Fracturación Hidráulica 101

Una descripción 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 una velocidad de flujo deficiente debido a la baja permeabilidad o al daño o la obstrucción de la formación durante la perforación. Esto es particularmente cierto para las formaciones de metano en capas de carbón, arenas compactas y lutitas.

Fractura hidráulica (también conocida comofracking , que rima con agrietamiento) estimula los pozos perforados en estas formaciones, lo que hace que la extracción sea rentable y prohibitivamente costosa. En la última década, la combinación de la fracturación hidráulica con la 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 ocurre después de que se ha perforado un pozo y se ha insertado una tubería de acero (revestimiento) en el pozo. La tubería de revestimiento está perforada 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.

Eventualmente, 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 rompa. Una vez que se han creado las fracturas, cesa la inyección y los fluidos de fracturamiento comienzan a fluir de regreso a la superficie.

Los materiales llamados apuntalantes (p. ej., generalmente arena o perlas de cerámica), que se inyectaron como parte de la mezcla de fluidos de fracturamiento, permanecen en la formación objetivo para mantener abiertas las fracturas.

Por lo general, se bombea una mezcla de agua, apuntalantes y productos químicos a la formación de roca o carbón. Sin embargo, existen otras formas de fracturar pozos. A veces, las fracturas se crean inyectando gases como propano o nitrógeno y, a veces, la acidificación ocurre simultáneamente con la fractura. La acidificación implica bombear ácido (generalmente ácido clorhídrico) hacia la formación para disolver parte del material rocoso a fin de 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 de fracking pueden permanecer bajo tierra. Los fluidos de fracturación 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 los EE. UU. estimó que cada año se utilizan entre 70 y 140 mil millones de galones de agua para fracturar 35 000 pozos en los Estados Unidos. Este 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 capas de carbón usan de 50 000 a 350 000 galones de agua por pozo, mientras que los pozos de esquisto horizontales más profundos pueden usar de 2 a 10 millones de galones de agua para fracturar un solo pozo. La extracción de tanta agua para el fracking ha generado preocupaciones sobre los impactos ecológicos en los recursos acuáticos, así como la deshidratación de los acuíferos de agua potable.

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

Los pozos de petróleo y gas convencionales usan, en promedio, 300 000 libras de apuntalante, los tratamientos de fracturas en capas 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 su propio conjunto de 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 los 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 generalmente representan solo el 0,5 y el 2,0% del volumen total del fluido de fracturamiento. 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 fracturamiento de cuatro millones de galones usaría de 80 a 330 toneladas de productos químicos.[1]

Como parte del Borrador de la Declaración de Impacto Ambiental Genérico Suplementario (SGEIS, por sus siglas en inglés) del estado de Nueva York relacionado con la perforación horizontal y la fracturación hidráulica de gran volumen en Marcellus Shale, el Departamento de Conservación Ambiental compiló 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 corchetes [ ] no se han propuesto 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 del fluido 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 diésel (que contienen benceno, etilbenceno, tolueno, xileno, naftaleno y otros productos químicos); hidrocarburos aromáticos policíclicos; metanol; formaldehído; etilenglicol; éteres de glicol; ácido clorhídrico; e hidróxido de sodio.

Cantidades muy pequeñas de algunos productos químicos de fracking son capaces de contaminar millones de galones de agua. Según el Environmental Working Group, es probable que los productos a base de petróleo conocidos como destilados de petróleo como el queroseno (también conocidos como destilados ligeros hidrotratados, alcoholes minerales y mezclas de destilados de petróleo) contengan benceno, un carcinógeno humano conocido que es tóxico en el agua. a niveles superiores a cinco partes por billón (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 de reflujo de fluidos de fracturamiento a niveles que superan los estándares del agua potable. Por ejemplo, las pruebas de muestras de reflujo de Texas han revelado concentraciones de 1,2-dicloroetano de 1580 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 solo representan un problema para la salud mientras están en el agua, sino que la naturaleza volátil de los componentes significa que también pueden entrar fácilmente en el aire. De acuerdo con los investigadores del Centro para Comunidades y Ambientes Saludables de la Universidad de Pittsburgh, los compuestos orgánicos traídos a la superficie en el flujo de retorno de la fracturación o el agua producida a menudo van a embalses abiertos (estanques de fracturamiento), donde los químicos orgánicos volátiles pueden liberar gases al aire.

