BTO 2012.235s schaliegas en REACH - Home - Vewin › SiteCollectionDocuments › Dossier... · 3.1...

$: BTO 2012.235s schaliegas en REACH - Home - Vewin › SiteCollectionDocuments › Dossier... · 3.1 Hydraulic fracturing en chemicaliën gebruik 9 3.2 Controle fracking fluid additieven$
REACH als kader voor het beoordelen van drinkwater risico’s bij hydraulic fracturing

BTO 2012.235(s) December 2012

skytruth.org

Postbus 1072 3430 BB Nieuwegein T 030 606 95 11 F 030 606 11 65 E [email protected] I www.kwrwater.nl

REACH als kader voor het beoordelen van drinkwater risico’s bij hydraulic fracturing

BTO 2012.235(s) December 2012

© 2012 KWR Alle rechten voorbehouden. Niets uit deze uitgave mag worden verveelvoudigd, opgeslagen in een geautomatiseerd gegevensbestand, of openbaar gemaakt, in enige vorm of op enige wijze, hetzij elektronisch, mechanisch, door fotokopieën, opnamen, of enig andere manier, zonder voorafgaande schriftelijke toestemming van de uitgever.

Colofon

Titel REACH als kader voor het beoordelen van drinkwater risico’s bij hydraulic fracturing Opdrachtnummer B111729-012 Rapportnummer BTO 2012.235(s) Onderzoeksprogramma Kennis- en Programmamanagement Projectmanager dr. Gerard van den Berg Opdrachtgever CvO / Vewin Kwaliteitsborger dr. Annemarie Van Wezel Auteurs ir. Gijsbert Cirkel & prof. dr. Kees van Leeuwen Dit rapport is selectief verspreid onder medewerkers van BTO-participanten.

REACH als kader voor het beoordelen van drinkwater risico’s BTO 2012.235(s)© KWR - 1 - December 2012

Samenvatting

Lange tijd is het winnen van in schalies (kleisteen) opgesloten aardgas gezien als onrendabel. Een aantal nieuwe technieken heeft hier echter verandering in gebracht. Het gaat hierbij om de mogelijkheid om horizontaal te boren en verbeterde technieken (hydraulic fracturing) om het gesteente te breken en het gas vrij te laten komen. In de Verenigde Staten hebben deze ontwikkelingen tot een ware revolutie geleid in de gasproductie. De productie van schalie- en steenkoolgas is echter niet onomstreden, onder andere het gebruik van chemicaliën bij hydraulic fracturing roept veel vragen op. Bij het zogenaamde hydraulic fracturing (kortweg fracken) wordt een mengsel van water, chemische additieven en proppants (materialen die een geïnduceerde hydraulische breuk openhouden) in de bodem gebracht om ondergrondse gesteentelagen te breken en daarbij ingesloten gas vrij te maken voor winning. Er zijn zorgen over de risico’s die deze stoffen kunnen vormen voor de drinkwatervoorziening in het geval ze terecht komen in aquifers die worden gebruikt voor onttrekken van grondwater voor de openbare drinkwatervoorziening Naar aanleiding van Kamervragen heeft de Minister van EZ recentelijk een brief naar de Tweede Kamer gestuurd met een lijst met in het verleden (afgelopen 5 jaar) bij (conventioneel) fracken toegepaste stoffen. In deze brief is gesteld dat risico’s van de toegepaste stoffen vooraf zijn geïnventariseerd en geëvalueerd via de EU Verordening REACH. Binnen het BTO Beleidsonderbouwend onderzoek is in beeld gebracht in hoeverre REACH een afdoende kader vormt om risico’s voor drinkwater te beoordelen, specifiek in relatie tot het gebruik van frack vloeistoffen bij schalie- en steenkoolgaswinning. In dit rapport wordt kort ingegaan op REACH en de gefaseerde uitvoering van de verordening. Aansluitend is een beeld geschetst van mogelijk toe te passen chemicaliën op basis van Amerikaanse en Duitse ervaring. Vervolgens is de doorwerking van de REACH regelgeving naar bescherming van grondwater voor drinkwatervoorziening bij schaliegas en steenkoolgaswinning uitgewerkt en is geëvalueerd in hoeverre REACH regelgeving op dit moment al voldoende kader vormt om de risico’s voor grond- en drinkwater te beoordelen. Ten slotte is ingegaan op de potentiële risico’s van vrijkomen van nature aanwezige stoffen (o.a. zouten, zware metalen, BTEX, radioactiviteit) in de diepe ondergrond bij hydraulic fracturing.

1. De omvang van het gebruik van stoffen voor het fracken is aanzienlijk en risico’s zijn gerapporteerd (hoofdstuk 4)

2. Er worden vele categorieën van stoffen gebruikt voor het fracken (Figuur 6). Niet al deze stoffen vallen onder de REACH Verordening.

3. Daar waar het stoffen betreft die wel moeten worden geregistreerd onder REACH, geldt dat met de uitvoering van REACH net is gestart. Er wordt een gefaseerde uitvoering voorzien (Figuur 1). Daarom zijn van het overgrote deel van de chemicaliën nog geen gegevens overlegd door de industrie.

4. Zelfs voor die stoffen die aangemerkt worden als PBT, vPvB dan wel op een andere wijze als gevaarlijk worden geclassificeerd zijn geen adequate risicobeoordelingen voor het diepe grondwater uitgewerkt.

5. Specifieke blootstellingsscenario’s voor het (diepe) grondwater zijn niet expliciet uitgewerkt. Uit een steekproefsgewijze beoordeling door de Europese Commissie blijkt ook dat deze gegevens door de industrie niet worden overlegd.


6. Het naar maaiveld terugstromende water bevat niet alleen industriële additieven, maar ook omzettingsproducten en uit de gesteentes vrijgemaakte stoffen als zouten, zware metalen, BTEX en gehalogeneerde koolwaterstoffen (hoofdstuk 5). Over de exacte samenstelling van dit afvalwater in de Nederlandse context is nog onvoldoende bekend.

Samenvattend kan gesteld worden dat de geconstateerde informatieachterstand momenteel leidt tot de conclusie dat risico’s van toegepaste stoffen die gebruikt worden bij het fracken voor de ondergrond en drinkwatervoorraden niet dan wel onvoldoende vooraf zijn geïnventariseerd en geëvalueerd via REACH. Potentiële effecten in de ondergrond zijn zeer moeilijk omkeerbaar. Bij een risicobeoordeling zouden nadrukkelijk ook ‘natuurlijke’ uit de schalies en steenkoollagen vrijkomende stoffen mee moeten worden genomen. De na het fracken terugstromende vloeistof verdienen zorgvuldige behandeling. Gezien de volumes is goed toezicht op de afhandeling van de afvalwaterstroom van belang.


Inhoud

Samenvatting 1

Inhoud 3

1 Inleiding 5

2 Algemene introductie REACH 7 2.1 Achtergrond 7 2.2 REACH in een notedop 7 2.3 De gefaseerde uitvoering van REACH 8

3 Gebruik van chemicaliën bij hydraulic fracturing 9 3.1 Hydraulic fracturing en chemicaliën gebruik 9 3.2 Controle fracking fluid additieven op REACH registratie 13

4 Doorwerking REACH regelgeving naar bescherming van grondwater voor drinkwatervoorziening bij schaliegas en steenkoolgaswinning 15

4.1 Downstream gebruikers 15 4.2 Blootstellingscenario’s 15 4.3 Risicobeoordeling 16 4.4 Internationale ontwikkelingen met betrekking tot schaliegaswinning bij de OECD 16

5 Invloed van de geochemie van kool en schalie lagen op de kwaliteit van naar maaiveld terugstromend water 19

5.1 Achtergrond 19 5.2 Geochemie mariene schalies en steenkoollagen 19 5.3 Mobilisatie van stoffen uit schalie- en steenkoollagen 21 5.4 Kwantiteit van de afvalwater stroom 23 5.5 Conclusies kwaliteit terugstromend water 23

6 Conclusies 25 6.1 Conclusies 25

7 Literatuur 27

I Fracking fluid additives USA 29

II Fracking vloeistof additieven Nederland 49

III Samenstelling flowbackwater US 55


1 Inleiding

Aanleiding en doel De winning van schalie- en steenkoolgas staat sterk in de belangstelling. Bij het zogenaamde hydraulic fracturing (kortweg fracken) worden stoffen in de bodem gebracht om ondergrondse gesteentelagen te breken en daarbij ingesloten gas vrij te maken voor winning (zie bijvoorbeeld Cirkel & Leunk, 2012). Er zijn zorgen over de risico’s voor de drinkwatervoorziening in het geval stoffen terecht komen in aquifers die worden gebruikt voor onttrekken van grondwater voor de openbare drinkwatervoorziening. Naar aanleiding van Kamervragen heeft de Minister van EZ recentelijk een brief naar de Tweede Kamer gestuurd met een lijst met in het verleden (afgelopen 5 jaar) bij (conventioneel) fracken toegepaste stoffen. Doel van deze studie is een verkenning de mate waarin REACH regelgeving afdoende kader vormt voor het borgen van risico’s voor de drinkwatervoorziening bij onconventionele gaswinning. Opbouw van de rapportage In de rapportage wordt ingegaan op zowel de regelgeving rond REACH als het proces van hydraulic fracturing en de hierbij gebruikte chemicaliën. De in het rapport vermelde bevindingen ten aanzien van REACH regelgeving zijn afgestemd met Bureau REACH Nederland, een onderdeel van het RIVM. De rapportage is als volgt opgebouwd:

Een korte uiteenzetting over REACH en de gefaseerde uitvoering hiervan (hoofdstuk 2),

Het gebruik van chemicaliën bij de winning van hydraulic fracturing (hoofdstuk 3),

De doorwerking van de REACH regelgeving naar bescherming van grondwater voor drinkwatervoorziening bij schaliegas en steenkoolgaswinning inclusief internationale ontwikkelingen met betrekking tot schaliegaswinning bij de OECD. (hoofdstuk 4).

Een verbreding van de discussie naar mogelijke vanuit de ondergrond vrijkomende stoffen en

de risico’s van deze stoffen. (hoofdstuk 5)

De conclusies van deze korte verkenning zijn weergegeven hoofdstuk 6.

In de bijlage zijn gegevens bestanden opgenomen met bij hydraulic fracturing toegepaste chemicaliën en een lijst van in terugstromend water (flowback) aangetroffen verontreinigingen.


2 Algemene introductie REACH

2.1 Achtergrond REACH is een Europese verordening van de Europese Commissie en het Parlement (EG 1907/2006). REACH staat voor Registratie, Evaluatie, Autorisatie (verlening van vergunningen) en restrictie (beperking) van CHemische stoffen. De REACH Verordening heeft de volgende doelstellingen: (1) een hoog veiligheidsniveau waarborgen voor mens en milieu bij de productie en het gebruik van chemische stoffen en (2) het concurrentiepotentieel van de industrie in stand houden en/of verbeteren. Daarnaast is een afgeleide doelstelling van REACH het stimuleren van de ontwikkeling van alternatieve beoordelingsmethoden voor gevaren van stoffen. Dit om het uitvoeren van dierproeven zoveel mogelijk te beperken. Als verordening is REACH ook direct geldig voor elke lidstaat. REACH beschrijft waar bedrijven en overheden zich aan moeten houden op het gebied van omgaan met chemische stoffen. Afhankelijk van hun rol in de toeleveringsketen, aard en gebruik van de stoffen hebben bedrijven verplichtingen. Het totale REACH-pakket is erg omvangrijk en is gedetailleerd uitgewerkt in de REACH verordening. De Guidance voor de vijfde versie van de International Uniform Chemical Information Database (IUCLID 5) is circa 2000 pagina’s dik en de verdere ‘guidance’ voor het implementeren van de wet omvat circa 4000 pagina’s. In Nederland voert het Bureau REACH vele wettelijke taken van de REACH Verordening uit in opdracht van de ministeries van I&M en SZW. Daarbij worden door Bureau REACH deskundigen ingeschakeld van RIVM en/of derde organisaties die het Bureau voorzien van wetenschappelijk onderbouwde adviezen. Afstemming vindt plaats met de betrokken ministeries van I&M, VWS, SZW en EL&I.

2.2 REACH in een notedop In onderstaande 10 punten is de REACH regelgeving kort samengevat:

1. Alle stoffen vallen onder deze verordening, tenzij zij uitdrukkelijk worden uitgesloten (zoals stoffen die reeds gereguleerd zijn via andere kaders, bijvoorbeeld pesticiden of geneesmiddelen).

2. Registratie is gericht op fabrikanten en importeurs van chemische producten. Zij dienen relevante informatie te verkrijgen over hun stoffen zodat deze veilig kunnen worden gebruikt.

3. Om het testen op gewervelde dieren te verminderen, is het onderling uitwisselen van informatie over dierproeven verplicht. Voor andere testen is gegevensuitwisseling verplicht als daarom wordt verzocht.

4. Informatie over gevaren en risico’s van stoffen wordt binnen de toeleveringsketen uitgewisseld, zowel naar boven als naar beneden. Dit stelt de actoren in de toeleveringsketen in staat de stoffen veilig te beheren.

5. De downstream gebruikers worden in het systeem betrokken.

6. De evaluatie wordt ondernomen door het Agentschap voor Chemische Stoffen (ECHA) (zie ook punt 9). Dit betreft zowel het evalueren van de testvoorstellen gedaan door de industrie als de naleving van de registratievereisten. Het Agentschap coördineert ook de stoffenevaluatie door de autoriteiten voor potentieel gevaarlijke stoffen. Deze beoordeling kan later worden gebruikt om voorstellen voor beperkingen of autorisaties voor te bereiden.

7. Zeer gevaarlijke (zorgwekkende) stoffen zullen van een vergunning afhankelijk worden gemaakt (autorisatie); het Agentschap zal hiertoe een lijst publiceren van potentieel zeer zorgwekkende stoffen. De fabrikanten, importeurs en downstreamgebruikers die een


autorisatieaanvraag doen, moeten aantonen dat de risico's verbonden aan het gebruik voldoende worden gecontroleerd of dat de sociaaleconomische voordelen van gebruik belangrijker zijn dan de risico's. De aanvragers moeten ook analyseren of er veiligere geschikte alternatieven zijn. Als deze er zijn, moeten zij substitutieplannen voorbereiden. De Commissie kan de vergunning wijzigen of intrekken als de geschikte substituten beschikbaar komen.

