Principal
Arriba

Evaluación preliminar del estado de contaminación en suelos de la provincia del Neuquén donde se efectúan actividades de explotación hidrocarburífera.

Autor: Pedro Augusto Brissio

Director: MSc. Mónica Savini
Co-Director: Lic. Martin Herrera Desmit


Escuela Superior de Salud y Ambiente

Universidad Nacional del Comahue

 

Tesis presentada para optar por el título de Licenciado en Saneamiento y Protección Ambiental. Octubre de 2005

2.4       La actividad hidrocarburífera: Explotación del Petróleo

2.4.1        El petróleo

2.4.2        Definición de los Hidrocarburos Totales del Petróleo (HTP)

2.4.3        Desarrollo de niveles guía de HTP en suelos

2.4.4        Métodos analíticos para la determinación de hidrocarburos

2.4.5        Proceso de análisis del petróleo: desde la colección de la muestra hasta la cuantificación del analito.

2.4.6        Métodos para HTP basados en espectroscopia de infrarrojo (IR)

2.4.7        Impacto de los Hidrocarburos del Petróleo sobre la Vegetación

2.4.8        Impacto de los Hidrocarburos del Petróleo en el Suelo

2.4.9        Biodegradación de los Hidrocarburos en el suelo

2.4.10      La actividad hidrocarburífera en la región

 

2.4             La actividad hidrocarburífera: Explotación del Petróleo

El petróleo es un recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo, corresponde al energético más importante en la historia de la humanidad.

La historia del petróleo como elemento vital y factor estratégico de desarrollo es relativamente reciente, de menos de 200 años.

Lo comercializó por vez primera bajo el nombre de "aceite de roca" o "petróleo. en el año 1850, Samuel Kier, un boticario de Pittsburg, Pennsylvania (EE.UU.), (VASALLO J., HERRERA DESMIT M. U.N.Co.; 2002).

A partir de entonces se puede decir que comenzó el desarrollo de la industria del petróleo y el verdadero aprovechamiento de un recurso que indudablemente ha contribuido a la formación del mundo actual.

El petróleo contiene tal diversidad de componentes que difícilmente se encuentran dos tipos idénticos. Existen parámetros internacionales, como los del Instituto Americano del Petróleo (API) que diferencian sus calidades y, por tanto, su valor. Así, entre más grados API tenga un petróleo, mejor es su calidad.

Los petróleos de mejor calidad son aquellos que se clasifican como "livianos" y/o "suaves" y "dulces". Los llamados "livianos" son aquellos que tienen más de 26 grados API. Los "intermedios" se sitúan entre 20º y 26º API, y los "pesados" por debajo de 20º API.

En la actividad petrolera, las disposiciones y el manejo habitual de hidrocarburos y combustibles, en algunos casos conlleva a la contaminación del suelo cuando tanques, oleoductos y diversas instalaciones sufren pérdidas. Los líquidos migran hacia el suelo y subsuelo (zona vadosa), hacia al agua subterránea (zona saturada – acuífero) o superficialmente hacia un bajo topográfico o curso de agua.

No solo las contaminaciones se producen por roturas de los sistemas de almacenaje o de transporte, sino que el mal manejo del producto puede provocar impactos negativos en la ecología regional, como por ejemplo derrames desde oleoductos en mal estado, mal funcionamiento de válvulas, etc.

El petróleo en el suelo, que pasa a considerarse como un contaminante, se convierte en un riesgo para la salud humana y el ecosistema. En algunos casos, la contaminación no solo provoca problemas de toxicidad, sino que además puede ocasionar grandes riesgos de accidentes (explosiones) debido a las acumulaciones de gases en el suelo.

La industria petrolera en su conjunto ha tenido un gran impacto negativo en materia ambiental. Por la amplia gama de productos derivados del petróleo, no ha sido posible evaluar cuantitativamente la contaminación involucrada desde la fase de explotación hasta la obtención de los petroquímicos básicos. La infraestructura petrolera está integrada por:

  • Pozos,
  • Baterías de separación,
  • Complejos procesadores de gas,
  • Centrales de almacenamiento y bombeo,
  • Red densa de ductos y piletas para el confinamiento de desechos sólidos y líquidos procedentes de la perforación y mantenimiento de los pozos.

Estas instalaciones poseen riesgos inherentes de fugas de petróleo, diesel y gasolina por roturas de los ductos, por filtración de aguas aceitosas desde las presas y por los derrames del agua aceitosa de las presas por las inundaciones durante el periodo de lluvias (Vasallo J., Herrera Desmit M. U.N.Co.; 2002).

2.4.1       El petróleo

El petróleo es una mezcla muy compleja que contiene principalmente hidrocarburos (compuestos que contienen moléculas con átomos de carbono e hidrogeno), compuestos con heteroatomos (compuestos que contienen moléculas con átomos de carbono e hidrógeno con heteroatomos tales como azufre, nitrógeno, o oxígeno), y bajas concentraciones de constituyentes metálicos. La complejidad del petróleo y sus derivados se incrementa con el numero de carbonos. La gasolina tiene un bajo numero de componentes así como el diesel (tphcwg; 1998).

Por ejemplo, hay solamente 75 posibles combinaciones para moléculas que contienen 10 átomos de carbono, pero hay 366.319 combinaciones posibles para moléculas que contienen 20 átomos de carbono. Es imposible identificar todos los componentes, así el petróleo y sus derivados son caracterizados en términos de su rango de ebullición y su numero de carbono aproximado.

A pesar de la complejidad, los compuestos del petróleo pueden ser clasificados en dos grandes categorías de componentes: los hidrocarburos y los compuestos orgánicos que no son considerados hidrocarburos.

Cliquée sobre la miniatura para ampliar

Fig. 18. Clasificación de hidrocarburos del petróleo (tphcwg; 1998).

Los hidrocarburos comprenden la mayoría de los componentes en casi todos los derivados del petróleo y son los compuestos que mayoritariamente son determinados como hidrocarburos totales del petróleo (HTP). Los compuestos orgánicos que no son considerados hidrocarburos (aquellas moléculas que contienen heteroatomos de azufre nitrógeno y oxígeno, así como también átomos de carbono e hidrogeno) están minoritariamente en la mayoría de los combustibles refinados de motor, y tienden a concentrarse en las fracciones pesadas de destilación.

Los constituyentes de los hidrocarburos pueden ser agrupados en hidrocarburos saturados, insaturados, y aromáticos. Hay diversas subclases de importancia en estas clases. La figura 18 resume las diferentes categorías de subclases de hidrocarburos.

Clasificación de los hidrocarburos del petróleo

Hidrocarburos saturados

Los hidrocarburos saturados son la principal clase de compuestos encontrados en el petróleo y en la mayoría de los derivados. En su estructura poseen enlaces simple C-C (con los otros enlaces saturados con átomos de H). Las moléculas pueden ser ordenadas en diversas configuraciones:

Alifáticos : lineales o ramificados, con la fórmula general: CnH2n+2

Los nombres comunes para estos tipo de compuestos son alcanos e isoalcanos. La industria del petróleo se refiere a estos compuestos como parafinas e, isoparafinas respectivamente.

Ejemplos:

Alicíclicos: compuestos cíclicos con la formula general: CnH2n

Estos compuestos son hidrocarburos saturados que contiene uno o mas anillos los cuales pueden también contener cadenas unidas saturadas. Son también llamados cicloalcanos. La industria del petróleo los denomina comunmente naftalenos o cicloparafinas.

