ATTACHMENTBURSSHALEGASEMISSIONSANALYSISURSNovember28,2011SaraBanaszak,VicePresidentandChiefEconomistAmyFarrell,VicePresidentofRegulatoryAffairsAmerica’sNaturalGasAlliance(ANGA)1201NewYorkAve.NWSuite1110Washington,DCGasWellCompletionsDearSaraandAmy,URShasassembledgaswellcompletiondatasuppliedbyseven(7)upstreamexplorationandproductioncompaniesintheUnitedStates.Eachofthesecompaniesvoluntarilyprovideddatainthepasttwoweeks.URSconsolidated,blindedandsummarizedthedatainordertoavoidanyanti-trustconcerns.Allsupplieddatawasreviewedandusedinthisanalysis.ThisdatawasprovidedinresponsetoarequestbyANGAforactualcurrentdatathatcouldbecomparedtoEPA’sassumptionsusedinthenewlyproposed“OilandNaturalGasAirPollutionStandards,Subpartquad0”.SomeofthekeyEPAassumptionsregardingcompletionswere:•Amountofflowbackventingforfracturedunconventionalgaswells.(EPAassumes7623MscfofCH4/event,or9175Mscfoftotalgas/event).Note:Thisemissionestimatewasoriginallypublishedinthe“BackgroundTechnicalSupportDocument,GreenhouseGasEmissionsReportingfromthePetroleumandNaturalGasIndustry”insupportofSubpartWoftheEPA’sGHGMandatoryReportingRule.•Durationofflowback(EPAassumes3-10days),•Percentofcompletionsthatarecontrolled(EPAassumes15%),•FlaringvsVenting(EPAassumes51%venting).TreatmentofDataDatawasgatheredbydistributinganemptytemplatespreadsheetformattedtoreceivecompletionsdata,withaseparatetabfor“greencompletion”informationandaseparatetabforordinarycompletion(i.e.“non-greencompletions”).URSFornon-greencompletions,thefollowingdatawasgatheredoneachwellcompletionreported:dateofcompletion,AAPGbasinlocation,type(horizontalorvertical),formationtype,whetheritwasarecompletionoranewwell,flowbackduration,chokesize,casingpressure,andwhethertheflowbackgaswasflared.Therewereninety-eight(98)wellcompletionsinthenon-greencompletiondatasetfromfouruniquecompanies.Onlytwo(2)ofthosewererecompletions,therestwerenewwells.Forgreencompletions,thefollowingdatawasgatheredoneachwellcompletionreported:dateofcompletion,basin,andflowbackduration(time).Therewere1076wellsinthegreencompletiondatasetfromfivecompanies.Thedatahasbeenscrubbedofcompanyname,companydivision,andwellname,sothattherewouldbenoimpressionofanyconflictofinterestnorunintendeddistributionofconfidentialbusinessinformation.Theresultingdetaileddataisattachedtothismemorandum.UsingEPA’srecommendedmethodforcalculatingemissionsfromgaswellcompletions(aslistedintheproposedSeptember9,2011revisionstoSubpartWoftheMandatoryGHGReportingRule),calculationswereaddedtothedataspreadsheet,usingEquationW-11Bforsonicflowconditions.Sonicflowwasareasonableassumptioninsincemostupstreampressureswereveryhigh(seehistogramoncasingpressuresreported).FR=1.27*105*A*187.o8*T(Eq.W-11B)Where:FR=Averageflowrateincubicfeetperhour,undersonicflowconditions.A=Crosssectionalareaoforifice(in_’).T0=Upstreamtemperature(degreesKelvin).187.08=Constantwithunitsofm/(sec2*K).1.27*105=Conversionfromm3/secondtoth/hour.Someoftheconservativeassumptionsusedinthecalculationswereasfollows:•EquationW-J1Bmeasures100%Gas—Theflowbackfluidcontainsamixtureofwater,hydrocarbonliquids,andhydrocarbongasthatcomesbackfromthewell,andgasflowduringaflowbackmaystartandstop.Thecalculationspresentedhereassumethattheflowisallgas,thatnowaterorhydrocarbonliquidsexistinthisoutletstream.•MaximumChokeSize—Throughoutflowback,operatorsalterchokesizesdependingonthepercentageofliquidandvapor,flowrate,andpressureofthestream.Forthepurposesofthisanalysis,thedatagatheredwasonlyforthemaximumchokesizeusedwhiletheflowbackismakinggas.Thismayoverpredictgasflow.•MaxinnimCasingPressure—Casingpressurevariesdependingonhowlongthewellhasbeenflowing,duetoformationpressurechangesandproductionpipepressuredrops.ToURSbeconservative,onlythemaximumcasingpressurefoundwhiletheflowbackismakinggaswasused.Thismayoverpredictthegasflowrate.•Ternyerature—Atemperatureof200°Fwasassumedforallflowbacks.Equationresultsarenotoverlysensitivetotemperature.SummaryofResultsFornon-greencompletions,datawassummarizedbybasin,andthenthebasinswereaveragedtoproduceanationalaveragevalue.Ascanbeseeninthefollowingattachedtable,theresultingnon-greencompletionflowbackrate,usingEPA’smethodology,was765Mscfofgas.Thisisonlyasmallfraction(8%)ofthe9175MscfofgasperflowbackthatEPAhadusedasabasisforthesubpartquad0-OilandNaturalGasAirPollutionStandards.Therewasvariabilityamongthebasins,whichhadaveragesrangingfrom340Mscfto1160Mscf.However,alloftheseaverages,andinfacttheindividualcompanyaverages,whichrangedfrom443to1455Mscf,arefarbelowEPA’sassumedvalue.