8. Beperkingen leiden er toe dat de vervaardiging, het op de markt brengen of gebruik van een stof, gebonden wordt aan voorwaarden dan wel wordt verboden. De beperkingen zijn een vangnet om risico's te beheren voor stoffen die mogelijk niet adequaat worden gereguleerd.

9. Het Europese Agentschap voor chemische stoffen (ECHA) zal de technische, wetenschappelijke en administratieve aspecten van REACH op Communautair niveau beheren.

10. Een inventaris van indelingen en etiketteringen van gevaarlijke stoffen met als doel de harmonisatie van de classificatie van stoffen te bevorderen.

2.3 De gefaseerde uitvoering van REACH REACH richt zich eerst op de registratie van alle “high production volume chemicals” (HPVCs; stoffen met een productie- of importvolume van >1000 ton/jaar) en later op stoffen met lagere productievolumina (Figuur 1).

Een groot aantal stoffen valt niet of slechts gedeeltelijk onder de regeling (bijvoorbeeld actieve stoffen in gewasbeschermingsmiddelen en biociden). Gedetailleerde uitleg over de REACH wetgeving is o.a. te vinden op de website van het RIVM en diverse publicaties (o.a. Van Leeuwen et al., 2007 en Van Leeuwen, 2009).

Figuur 1 De gefaseerde registratie van stoffen in REACH. Gestart is met HPVCs (>1000 ton per jaar), waarna voor 31 mei 2013 de stoffen met een volume tussen 100 en 1000 ton per jaar) en in 2018 de lage volume chemicaliën geregistreerd moeten worden (Bron: Van Leeuwen et al., 2007).


3 Gebruik van chemicaliën bij hydraulic fracturing

3.1 Hydraulic fracturing en chemicaliën gebruik Hydraulische stimulatie (Hydraulic fracturing) Door de opbouw in gecompacteerde dunne laagjes hebben schalies een lage horizontale permeabiliteit en een extreem lage verticale permeabiliteit. De typische permeabiliteit van schalies ligt in de orde van 0.01 tot 0.00001 millidarcy’s. Ter vergelijking: een typisch reservoirgesteente heeft een permeabiliteit tussen 5 en 500 millidarcy’s. De lage permeabiliteit is lang de belangrijkste limiterende factor geweest voor het rendabel winnen van gas uit deze formaties. Om de toestroom naar de put te verbeteren zijn sinds het begin van de jaren 50 hydraulische stimuleringstechnieken ontwikkeld en verbetert. Het toepassen van hydraulic fracturing maakt het mogelijk om ook uit schalies op commerciële schaal gas te winnen. Overigens worden hydraulische (en chemische) stimuleringstechnieken ook toegepast bij kalken zandsteen reservoir gesteentes (conventionele winning van olie, gas en thermaal water) als de permeabiliteit te laag is. De gaswinning bij Waalwijk is een voorbeeld waar hydraulic fracturing is toegepast in een conventionele setting. Bij hydraulic fracturing wordt onder hoge druk een vloeistof het gesteente ingepompt. Hierdoor breekt het gesteente en ontstaan scheuren. Afhankelijk van het aantal ontstane scheuren kan de permeabiliteit van het gesteente aanzienlijk verbeteren. In Figuur 2 is de werking van hydraulic fracturing in drie stappen weergegeven.

Er wordt onderscheid gemaakt tussen twee typen hydraulic fracturing (Willemsen et al., 2011): conventioneel en waterfracken. Bij conventioneel fracken wordt gebruik gemaakt van een viskeuze vloeistof, bijvoorbeeld een polymeergel. Bij het goedkopere waterfracken worden grote hoeveelheden water als vloeistof gebruikt. Conventioneel fracken wordt voornamelijk toegepast in gesteentes met een redelijke initiële doorlatendheid (10-50 millidarcy). Door de viscositeit van de vloeistof kan voldoende druk worden opgebouwd om scheuren te openen. Waterfracken wordt vooral toegepast in gesteentes

Figuur 2 Principe schets hydraulic fracturing (bron: The Texas tribune)


met een zeer lage doorlatendheid, zoals schalies. Waterfracken werkt goed in schalies omdat de vloeistof door de lage viscositeit vanuit de hydraulisch ontstane scheuren kan doordringen in de vele natuurlijke scheurtjes in de schalie. Door het indringen van de fracturing vloeistof neemt de druk ook in de microscheurtjes toe waardoor deze verder openen (Zoback et al. 2010). Afhankelijk van de locatie zullen de toegepaste middelen en hoeveelheden verschillen. Met name de toegepaste hoeveelheid zuur blijkt sterk te verschillen. Bij conventioneel fracken loopt de druk op de casing op tot 100 tot 250 bar. Bij het waterfracken in een horizontale put kan de druk op de casing oplopen tot boven de 700 bar. Voor waterfracken zijn grote hoeveelheden water nodig. Het benodigde volume varieert van circa 4500 m3 voor een verticale put tot wel 11000 m3 voor een horizontale put (SGEIS, 2009). Na het breken van het gesteente worden zand of keramische korrels (proppants) in de ontstane scheuren gepompt. Dit zorgt ervoor dat de scheuren open blijven voor stroming van gas, water of olie. Chemische stimulatie Een andere manier om de doorlatendheid van gesteentes te verhogen is chemische stimulatie (Willemsen et al., 2011; Al Anzi, 2003). Chemische stimulatie wordt in de olie en gas industrie al vele jaren toegepast. Het principe van chemische stimulatie berust op het oplossen van bepaalde in het gesteente aanwezige mineralen. In de praktijk gaat het hierbij voornamelijk om silica en carbonaten. Bij al redelijk doorlatende gesteentes wordt onder iets hogere druk dan die in de formatie heerst, vloeistof in het reservoir gepompt. Hierdoor ontstaan rond de put scheurtjes in het gesteente. Door vervolgens een zuur in de ontstane scheurtjes te pompen lossen delen van het gesteente op. Door de heterogeniteit van de gesteentes lossen bepaalde delen sneller op dan andere. Hierdoor blijven de ontstane ruimtes bij het terugpompen van het zuur open staan. Bij zeer slecht doorlatende gesteentes worden hydraulische en chemische stimulatie soms gecombineerd. De meest gebruikte zuren zijn: zoutzuur (HCl) voor het oplossen van carbonaten en waterstoffluoride (HF) voor het oplossen van silicaten. Naast zuren worden ook complexvormers toegepast. Het gaat hierbij om complexvormers van de EDTA familie (EDTA, HETA, NTA, HEIDA). In vloeistoffen worden maximaal enkele tientallen procenten zoutzuur en enkele procenten waterstoffluoride toegevoegd. Bij lage zuurconcentraties (> 63% water) is het noodzakelijk om tegen corrosie beschermende stoffen toe te voegen. Bij zuurbehandelingen is ijzercontrole altijd noodzakelijk om neerslagen van ijzer te voorkomen (Portier et al., 2007).

Additief Voorbeelden

Acid HCl; HF Biocide Glutaraldehyde; 2-Bromo-2-nitro-1,2-propanediol; CMI / MI mix

Clay stabiliser Tetramethyl ammonium chloride Breaker Peroxidisulfaat

Corrosion inhibitor N,n-dimethyl formamide; methanol Crosslinker Kaliumhydroxide

Friction reducer Petroleum distilaat; polyacrylamide; Gel Guar gum / hydroxyethyl cellulose

Iron control 2-hydroxy-1,2,3-propanetricarboxylzuur (citroenzuur); thioglycolzuur Oxygen scavenger Ammonium bisulfiet

Proppant Silica, kwarts zand, keramische korrels Scale inhibitor Ethylene glycol; ammonium chloride; polyacrylaat

Surfactant 2-butoxyethanol; Methanol; isopropanol

Tabel 1 Veel toegepaste toevoegingen aan hydraulic fracturing vloeistoffen (SGEIS, 2009; Arthur et al. 2008; Al Anzi et al., 2003; Portier et al, 2007; www.slb.com)


Samenstelling fracturing vloeistoffen De samenstelling van fracturing vloeistoffen kan sterk verschillen, zowel qua aantallen additieven als qua concentraties. Een volledige beschrijving van frack technieken ligt buiten de scope van deze studie. In Figuur 4 tot en met Figuur 5 zijn als voorbeeld een aantal verschillende samenstellingen weergegeven. Het gaat hierbij om een in de Amerikaanse Fayetville shale toegepaste vloeistof en twee in Neder Saksen (Duitsland) toegepaste vloeistoffen. Deze twee in Duitsland toegepaste vloeistoffen zijn mogelijk representatiever voor de Nederlandse situatie. De in Figuur 5 weergegeven samenstelling is een voorbeeld van een zogenaamde hybrid frack, in dit geval een mengsel van stikstof, water en proppant en additieven. Door de toevoeging van stikstof kan de hoeveelheid water en terugstromend afvalwater worden verminderd. In Tabel 2 is een overzicht weergegeven van in Duitsland veel toegepaste additieven. Overzichten van in de Verenigde Staten en Nederland (gebaseerd op de lijst gepubliceerd door EL&I) toegepaste additieven is opgenomen in de bijlage I & II. In Bijlage I is tevens een lijst opgenomen met stoffen die in de VS worden gezien als een Hazardous Air Polutant (HAP), Carcinogeen of zijn gereguleerd onder de Safe Drinking Water Act (SDWA). In diverse studies (o.a. door de EPA) wordt onderzoek gedaan naar de volledigheid van deze informatie. In algemene zin geldt dat, hoewel het percentage potentieel gevaarlijke stoffen in fracturing vloeistof weliswaar klein is, het gezien de grote volumina toch om aanzienlijke vrachten gaat. Een opvallend veel gebruikte stof (in zowel VS, Duitsland als Nederland) is 2-Butoxyethanol. Deze stof wordt toegepast als surfactant of foaming agent. Volgens US-EPA (US EPA, 2010) kan blootstelling aan 2-butoxyethanol leiden tot schade aan rode bloed cellen, nieren, zenuwstelsel en lever. 2-butoxyethanol wordt in de VS in grote hoeveelheden toegepast bij fracken (US House of Representatives, 2011). Ook in Nederland (Andel 06) is de stof in relatief hoge concentraties (7.2 g/l) toegepast. Het eveneens veel toegepaste diesel, wordt door US-EPA (US EPA, 2004) gezien als de grootste bedreiging voor drinkwatervoorziening. Inmiddels hebben een aantal grote bedrijven in de sector (Halliburton, BJ Services, Schlumberger) aangegeven geen diesel meer toe te passen.

Biocide, 0.001%

Clay stabilizer, 0.05%

Corrosion inhibitor, 0.001%

Crosslinker, 0.01%

Friction reducer, 0.08%

Gelling agent, 0.05%

Iron control, 0.004%

Scale inhibitor, 0.04%

Surfactant, 0.08%

pH adjusting agent 0.01%

w ater, 90.6%

proppant, 8.96%

other, 0.446%

acid, 0.11%

breaker, 0.01%

Figuur 3 Voorbeeld fracturing vloeistof samenstelling (12 additieven), op gewichtsbasis uit Fayetville shale (URS Corporation. 2011)


Clay control, 0.083%

Friction reducre, 0.069%

Biocide, 0.0036%

Other, 0.156%

Water, 95.2%

Proppant, 4.62%

pH buffer, 0.0146%

Other, 0.486%

Proppant, 16.96%

Nitrogen, 33.25%

Water, 49.3%

Gelling agent, 0.177%

Clay control, 0.273%

Foaming agent, 0.0179%

Gel breaker, 0.0028%

Figuur 4 Voorbeeld fracturing vloeistof (3 additieven), op gewichtsbasis. Slickwater frack uitgevoerd bij Damme 3 Tonstein Duitsland (Meiners et al., 2012)

Figuur 5 Voorbeeld fracturing vloeistof met stikstof (5 additieven), op gewichtsbasis. CBM hybrid frack uitgevoerd bij Natarp Duitsland (Meiners et al., 2012)


Additief Werkzame stof CAS Aantal applicaties

proppant Quarzsand 14808-60-7 11 Ceramic material, Bauxite 66402-68-4 6

biocide CMI / MI mix (Kathon®) 55965-84-9 14 gelling agent Guar gum 9000-30-0 7 gel stablizer sodium thiosulfate, pentahydrate 10102-17-7 23 gel breaker Diammoniumperoxodisulphate 7727-54-0 8 sodium bromaat 7789-38-0 12 corrosion prevention methanol 67-56-1 18 crosslinker Sodium tetraborate 1330-43-4 20 2,2‘,2‘‘-Nitriolotriethanol 102-71-6 12

friction reducer hydro treated distilates light fraction 64742-47-8

6

surfactant Ethoxylated alcohol linear 34398-01-1 13 2-butoxyethanol 111-76-2 21 Nonylphenolethoxylate 9016-45-9 7 clay control Potassium chloride 7447-40-7 22 Tetramethylammonium chloride 75-57-0 7

3.2 Controle fracking fluid additieven op REACH registratie De op de door de minister van EZ aangeleverde lijst aangegeven stoffen zijn gecontroleerd op REACH registratie (Bijlage II). In de lijst weergegeven stoffen zonder CAS nummer (19 stoffen) zijn hierbij buiten beschouwing gelaten. Uit de analyse blijkt dat van de 103 weergegeven stoffen er 44 geregistreerd zijn, 19 stoffen zijn tevens of enkel geregistreerd als tussenproduct. Voor deze in totaal 48 stoffen minimaal één registratie door ECHA verwerkt en de informatie publiek beschikbaar gemaakt. 34 stoffen zijn voorgeregistreerd. Van 2 stoffen is in deze studie geen registratie of voor registratie gevonden op basis van de vermelde CAS nummers of stofnaam. Het gaat hierbij om alkenes C>8 1-10% (98526-58-9) en aluminum silicate 60-74% (1304-76-7). In de lijst zijn alleen stoffen opgenomen die de afgelopen 5 jaar zijn gebruikt. De lijst is dus niet volledig. Ondermeer stoffen als diesel en Kathon® (1:3 CMI/MI mengsel) die in het verleden zijn toegepast bij Andel en Waalwijk, ontbreken hierdoor in het door de minister overlegde overzicht. Deze stoffen zijn aan het overzicht toegevoegd en blijken geregistreerd of voorgeregistreerd. Ook uit recent Duits onderzoek (Meiners et al., 2012) blijkt dat ook de in Duitsland toegepaste stoffen grotendeels zijn geregistreerd of voorgeregistreerd. In bovenstaande analyse is niet onderzocht voor welke toepassing en gebruikers de stoffen geregistreerd zijn binnen REACH. Binnen de registratie moet aangegeven worden hoe en door welke gebruikers een bepaalde stof toegepast wordt. Als het specifieke gebruik (bijvoorbeeld hydraulic fracturing) ontbreekt in de registratie, dan mag de stof daarvoor niet worden toegepast. Meer informatie over de doorwerking van de REACH regelgeving is opgenomen in het volgende hoofdstuk.

