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Feb 19, 2024

Fracturación Hidráulica 101

Una visión general del proceso de fracking y los problemas e impactos relacionados con este proceso de extracción de petróleo y gas. Las formaciones geológicas pueden contener grandes cantidades de petróleo o gas, pero tienen un caudal deficiente.

Una visión general del proceso de fracking y los problemas e impactos relacionados con este proceso de extracción de petróleo y gas.

Las formaciones geológicas pueden contener grandes cantidades de petróleo o gas, pero tienen un caudal deficiente debido a la baja permeabilidad o al daño u obstrucción de la formación durante la perforación. Esto es particularmente cierto para las arenas compactas, las lutitas y las formaciones de metano en capas de carbón.

Fracturación hidráulica (también conocida comofracking , que rima con craqueo) estimula los pozos perforados en estas formaciones, haciendo rentable una extracción que de otro modo sería prohibitivamente costosa. En la última década, la combinación de fracturación hidráulica con perforación horizontal abrió depósitos de esquisto en todo el país y llevó la perforación de gas natural a gran escala a nuevas regiones.

El proceso de fracking se produce después de que se ha perforado un pozo y se ha insertado una tubería de acero (casing) en el pozo. El casing se perfora dentro de las zonas objetivo que contienen petróleo o gas, de modo que cuando el fluido de fracturación se inyecta en el pozo, fluye a través de las perforaciones hacia las zonas objetivo.

Con el tiempo, la formación objetivo no podrá absorber el fluido tan rápido como se inyecta. En este punto, la presión creada hace que la formación se agriete o se fracture. Una vez creadas las fracturas, la inyección cesa y los fluidos de fracturación comienzan a fluir de regreso a la superficie.

Los materiales llamados apuntaladores (p. ej., generalmente arena o perlas cerámicas), que se inyectaron como parte de la mezcla de fluido de fractura, permanecen en la formación objetivo para mantener abiertas las fracturas.

Normalmente, se bombea una mezcla de agua, apuntalantes y productos químicos hacia la formación rocosa o de carbón. Sin embargo, existen otras formas de fracturar pozos. A veces, las fracturas se crean mediante la inyección de gases como propano o nitrógeno y, a veces, la acidificación se produce simultáneamente con la fractura. La acidificación implica bombear ácido (generalmente ácido clorhídrico) hacia la formación para disolver parte del material de la roca para limpiar los poros y permitir que el gas y el fluido fluyan más fácilmente hacia el pozo.

Algunos estudios han demostrado que más del 90% de los fluidos del fracking pueden permanecer bajo tierra. Los fluidos de fractura usados ​​que regresan a la superficie a menudo se denominan flujo de retorno y estos desechos generalmente se almacenan en pozos abiertos o tanques en el sitio del pozo antes de su eliminación.

El proceso de fracturar un pozo está lejos de ser benigno. Las siguientes secciones brindan una descripción general de algunos de los problemas e impactos relacionados con esta técnica de estimulación de pozos.

En 2010, la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos estimó que cada año se utilizan entre 70 y 140 mil millones de galones de agua para fracturar 35.000 pozos en Estados Unidos. Esto es aproximadamente el consumo anual de agua de 40 a 80 ciudades cada una con una población de 50.000 habitantes. Los tratamientos de fractura en pozos de metano en lechos de carbón utilizan de 50.000 a 350.000 galones de agua por pozo, mientras que los pozos horizontales de esquisto más profundos pueden utilizar entre 2 y 10 millones de galones de agua para fracturar un solo pozo. La extracción de tanta agua para el fracking ha generado preocupación por los impactos ecológicos en los recursos acuáticos, así como por la deshidratación de los acuíferos de agua potable.

Se ha estimado que el transporte de dos a cinco millones de galones de agua (dulce o residual) requiere 1.400 viajes en camión. Por lo tanto, el agua utilizada para la fracturación hidráulica no sólo agota los suministros de agua dulce e impacta el hábitat acuático, sino que el transporte de tanta agua también crea problemas localizados en la calidad del aire, la seguridad y la reparación de carreteras.