Ejemplos:

 

Hidrocarburos Insaturados

Esta clase de compuestos tiene al menos dos átomos de carbono en la molécula unidos por un enlace doble o triple (C=C para alquenos, y C≡C para alquinos). Estos compuestos no se encuentran en el petróleo crudo y son producidos principalmente en el proceso de craking en la producción.

Alquenos /Olefinas: estos compuestos pueden ser cadenas lineales, ramificados o compuestos cíclicos. La fórmula general es: CnH2n

Ejemplos:

H2C=CH2                   H2C=CHCH2CH3

  Eteno                              1-Buteno

Alquinos /Acetilenos: estos compuestos se presentan en cadenas lineales y estructuras ramificadas. La fórmula general es: CnH2n-2

Ejemplos:

  HC≡CCH3                             HC≡CCH2CH3

   Etino                                      1- Butino

 

Aromáticos

Los compuestos aromáticos son una clase especial de hidrocarburos insaturados. La estructura de estos compuestos se basa en la estructura del anillo del Benceno el cual contiene 6 carbonos. Cada carbono en el anillo, esta enlazado a un átomo de hidrógeno, que generalmente no se muestra en el diagrama de la estructura. La molécula de benceno puede tener uno o mas átomos de hidrógeno sustituidos por radicales alquilos, resultando en alquil bencenos; o puede haber dos o mas anillos aromáticos unidos dando como resultado hidrocarburos aromáticos policíclicos (PAH´s). Todos los crudos y derivados del petróleo (excepto algunos solventes producidos del petróleo) contienen compuestos aromáticos.

Benceno: este es un anillo aromático simple con la fórmula general: CnHn

Estructura: 

Alquilbenceno: estos compuestos tienen la base del anillo aromático unido a un radical alquilo.

Ejemplos:

Hidrocarburos Aromáticos Policíclicos (PAHs): estos compuestos están formados por dos o mas anillos aromáticos unidos entre si.

Ejemplos:

Los compuestos aromáticos, son contaminantes ambientales comunes en sitios en los que han ocurrido derrames de petróleo. Los monoaromáticos, como el benceno, el tolueno, y los xilenos, tienen una importante solubilidad en agua, y se movilizan en el ambiente. Los BTEX son considerados analitos volátiles para los métodos de la EPA. Varios  PAH´s que fueron encontrados en el petróleo y algunos derivados, pueden ser contaminantes persistentes, particularmente en la matriz del suelo y sedimentos. Los PAH´s son analitos blancos semivolátiles en los métodos de la EPA.

Otros compuestos

El petróleo contiene trazas de compuestos orgánicos que no se consideran hidrocarburos, principalmente que contienen oxígeno, nitrógeno y azufre. Hay también pequeñas cantidades de compuestos organometálicos y sales inorgánicas. Estos compuestos son concentrados en las fracciones pesadas de destilación y en los residuos durante el refinado. Se hace referencia a ellos frecuentemente como asfaltenos.

Dependiendo del método usado para la determinación de HTP, algunos de los compuestos que contienen oxígeno, nitrógeno y azufre pueden ser incluidos en la cuantificación de HTP. Por definición, estos compuestos no son hidrocarburos.

Ejemplos:

 

Numero de Carbonos

Puede resultar muy difícil identificar todos los componentes del petróleo y sus derivados, así el petróleo y sus derivados están caracterizados en términos de los rangos de ebullición y su numero aproximado de átomos de carbono (McMILLEN, S.J., KERR, J.M., NAKLES, D.V., 2001).

Los productos del petróleo pueden ser clasificados por su temperatura de destilación, o sus rangos de puntos de ebullición, el cual es también un indicativo del rango de números de carbono de cada combustible.

En cada una de las diferentes clases de hidrocarburos (saturados o aromáticos) están los compuestos que tienen desde 1 a mas de 45 carbonos en su estructura química. Los porcentajes presentes de estos compuestos varían entre los diferentes petróleos.

2.4.2       Definición de los Hidrocarburos Totales del Petróleo (HTP)

Debido a que la sociedad moderna utiliza productos de petróleo, la contaminación en el medio esta potencialmente distribuida por todo el ambiente. Como son tantos los compuestos que forman el petróleo, generalmente no es práctico medirlo a cada uno individualmente; resulta útil medir la cantidad total de hidrocarburos que se encuentran en una muestra particular de suelo, agua o aire. A este grupo de compuestos que forman el petróleo se lo denomina hidrocarburos totales del petróleo (HTP).

La definición de HTP depende del método analítico usado para su determinación, ya que la medida de HTP es la concentración total de los hidrocarburos extraídos y medidos por un método particular (McMILLEN, S.J., KERR, J.M., NAKLES, D.V., 2001).

El termino HTP corresponde a una medida de los compuestos que se solubilizan en ciertos solventes y son detectados por ciertos métodos analíticos (infrarrojo, gravimetrito, cromatografía gaseosa). Muchos compuestos, diferentes a los hidrocarburos del petróleo (cera de las plantas, materia húmica del suelo, grasa animal, etc) pueden ser medidos como HTP. Además la misma muestra analizada por diferentes métodos para HTP producirá  diferentes concentraciones debido a diferencias en el tipo de solvente, método de extracción, método de detección, y estándar de cuantificación. Los hidrocarburos del petróleo se definen por el método analítico que es usado para su determinación.

La cuantificación de HTP en una muestra no es suficiente para justificar una valoración de riesgos a la salud humana. Altas concentraciones de HTP pueden ser cuantificadas en detalle y no poseer riesgo para la salud humana. Por ejemplo, concentraciones de HTP han sido medidas en muchos puntos de la naturaleza que incluyen, musgo de turba (3.700 mg/Kg HTP), estiércol de vaca (12.00 mg/Kg de HTP), y heno (4.500 mg/Kg de HTP). Aunque estas concentraciones de HTP son substancialmente mas grandes que muchos de los estándares regulatorios existentes, ninguno de estos materiales son considerados un riesgo para la salud humana.

2.4.3       Desarrollo de niveles guía de HTP en suelos

Históricamente, la industria hidrocarburífera produjo derrames de petróleo y generó residuos derivados de la actividad. Como consecuencia de los daños producidos, se desarrolló un valor guía del 1% P/P de HTP en suelos. En un principio este valor guía fue aplicado empíricamente, para luego fundamentarse en estudios de investigación detallados.

El valor guía del 1% P/P de HTP se estableció en base a dos criterios. El primero fue el impacto de los hidrocarburos sobre la vegetación, y el segundo fue la movilidad hacia el agua subterránea. O sea, la movilidad y biodegradabilidad de los hidrocarburos del petróleo fueron los factores mas importantes para evaluar el valor guía (IPEC; 1999).

El petróleo crudo derramado de una formación en producción, o los lodos de perforación con petróleo, son la principal fuente de hidrocarburos del petróleo en los residuos de exploración y producción (E&P). Históricamente, los análisis de los hidrocarburos del petróleo en residuos de E&P, han sido informados como grasas y aceites (G&A), hidrocarburos totales del petróleo (HTP), o carbono orgánico total (COT). La medida de Grasas y Aceites fue utilizada hasta los ´90 como un parámetro para los residuos de E&P, mientras que a partir de lo ´90 se utilizó la medida de HTP. Los HTP son determinados por cromatografía gaseosa o análisis infrarrojo de un extracto obtenido con un solvente, y el COT, es analizado por oxidación húmeda de una muestra.

Hay varios aspectos para cada una de estas metodologías de análisis que resultan en diferencias en los resultados.

Hasta los ´80, los residuos de perforación fueron gestionados con el objetivo principal de proteger el agua superficial, y mantener requerimientos estéticos. Las regulaciones, inicialmente se interesaron en la calidad  de los efluentes que alcanzaban el agua superficial (IPEC; 1999).