Tabel 2 Voorbeelden van in Duitsland veel toegepaste fracking fluid additieven (Meiners et al., 2012)


4 Doorwerking REACH regelgeving naar bescherming van grondwater voor drinkwatervoorziening bij schaliegas en steenkoolgaswinning

4.1 Downstream gebruikers De regelgeving voor een fracking operator als “downstream gebruiker” is niet onaanzienlijk. Alvorens hier op in te gaan worden eerst een aantal begrippen geïntroduceerd. Volgens de REACH Verordening is een downstream gebruiker elke in de Gemeenschap gevestigde natuurlijke persoon of rechtspersoon, niet zijnde een fabrikant of importeur, die een stof als zodanig of in een preparaat gebruikt bij industriële activiteiten of beroepsactiviteiten. In REACH wordt gebruik als volgt gedefinieerd: elke vorm van verwerken, formuleren, consumptie, opslag, bewaren, behandelen, vullen van containers, overbrengen van de ene container naar een andere container, mengen, fabricage van een voorwerp of elke andere vorm van gebruik. In de praktijk zijn binnen de rol van downstream gebruikers nog de volgende subrollen te onderscheiden. – Formuleerders: bedrijven die stoffen of preparaten verwerken in andere preparaten, bijvoorbeeld producenten van verf, vernis, was- en reinigingsmiddelen, lijm, brandblusmiddelen/brandvertragers en cosmetische producten. – Professionele gebruikers: bedrijven in de dienstverlening zoals reinigingsbedrijven, schildersbedrijven, stoffeerderrijen, vleeswarenindustrie, verpleeg- en ziekhuizen en wegenbouwbedrijven. – Industriële gebruikers: gebruikers van chemische stoffen en preparaten in de industrie zoals de houtindustrie, autofabricage, beeldscherm/elektronicaproductie en de land- en tuinbouwsector.

4.2 Blootstellingscenario’s Onderdeel van de REACH Verordening is o.a. het verschaffen van blootstellingscenario’s. Een blootstellingscenario is de reeks voorwaarden, met inbegrip van operationele voorwaarden en risicobeheersmaatregelen, waarin wordt beschreven hoe de stof wordt vervaardigd of gedurende de levenscyclus wordt gebruikt en hoe de fabrikant of importeur de blootstelling van mens en milieu beheerst of downstream gebruikers aanbeveelt deze te beheersen. Deze blootstellingscenario’s kunnen, naargelang het geval, één specifiek proces of gebruik, dan wel meerdere processen of gebruiken betreffen. Als de stoffen voldoen aan de criteria voor de classificatie van gevaarlijke stoffen of als de stoffen voldoen aan de criteria voor PBT of vPvB (stoffen, die persistent, bioaccumulerend en toxisch zijn, dan wel zeer persistent en sterk bioaccumulerend), dan moet een blootstellingsbeoordeling, inclusief een of meerdere blootstellingscenario’s en risicokarakterisering worden uitgevoerd. Dat is een niet onaanzienlijke hoeveelheid werk en van te voren ligt niet vast wie dit in een toeleveringsketen gaat doen. Dat vergt overleg en dit wordt in de volgende paragraaf toegelicht.


4.3 Risicobeoordeling Bij de veiligheidsbeoordeling moet rekening worden gehouden met de daadwerkelijke productieomstandigheden, het gebruik, de gehanteerde risicobeperkende maatregelen, de mogelijke blootstelling en de toxicologische effecten. Vaak gebruikt echter niet alleen de producent of importeur de stof, maar ook zijn afnemers, de zogenaamde downstream gebruikers. REACH biedt de keuze aan de downstream gebruiker. Hij kan zijn leverancier over zijn gebruik inlichten en hem de nodige elementen voor de risicobeoordeling verstrekken. Wanneer de leverancier de risicobeoordeling doet, moeten de resultaten, vooral de te nemen voorzorgsmaatregelen, natuurlijk aan de downstream gebruiker medegedeeld worden. REACH kiest als voornaamste informatiekanaal de al bekende veiligheidsinformatiebladen (de safety data sheets), die sinds 1 juni 2007 moeten worden verstrekt voor PBT’s en vPvB’s en stoffen die op de kandidaatslijst van zeer zorgwekkende stoffen zijn opgenomen.

4.4 Internationale ontwikkelingen met betrekking tot schaliegaswinning bij de OECD

Voor deze paragraaf is gebruik gemaakt van het persoonlijk verslag van de OECD bijeenkomst van Dick Sijm (hoofd van het bureau REACH van het RIVM).

Recentelijk heeft de OECD (Organization for Economic Co-operation and Development) een bijeenkomst georganiseerd rondom het gebruik van stoffen bij fracking in Parijs (OECD ENV/JM (2012/19) en OECD ENV/JM/RD (2012/4). Uit dit overleg bleek dat in de VS op grote schaal fracking plaats vindt. Over de effecten werd bericht vanuit Australië: Vooral van belang zijn de conclusies van de Europese commissie ten aanzien van REACH en schaliegaswinning.

Vanuit Australië: In Australië zorgt onconventionele gaswinning voor grote protesten vanwege de impact. Per frac wordt er 18.500 kg chemicaliën gebruikt (0.5-2% in waterige oplossing, per keer zo’n 800.000 liter). Veel stoffen hebben een veiligheidsinformatieblad met bekende acute en chronische toxiciteit, maar in het algemeen ontbreken veel gevaareigenschappen (ca 30% onbekend). PFOS (perfluor octaan sulfonaat) en SCCP (Short-Chain Chlorinated Paraffins) zijn bekende POPs (Persistent Organic Pollutants), maar worden nog steeds gebruikt bij Australische schaliegaswinning. Andere stoffen zijn bekende carcinogenen, BTEX (acronym dat staat voor benzeen, tolueen, ethylbenzeen en xylenen), sensitisers of hormoonverstoorders. In verschillende locaties in Australië blijkt het grondwater aangetast door chemicaliën uit schaliegaswinning. Bij schaliegaswinning komt er veel water vrij (3000-4500 liter per dag), bij LTO (light tight oil) zelfs tot 800.000 liter per dag. In dat water zitten de chemicaliën, maar ook verontreinigingen (ook radioactieve) uit de grond. Om het water te zuiveren wordt onder andere reverse osmose gebruikt (erg energie-intensief), maar 100% zuivering lijkt niet mogelijk en er worden cumulatief duizenden tonnen chemicaliën geëmitteerd. Boorspoeling is een andere vorm van vervuiling, veel van dit afval wordt in Australië over land verspreid en er zijn verschillende nadelige effecten op vee waargenomen. Wat betreft luchtvervuiling, geeft affakkelen veel vervuiling evenals ventilatie. Er zijn verschillende studies over nadelige effecten op mensen, die dicht bij de winning wonen. Vanuit de industrie: Vanuit de industrie werd in ditzelfde overleg aangegeven dat schaliegaswinning voor wat betreft aantasting van het landgebruik kan worden vergeleken met dat door windmolens. Exploratie duurt 3-5 jaar, voorbereiding 12-18 maanden, constructie 2-3 maanden, fracturing 3-5 dagen, waarna productie zo’n 30 jaar kan doorgaan. Moderne technieken (o.a. horizontale boringen) maken het mogelijk veel minder boringen te doen dan voorheen. Door de boring tot aan de oppervlakte te voorzien van deugdelijke casings en cementeringen, wordt besmetting van (grond)water voorkomen. Aan watermanagement worden hoge eisen gesteld en gesloten systemen worden meer en meer gebruikt. Bedrijven houden zich aan de wet en voorkomen emissies gedurende transport en gebruik van de chemicaliën en aardbevingen kunnen onder controle worden gehouden. De meeste stoffen zijn gewone


huishoudelijke chemische stoffen. Intellectueel eigendom moet wel worden beschermd en openbaarheid van gegevens is dus geen hoge prioriteit. Effecten op mens zijn opnieuw geëvalueerd en geconcludeerd dat er geen statistisch bewijs is. Het American Petroleum Institute heeft vele openbare literatuur geschreven over schaliegaswinning. Tenslotte: schaliegaswinning biedt aan 200.000 mensen werk in de USA. Vanuit de Europese Commissie: Tijdens het OECD overleg werd ook een presentatie verzorgd door de Europese Commissie. Dit is relevant voor de verdere zienswijze op schaliegas en grondwater. Het blijkt dat vele verschillende stoffen worden gebruikt bij schaliegaswinning (Figuur 6). Ook werd duidelijk dat geen specifieke beschermingsdoelen zijn geformuleerd voor dieptes van meerdere kilometers. Aantasting van grondwater kan optreden als de constructie van de boorputten niet goed is. De OECD Emission Scenario Document over Oil Well Production lijkt daarom verder geactualiseerd te moeten worden. Onderzoek van 780 REACH registratiedossiers op 16 bekende fracking stoffen geeft aan dat geen enkel dossier benoemt of er van schaliegaswinning sprake is. De conclusie van de Europese Commissie is dan ook dat de industrie momenteel onvoldoende vorm geeft aan zelfregulering en er een grote informatieachterstand bestaat.

Figuur 6 Overzicht van stoffengroepen gebruikt bij fracking (Bron: Bjorn Hansen, Europese Commissie. Voordracht bij de Focus Session OECD November 2012).


5 Invloed van de geochemie van kool en schalie lagen op de kwaliteit van naar maaiveld terugstromend water

5.1 Achtergrond In de discussie over schalie- en steenkoolgaswinning is de aandacht vooralsnog vooral uitgegaan naar toepassing en risico’s van industriële chemicaliën in frack vloeistoffen. De geochemie van (bitumenrijke) schalies en koollagen geeft echter aanleiding tot zorg over de van nature aanwezige (toxische) stoffen die in deze lagen voorkomen. Het gaat hierbij bijvoorbeeld om zouten, zware metalen, BTEX (benzeen, tolueen, ethyl benzeen en xyleen) en verschillende trihalomethanen en -ethanen. Over de aanwezigheid en vooral de mate waarin deze stoffen uitlogen in de frackvloeistof en vervolgens terugstromen naar maaiveld is zeer veel onduidelijk. Het uiteindelijk terug naar maaiveld stromende (flowback) water (ca 10-35 % van het geïnjecteerde volume frackvloeistof) bestaat dus uit een mix van resten additieven, afbraak en omzettingsproducten van deze stoffen en uit de formatie gemobiliseerde stoffen (Figuur 7).

5.2 Geochemie mariene schalies en steenkoollagen In Nederland vormen de mariene schalies (in het bijzonder de Geverik member binnen de Epen formatie) en koollagen (o.a. Maurits formatie) van de Limburg groep en de mariene schalies van de Altena groep (Sleen formatie, Aalburg formatie en Posidonia schalie formatie) het belangrijkste potentieel voor winning van onconventioneel gas (Zijp & van Bergen, 2012) (Figuur 8, 9). De genoemde schalielagen kenmerken zich door hoge gehaltes organische koolstof (kerogeen, bitumen) en afzetting onder zeer gereduceerde omstandigheden wat ondermeer blijkt uit hoge pyriet gehaltes. Juist onder deze omstandigheden zijn zware metalen vrijwel immobiel en kunnen hierdoor accumuleren in het sediment. In Tabel 3 is een indicatief overzicht gegeven gehaltes zware metalen in schalielagen.

Figuur 7 Chemische interactie tussen frack vloeistof en gesteente. (Gebaseerd op Meiners et al. 2012)


Marcellus shale1 Ohio shale2 Posidonia shale (Altena groep)3

Geverik shale (Epen formatie)4

US US D/NL NL mg/kg mg/kg mg/kg mg/kg U 10 - 50 50.4 14 3.8 – 13.6 Cr 70 – 100 70 85 Zn <50 - 2290 60 127 79.8 – 190.1 Ba * 440 192 Mo 160 66 1.3 – 63.0 V 200 282 149.6 – 238.3 Cu 67 40 42.1 – 183.6 Ni 100 103 74.7 – 103.6 Pb 30 11 18.0 – 61.8 Cd 2 1US-EPA, 2011, 2Zimmerle, 1995, Jochum et al., 1995 3 Kombrink et al., 2008 4, *contaminated with drilling mud

Figuur 8 Geologisch profiel zuidwestelijk deel Roerdalslenk. Opvallend is de sterkere verbreuking van de Mesocoische afzettingen in vergelijking met de Noordzee groep. De dikte van de Posidonia schalie is sterk overdreven. (naar NITG-TNO, 2001). Naast de figuur zijn potentiële windieptes weergegeven van verschillende gebruiksfuncties.