Los pozos de petróleo y gas convencionales utilizan, en promedio, 300 000 libras de apuntalante, los tratamientos de fractura de lechos de carbón usan entre 75 000 y 320 000 libras de apuntalante y los pozos de gas de esquisto pueden usar más de 4 millones de libras de apuntalante por pozo.

Las minas de arena de fractura están surgiendo en todo el país, desde Wisconsin hasta Texas, trayendo consigo sus propios impactos. La extracción de arena para uso como apuntalante genera su propia gama de impactos, incluido el consumo de agua y las emisiones al aire, así como posibles problemas de salud relacionados con la sílice cristalina.

Además de grandes volúmenes de agua, en los fluidos de fracturación hidráulica se utilizan una variedad de productos químicos. La industria del petróleo y el gas y los grupos comerciales se apresuran a señalar que los productos químicos normalmente representan sólo el 0,5 y el 2,0% del volumen total del fluido de fracturación. Sin embargo, cuando se utilizan millones de galones de agua, la cantidad de productos químicos por operación de fracking es muy grande. Por ejemplo, una operación de fracturación de cuatro millones de galones utilizaría entre 80 y 330 toneladas de productos químicos.[1]

Como parte del Borrador de Declaración de Impacto Ambiental Genérico Suplementario (SGEIS) del Estado de Nueva York relacionado con la Perforación Horizontal y la Fracturación Hidráulica de Alto Volumen en Marcellus Shale, el Departamento de Conservación Ambiental cumplió con una lista de productos químicos y aditivos utilizados durante la fracturación hidráulica. La siguiente tabla proporciona ejemplos de varios tipos de aditivos de fracturación hidráulica propuestos para su uso en Nueva York. Los productos químicos entre paréntesis [ ] no han sido propuestos para su uso en el estado, pero se sabe que se usan en otros estados o formaciones de esquisto.

Se sabe que muchos productos químicos de los fluidos de fracturación son tóxicos para los seres humanos y la vida silvestre, y se sabe que varios causan cáncer. Las sustancias potencialmente tóxicas incluyen destilados de petróleo como el queroseno y el combustible diesel (que contienen benceno, etilbenceno, tolueno, xileno, naftaleno y otras sustancias químicas); hidrocarburos aromáticos policíclicos; metanol; formaldehído; etilenglicol; éteres de glicol; ácido clorhídrico; e hidróxido de sodio.

Cantidades muy pequeñas de algunos químicos del fracking son capaces de contaminar millones de galones de agua. Según el Grupo de Trabajo Ambiental, los productos a base de petróleo conocidos como destilados de petróleo, como el queroseno (también conocido como destilados ligeros hidrotratados, alcoholes minerales y mezclas de destilados de petróleo) probablemente contengan benceno, un carcinógeno humano conocido que es tóxico en el agua. a niveles superiores a cinco partes por mil millones (o 0,005 partes por millón).

Otros productos químicos, como el 1,2-dicloroetano, son compuestos orgánicos volátiles (COV). Se ha demostrado que los componentes orgánicos volátiles están presentes en los desechos del flujo de retorno de los fluidos de fracturación en niveles que exceden los estándares del agua potable. Por ejemplo, las pruebas de muestras de reflujo de Texas han revelado concentraciones de 1,2-dicloroetano de 1,580 ppb, que es más de 316 veces el nivel máximo de contaminante de la EPA para 1,2-dicloroetano en el agua potable.

Los COV no sólo plantean un problema de salud en el agua, sino que la naturaleza volátil de sus componentes significa que también pueden pasar fácilmente al aire. Según investigadores del Centro para Ambientes y Comunidades Saludables de la Universidad de Pittsburgh, los compuestos orgánicos que salen a la superficie en el flujo de retorno de la fracturación o en el agua producida a menudo van a embalses abiertos (estanques de fracturación), donde los químicos orgánicos volátiles pueden liberar gases al aire.

