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.

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