Hydraulic Fracturing Considerations for Natural Gas Wells of the Marcellus Shale


Published on

A 2008 presentation on fraturing in the Marcellus.

1 Like
  • Be the first to comment

No Downloads
Total views
On SlideShare
From Embeds
Number of Embeds
Embeds 0
No embeds

No notes for slide

Hydraulic Fracturing Considerations for Natural Gas Wells of the Marcellus Shale

  1. 1. Hydraulic Fracturing Considerations for  Natural Gas Wells of the Marcellus Shale Authors J. Daniel Arthur, P.E., ALL Consulting Brian Bohm, P.G., ALL Consulting Mark Layne, Ph.D., P.E., ALL Consulting Dave Cornue, P.G., ALL Consulting Presented at Ground Water Protection Council 2008 Annual Forum Cincinnati, Ohio September 21‐24, 2008September 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 1
  2. 2. Unconventional  Natural Gas • Unconventional resource plays are  a growing source of natural gas in  the U.S. – Coal Bed Methane – Tight Sands – Gas Shales • Since 1998, unconventional natural  gas has increased nearly 65%1. • Through 2007, total gas from  unconventional plays approached   almost 50% of total natural gas  production in the U.S.1 • For Gas shales, key technologies  have included horizontal drilling  and hydraulic fracturing.1 Source: Navigant, 2008 Source: John Perez, Copyright ©, 2008 September 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 2
  3. 3. Shale Gas History• First Commercial Gas well – Fredonia, NY (1821) – New York’s “Dunkirk Shale” at a depth of less than 30 feet• Ohio Shale – Big Sandy Field (1880)• Hydraulic Fracturing used in the Oil & Gas Industry (1950‐60s)• Barnett Shale – Ft. Worth Basin Development (1982)• Horizontal wells in Ohio Shales (1980s)• Successful Horizontal Drilling in Barnett Shale (2003)• Horizontal Drilling Technology Applied in Appalachian Basin, Ohio and  Marcellus Shales (2006)• Active Companies in the Marcellus Shale Play – Chesapeake Energy, Fortuna Energy, Range Resources, North Coast  Energy, Chief Oil & Gas, East Resources, Cabot Oil & Gas, Southwestern  Energy Production, Atlas Energy, and others.September 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 3
  4. 4. Gas Shale Basins of the U.S. Marcellus/Devonian ShaleSeptember 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 4
  5. 5. Marcellus Facts• The Marcellus is a Devonian Black Shale that spans a  distance of approximately 600 miles, trending  northeastward from West Virginia all the way into  New York.  By comparison, the Barnett Shale has of  linear extent of only about 120 miles.• America’s current proved natural gas reserves are in  the range of 200 TCF, the Marcellus has the potential  to increase this by 50 TCF or more.• The Marcellus Shale has a low permeability, thus  releasing gas very slowly.  This is why shale is one of  the last major source of undeveloped natural gas.   However, shales can hold an enormous amount of  gas and the formations are so large that their wells  can produce at steady rates for decades.• Effective and economic horizontal drilling and  hydraulic fracturing are the primary technologies  enabling the recent surge in shale gas production  from the Marcellus and in other regions. Outcrops of the Marcellus Shale from Leroy, NY (top) and Lancaster, NY (bottom). Source: Penn StateSeptember 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 5
  6. 6. Data Comparison of Shale Plays Gas Shale Basin Barnett Marcellus Fayetteville Haynesville Woodford Est. Arial Extent (sq. mi.) 5,000 95,000 9,000 9,000 11,000 6500‐ Depth (feet) 4,000‐8,500 1,000‐7,000 10,500‐13,500 6,000‐11,000 9500 Net Thickness (feet) 100‐600 50‐200 20‐200 200 120‐220 BTW (feet) ~1200 ~850 ~500 ~400 ~400 TOC, % 4.5 3‐12 4.0‐9.8 1‐14 Total Porosity, % 4‐5 2‐8 Gas Content, scf/ton 300‐350 60‐220 Water Production (BWPD) 0 Well spacing (Acres) 60‐160 40‐160 40‐560 640 Gas‐In‐Place (TCF) 327 1500 52 717 52 Reserves (TCF) 44 262‐500 41.6 251 11.4 Est. Gas Production  338 3,100 530 625‐1800 415 (mcf/day/well) NOTE: See paper for data sources (Arthur, et. al., September 2008)September 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 6
  7. 7. Risk of Groundwater Contamination • A 1988 API study rated  Appalachian Basin as low risk to  Pipeline to Christmas Flow Process corrosion. Tree and Storage • Per a 1989 API Study for basins  Surface with “reasonable” likelihood of  Casing corrosion, risk probability of  Cement injectate reaching a USDW  Intermediate Casing ranged from one in 200,000 to  one in 200 million for wells  Cement Production injecting on a continuous basis. Casing • Hydraulic fracturing events in  Tubing the Marcellus occurs through  multiple newly installed  Cement concentric casings over a short  duration with considerable  Well Oil or Gas Zone vertical separation (thousands of  Fluids feet) between USDWs and with  Perforations overlying formations that are  comprised of confining type  zones.September 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 7