Cuando las empresas tienen un exceso de fluidos de fracturación hidráulica no utilizados, los utilizan en otro trabajo o los eliminan. Algunas hojas de datos de seguridad de materiales (MSDS) incluyen información sobre opciones de eliminación de fluidos y aditivos de fracturación. La siguiente tabla resume las consideraciones de eliminación que la empresa Schlumberger Technology Corp. (“Schlumberger”) incluye en sus MSDS.[2]

Como se ve en la tabla, Schlumberger recomienda que muchos químicos de los fluidos de fracturación se eliminen en instalaciones de desechos peligrosos. Sin embargo, se permite inyectar estos mismos fluidos (en forma diluida) directamente dentro o junto a los USDW. Según la Ley de Agua Potable Segura, no se pueden inyectar desechos peligrosos en los USDW. Además, incluso si los desechos peligrosos se descaracterizan (por ejemplo, se diluyen con agua para que no sean peligrosos), los desechos aún deben inyectarse en una formación que esté por debajo del USDW.

Claramente, algunos fluidos de fracturación hidráulica contienen sustancias químicas consideradas "desechos peligrosos". Incluso si estos químicos se diluyen, es inadmisible que la EPA permita que estas sustancias se inyecten directamente en fuentes subterráneas de agua potable.

La exposición humana a los productos químicos del fracking puede ocurrir al ingerir productos químicos que se han derramado y entrado en fuentes de agua potable, a través del contacto directo de la piel con los productos químicos o los desechos (por ejemplo, por parte de trabajadores, personal de respuesta a derrames o profesionales de la salud) o al inhalar vapores de los desechos de flujo de retorno. almacenados en fosas o tanques.

En 2010, Theo Colborn y tres coautores publicaron un artículo titulado Operaciones de gas natural desde una perspectiva de salud pública. Colborn y sus coautores resumieron la información sobre los efectos en la salud de 353 sustancias químicas utilizadas para perforar y fracturar pozos de gas natural en los Estados Unidos. Los efectos sobre la salud se dividieron en 12 categorías: piel, ojos y órganos sensoriales, respiratorio, gastrointestinal y hepático, cerebro y sistema nervioso, inmunológico, renal, cardiovascular y sanguíneo, cáncer, mutagénico, alteración endocrina, otros y efectos ecológicos. El siguiente cuadro ilustra los posibles efectos en la salud asociados con las 353 sustancias químicas relacionadas con el gas natural para las cuales Colborn y sus coautores pudieron recopilar datos sobre los efectos en la salud.

El artículo de Colborn proporciona una lista de 71 químicos de perforación y fracturamiento particularmente desagradables, es decir, aquellos que están asociados con 10 o más efectos sobre la salud.

Productos químicos para perforación de gas natural y fractura hidráulica con 10 o más efectos sobre la salud

Si bien Colborn y sus compañeros de trabajo se centraron en los productos químicos utilizados en el desarrollo del gas natural, los productos químicos utilizados para fracturar los pozos de petróleo son muy similares o iguales. Al observar algunos de los pozos petroleros que se han desarrollado en Bakken Shale en Dakota del Norte, las mezclas de fluidos de fracturación incluyen algunos de los productos químicos que Colborn demostró que tienen el potencial de causar 10 o más efectos adversos para la salud. La información publicada sobre productos químicos de fluidos de fracturación hidráulica en el sitio web de FracFocus indica que los pozos de petróleo de Bakken Shale pueden contener productos químicos tóxicos como destilado ligero hidrotratado, metanol, etilenglicol, 2-butoxietanol (2-BE), fosfonio, tetrakis(hidroximetil)-sulfato ( también conocido como ácido fosfónico), ácido acético, etanol y nafteno.[3]

Desde 2010, Earthworks ha realizado una serie de estudios de salud en todo el país, centrándose en California, Pensilvania y Texas.

Los derrames de productos químicos y desechos de fracturación durante el transporte, las operaciones de fracturación y la eliminación de desechos han contaminado el suelo y las aguas superficiales. En 2013, 41 derrames afectaron las aguas superficiales solo en Colorado. Esta sección proporciona algunos ejemplos de derrames relacionados con la fracturación hidráulica que han provocado impactos ambientales.

Como se mencionó anteriormente, la fracturación hidráulica se utiliza en muchas áreas de producción de metano de capas de carbón (CBM). Algunos yacimientos de carbón contienen agua subterránea de calidad suficientemente alta como para ser consideradas fuentes subterráneas de agua potable (USDW).

