(Entrada
publicada en el blog el 24 de marzo de 2015)
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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