El valor guía del 1% fue desarrollado para responder a las necesidades de la sociedad y la industria. El uso de otras regulaciones ha provocado en ocasiones problemas a causa de una rigurosidad no justificada y dificultad en el cumplimiento. Por ejemplo, se establecieron limites para tanques de almacenamiento subterráneo en el orden de los 100 ppm en suelo para hidrocarburos livianos como la gasolina. Donde estas regulaciones han sido aplicadas para materiales E&P, las discusiones técnicas entre la autoridad de aplicación y expertos de la industria resultó en la aplicación de limites de HTP menos rigurosos.

Por ejemplo, algunos cambios técnicos desarrollados en forma conjunta dieron como resultado las Guías de Nuevo México (EEUU) establecidas por encima del 0,5% HTP en suelo, y las Guías de Utah (EEUU) de por encima del 1% de HTP en suelo.

El desarrollo de evaluaciones basadas en riesgos sobre la salud humana es una extensión natural de los procesos existentes para incluir escenarios de exposición mas abarcativos que las fuentes de agua, la vegetación, y el suelo.

2.4.4       Métodos analíticos para la determinación de hidrocarburos

Los métodos mas comunes para HTP son:(1) Método 418.1 o Modificado 418.1, (2) Método 413.1 para grasas y aceites, (3) Modificado 8015M para Orgánicos del Rango Diesel (DRO), y (4) Modificado 8015M para Orgánicos del Rango de las Gasolinas (GRO).

El Método 418.1 consiste de una extracción con solvente seguido de un tratamiento en una columna con sílica gel y espectroscopia de infrarrojo; el modificado Método 8015 para DRO y GRO son extracciones con solventes, seguida de cromatografía gaseosa (GC).

Si se sospecha que la muestra es predominantemente una fracción de gasolina (es decir volátil) la introducción de la muestra en una purga y trampa para cromatografía gaseosa es frecuentemente usada en la determinación de GRO. El Método 413.1, es un método gravimétrito que consiste de una extracción con solvente, evaporación del solvente, y la determinación del peso.

Además para estos métodos hay muchas modificaciones y variaciones que han sido desarrolladas y aplicadas por agencias regulatorias ambientales así como también por laboratorios analíticos comerciales individuales. Estas alternativas se produjeron porque históricamente, no estuvo disponible un método universal para la determinación de hidrocarburos en el suelo (McMILLEN, S.J., KERR, J.M., NAKLES, D.V., 2001).

El uso de concentraciones de HTP para establecer niveles blancos para suelo o agua es un método común implementado por las agencias regulatorias en los Estados Unidos. Aproximadamente el 75% de los estados usan criterios de limpieza basados en hidrocarburos del petróleo.

Debido a que estos valores se han convertido en los criterios de remediación, es esencial que se recurra a coordinadores de información ambiental sobre HTP, y que quienes desarrollan las regulaciones estén informados y capacitados de los diversos métodos analíticos existentes.

Hay muchas técnicas analíticas disponibles que miden concentraciones de HTP en el ambiente. No se distinguen métodos de medida particulares para el rango completo de hidrocarburos derivados del petróleo;  ya que las técnicas varían en la forma en que los hidrocarburos son extraídos, purificados, y detectados, cada uno mide un subgrupo de derivados de hidrocarburos presentes en las muestras.

La definición de HTP depende del método analítico usado, ya que la medida de HTP es la concentración total de los hidrocarburos extraídos y medidos por un método particular. La misma muestra analizada por diferentes métodos puede producir diferentes valores. Por esta razón, es importante conocer exactamente como se realiza la determinación.

Si los métodos son usados indistintamente, la información acerca de los HTP puede resultar engañosa y podría conducir a una incorrecta valoración del riesgo.

Hay diversas razones por las cuales los datos sobre HTP no proveen una información ideal para investigar sitios y establecer criterios de limpieza. Por ejemplo, el uso del termino HTP, sugiere que el método analítico mide la concentración combinada de todos los hidrocarburos derivados del petróleo, dando un indicador incorrecto de contaminación del sitio, aunque este no siempre es el caso. Además, niveles de referencia basados en concentraciones de HTP, implícitamente asumen que (1): el resultado es una medida exacta de la concentración de hidrocarburos derivados del petróleo, y (2): los HTP indican el nivel de riesgo asociado con la contaminación. Estas presunciones no son correctas debido a muchos factores, que incluyen la no especificidad de algunos de los métodos usados, la compleja naturaleza de los hidrocarburos del petróleo y la interacción con el ambiente en el tiempo.

Una dificultad importante en la determinación de HTP para diferentes tipos de productos es el hecho de que los rangos de los puntos de ebullición y los rangos de los números de carbono de productos del petróleo refinados, frecuentemente se superponen. Los productos del petróleo refinados son producidos a través de procesos de destilación que separan en fracciones al petróleo crudo por sus rangos de puntos de ebullición.

Adicionalmente, debido a que es imposible identificar todos los constituyentes de un derivado del petróleo, estos son frecuentemente descriptos por sus rangos de puntos de ebullición. Debido a que las destilaciones no son capaces de producir distinciones definidas en los puntos de ebullición, es que hay superposición entre las fracciones destiladas. Los rangos de puntos de ebullición se correlacionan con el numero de átomos de carbono, a mayor numero de átomos de carbono, mayor punto de ebullición. Sin embargo, la estructura influenciaría también en los puntos de ebullición. Los compuestos aromáticos y ramificados del mismo numero de carbonos difieren en los puntos de ebullición de su correspondiente análogo lineal. Por esta razón, los puntos de ebullición actualmente definen un rango aproximado de carbonos.

Cliquée sobre la miniatura para ampliar

Fig. 19. Rangos de números de carbono detectados por los métodos analíticos para HTP.

La figura 19 muestra la relación entre los rangos de ebullición y el numero de carbono para algunos productos del petróleo comunes. En esta figura se ve claramente la superposición entre los rangos de diferentes productos como así también la superposición en el método analítico correspondiente. Muestra por ejemplo, que un método analítico diseñado para orgánicos del rango diesel, reportarían algunos de los hidrocarburos presentes en el combustible diesel. También pruebas analíticas para orgánicos del rango diesel podrían identificar algunos de los hidrocarburos presentes en suelos contaminados con gasolina (tphcwg;1998).

Diversas terminologías ambiguas asociadas con los métodos para HTP presentan dificultades adicionales en la interpretación de los resultados debido a que cada método tiene su propia designación. Por ejemplo, TRPH stands para hidrocarburos del petróleo recuperables totales, DRO stands para orgánicos del rango diesel, GRO stands para orgánicos del rango gasolinas, y HTP-G stands para hidrocarburos totales del petróleo del rango gasolinas. Frecuentemente el nombre de un método que cita un producto – “gasolina” o “diesel”- solamente implica que la gasolina esta presente. (tphcwg; 1998).

Cliquée sobre la miniatura para ampliar

Tabla V: Resumen de los métodos analíticos para la cuantificación de HTP (tphcwg; 1998).

Tabla V (cont). Resumen de los métodos analíticos para la cuantificación de HTP (tphcwg; 1998).