En 2004, la Agencia de Protección Ambiental de EE.UU. (EPA) publicó un estudio final sobre la evaluación de los impactos en las fuentes subterráneas de agua potable mediante la fracturación hidráulica de depósitos de metano en lechos de carbón. En el estudio, la EPA encontró que diez de once cuencas de CBM en los EE. UU. están ubicadas, al menos en parte, dentro de los USDW. Además, la EPA determinó que, en algunos casos, los productos químicos de la fracturación hidráulica se inyectan directamente en los USDW durante el curso de las operaciones normales de fracturación.

Los cálculos realizados por la EPA en la versión preliminar de su estudio muestran que se pueden inyectar al menos nueve productos químicos de fracturación hidráulica en los USDW o cerca de ellos en concentraciones que representan una amenaza para la salud humana. El siguiente cuadro es una reproducción de los datos del borrador del estudio de la EPA. Como se ve en el cuadro, los productos químicos se pueden inyectar en concentraciones que van desde 4 hasta casi 13.000 veces la concentración aceptable en el agua potable.

La inyección de estos productos químicos no sólo representa una amenaza a corto plazo para la calidad del agua potable, sino que es muy posible que estos fluidos de fracturación puedan tener consecuencias negativas a largo plazo para los USDW. Según el estudio de la EPA, estudios realizados por la industria del petróleo y el gas y entrevistas con la industria y los reguladores, entre el 20 y el 85% de los fluidos de fracturación pueden permanecer en la formación, lo que significa que los fluidos podrían seguir siendo una fuente de contaminación del agua subterránea durante años. venir.

Las posibles consecuencias a largo plazo de la deshidratación y la fracturación hidráulica en los recursos hídricos han sido resumidas por un hidrogeólogo profesional que pasó 32 años en el Servicio Geológico de EE. UU.:

Los que corren mayor riesgo de contaminación son los acuíferos de carbón que actualmente se utilizan como fuentes de agua potable. Por ejemplo, en la cuenca del río Powder (PRB), los yacimientos de carbón son los mejores acuíferos. La producción de CBM en la PRB destruirá la mayoría de estos pozos de agua; BLM predice reducciones... que inutilizarán los pozos de agua en el carbón porque los niveles de agua caerán de 600 a 800 pies. Se prevé que la producción de CBM en el PRB habrá terminado en gran medida para el año 2020. Se prevé que para el año 2060 los niveles de agua en los yacimientos de carbón se habrán recuperado hasta un 95% de sus niveles actuales; los yacimientos de carbón volverán a convertirse en acuíferos útiles. Sin embargo, la contaminación asociada con la hidrofractura en la cuenca podría amenazar la utilidad de los acuíferos para uso futuro.

Como se mencionó anteriormente, más del 90% de los fluidos del fracking permanecen en el suelo. Algunos geles de fracturación permanecen atrapados en la formación, incluso cuando las empresas han intentado eliminarlos utilizando agua y ácidos fuertes. Además, los estudios muestran que los agentes gelificantes en los fluidos de fracturación hidráulica disminuyen la permeabilidad de los carbones, que es lo opuesto a lo que se supone que hace la fracturación hidráulica (es decir, aumentar la permeabilidad de las formaciones de carbón). Otros efectos secundarios similares no deseados de la fracturación basada en agua y productos químicos incluyen: sólidos que tapan las grietas; retención de agua en la formación; y reacciones químicas entre los minerales de formación y los fluidos de estimulación. Todo ello provoca una reducción de la permeabilidad en las formaciones geológicas.

Para obtener más detalles sobre los estudios que han analizado los fluidos de fracturación varados y el potencial de la fracturación hidráulica para afectar las fuentes subterráneas de agua potable, consulte Nuestra agua potable en riesgo, nuestra revisión del estudio de la EPA sobre los impactos de la fracturación hidráulica de depósitos de metano en capas de carbón. sobre el agua potable.

En muchas regiones productoras de petróleo y gas, se ha producido una degradación de la calidad del aire a medida que aumentan las perforaciones. Por ejemplo, en Texas, se han medido altos niveles de benceno en el aire cerca de los pozos en los campos de gas de Barnett Shale. Estos tóxicos volátiles del aire pueden originarse en una variedad de fuentes de yacimientos de gas, como separadores, deshidratadores, condensadores, compresores, derrames químicos y fugas en tuberías y válvulas.