  8. 8. Fracturing Design• A key to hydraulic fracturing is that the fractures created during the  stimulation remain in the target zone (e.g., the Marcellus Shale).  • Fractures are designed, engineered, and monitored to assure desired  results are achieved.• Fracture simulation (or modeling) is commonly used for purposes of  designing the fracturing process.  This may include developing  specifications on volumes of fluid and proppant to use, pressures to be  applied, make‐up of fracturing fluids and slurries, etc.• Microseismic monitoring can also be incorporated into a fracturing  event to gain additional knowledge of the fracture process.• Data collection in advance of fracturing is also common, including  coring and core analysis, geophysical logging, reservoir characteristics  research, correlation to other wells/stimulations, fracture pressure  analysis, among others.September 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 8
  9. 9. Fracture Modeling Example Output of a Hydraulic Fracture Stimulation Model. Source: Chesapeake Energy Corporation.September 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 9
  10. 10. Fracture Monitoring Monitoring is done on a  continuous basis during a  fracture treatment September 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 10
  11. 11. Microseismic Analysis Mapping of Microseismic Events Source: Oilfield Service CompanySeptember 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 11
  12. 12. Water Management Considerations• Water used for fracture stimulation of the Marcellus  has generally been collected primarily from large  streams. • Volumes ranging from ~500,000 to more than 5  million gallons of water are typically required for a  horizontal Marcellus well and approximately 300,000  to 500,000 gallons for many vertical wells. • Fluid return water is collected into steel tanks and  hauled off‐site to approved facilities.  Disposal methods  generally include injection into a Class II injection wells  and/or commercial/municipal treatment facility  capable of treating flow‐back water.• Hydraulic fracturing of gas shales has been a routine  stimulation method for many years, with operations  designed to be protective of groundwater and the  Fresh Water Storage Tanks Source: ALL Consulting environment.September 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 12
  13. 13. Hydraulic Fracturing Fluids• Acids are sometimes used to treat near wellbore damage from drilling  and completion operations, open fractures near the wellbore and  dissolve calcite that is naturally occurring in the fracture system.• Biocides to prevent growth of bacteria in the well.• Corrosion Inhibitors to prevent degradation of steel well casings.• Friction Reducers to assist in pumping the fracturing fluid.• Scale inhibitors to reduce the build‐up of minerals in the well.• Guar Gel to thicken the water to help carry the proppant (typically  sand) into the formation• Breaker to cause the guar gel to “break back” into an easier flowing  fluid so the fluids can be pumped back to the surface without carrying  back the sands.• Iron Stabilizer to prevent precipitation by keeping ions in a soluble  form.• Oxygen Scavenger to prevent degradation of the well casing.September 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 13
  14. 14. Fracture Fluid Composition NOTE: the above graphic is a hypothetical representation of fracture fluid  composition applicable to a Marcellus Shale hydraulic fracturing event.  Fluid  composition varies by well and depending on a variety of factorsSeptember 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 14
  15. 15. ExamplesSeptember 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 15
  16. 16. Well SitesSeptember 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 16
  17. 17. Wellhead ConfigurationsSeptember 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 17
  18. 18. PerforatingSeptember 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 18
  19. 19. Connections/SealsSeptember 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 19
  20. 20. Well Site MonitoringSeptember 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 20
  21. 21. ManifoldSeptember 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 21
  22. 22. Sand/ProppantSeptember 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 22
  23. 23. Flow‐Back WaterSeptember 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 23
  24. 24. Contact Information J. Daniel Arthur, P.E. darthur@all‐llc.com ALL Consulting 1718 S. Cheyenne Avenue Tulsa, Oklahoma 74119September 23, 2008 Copyright (c), ALL Consulting, 2008 24