Debido a que el petróleo y los productos derivados del petróleo son mezclas complejas, no hay un único y particular método para la cuantificación en distintas contaminaciones. Como se ve en la figura 19, algunos métodos son apropiados para muestras contaminadas con gasolina, mientras que otros son diseñados para contaminaciones con hidrocarburos pesados tales como combustible diesel, algunos métodos miden mas compuestos que otros porque emplean técnicas de extracción mas rigurosas o solventes mas eficientes. Otros métodos están sujetos a interferencias tales como materiales de ocurrencia natural (aceites vegetal y animal, o material húmico de la capa superficial del suelo), los cuales pueden resultar en valores reportados de concentraciones de HTP artificialmente altos.

Algunos métodos utilizan etapas de eliminación de interferencias, con éxito variable. Últimamente, los métodos están limitados por la eficiencia de extracción y limpieza, y el limite de detección del equipo utilizado.

La elección de un método especifico podría fundamentarse en la compatibilidad con el tipo particular de contaminación a ser determinada.

Los métodos analíticos para cuantificar HTP poseen diferencias entre otras cosas en cuanto a los productos detectados, en los números de carbono de los productos, en los límites de detección, y en las interferencias y limitaciones, lo cual puede apreciarse en la Tabla V (tphcwg; 1998).

2.4.5       Proceso de análisis del petróleo: desde la colección de la muestra hasta la cuantificación del analito.

Los compuestos derivados del petróleo pueden cuantificarse por diferentes métodos analíticos entre los cuales, los mas importantes son:

·        Métodos que miden la concentración de HTP;

  • Métodos que miden la concentración de un grupo de compuestos de hidrocarburos del petróleo y;
  • Métodos que miden las concentraciones de los constituyentes individuales del petróleo.

Estos métodos determinan diferentes fracciones de hidrocarburos del petróleo que podrían estar presentes en medios contaminados con petróleo.

Los métodos para HTP reproducen un valor particular que representa la concentración combinada de todos los hidrocarburos del petróleo en una muestra, la cual es medible por un método particular.

Los métodos para grupos de compuestos de hidrocarburos del petróleo separan y cuantifican diferentes categorías de hidrocarburos (por ejemplo saturados, aromáticos, y resinas/ polares). El resultado de los análisis del grupo de compuestos de hidrocarburos del petróleo, puede ser útil para la identificación de crudos, ya que diferentes productos (por ejemplo gasolinas, fuel oil y jet fuel) pueden tener niveles característicos de varios tipos de petróleos.

Los métodos para constituyentes individuales cuantifican concentraciones de compuestos específicos que podrían estar presentes en muestras contaminadas con petróleo, tales como benceno, etilbenceno, tolueno y xilenos (BTEX), e hidrocarburos aromáticos policiclicos (PAHs). La información acerca de la concentración para constituyentes individuales del petróleo puede ser utilizada para evaluar el riesgo a la salud humana, siempre que la información de la toxicidad necesaria este disponible.

A pesar de que estas tres clases de métodos miden diferentes categorías de hidrocarburos del petróleo, hay varias etapas básicas que son comunes a los procesos analíticos para todos los métodos, independientemente del tipo de método o la matriz ambiental.

La mayoría de las etapas analíticas comunes están relacionadas a la separación de analitos  de interés desde la matriz de la muestra antes de su medición. En general estas etapas incluyen (tphcwg; 1998):

a)                 Colección, preservación de muestras y requerimientos específicos para matrices ambientales y analitos de interés.

b)                 Extracción y separación del analito de interés  de la matriz de la muestra.

c)                 Concentración y aumento de la capacidad para detectar analitos de interés.

d)                 Remoción de compuestos de interferencia.

e)                 Medición y cuantificación del analito.

Cada etapa puede afectar el resultado final, y es fundamental la comprensión de cada una para interpretar correctamente la información.

a)     Colección y preservación de muestras ambientales

La capacidad para colectar y preservar una muestra que es representativa del sitio es un paso críticamente importante. La obtención de muestras ambientales representativas es siempre un desafío debido a la heterogeneidad de las diferentes matrices de las muestras.

Se encuentran dificultades adicionales con los hidrocarburos del petróleo debido al amplio rango en la volatilidad, solubilidad, biodegradación, y absorción potencial de los constituyentes individuales.

b)     Extracción del analito de la matriz de la muestra

Para la mayoría de los análisis, es necesario separar el analito de interés de la matriz de la muestra (es decir, suelo, sedimentos, agua). La extracción del analito puede ser realizada utilizando uno o mas de los siguientes métodos:

·     Extracción del analito con un solvente;

·     Mediante calentamiento de la muestra (usado en el análisis de compuestos volátiles);

·     Purgando la muestra con un gas inerte (usado en los análisis de compuestos volátiles).

Existe una gran variedad de técnicas comunes de extracción del analito desde las muestras. Como se ve en la Tabla VI la extracción puede ser por Soxhlet, Sonnicación, Fluidos Supercríticos y Purga y Trampa, entre otros.

Cliquée sobre la miniatura para ampliar

Tabla VI. Comparación de las diferentes técnicas de extracción de analitos, para la determinación de HTP (tphcwg; 1998).

Los laboratorios ambientales, también desarrollan pruebas para determinar si los analitos son retenidos por la matriz del suelo o el agua.

Los solventes tienen diferentes eficiencias de extracción. Extrayendo el analito de una muestra de la misma forma utilizando dos solventes diferentes puede resultar en concentraciones diferentes. La elección del solvente esta determinada por muchos factores tales como costo, calidad espectral, regulaciones del método, eficiencia de extracción, toxicidad, y disponibilidad.

El cloruro de metileno ha sido el solvente utilizado en muchos análisis de semivolatiles debido a su alta eficiencia de extracción, y bajo costo.

Los solventes clorofluocarbonados, tales como el triclorotrifluorpentano (Freon 113) han sido usados antiguamente para análisis de grasas y aceites debido a su calidad espectral (no absorbe radiación en la región de lectura del espectro infrarrojo comprendido en los 2930 cm-1) y su baja toxicidad en humanos.

Cliquée sobre la miniatura para ampliar

Fig. 20. Solventes utilizados para  diferentes métodos  para HTP (tphcwg; 1998).

La EPA esta  restringiendo el uso de los clorofluocarbonados, debido a su efecto perjudicial sobre el ozono troposferico. El tetracloroetano, y el tetracloruro de carbono son los posibles reemplazantes. El metanol es el mas usado para preservar y extraer volátiles como los BTEX en suelos. La figura 20 ilustra los solventes típicos usados para diferentes análisis.

El método aplicado en el presente trabajo es el de extracción por Soxhlet (método SW- 846 3540 de la EPA), que es un proceso de extracción muy eficiente el cual es comúnmente usado para compuestos semivolatiles. El solvente es calentado y recirculado a través de una muestra de suelo continuamente en un lapso de 16 a 24hs. Este método genera un volumen relativamente grande de extracto el cual necesita ser concentrado. De esta manera, este método, resulta ser mas apropiado para semivolatiles que para volátiles.

La extracción por sonnicacion (método SW- 846 3550 de la EPA) fue una de las alternativas consideradas para extraer el analito, puede también ser usado para samivolatiles, e incluye el uso de ondas de ultrasonido para promover la transferencia del analito de la muestra al solvente. La sonnicacion es una técnica mas rápida que la extracción Soxhlet, y también puede requerir menos solvente, aunque la efectividad puede no ser la misma a la obtenida por el método de Soxhlet.

c)      Concentración del extracto de la muestra

En algunos casos los extractos son filtrados, secados y concentrados antes de ser analizados. El método 418.1 de la EPA no contempla la concentración del extracto.

d)     Remoción de compuestos de interferencia

Las etapas de remoción de interferencias de la muestra puede ser un paso importante en los métodos gravimétricos y los que están basados en infrarrojo (IR), debido a que estos métodos son muy sensibles a las interferencias de sustancias orgánicas que no son del petróleo.