Tabel 3 Zware metalen in bitumeuze schalielagen

A

A’


5.3 Mobilisatie van stoffen uit schalie- en steenkoollagen Over de mate waarin het doorboren en fracken van schalie- en steenkoollagen leidt tot mobilisering van o.a. zware metalen is weinig bekend. In Nederland zijn voor zover bekend nog geen proefboringen uitgevoerd waarbij de kwaliteit van het flowback water (na het fracken terugstromende water) is geanalyseerd. Vanuit Duitsland (Neder Saksen) is wel zeer beperkte informatie beschikbaar. Het gaat hierbij om schaliegasbron ‘Damme 3’ en koolbedmethaan bron ‘Cappeln’. Uit deze metingen blijkt allereerst een zeer hoog zout gehalte (ca. 3 keer zeewater). Het extreem hoge ijzer gehalte (gemiddeld 370 mg/l bij ‘Cappeln’) duidt op diep anoxisch water. Uit deze metingen blijkt tevens een hoog gehalte (milligrammen per liter) lood, chroom, nikkel en zink in het flowbackwater. Meer informatie over de samenstelling van flowbackwater is beschikbaar uit de VS. In bijlage III is een lijst opgenomen met indicatieve gehaltes in terugstromend water na hydraulic fracturing afkomstig van de New York State, department of environmental conservation. Uiteraard zijn de Amerikaanse schalies anders dan de in Nederland voorkomende Posidonia en Geverik schalies, maar toch zijn er voldoende

Figuur 9 Voorkomen van Nederlandse schaliegasformaties: de Posidonia schalie (blauw) en het Geverik laagpakket van de Epen Formatie (Zijp & van Bergen, 2012)


overeenkomsten om een beeld te vormen van de potentiële kwaliteit van terugstromend water in de Nederlandse context. Uit de Amerikaanse lijst blijkt een vergelijkbare zoutconcentratie en redoxstatus als bij de Duitse metingen. De pH blijkt in deze database zeer variabel (1 - 8), wat waarschijnlijk te maken heeft met de mate van zuurdosering aan de fracturing vloeistof. Het water bevat hoge tot zeer hoge gehaltes BTEX (benzeen, tolueen, ethyl benzeen en xyleen) en verschillende trihalomethanen en -ethanen. Het gehalte benzeen (mediaan waarde) overschrijdt bijvoorbeeld 48 keer de norm voor een goede chemische toestand van oppervlaktewaterlichamen. Opvallend zijn verder de hoge gehaltes halogenen fluoride en bromide, met mediaanconcentraties van respectievelijk 393 en 616 mg/l. Bromide kan bij ozonering het kankerverwekkende bromaat vormen. Ook zware metalen (chroom, molybdeen, kobalt, barium, zilver en arseen) komen in hoge concentraties in de vloeistof voor. De hoogste BTEX concentraties zijn gemeten in putten waarbij een petroleum distillaat friction reducer is gebruikt. BTEX komen echter ook van nature in de schalies voor. Van de BTEX is benzeen het best oplosbaar in water en is bij lage concentraties al te proeven (vanaf circa 0.5 μg/l). Eén liter gelekt flowbackwater met een benzeen concentratie van 479,5 μg/l (mediaanwaarde bijlage III) kan dus 1000 liter grondwater tot smaakniveau vervuilen. De samenstelling van het terugstromende water verandert met de tijd. Uit tijdreeksen gemeten in de VS blijkt dat gehaltes TDS (Total Dissolved Solids), chloride en barium toenemen en sulfaatgehaltes afnemen. Tegelijkertijd neemt de concentratie (zware) metalen en radioactiviteit toe. De kwaliteitsverandering wordt veroorzaakt door de mate van contact met het gesteente. Hoe langer (en intensiever) het contact hoe hoger de concentraties. Eventueel meekomende natuurlijke brijnen zullen dan ook hogere concentraties van bovenstaande stoffen bevatten. Het in schalies veel voorkomende uranium (zie Tabel 3) is niet gemeten in het terugstromende water van de Marcellus shale. Onder reducerende omstandigheden is uranium immobiel. Onder oxiderende omstandigheden wordt uranium echter zeer mobiel (Schuiling et al., 1994). Hoewel nog veel onduidelijk is over mobilisatie van uranium door hydraulic fracturing, blijkt uit proeven van de Universiteit van Buffalo op boorkernen dat de gebruikte vloeistoffen mogelijk zware metalen (o.a. uranium, chroom en zink) kunnen mobiliseren uit schalies (Tabel 4)

H2O2 HCl (3, 1.5 M) max % max % U 35 25 Cr 30 20 Zn 80 60

Uranium is licht radioactief, maar vooral zeer toxisch; de WHO richtwaarde voor drinkwater bedraagt 30 μg/l op basis van de toxiciteit. Het vervalproduct radium 226 is wel bij een aantal projecten van de Marcellus shale gemeten. Net als bij de andere genoemde parameters zijn de getallen van verschillende bronnen en is de kwaliteit van de gepresenteerde parameters niet goed bekend. De getallen moeten dan ook als indicatief worden beschouwd. Ook ontbreken vooralsnog goede toetsingskaders. Als de getallen voor radium 226 (0.095 – 1.22 Bq/l, n=3) worden vergeleken met bijvoorbeeld de maximale concentratie gemeten in de Rijn bij Lobith over 2010 blijkt het om duidelijk hoge waardes te gaan. Het maximale gehalte Radium-226 gemeten in flowback water uit de Marcellus shale is bijvoorbeeld ruim 200 keer hoger dan gemeten in de Rijn. Of dergelijke waardes daadwerkelijk onder Nederlandse omstandigheden kunnen voorkomen is echter onduidelijk. Of ze daarnaast daadwerkelijk een risico vormen voor de mens hangt uiteraard af van de mate van blootstelling en dus van de wijze waarop het flowback water wordt opgevangen en behandeld, en dient nader te worden onderzocht.

Tabel 4 Indicatieve uitloging zware metalen uit Marcellus shale (Bank, 2011)


5.4 Kwantiteit van de afvalwater stroom In een recente studie is het waterverbruik van schaliegasproductie onderzocht voor de staat Texas (Nicot & Scanlon, 2012). Texas is op dit moment de belangrijkste producent van schaliegas in de VS. In Tabel 5 is een overzicht gegeven van het waterverbruik in de drie belangrijkste formaties in Texas. Zoals uit de tabel blijkt, worden bij hydraulic fracturing grote hoeveelheden water verbruikt. Door toevoeging van additieven, maar vooral door contact met het gesteente, raakt dit water sterk verontreinigd. Uitgaande van een terugstroom naar maaiveld van ca 10-35 % van het geïnjecteerde volume frackvloeistof, gaat het hierbij om duizenden kubieke meters te verwerken verontreinigd afvalwater per horizontale bron. Hergebruik van flowbackwater, on site, is gezien de hoge zoutgehaltes duur en technisch uitdagend en daarmee mogelijk economisch onaantrekkelijk. Afvoer van dit water naar een verwerker of per pijpleiding naar een injectiebron (e.g. NAM leiding van Schoonebeek naar Twente) zijn alternatieven. De mogelijkheden en eventuele risico’s dienen nog nader te worden onderzocht.

Formatie Aantal bronnen Mediaan watergebruik per horizontale bron (m3)

Barnett 14900 10.600 TX-Haynesville 390 21.500 Eagle ford 1040 16.100

.

5.5 Conclusies kwaliteit terugstromend water Uit de literatuurstudie blijkt dat de kwaliteit van het flowback water sterk bepaald wordt door de geochemische eigenschappen van de gestimuleerde gesteentes. De interactie tussen gesteente en fracking vloeistof resulteert in sterke contaminatie met zware metalen, zouten en koolwaterstoffen. De na het fracken terugstromende vloeistof is mogelijk bedreigender dan de aan de vloeistof toegevoegde industriële additieven en moet met grote zorg worden behandeld. Gezien de volumes is goed toezicht op de afhandeling van de afvalwaterstroom van groot belang.

Tabel 5 Waterverbruik in Texaanse schalie formaties over de periode 2009-06/2011 (Nicot & Scanlon, 2012)


6 Conclusies

6.1 Conclusies In de brief van Minister Verhagen aan de Tweede Kamer van 8 juni 2012 inzake de stand van zaken winning van schaliegas (Overheidsidentificatienr 00000001003214369000) staat de volgende passage; “Zoals ook is aangegeven in het antwoord op eerdere vragen, is de samenstelling van de chemicaliën bedrijfsgeheim. De toezichthouder Staatstoezicht op de Mijnen (SodM) krijgt wel inzicht in zowel de kwantitatieve als de kwalitatieve samenstelling van de chemische additieven die gebruikt worden. Er kunnen alleen chemicaliën gebruikt worden als de nodige risico’s vooraf zijn geïnventariseerd en geëvalueerd. Dit is gedaan via de EU Verordening REACH (Registratie Evaluatie Autorisatie van CHemicaliën).”

Hierover kan op zijn minst worden opgemerkt dat dit antwoord onvolledig en voorbarig is. Immers:

1. De omvang van het gebruik van stoffen voor het fracken is aanzienlijk en risico’s zijn gerapporteerd (hoofdstuk 4)

2. Er worden vele categorieën van stoffen gebruikt voor het fracken (Figuur 6). Niet al deze stoffen vallen onder de REACH Verordening.

3. Daar waar het stoffen betreft die wel moeten worden geregistreerd onder REACH, geldt dat met de uitvoering van REACH net is gestart. Er wordt een gefaseerde uitvoering voorzien (Figuur 1). Daarom zijn van het overgrote deel van de genoemde stoffen nog geen gegevens overlegd door de industrie.

4. Zelfs voor die stoffen die aangemerkt worden als PBT, vPvB dan wel op een andere wijze als gevaarlijk worden geclassificeerd zijn geen adequate risicobeoordelingen voor het diepe grondwater uitgewerkt.

5. Specifieke blootstellingsscenario’s voor het (diepe) grondwater zijn niet expliciet uitgewerkt. Uit een steekproefsgewijze beoordeling door de Europese Commissie blijkt ook dat deze gegevens door de industrie niet worden overlegd. Het lijkt erop dat de industrie onvoldoende doet aan zelfregulering

6. Het naar maaiveld terugstromende water bevat niet alleen industriële additieven, maar ook omzettingsproducten en uit de gesteentes vrijgemaakte stoffen als zouten, zware metalen, BTEX en gehalogeneerde koolwaterstoffen (hoofdstuk 5). Over de exacte samenstelling van dit afvalwater in de Nederlandse context is nog onvoldoende bekend.

Samenvattend kan gesteld worden dat de geconstateerde informatieachterstand momenteel leidt tot de conclusie dat risico’s van stoffen die gebruikt worden bij het fracken voor de ondergrond en drinkwatervoorraden niet dan wel op zijn minst onvoldoende zijn beoordeeld op basis van de huidige REACH dossiers. Gelet op het gebruik van deze stoffen is dit zorgwekkend, ook omdat potentiële effecten in de ondergrond welhaast onomkeerbaar zijn. Daarnaast moeten bij een risicobeoordeling nadrukkelijk ook ‘natuurlijke’ uit de schalies en steenkoollagen vrijkomende stoffen mee worden genomen. De na het fracken terugstromende vloeistof is mogelijk bedreigender dan de aan de vloeistof toegevoegde industriële additieven en moet met grote zorg worden behandeld. Gezien de volumes is goed toezicht op de afhandeling van de afvalwaterstroom van groot belang.


7 Literatuur

1. Al-Anzi, E., M.A.-M., N. Al-Habib, A. Al-Mumen, H. Nasr-El-Din, O. Alvarado, M. Brady,

S.Davies, C. Fredd, D. Fu, D. Lungwitz, F. Chang, E. Huidobro, M. Jemmali, M. Samuel & Sandhu, D., (2003) Positive reactions in Carbonate Reservoir Stimulation. Oilfield Review, v. 15, p. 28-45.

2. Arthur, J.D., Bohm, B., Coughlin, B.J. & Layne, M. (2008) Evaluating the Environmental Implications of Hydraulic Fracturing in Shale Gas Reservoirs. Proceedings of the SPE Americas E&P Environmental and Safety Conference, Society of Petroleum Engineers

3. Bank, T (2011) Trace Metal Geochemistry and Mobility in the Marcellus Shale, Presentation at EPA technical workshop on chemical & analytical methods related to hydraulic fracturing

4. Cirkel, D.G. & I. Leunk (2012) Quickscan risico’s verschillende boor- en winningstechnieken. KWR 2012.004

5. Jochum J, Friedrich G, Leythaeuser D, Littke R (1995) Intraformational redistribution of selected trace elements in the Posidonia Shale (Hils Syncline, NW Germany) caused by the thermal influence of the Vlotho Massif. Ore Geology Reviews 9(5): 353-362

6. Kombrink,H, BJH van Os, CJ van der Zwan (2008) Geochemistry of marine and lacustrine bands in the Upper Carboniferous of the Netherlands Netherlands Journal of Geosciences — Geologie en Mijnbouw 87-4 pp 309 - 322

7. Leeuwen, C.J. van, B.G. Hansen & J.H.M. de Bruijn. (2007) Management of industrial chemicals in the European Union (REACH). 2007. In: Risk Assessment of Chemicals. An Introduction (2nd edition). Van Leeuwen, C.J. and T.G. Vermeire, eds. Springer Publishers, Dordrecht, The Netherlands, pp 511-551.

8. Leeuwen, K. van (2009) Stoffenbeleid: 50 jaar geschiedenis en de nieuwe chemische stoffenwetgeving van de Europese Unie (REACH). Cursus milieuchemie. Hoofdstuk 2. pp. 36-84. Open Universiteit, Maastricht.

9. Meiners et al. (2012) Fracking in unkonventionellen erdgas lagerstätten in Nordrhein-Westfalen. Gutachten mit risicostudie zur exploration und gewinnung von erdgas aus unkonventionellen lagerstätten in Nordrhein-Westfalen (NRW) und deren auswirkungen auf den naturhaushalt insbesondere die öffentliche trinkwasserversorgung. Ministerium für klimaschutz, landwirtschaft, natur- und verbraucherschutz des landes Nordrhein-Westfalen

10. Nicot J-P, Scanlon BR (2012) Water Use for Shale-Gas Production in Texas, U.S. Environ. Sci. Technol. 46(6): 3580-3586

11. NITG-TNO (2001) Geologische Atlas van de Diepe Ondergrond van Nederland. Toelichting bij kaartbladen XIll en XIV Breda-Valkenswaard en Oss-Roermond

12. Portier, S., André, L. &Vuatas, F.D. (2007) Review on chemical stimulation techniques in oil industry and applications to geothermal systems. Enhanced Geothermal Innovative network for Europe, Work package 4 Drilling, stimulation and reservoir assessment, Deep Heat mining association Switzerland

13. Schuiling, R.D. et al. (1994) Introduction to geochemistry. University of Utrecht. 14. SGEIS (2009) Draft Supplemental Generic Environmental Impact Statement on the Oil, Gas and

Solution Mining Regulatory Program. Well Permit Issuance for Horizontal Drilling And High-Volume Hydraulic Fracturing to Develop the Marcellus Shale and Other Low-Permeability Gas Reservoirs. State of New York, Department of Environmental Conservation USA

15. URS Corporation. 2011 March 25. Water-Related Issues Associated with Gas Production in the Marcellus Shale. Prepared for NYSERDA, Albany, NY.

16. US EPA (2004) Evaluation of Impacts to Underground Sources of Drinking Water by Hydraulic Fracturing of Coalbed Methane Reservoirs (EPA 816-R-04-003) at 4-11.

17. US EPA (2010) Toxicological Review of Ethylene Glycol Monobutyl Ether at 4. 18. US EPA (2011) Proceedings of the Technical Workshops for the Hydraulic Fracturing Study:

Chemical & Analytical Methods EPA 600/R-11/066, Washington D.C.


