Day 4 1 hydraulic fracturing logistics and execution

Logistics and execution  Fracturing treatment design process  Problem well identification Fluid selection Treatment selection Treatment design Operational constraints Treatment result prediction Operational stimulation program Scheduling and logistics Site preparation Proppant selection Evaluation cycle Job execution Site prepara2on ‐onshore  !  !  !  !  !  !  !  !  !  !  !  Storage vessels for fluids, solvents, etc.  Low pressure suction lines and manifold  Blending equipment for "on the fly" addition of additives,  A number of high pressure pump units  High pressure line to the well head.  Adequate measurement and control equipment   Waste disposal tank(s) or similar facilities   10% excess tank and storage capacity,  50% back‐up on pumps,  50% back‐up on blenders and   100% back‐up on instrumentation.   Lay‐out of equipment  Preferential wind direction Tool shed Surface facilities, vent line, etc HP Pumps and manifold Wellhead Annulus pressurising unit Chemical storage Fluid storage Blending High Pressure Area to marked with e.g red tape Proppant storage Job control centre Rest area, toilets, muster point, etc Lay‐out of equipment  Lay‐out of equipment  Site prepara2on‐offshore  Checklist  !  Lay‐out of the surface lines and connection to the wellhead  !  Proper installation of safety measures, e.g:  !  Positioning of the contractor location  !  Relief valves on the lines and annulus (incl. back‐up valves) to  be set at appropriate pressures and checked (depending on the  type)  !  Measures to control possible vibration in the surface lines  (chains, etc.)  !  Proper fencing off of the wellhead area  !  Measures to comply with HSE requirements.  Checklist  !  Contingency plan in case of premature termination of the job  !  Stand‐by of circulation equipment (e.g. coiled tubing) to clean out  !  !  !  !  !  well   Check quality of  equipment, chemicals and materials (incl. stand‐by  and contingency equipment)  Make sure that pressure transducers, flowmeters, etc. are properly  calibrated  Sufficient additional materials and chemicals on location  Supervise pressure testing of lines and surface equipment    Instruct rig/installation and contractor personnel on the ins and outs  of the treatment  ("Safety meeting")  Job control   !  Job control is in principle the responsibility of the  stimulation contractor.   !  Pre‐treatment Safety Meeting by Frac Master and  Site Representative to be attended by all staff on  location.  !  Safety Aspects of all activities, emergency plans, safe  working practices etc     !  Operational Aspects : Discussion of the plan and  individual roles   !  Environmental Issues : Disposal plans for back  produced fluids, empty drums etc.  10 Groundwater monitoring sites  ¥  Datalogger for continuous monitoring ¥  Independent lab conducted sampling and analysis Name Surface elevation (m) Depth (m) Hy Saal 1/2014 5,41 81,0 Hy Saal 2/2014 8,40 29,9 Hy Saal 2a/2014 8,48 96,0 Hy Saal 2b/2014 8,42 45,0 Hy Saal 1/2011   (Brauchwasserbrunne n Bohrplatz) 8,00 60,0 23 Water wells  !  Two complaints about pollu2on of water wells in use by local farmers  !  Samples taken by the farmers using incorrect procedures  !  New samples taken by independent laboratory  Water well Results  ¥  Pollu2on confirmed but related to:  1.  2.  3.   Technical condi2on   Extended period of no use   Agricultural (livestock) ac2vi2es  Well location Water well 24 Soil  !  Umweltmonito ring  !  Four sampling sites  !  Comprehensive analysis  !  Metals, EOX, PAK, TOC, etc.  Results  No devia2on from  background  measurements  25 Air  Con3nuous real 3me monitoring of gasses  !  10 sensors  !  Focus on H2S, SO2 and CH4  Result:  No abnormal concentrations  26 NORM  !  Umweltmonito ring  !  Wipe test on the equipment at various  points  !  Analysis of liquids and solids   Results:  !  No measurements above the natural  back ground  !  No  exposure of the inhabitants to  increased NORM  27 Peak noise monitoring  !  Umweltmonito ring  ¥  346 m away from the well  site  ¥  Con2nuous measurement  ¥  Daily submission of data  Result:  ! Noise within the limits  during the en2re dura2on  of the project  28 Noise levels  !  Umweltmonito ring  ! Aer the  measurements a noise  level paαern was  calculated  ! The paαern was in line  with the observa2on  point in Saal  29 Mercury  !  Umweltmonito ring  !  Groundwater  !  Ground  !  Wipe tests and Mercury measurements  !  Backproduced fluids and solids    !  Produced gas Results:  In all tests the level of mercury was at or below detec2on limits Contamina2on with mercury did not occur    30 Conclusions  !  Successful s2mula2on of well Barth 11  !  € 0.5 million spent on compliancy measures  including diagnos2cs and environmental  monitoring  !  The applica2on of s2mula2on in well Barth 11  did not have a verifiable effect on man nor  environment  31 Carry out the treatment  !  Logistics  !  Site lay‐out  !  Execution control  !  Responsibilities  !  Fluid preparation  !  Quality control  !  Program  adjustments  32 Fracturing treatment design process  Problem well identification Fluid selection Treatment selection Treatment design Operational constraints Treatment result prediction Operational stimulation program Scheduling and logistics Site preparation Proppant selection Evaluation cycle Job execution 33 Hydraulic fracturing ‐ execu2on procedure  !  Step 1: Fracture initiation  !  Step 2: pumping of the pad volume  !  Step 3: start adding proppant  !  Step 4: ramp‐up the proppant concentration  !  Step 5: keep proppant concentration constant  !  Step 6: start tubing displacement stage (do not over‐displace)  !  Step 7: Stop pumping monitor pressure decline  !  Step 8: Initiate forced closure by flowing back (optional)  34 Forced closure procedure  !  Produce back the well at low rate (0.1 m3/min)  !  !  !  !  !  immediately after the job.  Record wellhead pressure  Shut‐in when the wellhead pressure is 20 ‐ 30 bar below  the fracture closing pressure  Rig down lines, etc.  In case of resin coated proppants leave the well closed in  for 24 hrs  Continue with normal fracture clean‐up procedure  35 Post‐fracture bean‐up procedure   ‐ Gas wells ‐  36 Post‐fracture bean‐up procedure   ‐ Oil wells ‐  37 ... conducted sampling and analysis Name Surface elevation (m) Depth (m) Hy Saal 1/ 20 14 5 , 41 81, 0 Hy Saal 2/20 14 8 ,40 29,9 Hy Saal 2a/20 14 8 ,48 96,0 Hy Saal 2b/20 14 8 ,42 45 ,0 Hy Saal 1/ 2 011    (Brauchwasserbrunne... from 16 .06.20 14 to 23.06.20 14 All vibrations far below the limit (DIN 41 50) 10 /19 /15 18 Seismic Results  1.   No local natural seismic ac3vity during the ac3vi3es  2.  One weak event (M = ‐0 .4)  on the day aDer the S3mula3on  ... Active engagement with general public, regulator and governmental  bodies (including State Ministry)   14 Severity of earthquakes  15 Seismic ac2vity  in Germany   between 19 95  and 2 010   ÒMan madeÓ Natural Barth 11 10 /19 /15 16 Station