Los objetivos de las etapas de limpieza del extracto, típicamente incluyen uno o mas de los siguientes puntos:

  • Remoción de los compuestos que no son del petróleo.
  • Aislamiento de fracciones particulares del petróleo.
  • Concentración del analito de interés.

Las técnicas empleadas para extraer el analito de interés pueden frecuentemente extraer compuestos de interferencia. Algunos compuestos polares, tales como grasas de plantas y animales, proteínas, y pequeñas moléculas biológicas pueden ser inadecuadamente identificadas como constituyentes del petróleo. Las técnicas de limpieza del extracto pueden ser utilizadas para removerlos.

En una situación ideal, son removidos solamente los compuestos de interferencia pero en realidad, algunos constituyentes polares del petróleo pueden también ser removidos.

Existen dos técnicas que son utilizadas para eliminar las interferencias de los extractos del petróleo. En una técnica, los compuestos de interferencias son removidos pasando el extracto a través de una columna de vidrio llena con un material adsorbente. Mientras que en una segunda técnica, se mezcla el extracto con el adsorbente suelto, que luego se remueve por filtración.

Tres de las técnicas de limpieza promulgadas por la EPA incluyen el entrampado de los compuestos en una columna con adsorbente. El método SW- 846 3611 de la EPA consiste en una limpieza con alúmina diseñada para remover compuestos de interferencia y para fraccionar residuos del petróleo en alifáticos, aromáticos y fracciones polares. Las fracciones pueden ser analizadas separadamente o combinadas para una medida de los HTP. El método SW- 846 3630, de limpieza con silica gel, es la técnica de limpieza mas comúnmente usada en extractos con PAHs y análisis de fenoles. Variaciones de esta técnica son usadas para limpiar los extractos obtenidos por el método 418.1 de la EPA antes del análisis IR.

El azufre es un compuesto de  interferencia común para análisis de hidrocarburos del petróleo, particularmente para sedimentos. Los compuestos que contienen azufre son muy comunes en combustibles pesados y crudos, y en sitios de refinerías. Se pueden cuantificar altos niveles de azufre y ser identificados por algunas técnicas como HTP si no se aplica la eliminación de interferencias.

Pueden haber varias limitaciones a las etapas de eliminación de interferencias:

  • La carga de interferencias en la muestra puede exceder la capacidad de limpieza de la columna o del cartucho.
  • Los compuestos que no son derivados del petróleo pueden tener estructuras químicas similares a los compuestos del petróleo y comportarse de forma semejante a estos, no siendo por lo tanto eliminados. Estos compuestos evaden la limpieza.
  • La eliminación de interferencias puede no haber sido desarrollada adecuadamente.
  • Algunos analitos de interés pueden ser removidos.
  • Pueden haber casos en los cuales no halla una técnica de limpieza particular que remueva todas las interferencias.

Cliquée sobre la miniatura para ampliar

Tabla VII. Efecto de la Silica Gel en la remoción de hidrocarburos biogénicos (tphcwg; 1998)

Por ejemplo, la tabla VII, muestra los resultados obtenidos de una serie de procesos de extracción de interferencias realizadas con silica gIel de acuerdo al método 418.1 de la EPA con extractos obtenidos a partir de plantas. Los resultados ilustran la limitada efectividad de la silica gel  para remover las interferencias debidas a hidrocarburos biogénicos.

e)     Cuantificación.

Una vez completada la preparación de la muestra, se realiza la cuantificación, existiendo diversos métodos para la detección y cuantificación de los hidrocarburos del petróleo:

  • Cuantificación de los hidrocarburos totales del petróleo (HTP);
  • Cuantificación de un grupo de compuestos de hidrocarburos del petróleo;
  • Cuantificación de los componentes individuales.

Las mediciones de los hidrocarburos totales del petróleo (HTP) son efectuadas para determinar la cantidad total de hidrocarburos presentes en la muestra. Hay una amplia variedad de métodos para HTP. En la practica, los HTP se definen por el método usado para analizarlos. No hay un método particular que dé una precisa y exacta medición de los HTP para todos los tipos de contaminación.

La cuantificación de un grupo de componentes (BTEX[1], PAH´s[2], HA[3] ó de dcomponentes en particular se realiza utilizando técnicas cromatográficas.

2.4.6       Métodos para HTP basados en espectroscopia de infrarrojo (IR)

La espectroscopia IR, fue el método elegido para cuantificar los hidrocarburos del petróleo presentes en las muestras de suelo.

Para los métodos basados en IR, los HTP se definen como toda sustancia extraíble por un solvente (por ej. CCl4), el cual no es removido por la silica gel, y que pueden ser detectados por IR a una longitud de onda especifica.

La ventaja principal de los métodos para HTP basados en IR es que son simples, rápidos y de bajo costo (tphcwg; 1998).

Los limites de detección para un método para HTP basado en IR como es el 418.1 de la EPA, son de aproximadamente 1 mg/Lt en agua y 10 mg/Kg en suelo. Este método para HTP sufre frecuentemente de baja exactitud y precisión, especialmente para muestras de suelo heterogéneas.

Los métodos basados en IR no brindan información sobre el tipo de combustible presente, ni tampoco acerca de la presencia o ausencia de moléculas toxicas, y no especifica información acerca del riesgo potencial asociado con la contaminación.

Revisión de la técnica

La espectroscopia de infrarrojo detecta las vibraciones (de tensión y flexión) que ocurren cuando una molécula absorbe energía (calor) en la región infrarroja del espectro electromagnético.

Diferentes grupos funcionales y tipos de enlaces tienen distintas frecuencias e intensidades de absorción infrarroja.

La mayoría de los métodos basados en IR miden típicamente la absorbancia a una frecuencia particular (usualmente 2930cm-1) correspondiente a las tensiones de grupos alifáticos CH2. Algunos métodos, especialmente en Europa, usan múltiples frecuencias de lectura que incluyen 2960 cm-1 para grupos CH3 y 2900-1 a 3000-1 para enlaces C-H en aromáticos.

Los analitos de interés son extraídos con el solvente apropiado (es decir un solvente sin enlaces C-H). Mientras que los materiales polares biogénicas son removidos con silica gel. Algunos hidrocarburos polares del petróleo, pueden eliminarse en el proceso de limpieza con silica gel. La absorbancia de la solución es medida a una frecuencia especifica y comparada a la absorbancia de un estándar o estándares de concentración conocida de hidrocarburos del petróleo.

La absorbancia IR es una medida de la suma de todos los compuestos que contribuyen al resultado de los HTP. Como se mencionó anteriormente, los métodos para HTP basados en IR no proveen información sobre el tipo de contaminación con hidrocarburos, ni las fracciones que lo componen.

El solvente de extracción para medir HTP en suelo no debe aportar ninguna vibración de tensión C-H a la medición. El solvente especifico principalmente utilizado ha sido el Freon- 113. Este solvente no esta siendo fabricado, de acuerdo con el Protocolo de Montreal sobre substancias  que agotan la capa de ozono. Algunos laboratorios están agotando el Freon que se encuentra en stock, o redestilando el Freon usado, otros en cambio han optado por solventes alternativos.

El CCl4 ha sido utilizado como solvente para métodos basados en IR (mayoritariamente en la Comunidad Europea). Su uso esta limitado en los EEUU debido a que es un carcinógeno conocido, y a sus efectos en la capa de ozono.

Para el presente trabajo se utilizo el CCl4 como solvente de extracción, teniéndose todos las precauciones y medidas de seguridad necesarias para su manipulación y utilización.