19. US House of Representatives (2011) Chemicals used in Hydraulic Fracturing, United States House of Representatives, Commitee on Energy and Commerce, Minority Staff, Washington, 2011

20. Willemsen, A., Heller, R. & van Wees, J.D.A.M. (2011) Diepe Geothermie 2050. Een visie voor 20% duurzame energie voor Nederland 23.822/109143/GW

21. Zijp, M. & F. Van Bergen (2012) Schaliegas in Nederland, GEA, vol. 45 nr. 2 22. Zimmerle, W. (1995) Petroleum sedimentology. Kluwer Academic Publishers, Dordrecht 23. Zoback, M., et al., Adressing the Environmental Risks from Shale Gas Development, Briefing

paper 1, Worldwatch Institute 2010; Nederlandse vertaling W.J. Atsma, Helvoirt. 24. (http://www.rivm.nl/Onderwerpen/Onderwerpen/R/REACH/Bureau_REACH)


I Fracking fluid additives USA


FRACKING FLUID DATABASE

Data based on:UNITED STATES HOUSE OF REPRESENTATIVES Based on MSD sheetsCOMMITTEE ON ENERGY AND COMMERCEMINORITY STAFFApr-11CHEMICALS USED IN HYDRAULIC FRACTURING 2005-2009

Nr Chemical Component CAS NumberNo. of used Products Containing Chemical

1 Methanol (Methyl alcohol) 67-56-1 3422 Isopropanol (Isopropyl alcohol, Propan-2-ol) 67-63-0 2743 Crystalline silica - quartz (SiO2) 14808-60-7 207

4 Ethylene glycol monobutyl ether (2-butoxyethanol) 111-76-2 1265 Ethylene glycol (1,2-ethanediol) 107-21-1 1196 Hydrotreated light petroleum distillates 64742-47-8 897 Sodium hydroxide (Caustic soda) 1310-73-2 808 Acetic acid 64-19-7 569 Mullite 1302-93-8 5510 Corundum (Aluminum oxide) 1302-74-5 4811 Sodium chloride 7647-14-5 4812 Silica (Silicon dioxide) 7631-86-9 4713 Propargyl alcohol (2-propyn-1-ol) 107-19-7 4614 Heavy aromatic petroleum naphtha 64742-94-5 4515 Crystalline silica - cristobalite 14464-46-1 4416 Naphthalene 91-20-3 4417 Xylene 1330-20-7 4418 Diesel 68476-34-6 4319 Hydrogen chloride (Hydrochloric acid) 7647-01-0 4220 Guar gum 9000-30-0 4121 Aluminum silicate (mullite) 1302-76-7 3822 Ethoxylated nonyl phenol 9016-45-9 38

23Ammonium persulfate (Diammonium peroxidisulfate) 7727-54-0 37

24 Hexamethylenetetramine 100-97-0 3725 Ethanol (Ethyl alcohol) 64-17-5 3626 Phenol-formaldehyde resin 9003-35-4 3227 Ammonium chloride 12125-02-9 29

28Citric acid (2-hydroxy-1,2,3 propanetricarboxylic acid) 77-92-9 29

29 Potassium chloride 7447-40-7 2930 Toluene 108-88-3 2931 Ethylbenzene 100-41-4 2832 2,2-dibromo-3-nitrilopropionamide 10222-01-2 2733 Petroleum distillates * 2634 Potassium hydroxide 1310-58-3 2535 Aluminum oxide (alpha-Alumina) 1344-28-1 2436 Formic acid 64-18-6 2437 1,2,4-trimethylbenzene 95-63-6 2138 Triethanolamine (2,2,2-nitrilotriethanol) 102-71-6 2139 Glutaraldehyde 111-30-8 2040 Polyethylene glycol 25322-68-3 2041 Polysaccharide * 20



42 Alcohols, C12-14-secondary, ethoxylated 84133-50-6 1943 Titanium oxide 13463-67-7 1944 Boric acid 10043-35-3 1845 Ethylhexanol (2-ethylhexanol) 104-76-7 1846 Iron oxide (Ferric oxide) 1309-37-1 1847 Magnesium oxide 1309-48-4 1848 Propanol (Propyl alcohol) 71-23-8 1849 Propylene glycol (1,2-propanediol) 57-55-6 1850 Calcium chloride 10043-52-4 1751 Monoethanolamine (Ethanolamine) 141-43-5 1752 Bauxite 1318-16-7 1653 Glycerol (1,2,3-Propanetriol, Glycerine) 56-81-5 1654 Ammonium bisulfite 10192-30-0 1555 Diethanolamine (2,2-iminodiethanol) 111-42-2 1456 Dodecylbenzene sulfonic acid 27176-87-0 1457 Sodium carbonate 497-19-8 1458 Sodium hypochlorite 7681-52-9 1459 Tetramethyl ammonium chloride 75-57-0 1460 2-mercaptoethanol (Thioglycol) 60-24-2 1361 Kerosene 8008-20-6 1362 Surfactants * 13

63Tetrahydro-3,5-dimethyl-2H-1,3,5-thiadiazine-2-thione (Dazomet) 533-74-4 13

64Dipropylene glycol monomethyl ether (2-methoxymethylethoxy propanol) 34590-94-8 12

65 Formaldehyde 50-00-0 1266 Guar gum derivative * 1267 Potassium carbonate 584-08-7 1268 Tetrakis (hydroxymethyl) phosphonium sulfate 55566-30-8 1269 Benzoic acid 65-85-0 1170 Carboxymethyl hydroxypropyl guar 68130-15-4 1171 Citrus terpenes 94266-47-4 1172 d-Limonene 5989-27-5 1173 Light aromatic solvent naphtha 64742-95-6 11

74Ammonium bifluoride (Ammonium hydrogen difluoride) 1341-49-7 10

75 Cupric chloride 7447-39-4 1076 Ethoxylated nonyl phenol 68412-54-4 1077 Heavy catalytic reformed petroleum naphtha 64741-68-0 1078 Iso-alkanes/n-alkanes * 1079 Medium aliphatic solvent petroleum naphtha 64742-88-7 10

80Residues (petroleum), catalytic reformer fractionator 64741-67-9 10

81 Sodium bicarbonate (Sodium hydrogen carbonate) 144-55-8 1082 Sodium bromate 7789-38-0 1083 Sodium tetraborate decahydrate 1303-96-4 1084 Sodium thiosulfate 7772-98-7 1085 Tetrasodium ethylenediaminetetraacetate 64-02-8 1086 Zirconium complex * 1087 Alcohols * 988 Alkyl alkoxylate * 989 Ammonium fluoride 12125-01-8 990 Calcium carbonate (Limestone) 1317-65-3 9



91 Calcium hydroxide 1305-62-0 9

92Ethoxylated 4-nonylphenol (Nonyl phenol ethoxylate) 26027-38-3 9

93 Glycol ethers * 994 Nitrogen 7727-37-9 995 Potassium persulfate 7727-21-1 9

96Pyridinium, 1-(phenylmethyl)-, ethyl methyl derivatives, chlorides 68909-18-2 9

97 Quaternary ammonium compounds * 998 Sulfuric acid 7664-93-9 999 Thiourea 62-56-6 9

100Trisodium nitrilotriacetate (Nitrilotriacetic acid, trisodium salt monohydrate) 5064-31-3 9

101 Benzyl chloride 100-44-7 8102 Diethylene glycol 111-46-6 8103 Ethoxylated nonyl phenol * 8104 Fumaric acid 110-17-8 8105 Sodium chlorite 7758-19-2 8106 Trisodium nitrilotriacetate 18662-53-8 8107 White mineral oil 8042-47-5 8108 Acetic anhydride 108-24-7 7

109 Alkyl (C12-16) dimethyl benzyl ammonium chloride 68424-85-1 7110 Amine * 7111 Ammonia 7664-41-7 7112 Carboxymethyl guar gum, sodium salt 39346-76-4 7113 Cellulase 9012-54-8 7114 Cupric chloride dihydrate 10125-13-0 7115 Cured acrylic resin * 7116 Diatomaceous earth, calcined 91053-39-3 7117 Dodecylbenzene sulfonic acid salts 68648-81-7 7118 Ferric sulfate 10028-22-5 7119 Hydrotreated heavy petroleum naphtha 64742-48-9 7120 Phosphoric acid 7664-38-2 7121 Secondary alcohol * 7122 Silicon dioxide (Fused silica) 60676-86-0 7123 Sodium sulfate 7757-82-6 7124 Sodium tetraborate 1330-43-4 7125 Adipic acid 124-04-9 6126 Alkoxylated amines * 6127 Anionic polyacrylamide 25085-02-3 6128 Calcium oxide 1305-78-8 6129 Collagen (Gelatin) 9000-70-8 6130 Cumene 98-82-8 6131 Essential oils * 6132 Haloalkyl heteropolycycle salt * 6133 Hydroxyacetic acid (Glycolic acid) 79-14-1 6134 Methyl salicylate 119-36-8 6135 Nitrilotriacetic acid 139-13-9 6136 Organic phosphonic acid salts * 6137 Oxyalkylated alcohol * 6138 Phosphate ester * 6

139Poly-(oxy-1,2-ethanediyl)-alpha-undecyl-omega-hydroxy 34398-01-1 6



140 Potassium iodide 7681-11-0 6141 Sodium acetate 127-09-3 6142 Sodium bisulfite 7631-90-5 6143 Sodium metaborate tetrahydrate 35585-58-1 6144 Sodium persulfate 7775-27-1 6145 Stannous chloride dihydrate 10025-69-1 6146 Steam-cracked petroleum distillates 64742-91-2 6147 Sulfamic acid 5329-14-6 6148 Tert-butyl hydroperoxide 75-91-2 6149 Thioglycolic acid 68-11-1 6150 Triethanolamine zirconate 101033-44-7 6

151Trimethyloctadecylammonium (1-octadecanaminium, N,N,N-trimethyl-, chloride) 112-03-8 6

152 Xanthan gum 11138-66-2 6153 5-chloro-2-methyl-4-isothiazolin-3-one 26172-55-4 5154 Alcohol alkoxylate * 5155 Alcohols, C14-15, ethoxylated 68951-67-7 5156 Alfa-Alumina * 5157 Alkylated quaternary chloride * 5158 Bisphenol A/Epichlorohydrin resin 25068-38-6 5159 Borate salts * 5160 Butyl glycidyl ether 2426-08-6 5161 Calcium peroxide 1305-79-9 5162 Cinnamaldehyde (3-phenyl-2-propenal) 104-55-2 5163 Dimethyl formamide 68-12-2 5164 EO-C7-9-iso-, C8-rich alcohols 78330-19-5 5165 Epichlorohydrin 25085-99-8 5166 Epoxy resin * 5167 Ethyl octynol (1-octyn-3-ol,4-ethyl-) 5877-42-9 5168 Formamide 75-12-7 5169 Hematite * 5170 Hexylene glycol 107-41-5 5171 Magnesium nitrate 10377-60-3 5172 Paraffinic solvent * 5173 Phenol 108-95-2 5174 Pine oil 8002-09-3 5175 Polyethylene-polypropylene glycol 9003-11-6 5176 Sodium acid pyrophosphate 7758-16-9 5177 Starch 9005-25-8 5178 Straight run middle petroleum distillates 64741-44-2 5

179Tar bases, quinoline derivatives, benzyl chloride-quaternized 72480-70-7 5

180 Tributyl tetradecyl phosphonium chloride 81741-28-8 5181 Triisopropanolamine 122-20-3 5182 Trimethylbenzene 25551-13-7 5183 2-bromo-2-nitropropane-1,3-diol 52-51-7 4184 2-methyl-4-isothiazolin-3-one 2682-20-4 4185 Alcohols, C12-14-secondary 126950-60-5 4186 Alcohols, C9-11-iso-, C10-rich, ethoxylated 78330-20-8 4187 Aldehyde * 4

188Alkanolamine chelate of zirconium alkoxide (Zirconium complex) 197980-53-3 4

189 Alkyl quaternary ammonium chlorides * 4



190Amides, tallow, n-[3-(dimethylamino)propyl],n-oxides 68647-77-8 4

191 Ammonium acetate 631-61-8 4192 Ammonium C6-C10 alcohol ethoxysulfate 68187-17-7 4193 Ammonium C8-C10 alkyl ether sulfate 68891-29-2 4194 Ammonium hydroxide 1336-21-6 4195 Antimony potassium oxide 29638-69-5 4196 Butanedioic acid 2373-38-8 4197 Butyl lactate 138-22-7 4198 C10-C16 ethoxylated alcohol 68002-97-1 4199 Carbon dioxide 124-38-9 4200 Cured resin * 4201 Decyl-dimethyl amine oxide 2605-79-0 4202 Di (ethylene glycol) ethyl ether acetate 112-15-2 4203 Dibutylaminoethanol (2-dibutylaminoethanol) 102-81-8 4204 Diesel 68476-30-2 4205 Diethylene glycol monomethyl ether 111-77-3 4

206

Ethanaminium, n,n,n-trimethyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)oxy]-,chloride, polymer with 2-propenamide 69418-26-4 4

207 Ethyl acetate 141-78-6 4208 Ferrous sulfate, heptahydrate 7782-63-0 4209 Glycol ethers 9004-77-7 4

210Hexahydro-1,3,5-tris(2-hydroxyethyl)-s-triazine (Triazine) 4719-04-4 4

211 Hydrated aluminum silicate 1332-58-7 4212 Hydrogen peroxide 7722-84-1 4213 Isobutanol (Isobutyl alcohol) 78-83-1 4214 Magnesium chloride 7786-30-3 4215 Magnesium hydroxide 1309-42-8 4216 Magnesium peroxide 14452-57-4 4217 Nitrilotriacetamide 4862-18-4 4218 Sodium (C14-16) olefin sulfonate 68439-57-6 4219 Sodium erythorbate 6381-77-7 4220 Sodium perborate tetrahydrate 10486-00-7 4221 Tall oil (Fatty acids) 61790-12-3 4222 1,3,5-trimethylbenzene 108-67-8 3223 1-methoxy-2-propanol 107-98-2 3224 4,4'-diaminodiphenyl sulfone 80-08-0 3225 Acetone 67-64-1 3226 Alcohols, C12-16, ethoxylated 68551-12-2 3227 Alkanolamine 150-25-4 3228 Alkenes, C>10 alpha- 64743-02-8 3229 Alkyl phosphate ester * 3230 Aluminum chloride * 3231 Amine phosphonate * 3232 Amines, coco alkyl, acetate 61790-57-6 3233 Ammonium bisulfate 7783-20-2 3234 Anionic copolymer * 3235 Anionic polyacrylamide copolymer * 3236 Barium sulfate 7727-43-7 3237 Benzene 71-43-2 3238 Biocide component * 3239 Butanol 71-36-3 3