Cuando las empresas tienen un exceso de fluidos de fracturamiento hidráulico sin usar, los usan en otro trabajo o los desechan. Algunas hojas de datos de seguridad de materiales (MSDS) incluyen información sobre las opciones de eliminación de fluidos de fracturamiento y aditivos. 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 muchas sustancias químicas de fluidos de fracturamiento se eliminen en instalaciones de desechos peligrosos. Sin embargo, estos mismos fluidos (en forma diluida) pueden inyectarse directamente en 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 que se consideran "desechos peligrosos". Incluso si estos productos químicos se diluyen, es inconcebible que la EPA permita que estas sustancias se inyecten directamente en fuentes subterráneas de agua potable.

La exposición humana a las sustancias químicas del fracking puede ocurrir al ingerir sustancias químicas que se hayan derramado y hayan ingresado a las fuentes de agua potable, a través del contacto directo de la piel con las sustancias químicas o los desechos (p. ej., por parte de los trabajadores, los encargados de responder a los derrames o los profesionales de la salud), o al respirar los vapores de los desechos de reflujo. 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 e hígado, cerebro y sistema nervioso, inmunológico, renal, cardiovascular y sanguíneo, cáncer, mutagénico, alteración endocrina, otros y efectos ecológicos. El siguiente cuadro ilustra los posibles efectos sobre la salud asociados con los 353 productos químicos relacionados con el gas natural para los que Colborn y sus coautores pudieron recopilar datos sobre los efectos sobre la salud.

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

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

Mientras Colborn y sus compañeros de trabajo se centraron en los productos químicos utilizados en el desarrollo de gas natural, los productos químicos utilizados para fracturar los pozos de petróleo son muy similares o iguales. Mirando algunos de los pozos de petróleo que se han desarrollado en Bakken Shale en Dakota del Norte, las mezclas de fluidos de fracturamiento incluyen algunos de los productos químicos que Colborn ha demostrado 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 naftaleno.[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). Algunas capas de carbón contienen agua subterránea de calidad suficiente para ser consideradas fuentes subterráneas de agua potable (USDW).

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

Los cálculos realizados por la EPA en la versión preliminar de su estudio muestran que al menos nueve productos químicos de fracturación hidráulica pueden inyectarse en o cerca de los USDW en concentraciones que representan una amenaza para la salud humana. El gráfico a continuación es una reproducción de los datos del estudio preliminar de la EPA. Como se ve en la tabla, 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 solo representa una amenaza a corto plazo para la calidad del agua potable, sino que es muy posible que estos fluidos de fracturamiento puedan tener consecuencias negativas a largo plazo para los USDW. Según el estudio de la EPA, los estudios realizados por la industria del petróleo y el gas y las entrevistas con la industria y los reguladores, del 20 al 85 % de los fluidos de fracturación pueden permanecer en la formación, lo que significa que los fluidos podrían seguir siendo una fuente de contaminación de las aguas subterráneas 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.:

El mayor riesgo de contaminación son los acuíferos de capas de carbón que actualmente se utilizan como fuentes de agua potable. Por ejemplo, en la cuenca del río Powder (PRB) las capas de carbón son los mejores acuíferos. La producción de CBM en el 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 PRB habrá terminado en gran medida para el año 2020. Para el año 2060, se prevé que los niveles de agua en las capas de carbón se habrán recuperado dentro del 95% de sus niveles actuales; los yacimientos de carbón volverán a ser acuíferos útiles. Sin embargo, la contaminación asociada con la hidrofracturación en la cuenca podría amenazar la utilidad de los acuíferos para uso futuro.

Como se mencionó anteriormente, más del 90% de los fluidos de fracking permanecen en el suelo. Algunos geles de fracturación permanecen varados en la formación, incluso cuando las empresas han intentado eliminar los geles con 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 contrario de lo que se supone que hace la fracturación hidráulica (es decir, aumentan la permeabilidad de las formaciones de carbón). Otros efectos secundarios no deseados similares 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 esto 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 los depósitos de metano de capas de carbón. sobre el agua potable.