Cada vez más, se realizan investigaciones sobre las posibles emisiones al aire liberadas durante la etapa de retorno del flujo de fractura, cuando las aguas residuales regresan a la superficie. Las lutitas contienen numerosos hidrocarburos orgánicos y se inyectan sustancias químicas adicionales bajo tierra durante la perforación de gas de esquisto, la estimulación de pozos (por ejemplo, fracturación hidráulica) y las reparaciones de pozos.

El Centro para Ambientes y Comunidades Saludables de la Universidad de Pittsburgh (CHEC) ha estado examinando cómo se pueden movilizar los compuestos orgánicos del esquisto durante los procesos de fracturación y extracción de gas. Según los investigadores de CHEC, estos compuestos orgánicos salen a la superficie en el flujo de retorno de la fracturación o en el agua producida y, a menudo, van a embalses abiertos (estanques de fracturación), donde las aguas residuales “liberarán sus compuestos orgánicos al aire. Esto se convierte en un problema de contaminación del aire y los compuestos orgánicos ahora se denominan contaminantes atmosféricos peligrosos (HAP)”.

El borrador inicial del borrador de la declaración de impacto ambiental suplementaria de Nueva York relacionada con la perforación en Marcellus Shale (que ya no está disponible en línea) incluía información sobre el modelado de posibles impactos en el aire debido a los desechos de fluidos de fractura almacenados en embalses centralizados. Un análisis analizó el compuesto orgánico volátil metanol, que se sabe que está presente en fluidos de fracturación como tensioactivos, reticulantes, inhibidores de incrustaciones y aditivos de control de hierro. El estado calculó que un embalse centralizado de residuos de reflujo de fracturación que sirviera a 10 pozos (5 millones de galones de reflujo por pozo) podría tener una emisión anual de 32,5 toneladas de metanol.

La EPA de EE. UU. informa que “la inhalación crónica o la exposición oral al metanol puede provocar dolor de cabeza, mareos, insomnio, náuseas, trastornos gástricos, conjuntivitis, trastornos visuales (visión borrosa) y ceguera en humanos”.

Los pozos abiertos, tanques o embalses que aceptan desechos de reflujo de un pozo tendrían una emisión mucho menor de compuestos orgánicos volátiles (COV) como el metanol que las instalaciones que aceptan desechos de múltiples pozos. Pero existen instalaciones de flujo de retorno centralizadas como las que pertenecen a Range Resources en el condado de Washington, Pensilvania, que han sido diseñadas para “uso a largo plazo” y, por lo tanto, es probable que acepten desechos de más de un pozo.

El modelo de aire de Nueva York sugirió además que la emisión de contaminantes atmosféricos peligrosos (HAP) de los embalses de flujo de retorno centralizados podría exceder los umbrales de aire ambiente a 1.000 metros (3.300 pies) del embalse, y podría hacer que el embalse califique como una fuente importante de HAP.

El metanol es sólo uno de los COV contenidos en el agua de reflujo. Las emisiones combinadas de todos los VOC presentes en el flujo de retorno almacenado en embalses centralizados podrían ser muy grandes, dependiendo de la composición de los fluidos de fracturación utilizados en los pozos. Los datos publicados sobre el agua de retorno de los pozos en Pensilvania revelan que numerosos químicos orgánicos volátiles están regresando a la superficie, a veces en altas concentraciones. El Departamento de Protección Ambiental de Pensilvania buscó 70 compuestos orgánicos volátiles en el flujo de retorno y aparecieron 27 sustancias químicas diferentes.

En un análisis de los efectos sobre la salud realizado por Theo Colborn y otros, se encontró que el 37% de los productos químicos utilizados durante la perforación, fracturación y producción de gas natural (para los cuales se disponía de datos sobre la salud) eran volátiles y tenían la capacidad de transportarse por el aire. Colborn y sus coautores compararon los posibles impactos sobre la salud de las sustancias químicas volátiles con aquellas sustancias químicas que más se encuentran en el agua (es decir, sustancias químicas con alta solubilidad). Descubrieron que “muchas más sustancias químicas volátiles (81%) pueden causar daño al cerebro y al sistema nervioso. El setenta y uno por ciento de los químicos volátiles pueden dañar el sistema cardiovascular y la sangre, y el 66% puede dañar los riñones”, produciendo un perfil que “muestra una mayor frecuencia de efectos sobre la salud que los químicos solubles en agua”. Los investigadores añaden que la posibilidad de exposición a sustancias químicas volátiles aumenta en el caso de que puedan inhalarse, ingerirse y absorberse a través de la piel.