240 C12-C14 alcohol, ethoxylated 68439-50-9 3241 Carbohydrates * 3

242Chloromethylnaphthalene quinoline quaternary amine 15619-48-4 3

243 Choline chloride 67-48-1 3244 Copper sulfate 7758-98-7 3245 Cured urethane resin * 3246 Di (2-ethylhexyl) phthalate 117-81-7 3247 Diatomaceous earth 61790-53-2 3248 Diesel 68334-30-5 3249 Di-secondary-butylphenol 53964-94-6 3250 Erucic amidopropyl dimethyl betaine 149879-98-1 3251 Ethoxylated alcohols * 3252 Ethoxylated octyl phenol 9036-19-5 3253 Ferric chloride 7705-08-0 3

254Formaldehyde, polymer with 4-(1,1-dimethyl)phenol, methyloxirane and oxirane 30704-64-4 3

255 Furfuryl alcohol 98-00-0 3256 Glass fiber 65997-17-3 3257 Glyoxal 107-22-2 3258 Hydrocarbons * 3259 Hydrodesulfurized kerosine (petroleum) 64742-81-0 3260 Hydrotreated heavy naphthenic distillate 64742-52-5 3261 Hydrotreated middle petroleum distillates 64742-46-7 3262 Inorganic borate * 3263 Magnesium iron silicate 1317-71-1 3264 Magnesium silicate 1343-88-0 3265 Magnetite * 3266 Methyl isobutyl carbinol (Methyl amyl alcohol) 108-11-2 3267 Mica 12001-26-2 3268 Modified cycloaliphatic amine adduct * 3269 N,N-dimethyloctadecylamine 124-28-7 3270 Nitrilotriacetonitrile 7327-60-8 3271 Organic acid salt * 3272 Petroleum distillates 68477-31-6 3273 Phosphonic acid 13598-36-2 3

274Phosphoric acid, mixed decyl, octyl and ethyl esters 68412-60-2 3

275

Poly(oxy-1,2-ethanediyl), alpha-(4-nonylphenyl)-omega-hydroxy-, branched(Nonylphenol ethoxylate) 127087-87-0 3

276Poly(oxy-1,2-ethanediyl), alpha-sulfo-omega-(hexyloxy)-, ammonium salt 63428-86-4 3

277 Polyetheramine 9046-10-0 3278 Polylactide resin * 3279 Potassium formate 590-29-4 3280 Potassium metaborate 13709-94-9 3281 Potassium metaborate 16481-66-6 3282 Pyrogenic silica 112945-52-5 3283 Quaternary amine compounds * 3284 Salt of phosphate ester * 3285 Silica, amorphous * 3286 Sodium lauryl-ether sulfate 68891-38-3 3287 Sodium thiosulfate pentahydrate 10102-17-7 3



288 Sodium xylene sulfonate 1300-72-7 3289 Terpene hydrocarbon byproducts 68956-56-9 3290 Thiourea polymer 68527-49-1 3291 Triethanolamine polyphosphate ester 68131-71-5 3292 Triethylene glycol 112-27-6 3293 Urea 57-13-6 3

294

1,2-ethanediaminium, N, N'-bis[2-[bis(2-hydroxyethyl)methylammonio]ethyl]-N,N'-bis(2-hydroxyethyl)-N,N'-dimethyl-,tetrachloride 138879-94-4 2

295 2-hydroxypropionic acid 79-33-4 2296 2-phosphonobutane-1,2,4-tricarboxylic acid 37971-36-1 2297 Acrylamide 79-06-1 2298 Acrylic polymers 26006-22-4 2299 Alcohol ethoxylates * 2300 Alcohols, C12-15, ethoxylated 68131-39-5 2301 Aliphatic amine derivative 120086-58-0 2302 Alkaline bromide salts * 2303 Alkanes, C10-14 93924-07-3 2304 Alkanes, C13-16-iso 68551-20-2 2305 Alkenes, C>8 68411-00-7 2306 Alkyl (C6-C12) alcohol, ethoxylated 68439-45-2 2307 Alkyl amine * 2308 Alkyl benzenesulfonic acid 68584-22-5 2309 Alkyl esters * 2310 Aluminum 7429-90-5 2311 Aluminum chloride 1327-41-9 2312 Amine salt * 2313 Amines, tallow alkyl, ethoxylated 61791-26-2 2314 Amino trimethylene phosphonic acid 6419-19-8 2315 Ammonium nitrate 6484-52-2 2316 Anionic polymer * 2317 Anionic water-soluble polymer * 2318 Antimony pentoxide 1314-60-9 2319 Antimony trichloride 10025-91-9 2320 Aromatic alcohol glycol ether * 2321 Aromatic aldehyde * 2322 Aromatic ketones 224635-63-6 2323 Bentonite 1302-78-9 2324 Borate 12280-03-4 2325 Boric acid, sodium salt 1333-73-9 2326 Calcium fluoride 7789-75-5 2327 Cellophane 9005-81-6 2328 Cellulose derivative * 2329 Chlorous ion solution * 2330 Cocaidopropyl betaine 61789-40-0 2331 Complex aluminum salt * 2332 Complex organometallic salt * 2333 Crystalline silica, tridymite 15468-32-3 2334 Decanol 112-30-1 2335 Diethylenetriamine 111-40-0 2336 Diisopropylnaphthalenesulfonic acid 28757-00-8 2337 Dimethyl silicone * 2338 Dodecyl alcohol ammonium sulfate 32612-48-9 2339 Dodecylbenzene sulfonic acid salts 42615-29-2 2



340 EDTA/Copper chelate * 2341 Erythorbic acid 89-65-6 2342 Ether salt 25446-78-0 2343 Ethoxylated alcohol 78330-21-9 2344 Ethoxylated oleyl amine 13127-82-7 2345 Ethoxylated tridecyl alcohol phosphate 9046-01-9 2346 Ethoxylated undecyl alcohol 127036-24-2 2347 Formaldehyde polymer * 2

348 Formaldehyde, polymer with ammonia and phenol 35297-54-2 2349 Hemicellulase 9025-56-3 2350 Hydrogen fluoride (Hydrofluoric acid) 7664-39-3 2351 Hydrotreated and hydrocracked base oil * 2352 Hydroxypropyl guar gum 39421-75-5 2353 Inner salt of alkyl amines * 2354 Iron oxide 1332-37-2 2355 Maghemite * 2356 Magnesium peroxide 1335-26-8 2357 Magnesium silicate hydrate (talc) 14807-96-6 2358 Metal salt * 2359 Methyl vinyl ketone 78-94-4 2360 Mineral spirits (stoddard solvent) 8052-41-3 2361 Morpholine 110-91-8 2362 N,N-dimethyloctadecylamine hydrochloride 1613-17-8 2363 Nickel sulfate hexahydrate 10101-97-0 2364 Nonyl phenol ethoxylate * 2365 Nonyl phenol ethoxylate 9016-45-6 2366 Nuisance particulates * 2367 Nylon fibers 25038-54-4 2368 Octanol 111-87-5 2369 Organic sulfur compound * 2370 Organic titanate * 2371 Organiophilic clay * 2372 Oxyalkylated fatty acid * 2373 Phthalic anhydride 85-44-9 2374 Poly(vinyl alcohol) 25213-24-5 2375 Polyacrylamides 9003-05-8 2376 Polyamine * 2377 Polyanionic cellulose * 2378 Polyethylene polyammonium salt 68603-67-8 2379 Polyvinyl alcohol 9002-89-5 2

380 Propylene carbonate (1,3-dioxolan-2-one, methyl-) 108-32-7 2

381Quaternary ammonium compounds, dicoco alkyldimethyl, chlorides 61789-77-3 2

382 Quaternary ammonium salts * 2383 Quaternary salt * 2384 Quaternized alkyl nitrogenated compound 68391-11-7 2385 Rafinnates (petroleum), sorption process 64741-85-1 2386 Resin 8050-09-7 2387 Rutile 1317-80-2 2388 Sodium cocaminopropionate 68608-68-4 2389 Sodium diacetate 126-96-5 2390 Sodium glycolate 2836-32-0 2



391 Sodium metaborate 7775-19-1 2392 Sodium metasilicate, anhydrous 6834-92-0 2393 Sodium phosphate * 2394 Sodium silicate 1344-09-8 2395 Sodium tripolyphosphate 7758-29-4 2396 Substituted alcohol * 2397 Substituted alkylamine * 2398 Sulfuric acid, monodecyl ester, sodium salt 142-87-0 2399 Sulfuric acid, monooctyl ester, sodium salt 142-31-4 2400 Synthetic organic polymer 9051-89-2 2401 Tallow soap * 2402 Terpenes and terpenoids, sweet orange-oil 68647-72-3 2403 Tetraethylenepentamine 112-57-2 2404 Titanium, isopropoxy (triethanolaminate) 74665-17-1 2405 Walnut hulls * 2406 Zinc oxide 1314-13-2 2407 Zirconium oxide sulfate 62010-10-0 2

408Zirconium sodium hydroxy lactate complex (Sodium zirconium lactate) 113184-20-6 2

409 1-(1-naphthylmethyl)quinolinium chloride 65322-65-8 1

4101,2,3-propanetricarboxylic acid, 2-hydroxy-, trisodium salt, dihydrate 6132-04-3 1

411 1,2,3-trimethylbenzene 526-73-8 1412 1,2-benzisothiazol-3 2634-33-5 1413 1,2-dibromo-2,4-dicyanobutane 35691-65-7 1414 1,6-hexanediamine dihydrochloride 6055-52-3 1415 1,8-diamino-3,6-dioxaoctane 929-59-9 1416 1-hexanol 111-27-3 1417 2,2`-azobis (2-amidopropane) dihydrochloride 2997-92-4 1

4182-acrylamido-2-methylpropanesulphonic acid sodium salt polymer * 1

419 2-butanone oxime 96-29-7 1420 2-monobromo-3-nitrilopropionamide 1113-55-9 1

4212-phosphonobutane-1,2,4-tricarboxylic acid, potassium salt 93858-78-7 1

422 2-substituted aromatic amine salt * 1423 Acetaldehyde 75-07-0 1424 Acetophenone 98-86-2 1425 Acetylenic alcohol * 1426 Acetyltriethyl citrate 77-89-4 1427 Acrylamide copolymer * 1428 Acrylamide copolymer 38193-60-1 1429 Acrylate copolymer * 1430 Acrylic acid, 2-hydroxyethyl ester 818-61-1 1

431Acrylic acid/2-acrylamido-methylpropylsulfonic acid copolymer 37350-42-8 1

432 Acrylic copolymer 403730-32-5 1433 Acrylic polymers * 1434 Acyclic hydrocarbon blend * 1435 Alcohols, C11-15-secondary, ethoxylated 68131-40-8 1436 Alcohols, C12-16, ethoxylated 103331-86-8 1437 Alcohols, C9-C22 * 1438 Aldol 107-89-1 1439 Aliphatic acid * 1



441 Alkanolamine/aldehyde condensate * 1442 Alkenes * 1443 Alkoxylated alcohols * 1444 Alkoxylated phenol formaldehyde resin 63428-92-2 1445 Alkyaryl sulfonate * 1446 Alkyl (C9-11) alcohol, ethoxylated 68439-46-3 1447 Alkyl amine blend in a metal salt solution * 1448 Alkyl aryl amine sulfonate 255043-08-04 1449 Alkyl hexanol * 1450 Alkyl ortho phosphate ester * 1451 Alkylaryl sulfonate * 1452 Alkylaryl sulphonic acid 27176-93-9 1453 Alkylbenzenesulfonic acid * 1454 Alkylethoammonium sulfates * 1455 Alkylphenol ethoxylates * 1456 Almandite and pyrope garnet 1302-62-1 1457 Aluminium isopropoxide 555-31-7 1458 Aluminum oxide silicate 12068-56-3 1459 Aluminum sulfate hydrate 10043-01-3 1460 Amidoamine * 1461 Amine bisulfite 13427-63-9 1462 Amine oxides * 1

463Amines, C14-18; C16-18-unsaturated, alkyl, ethoxylated 68155-39-5 1

464Amines, polyethylenepoly-, ethoxylated, phosphonomethylated 68966-36-9 1

465 Amino compounds * 1466 Amino methylene phosphonic acid salt * 1467 Ammonium alcohol ether sulfate 68037-05-8 1468 Ammonium bicarbonate 1066-33-7 1469 Ammonium salt * 1470 Ammonium salt of ethoxylated alcohol sulfate * 1471 Amorphous silica 99439-28-8 1472 Amphoteric alkyl amine 61789-39-7 1473 Anionic polyacrylamide * 1474 Anionic polymer in solution * 1475 Anionic polymer, sodium salt 9003-04-7 1476 Antifoulant * 1477 Antimonate salt * 1478 a-organic surfactants 61790-29-8 1479 Aromatic polyglycol ether * 1480 Benzene, C10-16, alkyl derivatives 68648-87-3 1

481Benzenecarboperoxoic acid, 1,1-dimethylethyl ester 614-45-9 1

482 Benzenemethanaminium 3844-45-9 1

483Benzenesulfonic acid, C10-16-alkyl derivs., potassium salts 68584-27-0 1

484Bis(1-methylethyl)naphthalenesulfonic acid, cyclohexylamine salt 68425-61-6 1

485Bishexamethylenetriamine penta methylene phosphonic acid 35657-77-3 1

486 Bisphenol A/Novolac epoxy resin 28906-96-9 1487 Boric acid, potassium salt 20786-60-1 1488 Boric oxide 1303-86-2 1



489 b-tricalcium phosphate 7758-87-4 1490 C-11 to C-14 n-alkanes, mixed * 1491 Calcium carbonate 471-34-1 1492 Calcium chloride, dihydrate 10035-04-8 1493 Calcium hypochlorite 7778-54-3 1494 Cellulase enzyme * 1495 Cellulose 9004-34-6 1496 Chromates * 1497 Chromium (iii) acetate 1066-30-4 1498 Coal, granular 50815-10-6 1499 Cobalt acetate 71-48-7 1500 Cocamidopropylamine oxide 68155-09-9 1501 Coco bis-(2-hydroxyethyl) amine oxide 61791-47-7 1502 Cocoamidopropyl betaine 70851-07-9 1503 Cocomidopropyl dimethylamine 68140-01-2 1504 Coconut fatty acid diethanolamide 68603-42-9 1505 Complex alkylaryl polyo-ester * 1506 Complex substituted keto-amine 143106-84-7 1507 Complex substituted keto-amine hydrochloride * 1508 Copolymer of acrylamide and sodium acrylate 25987-30-8 1509 Copper 7440-50-8 1510 Copper iodide 7681-65-4 1511 Crotonaldehyde 123-73-9 1512 Cuprous chloride 7758-89-6 1513 Cured silicone rubber-polydimethylsiloxane 63148-62-9 1514 Cyclic alkanes * 1515 Cyclohexane 110-82-7 1516 Cyclohexanone 108-94-1 1517 Dextrose monohydrate 50-99-7 1518 D-Glucitol 50-70-4 1519 Dibromoacetonitrile 3252-43-5 1520 Di-calcium silicate 10034-77-2 1521 Dicarboxylic acid * 1522 Didecyl dimethyl ammonium chloride 7173-51-5 1523 Diesel * 1524 Diethylbenzene 25340-17-4 1