El tetracloroetileno (también conocido como percloroetileno, o PERC) esta siendo usado por algunos laboratorios de los EEUU.

Otros solventes tales como metanol, cloruro de metileno o hexano, no son apropiados para métodos basados en IR debido a que ellos contienen enlaces C-H.

En todos los métodos para HTP basados en IR, la absorbancia C-H es cuantificada comparando a las absorbancias con las de estándares de concentración conocida. Se asume que el estándar tiene una relación aromático/ alifático y una respuesta similar al de la muestra.

Consecuentemente, es importante utilizar un estándar de calibración lo mas parecido posible al tipo de contaminante. El método 418.1 de la EPA especifica una mezcla de calibración de 15:15:10 de n-hexadecano: isooctano: clorobenceno respectivamente.

El método para HTP basado en IR que ha sido mas usado es el que propone EPA 418.1 (métodos EPA 600/4-79-020 para análisis químico de aguas y desechos) (tphcwg; 1998). El método es apropiado solamente para muestras de agua.

El Standars Methods para la examinación de agua y aguas residuales, en la 17th edición de 1989, especifica en el Método 5520D una técnica de extracción Soxhlet para lodos. Esta extracción es frecuentemente utilizada para adaptar el Método 418.1 a muestras de suelo. La EPA y el Standard Methods especifican al Freon 113 como el solvente elegido. En un primer momento, la EPA publicó el Método 9073, un método basado en IR con una etapa de extracción Soxhlet, apropiada para sedimentos  y suelo. Este no fue incluido en la actualización III de la EPA, en su tercera edición.

El método (418.1) fue elegido con determinado criterio para analizar las distintas muestras de suelo, utilizando la técnica de extracción Soxlhet determinada por el Standard Methods para lodos, utilizando al CCl4 en reemplazo del Freon 113, considerando que este ultimo se encuentra en desuso.

2.4.7       Impacto de los Hidrocarburos del Petróleo sobre la Vegetación

Se desarrollaron diversas explicaciones para los impactos producidos por los hidrocarburos del petróleo al suelo y las plantas.

Los hidrocarburos del petróleo pueden ejercer un efecto toxico directo disolviendo el tejido de las plantas. También se ha encontrado una disminución en el crecimiento de las plantas debido a la sofocación causada por la exclusión del aire del suelo o por el agotamiento del oxigeno debido al incremento de la actividad microbiana. A su vez puede haber interferencia con la relación agua-suelo-planta, y toxicidad por el azufre y exceso de manganeso producido durante la descomposición de los hidrocarburos (tphcwg; 1998).

Baker (1970) encontró que se produce daño a las membranas celulares, que las tasas de transpiración se reducen, que se incrementan las tasas de respiración y que se inhibe el proceso de translocacion.

La severidad de los efectos depende en gran parte de los constituyentes y la cantidad de petróleo derramado, de las condiciones ambientales y de la especie de planta. DeOng et al (1927) desarrolló una distinción entre daños agudos o rápidos causados por los petróleos livianos, y daños crónicos o lentos resultado de los petróleos pesados.

La toxicidad directa a las plantas debida a bajos niveles (<1%) de hidrocarburos del petróleo en el suelo, ha recibido poco énfasis debido a la experiencia en el campo.

Plice (1948) capturo las ideas de varios trabajos actuales entre los que encontró:

  • “El daño que el petróleo produce, es debido mayoritariamente al impedimento de la vegetación para obtener suficiente aire y humedad y para ramificarse sus raíces: muy poco esta debido a la toxicidad, como tal”
  • “...la materia orgánica mejora las condiciones físicas del suelo.”

Estudios mas recientes, confirman los primitivos estudios sobre el crecimiento de la vegetación y la germinación debidas al petróleo pesado o intemperizado. Sin embargo, el petróleo liviano o recientemente derramado puede justificar a exigir guías mas estrictas.

La fitotoxicidad se estudió para distintas concentraciones de hidrocarburos aromáticos y de bajo peso molecular presentes en el suelo.

Interpretaciones actuales respecto a la toxicidad, sugieren que las consideraciones  de la toxicidad al suelo pueden extenderse mas allá de la toxicidad a las plantas. En tal sentido están siendo estudiadas cuestiones de toxicidad humana y ecotoxicidad potencial. Por ejemplo, algunos estudios están examinando la supervivencia de lombrices o valorando el riesgo de los HTP a la salud.

2.4.8       Impacto de los Hidrocarburos del Petróleo en el Suelo

Plice (1948) encontró que el crudo, agregado a un suelo arenoso en proporción de 0.75% p/p, estimulaba el crecimiento de soya, además observó que con un incremento de 4% p/p de hidrocarburos las mismas plantas morían. El carbono orgánico podría ser incrementado directamente debido a la adsorción de gases propano y butano por las partículas del suelo (Ellis, R., Adams, R.S.; 1960).

Suelos contaminados con gas natural o crudo mostraron incrementos en materia orgánica, carbono total y nitrógeno comparado con suelos normales (Ellis, R., Adams, R.S.; 1960). Plice (1948) encontró grandes incrementos en la materia orgánica en suelos que se han contaminado con crudo y también determinó que los suelos contaminados con gas natural tienen pH alrededor del punto neutral. Evgin (1989) determinó efectos de los hidrocarburos en algunas propiedades mecánicas del suelo como la cohesión. Simultáneamente a los efectos en las propiedades físicas y químicas del suelo, suceden cambios en las condiciones de fertilidad, donde se observaron incrementos en nitrógeno y contenido de materia orgánica (PLICE, M. J.; 1948). De manera similar, Dobson y Wilson (1964) observaron mayor actividad microbiológica en suelos impregnados con hidrocarburos que en suelos libres del mismo.

Por otra parte, cuando se realiza un estudio de evaluación o de caracterización de un sitio contaminado con hidrocarburos, se determinan diversos parámetros físicos y químicos y no se considera que se han afectado de alguna forma, de tal manera que el resultado que se obtiene se considera aceptable. Sin embargo, el valor real puede estar modificado de acuerdo con el tiempo, tipo y cantidad de hidrocarburo que se haya derramado sobre un suelo específico así como a sus propiedades. Un factor determinante en los posibles efectos por hidrocarburos, es la textura del suelo, es decir, por la presencia proporcional de partículas como arenas, limos o arcillas (Martínez M. V. E., López S. F.; 2000).

Además, es muy importante conocer las características físicas y químicas de un suelo que se ha impactado con hidrocarburos y que son básicos si se requiere diseñar alguna tecnología de restauración. Así, por ejemplo, la porosidad, pH, humedad, temperatura y contenido de nutrimentos son indispensables para los procesos de bioremediación (Morgan, P., Watkinson, R. J.; 1989). En el caso de aplicar métodos de extracción de vapor del suelo, se requiere conocer su porosidad, permeabilidad y textura (Suthersand S. S.; 1998).

Es importante considerar el efecto que tienen los hidrocarburos sobre la disponibilidad por las plantas de macronutrimentos y micronutrimentos en el suelo, mediante bioensayos con especies vegetales para determinar su rendimiento con condiciones de contaminación variable, que pueden ser motivo de otros estudios para definir con mayor amplitud los efectos de los hidrocarburos sobre propiedades físicas y químicas del suelo.