Los ciudadanos del campo de gas están experimentando efectos en la salud relacionados con los químicos volátiles de los pozos.

Se ha informado que entre el 25% y el 100% de los fluidos de fracturación hidráulica mezclados con químicos regresan a la superficie desde las operaciones de Marcellus Shale. Esto significa que en algunos pozos de gas de esquisto se generan millones de galones de aguas residuales que requieren tratamiento para su reutilización o eliminación.

A medida que la industria se expande, el volumen de residuos generados también aumenta rápidamente. Entre 2010 y 2011, aumentó un 70% en Pensilvania hasta alcanzar más de 610 millones de galones.

El gran volumen de desechos, combinado con las altas concentraciones de ciertas sustancias químicas en el flujo de retorno de las operaciones de fracturación, plantean importantes desafíos en la gestión de desechos para los estados de Marcellus Shale.

Además, el Servicio Geológico de EE. UU. ha descubierto que el flujo de retorno puede contener una variedad de materiales de formación, incluidas salmueras, metales pesados, radionúclidos y compuestos orgánicos, que pueden dificultar y encarecer el tratamiento de las aguas residuales.

Según un artículo de ProPublica, el Departamento de Salud de la ciudad de Nueva York ha expresado su preocupación por las concentraciones de materiales radiactivos en las aguas residuales de los pozos de gas natural. En una carta de julio de 2009 obtenida por ProPublica, el Departamento escribió que “el manejo y eliminación de estas aguas residuales podría ser un problema de salud pública”. La carta también menciona que el estado puede tener dificultades para deshacerse de los desechos, que se necesitarán pruebas exhaustivas en las plantas de tratamiento de agua y que es posible que sea necesario monitorear a los trabajadores para detectar radiación tanto como en las instalaciones nucleares.

Las opciones para la eliminación del reflujo radiactivo o del agua producida incluyen la inyección subterránea en pozos UIC Clase II y el tratamiento fuera del sitio. La Agencia de Protección Ambiental de EE. UU. ha indicado que los pozos de eliminación de inyección de UIC Clase II son poco comunes en Nueva York y que los pozos existentes no tienen licencia para recibir desechos radiactivos. Los pozos de inyección de clase II también se han relacionado con terremotos.

En términos de tratamiento externo, no se sabe si alguna de las instalaciones de tratamiento de agua de Nueva York es capaz de manejar aguas residuales radiactivas. ProPublica contactó a varios gerentes de plantas en el centro de Nueva York quienes dijeron que no podían aceptar los desechos o que no estaban familiarizados con las regulaciones estatales.

Los reguladores del estado de Pensilvania y la industria del gas natural también enfrentan desafíos con respecto a cómo garantizar la eliminación adecuada de los millones de galones de aguas residuales con químicos que se generan diariamente a partir de la fracturación hidráulica y la producción de gas en el esquisto Marcellus.

Las instalaciones de tratamiento de agua potable en Pensilvania no están equipadas para tratar y eliminar muchos contaminantes de reflujo, sino que dependen de la dilución de cloruros, sulfatos y otros químicos en las aguas superficiales utilizadas para el suministro de agua potable.

Durante el otoño de 2008, la eliminación de grandes volúmenes de agua de reflujo y agua producida en obras de tratamiento de propiedad pública (POTW) contribuyó a los altos niveles de sólidos disueltos totales (TDS) medidos en el río Monongahela de Pensilvania y sus afluentes. Los estudios demostraron que, además del río Monongahela, muchos de los otros ríos y arroyos de Pensilvania tenían una capacidad muy limitada para asimilar TDS, sulfatos y cloruros adicionales, y que las altas concentraciones de estos componentes estaban dañando a las comunidades acuáticas. Una investigación realizada por expertos de la Universidad Carnegie Mellon y de la Autoridad de Agua y Alcantarillado de Pittsburgh sugiere que la industria del gas natural ha contribuido a los niveles elevados de bromuro en los ríos Allegheny y Beaver. Los bromuros reaccionan con los desinfectantes utilizados por las plantas de tratamiento municipales para crear trihalometanos bromados, que se han relacionado con varios tipos de cáncer y defectos de nacimiento.