525Diethylene triaminepenta (methylene phosphonic acid) 15827-60-8 1

526Diethylenetriamine, tall oil fatty acids reaction product 61790-69-0 1

527 Dimethyl glutarate 1119-40-0 1528 Dioctyl sodium sulfosuccinate 577-11-7 1529 Dipropylene glycol 25265-71-8 1530 Disodium EDTA 139-33-3 1531 Disodium ethylenediaminediacetate 38011-25-5 1

532 Disodium ethylenediaminetetraacetate dihydrate 6381-92-6 1533 Disodium octaborate tetrahydrate 12008-41-2 1534 Dispersing agent * 1535 Dodecylbenzene sulfonic acid salts 90218-35-2 1536 Dodecylbenzenesulfonate isopropanolamine 42504-46-1 1

537Dodecylbenzenesulfonic acid, monoethanolamine salt 26836-07-7 1

538 Dodecylbenzenesulphonic acid, morpholine salt 12068-08-5 1



539 Ethanol, 2-(hydroxymethylamino)- 34375-28-5 1540 Ethanol, 2, 2'-(Octadecylamino) bis- 10213-78-2 1541 Ethanoldiglycine disodium salt 135-37-5 1542 Ethoxylated alcohol 104780-82-7 1543 Ethoxylated alkyl amines * 1544 Ethoxylated amine * 1545 Ethoxylated amines 61791-44-4 1546 Ethoxylated fatty acid ester * 1547 Ethoxylated nonionic surfactant * 1548 Ethoxylated octyl phenol 68987-90-6 1549 Ethoxylated octyl phenol 9002-93-1 1550 Ethoxylated oleyl amine 26635-93-8 1551 Ethoxylated sorbitol esters * 1552 Ethyl acetoacetate 141-97-9 1553 Ethylene oxide 75-21-8 1554 Ethylene oxide-nonylphenol polymer * 1555 Ethylenediaminetetraacetic acid 60-00-4 1556 Ethylene-vinyl acetate copolymer 24937-78-8 1557 Fatty acid ester * 1

558Fatty acid, tall oil, hexa esters with sorbitol, ethoxylated 61790-90-7 1

559 Fatty acids * 1560 Fatty alcohol alkoxylate * 1561 Fatty alkyl amine salt * 1562 Fatty amine carboxylates * 1563 Fatty quaternary ammonium chloride 61789-68-2 1564 Fluoroaliphatic polymeric esters * 1

565Formaldehyde, polymer with 4-nonylphenol and oxirane 30846-35-6 1

566 Furfural 98-01-1 1567 Gluconic acid 526-95-4 1568 Glyoxylic acid 298-12-4 1569 Heavy aromatic distillate 68132-00-3 1570 Hexanediamine 124-09-4 1571 Hexanes * 1572 Hydrocarbon mixtures 8002-05-9 1

573Hydrodesulfurized light catalytic cracked distillate (petroleum) 68333-25-5 1

574 Hydrodesulfurized middle distillate (petroleum) 64742-80-9 1575 Hydrogen sulfide 7783-06-4 1

576 Hydrotreated heavy paraffinic petroleum distillates 64742-54-7 1577 Hydroxyethylcellulose 9004-62-0 1

578Hydroxyethylethylenediaminetriacetic acid, trisodium salt 139-89-9 1

579 Hydroxylamine hydrochloride 5470-11-1 1580 Hydroxysultaine * 1581 Inorganic particulate * 1582 Inorganic salt * 1583 Inorganic salt 533-96-0 1584 Instant coffee purchased off the shelf * 1585 Inulin, carboxymethyl ether, sodium salt 430439-54-6 1586 Iso amyl alcohol 123-51-3 1587 Isomeric aromatic ammonium salt * 1



588 Isooctanol 26952-21-6 1589 Isooctyl alcohol 68526-88-0 1590 Isooctyl alcohol bottoms 68526-88-5 1591 Isopropylamine 75-31-0 1592 Isotridecanol, ethoxylated 9043-30-5 1593 Lactic acid 10326-41-7 1594 Lactic acid 50-21-5 1595 L-Dilactide 4511-42-6 1596 Lead 7439-92-1 1597 Light catalytic cracked petroleum distillates 64741-59-9 1598 Light naphtha distillate, hydrotreated 64742-53-6 1599 Low toxicity base oils * 1600 Magnesium carbonate 546-93-0 1601 Magnesium phosphide 12057-74-8 1602 Metal salt solution * 1603 Methylcyclohexane 108-87-2 1604 Microcrystalline silica 1317-95-9 1605 Mineral * 1606 Mineral Filler * 1607 Mixed titanium ortho ester complexes * 1608 Modified alkane * 1609 Modified lignosulfonate * 1610 Monoethanolamine borate 26038-87-9 1611 n,n-dibutylthiourea 109-46-6 1612 N,N-dimethyl-1-octadecanamine-HCl * 1613 n,n'-Methylenebisacrylamide 110-26-9 1614 n-alkyl dimethyl benzyl ammonium chloride 139-08-2 1615 Naphthalene derivatives * 1

616Naphthalenesulphonic acid, bis (1-methylethyl)-methyl derivatives 99811-86-6 1

617 Natural asphalt 12002-43-6 1

618n-cocoamidopropyl-n,n-dimethyl-n-2-hydroxypropylsulfobetaine 68139-30-0 1

619 n-dodecyl-2-pyrrolidone 2687-96-9 1620 N-heptane 142-82-5 1621 n-Methylpyrrolidone 872-50-4 1622 Nonane, all isomers * 1623 Non-hazardous salt * 1624 Nonionic surfactant * 1625 Nonyl phenol ethoxylate 9018-45-9 1626 Nonylphenol 25154-52-3 1627 Nonylphenol, ethoxylated and sulfated 9081-17-8 1628 N-propyl zirconate * 1629 N-tallowalkyltrimethylenediamines * 1630 Octyltrimethylammonium bromide 57-09-0 1631 Olefinic sulfonate * 1632 Olefins * 1633 Organic acids * 1634 Organic phosphonate * 1635 Organic phosphonate salts * 1636 Organic salt * 1637 Organo-metallic ammonium complex * 1638 Other inorganic compounds * 1



639Oxirane, methyl-, polymer with oxirane, mono-C10-16-alkyl ethers, phosphates 68649-29-6 1

640 Oxyalkylated alcohols 228414-35-5 1641 Oxyalkylated alkyl alcohol * 1642 Oxyalkylated alkylphenol * 1643 Oxyalkylated phenol * 1644 Oxyalkylated polyamine * 1645 Oxylated alcohol * 1646 Paraffin wax 8002-74-2 1647 Paraffinic naphthenic solvent * 1648 Paraffins * 1649 Perlite 93763-70-3 1650 Petroleum distillates 64742-65-0 1651 Petroleum distillates 64742-97-5 1652 Petroleum gas oils * 1653 Petroleum gas oils 64741-43-1 1654 Phosphate esters of alkyl phenyl ethoxylate 68412-53-3 1655 Phosphine * 1656 Phosphonic acid * 1657 Phosphonic acid 129828-36-0 1658 Phosphonic acid (dimethlamino(methylene)) 29712-30-9 1

659Phosphonic acid, [nitrilotris(methylene)]tris-, pentasodium salt 2235-43-0 1

660 Phosphoric acid ammonium salt * 1661 Phosphorous acid 10294-56-1 1662 Plasticizer * 1663 Poly(oxy-1,2-ethanediyl) 24938-91-8 1

664Poly(oxy-1,2-ethanediyl), alpha-hydro-omega-hydroxy 65545-80-4 1

665Poly(oxy-1,2-ethanediyl),a-(nonylphenyl)-w-hydroxy-, phosphate 51811-79-1 1

666 Poly(sodium-p-styrenesulfonate) 25704-18-1 1667 Polyacrylamides * 1668 Polyacrylate * 1

669 Polyepichlorohydrin, trimethylamine quaternized 51838-31-4 1670 Polyether-modified trisiloxane 27306-78-1 1671 Polyethylene glycol ester with tall oil fatty acid 9005-02-1 1672 Polyoxyalkylenes * 1673 Polyoxyethylene castor oil 61791-12-6 1

674Polyphosphoric acid, esters with triethanolamine, sodium salts 68131-72-6 1

675 Polypropylene glycol 25322-69-4 1676 Polyvinyl alcohol * 1677 Polyvinyl alcohol/polyvinylacetate copolymer * 1678 Potassium acetate 127-08-2 1679 Potassium oxide 12136-45-7 1680 Potassium pentaborate * 1

681Propanol, [2(2-methoxy-methylethoxy) methylethoxyl] 20324-33-8 1

682 Propylene oxide 75-56-9 1683 Propylene pentamer 15220-87-8 1684 p-Xylene 106-42-3 1685 Quaternary amine compounds 61789-18-2 1686 Quaternary ammonium compounds 19277-88-4 1



687 Quaternary ammonium compounds 68989-00-4 1688 Quaternary ammonium compounds 8030-78-2 1689 Quaternary compound * 1690 Salt of phosphono-methylated diamine * 1691 Salts of oxyalkylated fatty amines 68551-33-7 1692 Silica, amorphous precipitated 67762-90-7 1693 Silicon carboxylate 681-84-5 1694 Silicone emulsion * 1695 Sodium 2-ethylhexyl sulfate 126-92-1 1696 Sodium alkyl diphenyl oxide sulfonate 28519-02-0 1697 Sodium aluminate 1302-42-7 1698 Sodium aluminum phosphate 7785-88-8 1699 Sodium bromide 7647-15-6 1700 Sodium chlorate 7775-09-9 1701 Sodium metabisulfite 7681-57-4 1702 Sodium nitrite 7632-00-0 1703 Sodium oxide (Na2O) 1313-59-3 1704 Sodium perborate 1113-47-9 1705 Sodium perborate 7632-04-4 1706 Sodium polyphosphate 68915-31-1 1707 Sodium salicylate 54-21-7 1708 Sodium trichloroacetate 650-51-1 1709 Sodium zirconium lactate 174206-15-6 1

710Solvent refined heavy naphthenic petroleum distillates 64741-96-4 1

711 Sorbitan monooleate 1338-43-8 1712 Stabilized aqueous chlorine dioxide 10049-04-4 1713 Stannous chloride 7772-99-8 1

714Steam cracked distillate, cyclodiene dimer, dicyclopentadiene polymer 68131-87-3 1

715 Substituted alkene * 1716 Sucrose 57-50-1 1717 Sulfonate acids * 1718 Sulfonate surfactants * 1719 Sulfonic acid salts * 1720 Sulfonic acids, petroleum 61789-85-3 1721 Sulfur compound * 1722 Sweetened middle distillate 64741-86-2 1723 Tall oil, compound with diethanolamine 68092-28-4 1724 Tergitol 68439-51-0 1725 Terpenes * 1726 Terpineol 8000-41-7 1727 Tetra-calcium-alumino-ferrite 12068-35-8 1728 Tetraethylene glycol 112-60-7 1

729Tetrasodium 1-hydroxyethylidene-1,1-diphosphonic acid 3794-83-0 1

730 Thiocyanate sodium 540-72-7 1731 Titanium complex * 1

732Treated ammonium chloride (with anti-caking agent a or b) 12125-02-9 1

733 Tri-calcium silicate 12168-85-3 1734 Tridecyl alcohol 112-70-9 1735 Triethanolamine titanate 36673-16-2 1736 Triethanolamine zirconium chelate * 1



737 Triethyl citrate 77-93-0 1738 Triethyl phosphate 78-40-0 1739 Trimethylammonium chloride 593-81-7 1740 Tris(hydroxymethyl)aminomethane 77-86-1 1741 Trisodium ethylenediaminetetraacetate 150-38-9 1742 Trisodium ethylenediaminetriacetate 19019-43-3 1743 Trisodium ortho phosphate 7601-54-9 1744 Trisodium phosphate dodecahydrate 10101-89-0 1745 Ulexite 1319-33-1 1746 Wall material * 1747 Zinc chloride 7646-85-7 1748 Zirconium dichloride oxide 7699-43-6 1749 Inorganic salt 7446-70-0 1750 Sulfate * 1

* Components marked with an asterisk appeared on at least one MSDS without an identifying CAS number. The MSDSs inthese cases marked the CAS as proprietary, noted that the CAS was not available, or left the CAS field blank. Components marked with an asterisk may be duplicative of other components on this

C ff fData based provided by:

Basic Energy Services, BJ Services, Calfrac Well Services, Complete Production Services, Frac Tech Services, Halliburton, Key Energy Services, RPC, Sanjel Corporation, Schlumberger, Superior Well Services, Trican Well Service, Universal Well Services, and Weatherford


Chemicals Components of Concern: Carcinogens, Safe Drinking Water Act-RegulatedChemicals, and Hazardous Air Pollutants

Chemical Component Chemical Category CAS No. of ProductsMethanol (Methyl alcohol) HAP 67-56-1 342Ethylene glycol (1,2-ethanediol) HAP 107-21-1 119Diesel Carcinogen, SDWA, HAP 68476-34-6 51Naphthalene Carcinogen, HAP 91-20-3 44

Xylene SDWA, HAP 1330-20-7 44Hydrogen chloride (Hydrochloric acid) HAP 7647-01-0 42Toluene SDWA, HAP 108-88-3 29Ethylbenzene SDWA, HAP 100-41-4 28

Diethanolamine (2,2-iminodiethanol) HAP 111-42-2 14Formaldehyde Carcinogen, HAP 50-00-0 12Sulfuric acid Carcinogen 7664-93-9 9Thiourea Carcinogen 62-56-6 9Benzyl chloride Carcinogen, HAP 100-44-7 8Cumene HAP 98-82-8 6Nitrilotriacetic acid Carcinogen 139-13-9 6Dimethyl formamide HAP 68-12-2 5Phenol HAP 108-95-2 5Benzene Carcinogen, SDWA, HAP 71-43-2 3Di (2-ethylhexyl) phthalate Carcinogen, SDWA, HAP 117-81-7 3Acrylamide Carcinogen, SDWA, HAP 79-06-1 2Hydrogen fluoride (Hydrofluoric acid) HAP 7664-39-3 2Phthalic anhydride HAP 85-44-9 2Acetaldehyde Carcinogen, HAP 75-07-0 1Acetophenone HAP 98-86-2 1Copper SDWA 7758-98-7 1Ethylene oxide Carcinogen, HAP 75-21-8 1Lead Carcinogen, SDWA, HAP 7439-92-1 1

Propylene oxide Carcinogen, HAP 75-56-9 1p-Xylene HAP 106-42-3 1


II Fracking vloeistof additieven Nederland


REACH registration REACH preregistration

Chemical Component CAS Number Full Intermediate dossier disseminated Date

alkenes C>8 1-10% 98526-58-9 N ??

