Publicado en Chemical &
Engineering News
16 de
marzo de 2015
La
pregunta más importante es qué porcentaje orgánico tienen las aguas
residuales. Parte del desafío viene del hecho de que las compañías de
petróleo y gas protegen sus recetas de fluidos de la fracturación como secretos
comerciales muy bien guardados (ver artículo en la página 13). Además, los
operadores de la perforación a veces "pellizcan" las proporciones de
aditivos de los fluidos sobre la marcha para mejorar la eficacia de la
extracción. Sin saber qué es lo que se utilizó, es difícil para los
investigadores saber qué productos químicos deben buscar en las aguas
residuales.
"Usted
sólo encontrará lo que está buscando", dice Thomas Borch , químico de
la Universidad estatal de Colorado, que estudia la degradación de la materia
orgánica en las aguas residuales del fracking. "Es por eso que
tenemos que entender las vías de degradación de todos estos compuestos."
Borch y
su colega Jens Blotevogel, un ingeniero también del estado de Colorado, se
centran en los biocidas de las aguas residuales del fracking ( Environ
Sci Technol... 2015, DOI: 10.1021 / es503724k ). Las
empresas agregan estos compuestos para que el fluido del fracturamiento hidráulico
pueda matar los microbios que pueden producir ácido corrosivo o formar biofilms
que generen obstrucción.
"Decidimos
que estos biocidas serían uno de los grupos químicos de mayor prioridad porque
son inherentemente tóxicos", dice Borch. En sus estudios iniciales,
se concentran en el glutaraldehído. De acuerdo con la base de datos en la
página web FracFocus, donde algunas compañías de petróleo y gas divulgan
sus aditivos en los fluidos, es el biocida más utilizado.
"Estamos
estudiando lo que sucede con los biocidas después de haber sido inyectados en
los pozos", dice Borch. "¿Cómo de rápido se descomponen los
biocidas? ¿Se descomponen en compuestos intermedios por los que tendríamos
que estar preocupados? ¿Cómo de persistentes son? "Si los científicos
pueden aprender lo que sucede con los biocidas en lo profundo de los pozos de
fracking, se puede predecir mejor qué tipos de compuestos saldrán a la
superficie en el flujo de retorno o el agua producida, añade.
Borch y
Blotevogel están haciendo estudios detallados en los reactores con altas
temperaturas y presiones para aprender cómo estas variables, así como el
contenido de sal y el pH, influyen en la cinética de degradación de los
biocidas. Ellos también están estudiando el efecto de la propia pizarra,
ya que puede actuar como un sorbente para muchos de los compuestos del fluido
de fracturación hidráulica. Ellos encuentran que el glutaraldehído
polimeriza en las condiciones de alta temperatura y alta presión que se esperan
de un pozo. Por lo tanto, tienen que buscar dímeros, trímeros, o moléculas
aún más largas, en lugar de glutaraldehído en las aguas residuales del
fracking.
Además
de su trabajo en los biocidas, Borch y Blotevogel están colaborando con E.
Michael Thurman y Imma Ferrer en el Centro de Espectrometría
de Masas para el Medio Ambiente de la Universidad de Colorado, en
Boulder, para identificar algunos de los componentes orgánicos desconocidos en
las aguas residuales del fracking. Este grupo descubrió que los
tensioactivos etoxilados, incluyendo polietilenglicoles y alquiletoxilatos, son
los principales componentes del flujo de retorno ( Anal. Chem. 2014,
DOI: 10.1021 / ac502163k ). Empresas
de perforación añaden estos agentes tensioactivos para reducir la tensión
superficial del fluido en la cavidad y mejorar la recuperación del petróleo y
gas.
Los
investigadores han desarrollado una base de datos de los tensioactivos que han
encontrado con la espectrometría de masa cuadrupolo de alta
resolución. "Podemos enumerar todos los tensioactivos que hemos visto
por la fórmula molecular y la masa exacta", dice Ferrer. Ella y
Thurman están dispuestos a facilitar el acceso a la base de datos a otros
investigadores.