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

Cada vez más, se realizan investigaciones sobre las posibles emisiones al aire liberadas durante la etapa posterior del flujo de fracturamiento, cuando las aguas residuales regresan a la superficie. Los esquistos contienen numerosos hidrocarburos orgánicos y se inyectan productos químicos adicionales bajo tierra durante la perforación de gas de esquisto, la estimulación de pozos (p. ej., fracturación hidráulica) y las reparaciones de pozos.

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

El borrador inicial del borrador de la declaración suplementaria de impactos ambientales de Nueva York relacionada con la perforación en Marcellus Shale (que ya no está disponible en línea) incluía información sobre el modelado de los posibles impactos en el aire de los desechos de fluidos de fracturamiento almacenados en embalses centralizados. Un análisis examinó el compuesto orgánico volátil metanol, que se sabe que está presente en los fluidos de fracturación, como los tensioactivos, los reticulantes, los inhibidores de incrustaciones y los aditivos para el control del hierro. El estado calculó que un embalse centralizado de residuos de reflujo de fracturamiento que atiende 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 tajos abiertos, los tanques o los 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 hay instalaciones de reflujo centralizadas como las que pertenecen a Range Resources en el condado de Washington, Pensilvania, que han sido diseñadas para un "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, por sus siglas en inglés) de embalses de reflujo centralizados podría exceder los umbrales de aire ambiental a 1000 metros (3300 pies) del embalse y podría hacer que el embalse califique como una fuente importante de HAP.

El metanol es solo uno de los COV contenidos en el agua de reflujo. Las emisiones combinadas de todos los COV presentes en el reflujo almacenado en embalses centralizados podrían ser muy grandes, según la composición de los fluidos de fracturación utilizados en los pozos. Los datos publicados sobre el reflujo de agua de los pozos en Pensilvania revelan que numerosos productos químicos orgánicos volátiles están regresando a la superficie, en ocasiones en altas concentraciones. El Departamento de Protección Ambiental de Pensilvania buscó 70 compuestos orgánicos volátiles en el reflujo y aparecieron 27 productos químicos 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 había datos disponibles sobre la salud) eran volátiles, con la capacidad de ser transportados por el aire. Colborn y sus coautores compararon los impactos potenciales en la salud de los productos químicos volátiles con los productos químicos más parecidos a encontrarse en el agua (es decir, productos químicos con alta solubilidad). Descubrieron que "muchos más de los químicos volátiles (81 %) pueden dañar el cerebro y el sistema nervioso. El 71 % de los químicos volátiles pueden dañar el sistema cardiovascular y la sangre, y el 66 % puede dañar los riñones", lo que produce un perfil que "muestra una mayor frecuencia de efectos sobre la salud que los productos químicos solubles en agua". Los investigadores agregan que la posibilidad de exposición a sustancias químicas volátiles aumenta en 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 productos 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 de las operaciones de Marcellus Shale. Esto significa que para algunos pozos de gas de esquisto, se generan millones de galones de aguas residuales y requieren tratamiento para su reutilización o eliminación.

A medida que la industria se expande, el volumen de desechos generados también aumenta rápidamente. Entre 2010 y 2011, aumentó un 70 % en Pensilvania para llegar a 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 fracturamiento, están planteando importantes desafíos de gestión de desechos para los estados de Marcellus Shale.

Además, el Servicio Geológico de EE. UU. descubrió que el reflujo puede contener una variedad de materiales de formación, incluidas salmueras, metales pesados, radionúclidos y compuestos orgánicos, que pueden dificultar y encarecer el tratamiento de 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 mencionó 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 los trabajadores deban ser monitoreados por radiación tanto como en las instalaciones nucleares.

Las opciones para la eliminación de reflujo radiactivo o agua producida incluyen inyección subterránea en pozos UIC Clase II y tratamiento fuera del sitio. La Agencia de Protección Ambiental de EE. UU. ha indicado que los pozos de eliminación de inyección UIC Clase II son poco comunes en Nueva York, y 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 se comunicó con varios gerentes de planta en el centro de Nueva York que 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 mezcladas con productos químicos que se generan diariamente a partir de la fracturación hidráulica y la producción de gas en el esquisto de 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 otras sustancias químicas en las aguas superficiales que se utilizan para el suministro de agua potable.

