Department of energy office of fossil energy

 
117 
factors are referred to as “potential emission factors” because they do not represent natural gas 
that is directly released to the atmosphere, but they represent the volume of natural gas that can 
be sent to flares and other environmental control equipment.  NETL uses a potential emission 
factor of 9,000 Mcf of natural gas per each episode of shale gas hydraulic fracturing, and a 
potential emission factor of 3.6 Mcf of natural gas per each episode of liquids unloading (with 31 
liquids unloading episodes per well-year).  NETL’s model augments potential emission factors 
with flaring, thereby reducing the amount of methane that is released to the atmosphere.  These 
emission factors are consistent with the findings of a survey jointly conducted by API and 
America’s Natural Gas Alliance and released in September 2012.
260
  They also match the factors 
used by EPA’s 2013 GHG inventory.
261
  
NETL’s current model accounts for liquids unloading emissions from conventional wells, 
but does not account for liquids unloading from unconventional wells.  Applying liquids 
unloading to the unconventional wells in this analysis increases the life cycle GHGs by 0.6% for 
LNG export scenarios (using 100-year GWPs as stated in the IPCC Fifth Assessment Report).  
This 0.6% was estimated by assigning the liquid unloading emissions from onshore conventional 
natural gas to the upstream results for Marcellus Shale natural gas, followed by an expansion of 
the boundaries to a life cycle context.  Simply put, liquids unloading accounts for 11% of the 
upstream GHG emissions from conventional onshore natural gas.
262
  When liquids unloading is 
added to unconventional natural gas in the LCA model, it is scaled according to the unique 
production rates and flaring practices of unconventional wells in addition to the subsequent flows 
of natural gas processing, liquefaction, ocean transport, regasification, power plant operations, 
                                                 
260
 Characterizing Pivotal Sources of Methane Emissions from Natural Gas Production: Summary and Analysis of 
API and ANGA Survey Responses.  Final Report (Sept. 21, 2012).   
261
 U.S. Envtl. Prot. Agency, Inventory of U.S. Greenhouse Gas Emissions and Sinks: 1990-2011 (Apr. 12, 2013). 
262
 See NETL, Life Cycle Analysis of Natural Gas Extraction and Power Generation.  

---

 
118 
and electricity transmission.  Thus, while liquids unloading may account for a significant share 
of upstream GHG emissions, none of the LCA GHG Report’s conclusions would change with 
the addition of liquids unloading to unconventional natural gas extraction.  
The potential emissions from unconventional well completions are modeled as 9,000 Mcf 
of natural gas per episode.  It is important to remember that this factor does not represent 
methane emissions directly released to the atmosphere, but the flow of natural gas prior to 
environmental controls.  For unconventional natural gas, NETL’s model flares 15% of these 
potential emissions (flaring converts methane to CO
2,
 thus reducing the GWP of the gas) and 
apportions all completion emissions to a unit of natural gas by dividing them by lifetime well 
production (completion emissions occur as one-time episode that must be converted to a life 
cycle basis by amortizing them over total lifetime production of a well).  Further, the life cycle 
GHG contributions from well completions are diluted when scaled to the subsequent flows of 
natural gas processing, liquefaction, ocean transport, regasification, power plant operations, and 
electricity transmission.  However, in NETL’s model, life cycle completion emissions are 
directly affected by the estimated ultimate recovery (EUR) of a well because the total amount of 
natural gas produced by a well is used as a basis for apportioning completion and other one-time 
emissions to a unit of natural gas produced.  From an engineering perspective, wells with high 
EURs are more likely to have a high initial reservoir pressure that increases the potential 
completion emissions.  A reasonable uncertainty range around the potential emissions from 
unconventional completion emissions (9,000 Mcf/episode) is -30% to +50% (6,100 to 13,600 
Mcf/episode).  This uncertainty range matches the scale of uncertainty around the Marcellus 
Shale EUR used in the LCA GHG Report (see Table 5-4 of the LCA GHG Report).  This -30% 

---

 
119 
to +50% uncertainty around potential emissions from unconventional completions causes a -2% 
to 3% uncertainty around life cycle GHG emissions for the export scenarios of this analysis. 
The New Source Performance Standards (NSPS) rules for the oil and natural gas sector, 
which EPA amended in a final rule published on June 3, 2016,
263
 will achieve significant 
methane emission reductions primarily by requiring all new or modified wells to capture and 
control potential emissions of VOCs during natural gas well completion.  In addition to well 
completion emissions, the NSPS rules target other point sources of VOC emissions from new 
and modified sources at natural gas extraction and processing sites, but they do not address 
liquids unloading.
264
  The LCA GHG Report does not account for the potential effects of the 
NSPS rules on natural gas emissions because the scope of the LCA accounts for GHG emissions 
from natural gas being produced today.  EPA’s Regulatory Impact Analysis estimated that the 
final NSPS rule would reduce annual methane emissions in 2015 by 18 million metric tons, 
meaning that this rule will have the effect of reducing life cycle emissions from natural gas 
systems as new wells are developed and existing wells are modified.  The likely effects of the 
NSPS rule therefore suggest that the conclusions of the LCA GHG Report are conservative with 
respect to the life cycle GHG emissions of natural gas produced in the United States. 
Sierra Club contends that NETL’s documentation, including the 200-page supporting 
LCA document, does not clearly cite EPA’s Subpart W document.  NETL’s Report has three 
references to Subpart W, cited as EPA 2011a, 2011b, and 2011c.  These three references should 
                                                 
263
 U.S. Envtl. Prot. Agency, Oil and Natural Gas Sector:  Emission Standards for New, Reconstructed, and 
Modified Sources; Final Rule (40 C.F.R. Part 60), 81 Fed. Reg. 35,824 (June 3, 2016); available at:  
https://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2016-06-03/pdf/2016-11971.pdf. 
264
 U.S. Envtl. Prot. Agency, Oil and Natural Gas Sector:  New Source Performance Standards and National 
Emission Standards for Hazardous Air Pollutants Reviews (40 C.F.R. Part 63) (Apr. 17, 2012); available at:  
http://www.epa.gov/airquality/oilandgas/pdfs/20120417finalrule.pdf. 

---