COMPOSICIÓN Y EFECTOS AMBIENTALES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

COMPOSICIÓN Y EFECTOS AMBIENTALES

DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

(apunte preliminar – Mayo/03)

Lino Pizzolon

Laboratorio de Ecología Acuática

Universidad Nacional de la Patagonia

Esquel

Introducción

La información sobre los fluídos de perforación proporcionados por la empresa no coincide con la proporcionada por la Dirección de Minas, Delegación Esquel y en general debiera aceptarse que se utilizan algun/os producto/s tóxico/s no declarado/s, además de los declarados. Todo esto habla de la complejidad analítica que reviste este tipo de vertidos. Los derrames de fluidos de perforación están constituidos por una mezcla muy compleja de substancias orgánicas y minerales, naturales y sintéticas, cuya identificación individual excede en algunos compuestos las posibilidades reales de cualquier laboratorio del país. En particular esto es cierto para las acrilamidas, acrilatos y poliacrilamidas, substancias que revisten alta toxicidad. Debido a la dificultad de obtener información detallada sobre las mismas se solicitó la determinación de otras variables que se encuentran reguladas por la legislación provincial y nacional, y que pueden representar productos de descomposición de los compuestos originales (R. Morán, com. pers.).

Según el Dr. Robert Morán, consultor de Mineral Policy Center, los impactos durante la fase de exploración no son los más graves y en general desaparecen al tiempo. Ello no quiere decir que no existan o que los elementos utilizados sean benignos (ver al final tabla de precauciones para cada producto). Pero de no comprobarse de inmediato el derrame con las condiciones requeridas para un peritaje judicial, las denuncias no van mucho más allá del hecho periodístico. Teniendo en cuenta que las perforaciones en un área de exploración suman centenas de kilómetros, el monto de fluidos utilizados, si se vierten desaprensivamente al medio puede influir notoriamente sobre las aguas subterráneas y superficiales del área.

        Debido a la complejidad que reviste el análisis de estos fluidos, a que se han detectado otros nuevos en la región (denunciados en la Fiscalía de la ciudad de Esquel) y que probablemente se sigan detectando de continuar las tareas de exploración, es necesario establecer y consensuar protocolos precisos para la toma, fraccionamiento y conservación de las muestras, que establezcan prioridades y criterios para las determinaciones a realizar, comenzando por las más sencillas y teniendo en cuenta en primer lugar lo establecido en la legislación provincial. Este informe tiene por objeto suministrar la información reunida sobre el vertido mencionado y proponer un protocolo sobre la mejor práctica disponible, a la vez que señalar algunos aspectos analíticos de cierta complejidad, que aún no han sido resueltos.

        La novedad del hecho, el desconocimiento de los componentes cuyo análisis debía solicitarse prioritariamente, ya que se trata de una gama muy amplia de posibilidades, el rechazo de las muestras por parte de algunos laboratorios que resultaron estar vinculados de una u otra forma al sector minero, además de los recursos económicos limitados, hacen muy difícil la tarea analítica cuando se pretende encararla componente por componente. Para dar una idea, un barrido completo de substancias orgánicas oscila alrededor de U$ 100.000.

 Una alternativa mucho más promisoria es la realización de bioensayos de toxicidad , en laboratorios certificados, por ejemplo, en el INALI (Instituto nacional de Limnología) (CONICET) de Santo Tomé, Santa Fé, Dr. Juan José Paggi. Estos ensayos, se hacen con organismos estandarizados (pequeños invertebrados o peces), no dicen qué sustancia es la que se volcó, pero sí demuestran la toxicidad y el grado de toxicidad de la muestra. Lentamente este tipo de ensayo va siendo integrado en la legislación y debiera ser suficiente para condenar al responsable de los vertidos.

1.1 Características generales de los fluídos de perforación

Se presenta una apretada síntesis del documento de la EPA (2001) y agregados de otras fuentes (Schumberger), puntualizando algunos conceptos que pueden ser de interés para el presente caso.

Tipos de fluidos de perforación

        Existen dos tipos básicos de fluidos de perforación (EPA 2001):

* acuosos: si tienen agua o un fluido miscible en agua como fase continua o un medio suspendente para sólidos, con o sin aceites.

* no-acuosos: tienen una fase continua inmiscible en agua, tal como aceites minerales parafínicos o sintéticos (olefinas y ésteres vegetales). Estos últimos pueden ser

• basados en petróleo: aceite diesel, aceites minerales u otros aceites no sintéticos como fase continua, con agua como fase dispersa
• basados en aceites minerales mejorados
• sintéticos: con compuestos sintéticos como fase continua y agua como fase dispersa.

Otra clasificación, que probablemente se adapte mejor a los usados en minería de rocas duras es la siguiente, tipo 1, dispersos en bentonita, tipo 2, no dispersos en bentonita y tipo 3, agua-polímeros.

