라이스대학(Rice University) 과학자들은 세 곳의 가스층(gas reservoirs)의 수압파쇄(hydraulic fracturing; fracking)로 인해 발생되는 물에 대한 상세한 분석을 수행하고, 이 프랙킹 워터(fracking water)를 처리하고 재사용하는데 필요한 친환경적인 해법을 제안하였다.
가스층에서 빼낸 물을 폐기하는 것에 비해 더 개선된 재활용법은 우연한 누출에 대한 우려를 잠재울 수 있으며 연간 수 백만 갤런의 담수를 보존할 수 있다고 라이스대학 화학자인 Andrew Barron은 밝혔다. 본 연구결과는 Environmental Science: Processes and Impacts ("Organic compounds in produced waters from shale gas wells")지에 게재되었다.
텍사스 시추업자들이 프랙킹을 위해 사용하는 물의 양은 농경이나 도시에서 사용되는 물의 1.5%에 불과하지만, 텍사스 Haynesville 에서만 연간 560만 갤런, Eagle Ford에서 280만 갤런에 달한다. 이것은 인근 지역사회에 상당한 부담으로 작용할 것은 분명하다. 쉐일가스층(shale gas wells)은 작업을 위해 생산 첫 몇 주간 내부에 포함된 물을 제거하는데 소비된다. 이후에 매일 수 배럴씩 가스를 생산할 수 있다.
연구팀은 텍사스, 펜실베이니아 및 뉴멕시코에서 가스를 생산하는 쉐일 구조(shale formations)를 통해 발생하는 프랙킹 유체를 화학적으로 분석하는 일부터 수행하였다. 쉐일 오일 및 가스 생산수에는 건강을 위협하는 다방향족 탄화수소(polyaromatic hydrocarbon)가 많은 양 함유되어 있지 않은 것으로 나타났다. 그러나 소량의 다른 화합물의 경우에는, 프랙킹 및 생산수를 위한 비화학적 처리법 개발에 노력해야 할 필요성이 있음을 인지하고 있다.
현재 프랙킹 유체를 가스층에 주입하여 쉐일로부터 가스와 오일이 분리되게 하는데, 이 유체는 배출될 때 폐쇄된 유체 포획 시스템으로 유도하거나 저장을 위해 다시 지하로 되돌려 보내게 된다. 그러나 이 중 어떤 것도 장기적인 해법이 되지는 못한다. 궁극적으로 깨끗한 생산수를 프랙킹에 다시 활용해야 할 필요성이 있다. 게다가 생산수에서도 탄화수소를 일부 회수할 수 있는 잠재력이 남아 있다.
프랙킹 유체는 90%가 물로 구성되어 있다. 8~9%는 모래 및 세라믹 입자를 포함하고 있는 유체로 암석의 작은 균열을 촉진하는 역할을 하여 가스나 오일이 빠져나올 수 있는 경로를 제공해 준다. 그러나 나머지 1~2%는 염, 마찰 감소제, 스케일 억제제, 살균제, 젤화제(gelling agent), 젤 파쇄제 및 유기산과 무기산을 포함하고 있다. 유기 분자들은 자연적으로 생성되거나 첨가된 성분의 잔유물이다.
연구팀은 쉐일 가스층에 사용한 생산수에 함유된 대부분의 염, 유기 및 다른 광물질들이 매우 오랜 기간 동안 암석에 갇혀 있는 원생수(connate water)에서 기인한다는 것을 발견하였다. 물론 별 문제가 되지는 않는다. 그러나 생산수(produced water)에 염소와 탄소를 함유하는 클로로카본(chlorocarbon), organobromide 등의 독성 물질이 상당량 함유되었다는 사실도 밝혀졌다. 이것은 아마도 프랙킹 유체에 사용된 화학적 처리제나 염과 물 속의 박테리아와 상호작용으로 형성된 것으로 추정된다.
업계에서는 때때로 이산화염소(chlorine dioxide) 혹은 차아염소산염(hypochlorite) 처리를 생산수 재사용을 위해 사용하고 있지만, 이런 처리가 실제로 탄화수소를 chlorocarbons 및 organobromide로 전환시키는 박테리아의 능력을 상승시킨다고 저자는 밝혔다. 이런 현상은 생산수가 처리되는 저장 호수 등에서 일어날 수 있다고 연구팀은 강조하였다.