Durante el otoño de 2008, la eliminación de grandes volúmenes 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, sulfato y cloruros adicionales, y que las altas concentraciones de estos componentes estaban dañando a las comunidades acuáticas. La investigación realizada por expertos de la Universidad Carnegie Mellon y 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 para 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 continuará 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 averiguar qué productos químicos se utilizan durante las operaciones de fracturación hidráulica en su vecindario. Según el Consejo de Defensa de los Recursos Naturales, a fines de la década de 1990 y principios de la década de 2000, los intentos de varias organizaciones de defensa ambiental y ganadera 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, Oil and Gas Accountability Project y The Endocrine Disruption Exchange (TEDX) comenzaron a recopilar información sobre productos químicos de perforación y fracturación de varias fuentes, incluidas las hojas de datos de seguridad de materiales obtenidas a través de solicitudes de agencias estatales de la Ley de Libertad de Información. . Posteriormente, TEDX produjo informes sobre las sustancias químicas tóxicas utilizadas 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 las sustancias químicas inyectadas en 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 productos químicos utilizados y el control de los productos químicos y los desechos emitidos por la industria del petróleo y el gas en Colorado.

Desde entonces, el Proyecto de Responsabilidad de Petróleo y Gas de Earthworks y otros han trabajado para que se aprueben proyectos de ley de divulgación en los estados de todo el país. Wyoming, Arkansas, Pensilvania, Michigan y Texas ahora requieren 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 avanzado de reglamentación propuesta sobre la información que podría reportarse y divulgarse para las mezclas y los productos químicos de fracturación hidráulica y los enfoques para obtener esta información, incluidos los enfoques no reglamentarios.

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

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

Según la empresa Halliburton, "Diesel no mejora la eficiencia del fluido de fracturamiento; es simplemente un componente del sistema de entrega". Es tecnológicamente factible reemplazar el diésel con "sistemas de suministro" no tóxicos, como el 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 fluyen de regreso y se almacenan en pozos en la superficie. A menudo, estos pozos no están revestidos. Pero incluso si están revestidos, los revestimientos pueden rasgar y contaminar el suelo y posiblemente las aguas subterráneas con químicos tóxicos. (Lea más sobre pozos).

Como se mencionó anteriormente, los productos químicos tóxicos se utilizan durante las operaciones de fracturación hidráulica. Los mismos productos químicos que se inyectan regresan a la superficie en los desechos de retorno. Además, los hidrocarburos de la formación fracturada pueden regresar a las fosas de desecho. 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 manejo de 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 enumeren todos los productos químicos o componentes químicos que se utilizan (si son secretos comerciales). Los propietarios pueden obtener copias de las MSDS de los empleados de la empresa, los fabricantes de productos químicos o posiblemente de los representantes de las agencias estatales.

Antes de la promulgación de algunas leyes estatales con respecto 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. Sin embargo, se han planteado críticas con respecto a los registros de fluidos de fracturamiento, como que no brindan suficiente información detallada sobre las concentraciones y volúmenes 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 en los informes MSDS y Tier II.

Los informes MSDS y Tier 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 el 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 sean parte de una inspección bajo el Estándar de Comunicación de Riesgos (Departamento de Trabajo de los EE. UU. 1998). Algunas MSDS brindan poca o ninguna información sobre la composición química de un producto. Las MSDS que sí lo hacen pueden informar solo una fracción de la composición total, a veces menos del 0,1 %. Algunas MSDS brindan solo una descripción general del contenido, como "plastificante", "polímero", mientras que otras describen los ingredientes como "propietarios" o simplemente como una clase química. Bajo el actual sistema regulatorio, todos los "identificadores" anteriores están permitidos. En consecuencia, no sorprende que un estudio realizado por la Oficina General de Contabilidad de EE. UU. (1991) revelara que las MSDS fácilmente podrían ser inexactas e incompletas. Los informes de nivel II pueden ser igualmente poco informativos, ya que los requisitos 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 solo 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 de desechos de fracturación hidráulica de Dakota del Norte

Informe de residuos de Nueva York