En agosto de 2010, Pensilvania promulgó nuevas reglas que limitan la descarga de aguas residuales de la perforación de gas a 500 miligramos por litro de sólidos disueltos totales (TDS) y 250 miligramos por litro de cloruros. El número de instalaciones municipales autorizadas a recibir aguas residuales de perforación y fracking se redujo de 27 en 2010 a 15 en 2011.

La eliminación de aguas residuales de perforación y fracking seguirá presentando un desafío para los gobiernos locales y estatales a medida que se desarrollen más pozos en todo el país.

Un problema potencialmente frustrante para los propietarios de superficies es que no ha sido fácil descubrir qué productos químicos se utilizan durante las operaciones de fracturación hidráulica en su vecindario. Según el Consejo de Defensa de los Recursos Naturales, a finales de los años 1990 y principios de los años 2000, los intentos de varias organizaciones ambientalistas y ganaderas de obtener composiciones químicas de fluidos de fracturación hidráulica fracasaron en gran medida porque las compañías de petróleo y gas se negaron a revelar esta “información patentada”.

A mediados de la década de 2000, el Proyecto de Responsabilidad del Petróleo y el Gas y el Intercambio de Disrupciones Endocrinas (TEDX) comenzaron a recopilar información sobre productos químicos de perforación y fracturación de varias fuentes, incluidas hojas de datos de seguridad de materiales obtenidas a través de solicitudes de agencias estatales bajo la Ley de Libertad de Información. . Posteriormente, TEDX produjo informes sobre los químicos tóxicos utilizados en el desarrollo de petróleo y gas en varios estados del oeste, incluidos Montana, Nuevo México, Wyoming y Colorado, y trabajó con el Grupo de Trabajo Ambiental para producir un informe sobre los químicos inyectados en los pozos de petróleo y gas en Colorado.

En 2006, se lanzó el primer esfuerzo para exigir la divulgación de sustancias químicas. En junio de 2006, el Proyecto de Responsabilidad de Petróleo y Gas de Earthworks presentó una carta a la Comisión de Conservación de Petróleo y Gas de Colorado (COGCC) y al Departamento de Salud Pública y Medio Ambiente de Colorado (CDPHE) en nombre de cinco organizaciones de ciudadanos de Colorado. Los grupos pidieron que las agencias estatales exijan la divulgación de los químicos utilizados y el monitoreo de los químicos y desechos liberados por la industria del petróleo y el gas en Colorado.

Desde entonces, el Proyecto de Responsabilidad del Petróleo y Gas de Earthworks y otros han trabajado para lograr que se aprueben proyectos de ley de divulgación en estados de todo el país. Wyoming, Arkansas, Pensilvania, Michigan y Texas ahora exigen un cierto nivel de divulgación, aunque las leyes de secretos comerciales todavía impiden la divulgación completa en la mayoría de los estados.

En mayo de 2014, la EPA anunció un Aviso anticipado de reglamentación propuesta sobre la información que podría reportarse y divulgarse sobre mezclas y químicos de fracturación hidráulica y los enfoques para obtener esta información, incluidos los enfoques no regulatorios.

Desde una perspectiva de salud pública, si se realiza estimulación por fracturación hidráulica, la mejor opción es fracturar las formaciones usando arena y agua sin ningún aditivo, o arena y agua con aditivos no tóxicos. La industria del petróleo y el gas marinos está utilizando aditivos no tóxicos, que ha tenido que desarrollar fluidos de fracturación que no sean tóxicos para los organismos marinos.

Es común utilizar diésel en fluidos de fracturación hidráulica. Esto debe evitarse, ya que el diésel contiene el cancerígeno benceno, así como otras sustancias químicas nocivas como naftaleno, tolueno, etilbenceno y xileno.