1,2,4-Trimethylbenzene 95-63-6 Y Y Y

alkanes C10-14 30-50% 93924-07-3 Y Y

Naphthalene 91-20-3 Y Y Y

paraffinf 90622-52-9 Y 2010

Hemicellulase enzymconcentraat; 9025-56-3 Y 2010

P/F Novolac Resin 9003-35-4 Y 2010

Guar-Gom 9000-30-0 Y 2010

l-(+)-melkzuur; 60-100% 79-33-4 Y Y

CalciumFluoride 7789-75-5 Y Y

Natriumbromaat 7789-38-0 Y 2010

disodium peroxodisulphate 7775-27-1 Y Y

Sodium thiosulfate; 7772-98-7 Y Y

Chlorous acid, sodium salt; 8-10% 7758-19-2 Y Y

Diammonium Peroxidisulphate; 7727-54-0 Y Y

Zirconium dichloride oxide; 7699-43-6 Y Y

Sodiumhypochlorite 7681-52-9 Y Y Y

Sodium chloride; 10-30% 7647-14-5 Y Y

Siliciumdioxide 7631-86-9 Y Y

Tetramethylammonium chloride 75-57-0 Y 2010

Potassiumchloride 7447-40-7 Y Y

Aluminiumchloride; 5-10% 7446-70-0 Y Y Y

olefins 68991-52-6 Y 2010Benzyl C10-16 Alkyldimethyl Ammonium Chlorid 68989-00-4 Y 2010Terpenes and Terpenoids, sweet orange-oil; 68647-72-3 Y 2013

Alcohol, C9-C11, Ethoxylated 68439-46-3 Y 2010

Alkenen 68411-00-7 Y 2010C10-16 ethoxylated alcohol - 9 moles ethoxylation 1-10% 68002-97-1 Y 2010

Isopropanol 67-63-0 Y Y

propaan-2-ol 67-63-0 Y Y

Methanol 67-56-1 Y Y Y

Cholinium chloride; 70-75% 67-48-1 Y 2010

Calcined bauxite 66402-68-4 Y YN, -Methylene bis (5-methyloxazolidine); 90 - 100% 66204-44-2 Y 2010

C20 64771-72-8 Y 2010

Heavy Aromatic Naphtha 64742-94-5 Y Y YDestillaten (Aardolie) met waterstof behandelde lichte fractie 64742-47-8 Y Y Y

acetic acid 64-19-7 Y Y Y

Formic Acid; 64-18-6 Y Y

Ethanol 64-17-5 Y Y Y

Isoascorbic acid, sodium salt 6381-77-7 Y 2010

Aluminum stearate; 1-5 % 637-12-7 Y 2010

Ammonium acetate; 631-61-8 Y YAlkyl hydroxy ethyl benzyl ammonium chloride; 61789-68-2 Y 2010

1-propaanaminium, 3-amino-N-(carboxymethyl)-N,Ndimethyl-N-kokos-acylderivaten, hydroxiden, inwendige zouten 61789-40-0 Y 2010

silicon dioxide <10% 60676-86-0 Y 2010

Kaliumcarbonaat 584-08-7 Y Y




glycerin 5-7% 56-81-5 Y Y

Phosphonium Quaternary Salt; 55566-30-8 Y Ytetrakis(hydroxymethyl)fosfoniumsulfaat 60-100% 55566-30-8 Y Y

Ascorbinezuur 50-81-7 Y 2010ethoxylated C11 linear/branched alcohols (5eo); 34398-01-1c Y 2010ethoxylated C11 linear/branched alcohols (7eo); 34398-01-1b Y 2010

Alcohol, C11 linear, ethoxylated 34398-01-1 Y 2010

Polyethylene glycol monohexyl ether 31726-34-8 Y 2010

1,2-Ethanediamine, N,N,N',N'-tetramethyl-polymer with 1,1'-oxybis(2-chloroethane) 31075-24-8 Y 2018

Epichlorohydrin 25085-99-8 Y 20133,6,9,12,15,18,21,24-Octaoxatetratriacontan-1-ol 24233-81-6 Y 2018

Crystalline silica, quartz 14808-60-7 Y 2010

Sodium hydrogen carbonate; 144-55-8 Y Y Y

titanium oxide 3-5% 13463-67-7 Y Y

aluminium oxide 30-50% 1344-28-1 Y Y

Sodium tetraborate; 1330-43-4 Y Y

Sodium hydroxide 1310-73-2 Y Y Y

iron oxide4-11% 1309-37-1 Y Y

Calciumperoxide 1305-79-9 Y 2010

Calciumhydroxide 1305-62-0 Y Y Y

aluminum silicate 60-74% 1304-76-7 N ??

10% 1303-96-4 Y 2010

p/f novolac hars/hexamethylenetetramine complex 1-10% 1302-93-8 Y Y

mullite 1302-93-8 Y Y

sodium acetate 127-09-3 Y Y YDisodium octaborate tetrahydrate; 60-100% 12008-41-2 Y Y

Tetraethylenepentamine 112-57-2 Y 2010

diethylene glycol monobutyl ether 112-34-5 Y Y

2-butoxyethanol 111-76-2 Y Y

Glutaaraldehyde; 10-30% 111-30-8 Y Y

Glyoxal; 10-30% 107-22-2 Y Yy p yethoxylate; 106232-83-1 Y 2010

2-ethyl hexanol 104-76-7 Y Y Y

2,2',2"-nitrilotriethanol 102-71-6 Y Y

Natrium thiosulfaat, pentahydraat 10102-17-7 Y 2018

Hexamethylenetetramine 100-97-0 Y Y Y 2010

Boric acid 10043-35-3 Y Y Ymodified quarternary ammonium compound 10-30% ??

Amine derivative ??

Aromatic ammonium compound ??

Borate Salts; ??

Carbonhydrated polymer ??

epoxy adduct <0.5% ??

Ethoxylated Alcohol ??

Ethoxylated alcohol linear (1) ??






Ethoxylated fatty alcohol ??

Guar Gum derivative; 5-10% ??

Oxyalkylated alcohol ??

P/F Novolac resin/hexamethylenetetramine complex 3-5% ??

Polyquaternary Amine ??

Polysaccharide derivative ??

Quaternary ammonium chloride ??

Vegetable oil; 60 - 100% ??

Zout van aliphatisch zuur; ??

Extra stoffen op basis informatie Andel & WaalwijkMagnesium-nitraat 10377-60-3 Y Y

Azijnzuurhydride 108-24-7 Y Y Y

Propylene carbonate 108-32-7 Y Y

Corundum 1302-74-5 Y 2010

Kaolin 1332-58-7 Y 2010

Kristallijnsilica, cristobaliet 14464-46-1 Y 2010

Potassium chloride (Kalium chloride) 231-211-8 Y Y5-Chloor-2-methyl-4-isothiazoline-3-een 26172-55-4 Y 2010

Diesel 68476-34-6 Y Y Y

Potassium persulphate 7727-21-1 Y Y

Hemicellulase-enzym 9012-54-8 Y 20105-chloro-2-methyl-2 H -isothiazol-3-one (CMI) 26172-55-4 Y 2010

2-methyl-2 H -isothiazol-3-one (MI) 2682-20-4 Y 2010


III Samenstelling flowbackwater US

Bron: New York State, department of environmental conservation (2009) Draft SGEIS on the Oil, Gas and Solution Mining Regulatory Program, Well Permit Issuance for Horizontal Drilling And High-Volume Hydraulic Fracturing to Develop the Marcellus Shale and Other Low-Permeability Gas Reservoirs Toetsing aan: <1> Besluit kwaliteitseisen monitoring water 2009. Milieukwaliteitsnormen met betrekking tot oppervlaktewater gebruikt voor de bereiding van voor menselijke consumptie bestemd water <2> Besluit kwaliteitseisen monitoring water 2009. Milieukwaliteitsnormen voor de goede chemische toestand van oppervlaktewaterlichamen (prioritaire stoffen) * = richtwaarde <3> Waterleidingbesluit 2001

Units Norm CAS # Parameter Name

Total Number of Samples

Number of Detects Min Median Max <1> <2> <3>

00056-57-5 4-Nitroquinoline-1 -oxide mg/L 24 24 1422 13908 48336

00067-64-1 Acetone μg/L 3 1 681 681 681

Alkalinity, Carbonate, as CaCO3 mg/L 31 9 4.9 91 117

07439-90-5 Aluminum mg/L 29 3 0.08 0.09 1.2

0.2

07440-36-0 Antimony mg/L 29 1 0.26 0.26 0.26

0.005

07664-41-7 Aqueous ammonia mg/L 28 25 12.4 58.1 382

0.2 0.2

07440-38-2 Arsenic mg/L 29 2 0.09 0.1065 0.123

0.01 0.015* 0.01

07440-39-3 Barium mg/L 34 34 0.553 661.5 15700

0.1

00071-43-2 Benzene μg/L 29 14 15.7 479.5 1950

10 1

Bicarbonates 21 mg/L 24 24 0 564.5 1708

Biochemical Oxygen Demand mg/L 29 28 3 274.5 4450

00117-81-7 Bis(2-ethylhexyl)phthalate μg/L 23 2 10.3 15.9 21.5

1.3

07440-42-8 Boron mg/L 26 9 0.539 2.06 26.8

1 0.5

24959-67-9 Bromide mg/L 6 6 11.3 616 3070

00075-25-2 Bromoform μg/L 29 2 34.8 36.65 38.5

07440-43-9 Cadmium mg/L 29 5 0.009 0.032 1.2

0.001 0.00015 0.005

07440-70-2 Calcium mg/L 55 52 29.9 5198 34000

Chemical Oxygen Demand mg/L 29 29 1480 5500 31900

30

Chloride mg/L 58 58 287 56900 228000

150 150

00124-48-1 Chlorodibromomethane μg/L 29 2 3.28 3.67 4.06

07440-47-3 Chromium mg/L 29 3 0.122 5 5.9

0.02 0.05

07440-48-4 Cobalt mg/L 25 4 0.03 0.3975 0.58

Color PCU 3 3 200 1000 1250

07440-50-8 Copper mg/L 29 4 0.01 0.035 0.157

0.02 2

00057-12-5 Cyanide mg/L 7 2 0.006 0.0125 0.019

0.05 0.05

00075-27-4 Dichlorobromomethane μg/L 29 1 2.24 2.24 2.24

00100-41-4 Ethyl Benzene μg/L 29 14 3.3 53.6 164

16984-48-8 Fluoride mg/L 4 2 5.23 392.615 780

0.7 1.1

07439-89-6 Iron mg/L 58 34 0 47.9 810

0.1 0.2

07439-92-1 Lead mg/L 29 2 0.02 0.24 0.46

0.03 0.0072 0.01

Lithium mg/L 25 4 34.4 55.75 161

07439-95-4 Magnesium mg/L 58 46 9 563 3190

07439-96-5 Manganese mg/L 29 15 0.292 2.18 14.5

0.05 0.05

00074-83-9 Methyl Bromide μg/L 29 1 2.04 2.04 2.04

00074-87-3 Methyl Chloride μg/L 29 1 15.6 15.6 15.6

07439-98-7 Molybdenum mg/L 25 3 0.16 0.72 1.08

00091-20-3 Naphthalene μg/L 26 1 11.3 11.3 11.3

0.2

07440-02-0 Nickel mg/L 29 6 0.01 0.0465 0.137

0.02 0.02

Nitrogen, Total as N mg/L 1 1 13.4 13.4 13.4

Oil and Grease mg/L 25 9 5 17 1470

0.05


CAS # Parameter Name Units

Total Number of Samples

Number of Detects Min Median Max

Norm

07440-09-7 Potassium mg/L 31 13 59 206 7810

150

07782-49-2 Selenium mg/L 29 1 0.058 0.058 0.058

0.01 0.01

07440-22-4 Silver mg/L 29 3 0.129 0.204 6.3

07440-23-5 Sodium mg/L 31 28 83.1 19650 96700

07440-24-6 Strontium mg/L 30 27 0.501 821 5841

14808-79-8 Sulfate (as SO4) mg/L 58 45 0 3 1270

100

Sulfide (as S) mg/L 3 1 29.5 29.5 29.5

14265-45-3 Sulfite (as SO3) mg/L 3 3 2.56 64 64

Surfactants 23 mg/L 3 3 0.2 0.22 0.61

00127-18-4 Tetrachloroethylene μg/L 29 1 5.01 5.01 5.01

07440-28-0 Thallium mg/L 29 1 0.1 0.1 0.1

07440-32-6 Titanium mg/L 25 1 0.06 0.06 0.06

00108-88-3 Toluene μg/L 29 15 2.3 833 3190

Total Dissolved Solids mg/L 58 58 1530 93200 337000

Total Kjeldahl Nitrogen mg/L 25 25 37.5 122 585

Total Organic Carbon 24 mg/L 23 23 69.2 449 1080

Total Suspended Solids mg/L 29 29 30.6 146 1910

25

Xylenes μg/L 22 14 16 487 2670

07440-66-6 Zinc mg/L 29 6 0.028 0.048 0.09

0.2 3

Postbus 1072 3430 BB Nieuwegein T 030 606 95 11 F 030 606 11 65 E [email protected] I www.kwrwater.nl

BTO 2012.235s schaliegas en REACH - Home - Vewin › SiteCollectionDocuments › Dossier... · 3.1...

Documents

Transcript of BTO 2012.235s schaliegas en REACH - Home - Vewin › SiteCollectionDocuments › Dossier... · 3.1...