따라서 업계에서는 자연적으로 생성되지 않는 화합물의 형성을 막기 위해 대체적인 비화학적 처리법을 개발할 필요가 있다. 우선, 본 연구팀의 분석결과를 이용해 재사용할 물에 포함된 유기화합물을 제거하기 위한 프로세서 개발에 나타날 수 있는 문제점을 예측할 수 있을 것이다. 본 연구는 최근 시추를 확대할 계획을 가지고 있는 영국이나 다른 유럽국가들의 생산업자들이 특히 관심을 가져야 할 사항이다. 이들 국가들은 수압파쇄를 시작할 계획이므로, 시작 시점부터 잘 이용하여 미국 내에서 발생했던 문제점들이 재발되지 않도록 할 필요성이 있다.
그림> 수압파쇄에 사용된 지하 쉐일가스층에서의 생산수를 분석하였다. 차트에서는 전체 탄소(TC), 비정화성 유기탄소(nonpurgeable organic carbon, NPOC) 및 전체 무기탄소(TIC)의 양을 보여주고 있다.
[출처 = KISTI 미리안 『글로벌동향브리핑』/ 2014년 9월 1일]
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New solutions needed to recycle fracking water
Rice University scientists have performed a detailed analysis of water produced by hydraulic fracturing (aka fracking) of three gas reservoirs and suggested environmentally friendly remedies are needed to treat and reuse it. More advanced recycling rather than disposal of “produced” water pumped back out of wells could calm fears of accidental spillage and save millions of gallons of fresh water a year, said Rice chemist Andrew Barron. He led the study that appeared this week in the Royal Society of Chemistry journal Environmental Science: Processes and Impacts ("Organic compounds in produced waters from shale gas wells").
The amount of water used by Texas drillers for fracking may only be 1.5 percent of that used by farming and municipalities, but it still amounts to as much as 5.6 million gallons a year for the Texas portion of the Haynesville formation and 2.8 million gallons for Eagle Ford. That, Barron said, can place a considerable burden on nearby communities. Barron noted that shale gas wells, the focus of the new study, make most of their water within the first few weeks of production.
After that, a few barrels a day are commonly produced. The project began with chemical analysis of fracking fluids pumped through gas-producing shale formations in Texas, Pennsylvania and New Mexico. Barron and the study’s lead author, Rice alumnus Samuel Maguire-Boyle, found that shale oil and gas-produced water does not contain significant amounts of the polyaromatic hydrocarbons that could pose health hazards; but minute amounts of other chemical compounds led them to believe the industry would be wise to focus its efforts on developing nonchemical treatments for fracking and produced water.
Currently, fracturing fluid pumped into a well bore to loosen gas and oil from shale is either directed toward closed fluid-capture systems when it comes out or is sent back into the ground for storage. But neither strategy is an effective long-term solution, Barron said. “Ultimately, it will be necessary to clean produced water for reuse in fracking,” he said. “In addition, there is the potential to recover the fraction of hydrocarbon in the produced water.” Fracking fluid is 90 percent water, Barron said. Eight to nine percent of the fluid contains sand or ceramic proppant particles that wedge themselves into tiny fractures in the rock, holding open paths for gas and oil to escape to the production well.
The remaining 1 or 2 percent, however, may contain salts, friction reducers, scale inhibitors, biocides, gelling agents, gel breakers and organic and inorganic acids. The organic molecules either occur naturally or are a residue from the added components. The researchers found most of the salt, organic and other minerals that appear in produced water from shale gas reservoirs originate in the connate waters trapped in the dense rock over geologic time scales. These should be of little concern, they wrote. But they also found that produced water contained potentially toxic chlorocarbons and organobromides, probably formed from interactions between high levels of bacteria in the water and salts or chemical treatments used in fracking fluids.
Barron said industry sometimes uses chlorine dioxide or hypochlorite treatments to recycle produced water for reuse, but these treatments can actually enhance bacteria’s ability to convert naturally occurring hydrocarbons to chlorocarbons and organobromides. The researchers suggested this transition could happen either downhole or in storage ponds where produced water is treated.
“We believe the industry needs to investigate alternative, nonchemical treatments to avoid the formation of compounds that don’t occur in nature,” Barron said. Primarily, he said, the researchers want their analysis to anticipate future problems as industry develops processes to remove organic compounds from water bound for reuse. Barron said the new paper should be of particular interest to international producers who are preparing to ramp up gas-recovery efforts in the United Kingdom, which recently announced plans to expand drilling, and other European countries. “As the U.K. and other European countries are looking to start hydraulic fracturing, it is important that they adopt best practices at the start, as opposed to evolving over time, as it has occurred here in the United States,” he said.
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