La
pareja de investigadores no se detiene con los surfactantes. Thurman y
Ferrer también están utilizando la espectrometría de masas de alta resolución
para analizar otros componentes orgánicos desconocidos de las aguas residuales
del fracking, tales como biocidas y agentes gelificantes. En el futuro, el
uso de este tipo de técnica de alta precisión será clave para la identificación
de las incógnitas orgánicas en las muestras del fracking, sostienen los
investigadores. "Cada vez que la investigación tenga un gran impacto
en parámetros ambientales y económicos tenemos que estar absolutamente seguros
de estar identificando el compuesto correcto", dice Thurman.
Jenna Luek y
los compañeros de trabajo en la Universidad de Maryland en el Centro de
Ciencias Ambientales, están de acuerdo. El uso de ultra-alta resolución en
la espectrometria de masas con la resonancia ionica con transformada de Fourier
para analizar las muestras de las aguas residuales de los enclaves de fracking
en Dakota del Norte y Colorado, han sido capaces de demostrar cuán compleja
puede llegar a ser la parte orgánica de las aguas residuales del fracking.
"Hay
una gran diversidad de productos químicos en el agua producida", dice
Luek. "Hemos identificado más de 10.000 picos de espectrometría de
masas, que se pueden asignar a más de 2.500 fórmulas químicas."
Y otros
están lidiando con el contenido orgánico desconocido de las aguas residuales
del fracking. Andrew R. Barron y Samuel J.
Maguire-Boyle de la Universidad Rice han analizado en detalle la fracción
orgánica del agua producida a partir de tres sitios de fracking, cada uno en
una formación diferente de esquisto ( Environ Sci. .: Procesos Impactos 2014,
DOI: 10.1039 /
c4em00376d ). Utilizaron para la detección
espectrometría de masas por cromatografia de gases.
"El
aceite de esquisto tiende a tener muy baja composición de compuestos
aromáticos, pero era interesante ", dice Barron. El agua producida
tiene un olor aromático, dice. "Huele como a xilenos."
Pero los
investigadores de Rice no encontraron xilenos. Aunque se detectaron otros
compuestos aromáticos y de asfaltenos, se encontraron hidrocarburos alifáticos
en mayor abundancia, en su mayoría alcanos y alquenos con longitudes de cadena
que van desde C3 lineales y ramificados a C 44 . Todos
estos componentes provienen de las formaciones geológicas subterráneas y son
probablemente restos del combustible que extrajeron.
Esta
variación en las aguas producidas complica los esfuerzos de
limpieza. "Si vas a limpiar el agua y reutilizarla, nunca vas a tener
un método que sea absolutamente perfecto", dice Barron.
Para
comprender mejor las opciones de tratamiento, Karl G. Linden , profesor
de ingeniería en la Universidad de California en Boulder y que colabora con
Thurman y Ferrer, ha llevado a cabo un análisis exhaustivo del agua el flujo de
retorno de un pozo en Colorado ( Sci total Environ.. 2015,
DOI: 10.1016 / j .scitotenv.2015.01.043 ). Él
y su grupo también ha estado explorando los compuestos que componen el olor de
las aguas residuales, en busca de más de 180 productos químicos orgánicos
volátiles y semi-volátiles que se encuentran típicamente en el agua afectada
por la producción de petróleo y gas convencional.
A
diferencia de Barron y Maguire-Boyle, el equipo de Linden encontró xilenos a
niveles detectables. De los otros compuestos volátiles, sólo acetona y
2-butanona estaban presentes en cantidades significativas. Estos
compuestos se han añadido al fluido del fracking como disolventes o pueden
haber sido producidos por microbios como la degradación de los subproductos.
Los
investigadores encontraron menos del 10% de los compuestos semivolátiles
que estaban buscando. También encontraron una alta concentración de
materia orgánica disuelta. Saber lo que está en el agua permite, dice
Linden, permite proponer opciones de tratamiento a medida. Pero, que así
todo en Colorado, su grupo sugirió que la eliminación de hierro y los sólidos
en suspensión seguida de la desinfección era el tratamiento adecuado para el
agua que se recicla y se utiliza en un nuevo pozo.
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