Según la empresa Halliburton, “el diésel no mejora la eficiencia del fluido de fracturación; es simplemente un componente del sistema de suministro”. Es tecnológicamente factible reemplazar el diésel con “sistemas de suministro” no tóxicos, como agua corriente. Según la EPA, "existen alternativas a base de agua y, desde una perspectiva ambiental, estos productos a base de agua son preferibles".

Los desechos de petróleo y gas a menudo regresan a pozos en la superficie y se almacenan en ellos. A menudo estos hoyos no están revestidos. Pero incluso si están revestidos, los revestimientos pueden romperse y contaminar el suelo y posiblemente el agua subterránea con productos químicos tóxicos. (Lea más sobre los hoyos).

Como se mencionó anteriormente, durante las operaciones de fracturación hidráulica se utilizan productos químicos tóxicos. Los mismos productos químicos que se inyectan regresan a la superficie en los desechos que regresan. Además, los hidrocarburos de la formación fracturada pueden regresar a los pozos de desechos. Una forma preferible de almacenar los desechos sería devolverlos a tanques de acero.

Obtención de información química del fracking: La ley exige que todos los empleados tengan acceso a una Hoja de datos de seguridad de materiales (MSDS), que contiene información sobre riesgos para la salud, ingredientes químicos, características físicas, medidas de control y procedimientos especiales de manipulación para todas las sustancias peligrosas en el área de trabajo. Las MSDS son producidas y distribuidas por los fabricantes y distribuidores de productos químicos. Cabe señalar que es posible que las MSDS no incluyan todos los productos químicos o componentes químicos que se utilizan (si son secretos comerciales). Los propietarios de tierras pueden obtener copias de las MSDS de los empleados de la empresa, de los fabricantes de productos químicos o posiblemente de representantes de agencias estatales.

Antes de la promulgación de algunas leyes estatales relativas a la divulgación de la fracturación hidráulica y otros productos químicos de perforación, había dos fuentes de información sobre los productos químicos utilizados durante el desarrollo de petróleo y gas. Estas fuentes fueron: Hojas de datos de seguridad de materiales e informes de nivel II. Ahora también se puede obtener información química limitada a través de sitios web como Frac Focus o sitios de agencias estatales. Pero se han planteado críticas con respecto a los registros de fluidos de fracturamiento, como que no brindan información suficientemente detallada sobre las concentraciones y volúmenes de químicos, ni brindan información en un formato que sea fácil de usar.

Theo Colborn de The Endocrine Disruption Exchange ha enumerado varios problemas con la información de los informes MSDS y de nivel II.

Las MSDS y los informes de Nivel II están plagados de lagunas en la información sobre la formulación de los productos. La Administración de Salud y Seguridad Ocupacional de EE. UU. (OSHA) proporciona solo pautas generales para el formato y contenido de las MSDS. Los fabricantes de los productos deben determinar qué información se revela en sus MSDS. Los formularios no se envían a OSHA para su revisión a menos que formen parte de una inspección según la Norma de comunicación de riesgos (Departamento de Trabajo de EE. UU. 1998). Algunas MSDS brindan poca o ninguna información sobre la composición química de un producto. Las MSDS que lo hacen pueden informar solo una fracción de la composición total, a veces menos del 0,1%. Algunas MSDS proporcionan sólo una descripción general del contenido, como "plastificante", "polímero", mientras que otras describen los ingredientes como "patentados" o simplemente una clase química. Según el sistema regulatorio actual, todos los "identificadores" anteriores están permitidos. En consecuencia, no sorprende que un estudio realizado por la Oficina de Contabilidad General de Estados Unidos (1991) revelara que las MSDS fácilmente podían ser inexactas e incompletas. Los informes de nivel II pueden ser igualmente poco informativos, ya que los requisitos de presentación de informes varían de un estado a otro, de un condado a otro y de una empresa a otra. Algunos formularios de Nivel II incluyen sólo un nombre de categoría funcional (por ejemplo, “materiales de peso” o “biocidas”) sin nombre de producto. El porcentaje de la composición total del producto rara vez se informa en estos formularios.

Informe sobre residuos de frack de Dakota del Norte

Informe de residuos de Nueva York