Thepercentofwellsinthedatasetthatweregreencompletionswas92%of2011wellcompletions.Evenamongthe8%thatwerenon-greencompleted,55%ofthosewereflared(ratherthandirectlyvented).Thisleavesapproximately4%ofthewellcompletionsinthedatasetthatwereuncontrolled.ThisisfarlowerthanEPA’sassumedvalueof85%ofthecompletionsthatareuncontrolled,withonly15%beinggreencompleted.EPAhadalsoassumed50%wereflared.Theaveragedurationofnon-greencompletionsinthedatasetwas3.5days(ahistogramofdurationdistributionisshown),andtheaveragedurationofagreencompletioninthedatasetwas5.8days(again,ahistogramofdurationdistributionisshown).EPAhadassumedflowbackdurationof3-10days,butthedatasetshowsthenon-greencompletionstobemuchshorter.Onlythegreencompletionscoverthe3-10dayspanthatEPAhadassumed.ConclusionsWhilethedatasetislimitedtosevencompaniesandjustunder1200wells,thereisareasonablerepresentationacrossmanyoftheunconventionalgasdevelopmentregionsthatarebeingdevelopedintheUnitedStates.Theattachmentshows2mapsofthelocationsofthewellsinthisdatasetbyAAPGbasin.AcomparativemapfromtheEnergyInformationAdministrationofUSShalegasplaysdemonstratesagoodoverlapwithmanyofthosedevelopingareas.URSItappearsthattheEPA’s9175Mscf/completioneventforunconventionalfracturedwellsispotentiallyoverestimatedby1200%.TheANGAdatamaynotberobustenoughtoprovideadefinitivenewnationalflowbackemissionfactorbecauseofitsrelianceonconservativeassumptionsandlimitedregionaldata.Howeveritisfarmorecurrent,andcertainlycollectedonafarmoreconsistentandtransparentbasisthananyofthedataEPAusedtogenerateits9175Mscf.AccordingtotheTechnicalSupportDocument(TSD)forSubpartWoftheEPA’sGHGMandatoryReportingRulethe9175MscfwasbaseduponsomepresentationsbycompaniesattheEPA’svoluntaryNaturalGasStarprogram,mostlyfromatechnologytransfersessionin2004(referencehttp://www.epa.gov/climatechange/emissions/downloadsI0/SubpartWTSD.pdf),.WhiletheNaturalGasStarcompaniespresenteddataontheircompletionsthatwerenowrecovered,thisdatawasnevermeanttorepresentemissionsfromaveragewellcompletions,wasneverdocumentedwiththequalityneededfornationalinventorynumbers,andinfactmayrepresentonlythesubsetofwellswherethecompanyhadimplementedtheirnewpractice.ANGAmaynowwishtorecommendthatEPAretractthe9175Mscfbeingusedintheproposedstandard.Toprovideanewwellcompletionsemissionestimate,ANGAcouldrecommendthatEPAusethestillconservativelyhighestimateof765Mscf/completion,basedonthenewANGAdata.AlthoughANGAmaynotwishtorecommendthevaluebeuseddirectlyasanewnationalemissionfactor,itprovidesamuchmorerepresentativeemissionsestimateforuseinestablishingEPAstandards.SinceEPA’sproposedNewSourcePerformanceStandardforwellcompletionsandrecompletionsisbasedonacosteffectivenessanalysisthatwascalculatedusingtheAgency’s9175Mscfestimate,thisANGAdatacallsintoquestiontheeconomicsofrequiringgreencompletionsanduseofreduced-emissions-completionequipmentinthenewlyproposedrules.ThereforeANGAmaynowalsowishtorequestthatEPAreconsidertheproposedrequirementforgreencompletionsequipment.Inaddition,ANGAshouldconsiderrecommendingthatEPAreviseitsSubpartWTSDtoreflectthenewfindings.Continueddisseminationandrelianceuponthisolderandlessconsistentinformationbytheagencyraisesseriousqualityconcernswhereverthedatamaybeused.ThecurrentEPAoverestimateisfrequentlycitedinstudiesandreports,leadingtoinaccurateconclusionsaboutindustryemissionsandincreasingthepotentialforfederalorstategovernmentalagenciestorelyupontheinaccuratedataintheirdecisionmaking.URSThankyoufortheopportunitytoprovidethistechnicalsupport.KindRegards,MatthewR.Harrison,P.E.Sr.CertifiedProjectManagerGHGandCCNationalPracticeLeaderURSCorporation9400AmbergienBlvd.Austin,Texas78729URSATTACHMENTSTable1:SummaryofCompiledData%ofWellsGC92%%ofNon-GCFlared55%‘LitAverageNon-GCFlowback-AAPGBasin#160A19Samples1,126mcfNon-GCFlowback-AAPGBasin#34528Samples1,031mcfNon-GCFlowback-AAPGBasin#36029Samples386mcfNon-GCFlowback-AAPGBasin#4305Samples943mcfNon-GCFlowback-AAPGBasin#53517Sai340mcfMAverageFlowbackofBasins765.1mcfAveragetotalflowbackofallnon-GCevents765.4mcfEstimatedemissionsfromwellcompletionswithhydraulicfracturing(Table4-2,EPATSD)9,175mcf***usingEquationWllB***Figure2:DistributionofSingle-EventFlowbackVolumes(Non-GreenCompletionsonly)Non-GCFlowbackVolume80=40a)200-4—----0-500501-10001001-15001501-20002001-25002501-3000Moremscf/eventFigure3:DistributionofCasingPressures(Non-GreenCompletionson!yNon-GCCasingPressures60->.C40a)20-LI0------•----------—---------10002000300040005000More 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