2.4.9       Biodegradación de los Hidrocarburos en el suelo

En los últimos años, la biodegradación de los hidrocarburos del petróleo ha sido estudiada y  documentada. La biorremediación es reconocida como un método efectivo de bajo costo para tratar el suelo y otros residuos de E&P que contengan hidrocarburos del petróleo. La biodegradación de los hidrocarburos del petróleo consiste en una remoción selectiva de ciertos compuestos derivados de hidrocarburos (alcanos, alquenos, aromáticos, y polares), que son metabolizados por microorganismos alóctonos del suelo. Como consecuencia los hidrocarburos del petróleo son convertidos a dióxido de carbono, agua y biomasa.

Se han identificado muchos factores que afectan la duración y cinética de la remoción de hidrocarburos. Estos incluyen las propiedades del suelo, tales como pH, temperatura, humedad, aereación, y estado de los nutrientes; características de los hidrocarburos; y la ecología de las poblaciones microbianas presentes en el suelo (IPEC; 1999).

Estudios respecto a la duración del proceso de biodegradacion de hidrocarburos establecen una relación con la carga inicial encontrada de hidrocarburos del petróleo. Un estudio desarrollado para el API sobre prácticas de tratamiento de suelos, indicó que el 70-90% de los hidrocarburos presentes en lodos empetrolados fue removido del suelo en el que fueron dispuestos teniendo una carga de 10.000- 50.000 mg/kg.

Un estudió sobre la tratabilidad de un lodo empetrolado en terrenos de yacimientos con un suelo aluvional, demostró que el 60-70% de los hidrocarburos inicialmente derramados (20.000- 55.000 mg/kg) (como grasas y aceites) fueron biodegradados en 2-3 años (TPHCWG, 1998).

Huesemann y Moore (1993) realizaron un estudio que muestra que el 93% de los hidrocarburos saturados, y el 79% de los aromáticos que tenían un numero de carbono en el rango de C10-C44+, fue degradada en un suelo arenoso de Michigan (EEUU) que contenía petróleo crudo intemperizado (grado API intermedio) con una concentración inicial de 30.000 mg/kg HTP. El estudio también indica que la fracción polar fue resistente al metabolismo microbiano y no se degrado durante los 5 meses y medio que duro el estudio.

Un trabajo de Huesemann (1995) sobre la duración y los limites de la remediación de los HTP en diferentes suelos, mostró que el 90% de los alcanos y compuestos monocíclicos saturados, y que el 50-70% de los compuestos aromáticos (<C44) fueron degradados.

Salanitro et al (1997) señala que la efectividad de la biorremediación es dependiente sobre todo del tipo de hidrocarburo, poblaciones microbianas, y condiciones del tratamiento.

El estudio de Huessemann (1995) también mostró que los compuestos aromáticos y saturados con estructuras policíclicas fueron mas resistentes a las remoción por biotratamiento en suelos.

Un factor importante respecto a la presencia de compuestos recalcitrantes del petróleo (compuestos que no son biodegradados) puede ser atribuida a la no biodisponibilidad de los mismos.

El tratamiento biológico de suelos contaminados involucra el uso de microorganismos para la degradación de los contaminantes orgánicos, a través de la actividad biológica que altera la estructura molecular del contaminante.

Previamente al proceso de biorremediación se determina la concentración de HTP del residuo a tratar. Luego el material es tratado por medio de mezclado mecánico continuo, hasta su recuperación.

Los procesos biológicos de degradación de hidrocarburos del petróleo, requieren el aporte de macroelementos como son el nitrógeno y fósforo, los cuales actúan como nutrientes de los microbios actuantes. Los mismos son incorporados en forma de fertilizantes de uso agrícola. Las sales usualmente utilizadas y agregadas al suelos son las siguientes:

  • Fosfato diamónico, para el aporte de nitrógeno y fósforo.
  • Urea para el aporte de nitrógeno.

La masa incorporada de nutrientes se determina a partir de la concertación inicial de residuos sólidos y semisolidos a tratar.

El proceso de biorremediación requiere el control de los niveles de nitrógeno, como así también de los niveles de fósforo y de hidrocarburos totales del petróleo. Debido a que es un proceso en el que se involucran microorganismos, el numero de microbios también es un factor a tener en cuenta.

Mc Millen et al (2001) publicó sus estudios sobre la biodegradabilidad de 70 petróleos de diferentes partes del mundo. Su trabajo indica una correlación entre la degradación de hidrocarburos y la graduación API de cada petróleo crudo. Los petróleos con  grados API >30 son fácilmente biodegradados, mientras que los que poseen  una graduación <20 serán lentamente degradados.

El valor guía de HTP en suelos del 1% P/P parece estar fundado en las mas recientes investigaciones sobre biodegradacion de los hidrocarburos del petróleo.

Si bien en algunas situaciones resulte aplicable alcanzar niveles mas bajos al 1% de HTP en suelos, puede resultar difícil en otras, debido sobre todo a la presencia de hidrocarburos intemperizados y/o recalcitrantes. 

2.4.10  La actividad hidrocarburífera en la región

Consideraciones económicas

El hidrocarburo es un elemento estratégico para todo el país, razón por la cual en la Argentina se lo declaro de interés publico a nivel Nacional. En la Argentina existen cinco cuencas hidrocarburíferas, siendo la cuenca Neuquina la más importante de ellas. Dicha cuenca abarca una superficie de 124.000 km2, que ocupa parte de las provincias de Río Negro y La Pampa, sur de Mendoza y la casi totalidad del territorio de la provincia de Neuquén. La superficie afectada por la actividad extractiva es de unos 26.000 km2 y la exploración de 35.000 km2. Neuquén posee nueve áreas hidrocarburíferas propias, diseminadas en una superficie total de aproximadamente 3.500 km2.

Neuquén ha sido y es una provincia esencialmente energética y el desarrollo y continuidad de la industria petrolera, constituye uno de sus principales puntos de sostén económico, percibido directamente por el producido de las regalías e ingresos brutos y por una actividad que invierte  en la provincia anualmente valores del orden de los 1000 millones de pesos. Si bien la misma no es generadora directamente de gran cantidad de mano de obra, indirectamente puede decirse que produce un movimiento de primera magnitud en el territorio provincial. En efecto, ello puede verse claramente reflejado en el significativo nivel de crecimiento económico de buena parte de su población y no solo en las localidades vinculadas fuertemente a la actividad hidrocarburifera  (tales como Cutral-Co, Plaza Huincul y Rincón de los Sauces), por cuanto una parte sustantiva de los montos recaudados han sido invertidos en obras de infraestructura (caminos, escuelas, hospitales, comunicaciones, redes de gas, agua, cloacas, etc.), en el desarrollo integral de pequeñas localidades alejadas, etc., y paralelamente en la consolidación de los importantes sistemas de salud, educación, justicia y seguridad.

El perfil productor neto de la provincia del Neuquén, comenzó a consolidarse durante las dos ultimas décadas con el tendido de la red de oleoductos y gasoductos mas importantes del país, que ha hecho posible el transporte de estas materias primas a los principales centros de comercialización, industrialización y consumo. En la década de los años noventa, la desregulación de la actividad hidrocarburifera potenció ese perfil y permitió concretar en febrero de 1994 la operación del oleoducto Trasandino el que partiendo del yacimiento Puesto Hernández llega al puerto chileno de Concepción. A mediados del año 1997 se concreto la habilitación del gasoducto Gas Andes, el que, a través del gasoducto Centro Oeste, se desprende un ramal en la provincia de Mendoza para atravesar, a la altura de la ciudad de San Rafael, la cordillera de los Andes y llegar a Santiago de Chile.

