rates and helping identify the underlying processes leading to methane release in the atmosphere. MethaneSAT data will support advocacy and policy efforts by helping to track methane reduction commitments and targets set by countries and industries. Here, we introduce a CH4 retrieval algorithm for MethaneSAT based on the CO2 proxy method. We apply the algorithm to observations from the maiden campaign of MethaneAIR, an airborne precursor to the satellite that has similar instrument specifications. The campaign was conducted during winter 2019 and summer 2021 over three major US oil and gas basins. Analysis of MethaneAIR data shows that measurement precision is typically better than 2 % at a 20×20 m2 pixel resolution, exhibiting no strong dependence on geophysical variables, e.g., surface reflectance. We show that detector focus drifts over the course of each flight, likely due to thermal gradients that develop across the optical bench. The impacts of this drift on retrieved CH4 can mostly be mitigated by including a parameter that squeezes the laboratory-derived, tabulated instrument spectral response function (ISRF) in the spectral fit. Validation against coincident EM27/SUN retrievals shows that MethaneAIR values are generally within 1 % of the retrievals. MethaneAIR retrievals were also intercompared with retrievals from the TROPOspheric Monitoring Instrument (TROPOMI). We estimate that the mean bias between the instruments is 2.5 ppb, and the latitudinal gradients for the two data sets are in good agreement. We evaluate the accuracy of MethaneAIR estimates of point-source emissions using observations recorded over the Permian Basin, an O&G basin, based on the integrated-mass-enhancement approach coupled with a plume-masking algorithm that uses total variational denoising. We estimate that the median point-source detection threshold is 100–150 kg h−1 at the aircraft's nominal above-surface observation altitude of 12 km. This estimate is based on an ensemble of Weather Research and Forecasting (WRF) large-eddy simulations used to mimic the campaign's conditions, with the threshold for quantification set at approximately twice the detection threshold. Retrievals from repeated basin surveys indicate the presence of both persistent and intermittent sources, and we highlight an example from each case. For the persistent source, we infer emissions from a large O&G processing facility and estimate a leak rate between 1.6 % and 2.1 %, higher than any previously reported emission levels from a facility of its size. We also identify a ruptured pipeline that could increase total basin emissions by 2 % if left unrepaired; this pipeline was discovered 2 weeks before it was found by its operator, highlighting the importance of regular monitoring by future satellite missions. The results showcase MethaneAIR's capability to make highly accurate, precise measurements of methane dry-air mole fractions in the atmosphere, with a fine spatial resolution (∼ 20×20 m2) mapped over large swaths (∼ 100×100 km2) in a single flight. The results provide confidence that MethaneSAT can make such measurements at unprecedentedly fine scales from space (∼ 130×400 m2 pixel size over a target area measuring ∼ 200×200 km2), thereby delivering quantitative data on basin-wide methane emissions.

Abstract. Venezuela has long been identified as an area with large methane emissions and intensive oil exploitation, especially in the Lake Maracaibo region, but production has strongly decreased in recent years. The area is notoriously difficult to observe from space due to its complex topography and persistent cloud cover. We use the unprecedented coverage of the TROPOspheric Monitoring Instrument (TROPOMI) methane observations in analytical inversions with the Integrated Methane Inversion (IMI) framework at the national scale and at the local scale with the Weather Research and Forecasting model with chemistry (WRF-Chem). In the IMI analysis, we find Venezuelan emissions of 7.5 (5.7–9.3) Tg a−1 in 2019, where about half of emissions can be informed by TROPOMI observations, and emissions from oil exploitation are a factor of ∼ 1.6 higher than in bottom-up inventories. Using WRF, we find emissions of 1.2 (1.0–1.5) Tg a−1 from the Lake Maracaibo area in 2019, close to bottom-up estimates. Our WRF estimate is ∼ 40 % lower than the result over the same region from the IMI due to differences in the meteorology used by the two models. We find only a small, non-significant trend in emissions between 2018 and 2020 around the lake, implying the area's methane emission intensity expressed against oil and gas production has doubled over the time period, to ∼ 20 %. This value is much higher than what has previously been found for other oil and gas production regions and indicates that there could be large emissions from abandoned infrastructure.