En general las perforaciones se empiezan con fluidos acuosos, pero a determinada profundidad, que juzga el operador, se reemplazan totalmente los fluidos por otros basados en aceites minerales. Los primeros son menos perjudiciales para el ambiente. Para los segundos rige la norma de descarga cero.

        Los fluidos de perforación tradicionales se basan en aceites minerales y aceites diesel, que debido a la norma de descarga cero que rige para ellos, tienen que ser reinyectados en el suelo. Desde 1990 se han ido incorporando nuevos productos oleaginosos en las fórmulas de los fluidos de perforación de alta performance. Entre ellos se incluyen ésteres vegetales, poli α-olefinas, parafinas sintéticas, éteres, alkil-bencenos lineares y también otros productos oleginosos, tales como aceites minerales y parafinas no sintéticas. Se busca así eliminar los hidrocarburos aromáticos polinucleares, más rápida biodegradabilidad y más bajo potencial de bioacumulación y menor volumen de deshecho.

        Puesto que muchos de los productos utilizados no son miscibles en agua, se acumulan en el fondo y la comunidad béntica es la primera en ser afectada. Los impactos consisten en cambios en la granulometría del sedimento, alteraciones físicas de los hábitats y anoxia, causada por la descomposición del material orgánico. Se cree que estos impactos son de duración limitada. Los componentes tóxicos de los fluidos acuosos, se dispersan en la fase líquida y pueden detectarse mediante test de toxicidad en la fase particulada en suspensión.

        Los fluidos de perforación utilizan además baritina (sulfato de bario) como densificante (para aumentar su densidad). La baritina está normalmente acompañada por varios metales tóxicos, entre los que se incluyen arsénico, cromo, cobre, plomo, mercurio, níquel y zinc y además contaminantes no convencionales tales como aluminio y estaño. La concentración de estos minerales correlaciona con la de mercurio y cadmio, por lo que si no hay de estos, tampoco habrá cantidades significativas de los otros. Debido a las impurezas de la baritina, se ha establecido que la misma puede contener como máximo < 1mg/Kg de mercurio y < 3mg/Kg de cadmio.

        El aceite diesel es un buen indicador para controlar contaminantes tóxicos específicos; puede contener 3-10 % en volumen de PAHs (hidrocarburos poliaromáticos), que son los componentes más tóxicos de los productos del petróleo.

        El análisis de los fluidos de perforación incluye la identificación de los contaminantes para los cuales exista una normativa legal, ensayos de biodegradabilidad, ensayos de toxicidad, y ensayos de bioacumulación. Entre los contaminantes regulados se incluyen los hidrocarburos poliaromáticos, La biodegradabilidd se realiza mediante respirometría, test de la fase sólida y test de degradación anaerobia en recipiente cerrado. Los test de toxicidad tienen que hacerse sobre el derrame en el punto de descarga. Se realizan por separado test de toxicidad en agua y test de toxicidad de los sedimentos. Los test de toxicidad normales parecen no funcionar en los sedimentos potencialmente tóxicos. Los contaminantes tóxicos que pueden encontrarse en los sedimentos incluyen aceites minerales mejorados, olefinas internas, olefinas α-lineares, poli α-olefinas, aceites parafínicos, esteres vegetales C12-C14 del hexanol, aceites de semilla de palma, ésteres C8 de baja viscosidad, y otros materiales oleaginosos. En cuanto a la bioacumulación, la propensión a biodegradarse hacen que no se acumulen en organismos marinos, sin embargo esta no es la regla general.

Sólidos

        Los fragmentos de perforación están constituidos por pequeñas partículas de roca, arcillas y arenas; tienen una dimensión que va de micras hasta algunos milímetros y a medida que se acumulan en el fluído de perforación, alteran sus propiedades, por lo cual deben ser eliminados periódicamente mediante filtración y centrifugación. Otros sólidos en suspensión provienen de la baritina (sulfato de bario) y de las arcillas que se agregan al fluido (EPA 2001).

Por ser uno de los insumos más frecuentemente empleados en el fluído de perforación, y por la importancia ambiental por su toxicidad para los seres vivos acuáticos y para el hombre, el análisis de bario es esencial en los fluidos de perforación. El bario afecta en el hombre la actividad nerviosa y muscular, produce gastroenteritis aguda, pérdida de reflejos profundos, parálisis muscular progresiva. Hay dudas en cuanto a sus efectos carcinogénicos, y sus efectos en la reproducción humana como embriotóxico o teratogénico. También hay dudas en cuanto a la morbilidad y mortalidad cardiovascular que puede originar. Las intoxicaciones agudas ocurren en adultos a dosis tan bajas como 0,2 a 0,5 g (dosis total), y pueden llegar a ser mortales en un orden de magnitud mayor (3 a 5 g) (Gentileza de F.M. Diaz).

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