La situación ambiental de la actividad en la región

En la provincia de Neuquén históricamente, en la extracción del petróleo no se consideraba el bienestar del ambiente, lo que ha contribuido a la degradación del aire, el agua y el suelo. Los derrames han sido y serán el problema mas álgido que las empresas petrolíferas deben combatir. Durante mucho tiempo y hasta hace poco, nadie se preocupaba por el destino de los residuos generados por la actividad, dando por hecho que la naturaleza limpiaba el ambiente (DPHyC; 1996-1997).

Según fue cambiando la naturaleza y composición de los residuos, y al aumentar su cantidad y complejidad, esta capacidad (degradativa y amortiguadora) empezó a alterarse.

Hasta 1992 en la Argentina, a los derrames no se le daban la importancia que actualmente tienen y por tal razón en la actualidad existen en la región áreas altamente impactadas por los derrames y otras practicas nocivas para el medio ambiente denominadas “Pasivos Ambientales”. Hasta esta fecha la exploración y explotación se realizaba de acuerdo a las prácticas de extracción que no contemplaban el cuidado de medio ambiente y los intereses de los propietarios (DPHyC; 1996-1997).

En la provincia de Neuquén, recién en los últimos años se tomó real conciencia de los problemas ambientales que puede acarrear un pozo de cualquier tipo, sino se realiza con una técnica adecuada, y sin tomar los recaudos necesarios para evitar la contaminación del ambiente.

En lo que respecta a las actividades propiamente dichas, los productos que se generan de la realización de una perforación petrolera se encuentra el material rocoso extraído por los trépanos para efectuar el “agujero del pozo”, que raramente tiene menos de 1000 metros de profundidad ( y muchas veces mas de 2000 ó 3000 metros en nuestra cuenca), y con diámetros que varían entre 20 y 6 pulgadas por citar dos rangos intermedios usuales. Con esto solo, no se podría suponer una afectación ambiental, ya que la sola presencia de una roca en parte molida, que usualmente se denomina “cutting” no debería ser un agente de por si contaminante; pero es aquí donde entran en juego las diversas técnicas de perforación. Para la realización de las mismas, se utiliza un fluido semiviscoso denominado “lodo de perforación”, y que normalmente esta formado en base a la mezcla de agua y bentonita.

En las ultimas décadas, las técnicas de preparación e inyección de este lodo han sufrido una evolución notable, merced a la incorporación de nuevos aditivos y técnicas de manejo avanzadas. Incluso en ciertos casos, la base del lodo esta constituida por hidrocarburos en lugar de agua. Por ello la disposición de estos materiales una vez finalizadas las perforaciones, resultan un problema para las empresas.

Antiguamente la practica tradicional de perforaciones utilizaba piletas para la disposición de los lodos con los detritos una vez que resultaban inútiles para el circuito de inyección. Es así que una vez concluida la perforación, antiguamente quedaban esas piletas colmadas con barro contaminado con petróleo que en ocasiones carecían de protección (barreras antipájaro) o barrera hidráulica, impactándose el suelo y la fauna (DPHyC; 1996-1997).

Debido al gran numero de piletas preexistentes, durante su remediación se presentó el inconveniente no previsto oportunamente de qué hacer con la variedad de productos acumulados en las mismas, puesto que no existe una única receta de disposición que asegure la minimización de su impacto ambiental.

Frente a tales riesgos, especialmente de los potenciales “sitios de disposición” en yacimientos ubicados en las cercanías de cursos fluviales, las empresas han aplicado la metodología de perforación de pozos con “locación seca”, o sea sin pileta. Esto consiste en utilizar equipos especiales de tratamiento de lodos, que hacen un uso mas eficiente de los mismos, al separar mejor la fase liquida de la fase sólida, con lo cual el volumen final de esta ultima se reduce sustancialmente. De este modo se facilita el tratamiento y disposición final de ambas fases.

La contaminación al suelo con petróleo se registra ocasionalmente por derrames ante roturas de oleoductos, descontrol de pozos, rebalses de tanques, reventones de cañerías de conducción, perdidas de bocas de pozos, etc. La situación planteada por los derrames de hidrocarburos antiguamente no tuvo un control y registro adecuado, debido a varias causas entre las que se puede citar en primer lugar a que los mismos no se tratan de un factor sistemático y que sucede solo eventualmente. Por otra parte estos derrames antiguamente fueron considerados como “accidentes inevitables” de la actividad hidrocarburifera (Vasallo J., Herrera Desmit M.. U.N.Co.; 2002).

La cuestión de fondo pasó por encontrar las medidas de seguridad adecuadas que permitieran evitar el mayor numero de accidentes y derrames posible. Hasta alcanzar este objetivo, la actividad en la provincia produjo grandes impactos sobre el medio, producto de las viejas prácticas. Por ello fue necesario obtener un buen conocimiento de fondo de los ambientes donde están ubicadas las instalaciones, y también de todas aquellas áreas que tengan algún tipo de vinculación, desde el punto de vista fisiográfico.

De todos modos, la evaluación del estado base de las instalaciones no es una cuestión estática de conocimiento, que una vez obtenido ya se puede suponer que las medidas de protección a aplicar serán invariables; sino que es algo dinámico que esta en permanente evolución, y que no solo depende del desarrollo de las instalaciones del yacimiento, sino que hay otros factores concurrentes que deben ser atentamente tenidos en cuenta, como por ejemplo la cuestión de los cambios climáticos y los efectos antrópicos. Entre estos últimos puede citarse el crecimiento de las instalaciones de perforación, extracción, tratamiento, y transporte, así como la gran variedad de técnicas, metodologías y tipos de materiales involucrados en aquellas actividades.

Actualmente, en orden de ocurrencia las causas principales de derrames en la región son las siguientes (Vasallo J., Herrera Desmit M.. U.N.Co.; 2002):

  • Roturas de líneas de conducción (pinchaduras, fractura completa o parcial, actos de sabotaje)
  • Perdida en las empaquetaduras de los pozos.
  • Roturas en oleoductos, acueductos, poliductos de interconexión.
  • Perdidas en los tanques de almacenamiento.
  •  Derrames en baterías.

Los derrames de petróleo son los mas fáciles de identificar en el suelo y en el agua dada su coloración y olor característico, no ocurriendo lo mismo con la gasolina dada su transparencia, similar al agua. En los saneamientos de cada uno de ellos se utilizan metodologías diferentes.

La actual ley provincial de medio ambiente 1875 t.o. 2267, decreto reglamentario 2656/99, en su Anexo XII; regula la actividad hidrocarburífera y su relación con el medio ambiente. Desde la aparición de esta ley (Año 1998) se logró solucionar uno de los mayores problemas con los que se encontraba la provincia, que era hacer frente a los controles de toda la actividad hidrocarburífera, sin embargo aun existen zonas impactadas por la actividad cuyo efecto en el ambiente no ha sido estudiado (Vasallo J., Herrera Desmit M.. U.N.Co.; 2002).

Asimismo, la inexistencia de una base de datos que unifique la información existente respecto al tema, hace difícil relacionar las distintas variables y factores implicados en la afectación de suelos por HTP. A su vez, es necesario comenzar estudios que permitan evaluar preliminarmente el estado actual de contaminación de suelos afectados por HTP, con el objetivo de generar una base de datos referidas al tema y; que pueda ser enriquecida y consultada periódicamente, pudiéndose establecer soluciones de acuerdo al grado de afectación del suelo.

 


NOTAS:

[1] Benceno, Tolueno, Etilbenceno, Xileno.

[2] Hidrocarburos poliaromáticos.

[3] Hidrocarburos alifáticos.

 

Atrás | Arriba | Siguiente

 

© Copyright del autor.
Editora Teodora Zamudio para
ProDiversitas a.c.

Última actualización de esta página: Jueves, 29 de Diciembre de 2005