Fracturación hidráulica (fracking)

La fracturación hidráulica, también denominada fracking, hidrofracking e hidrofracturación, es una técnica de estimulación de pozos que implica la fracturación de formaciones de lecho rocoso mediante un líquido presurizado. El proceso involucra la inyección a alta presión de "fluido de fracking" (principalmente agua, que contiene arena u otros apuntalantes suspendidos con la ayuda de agentes espesantes) en un pozo para crear grietas en las formaciones rocosas profundas a través de las cuales el gas natural, el petróleo y la salmuera fluirá más libremente. Cuando se elimina la presión hidráulica del pozo, pequeños granos de apuntalantes de fracturación hidráulica (ya sea arena u óxido de aluminio) mantienen abiertas las fracturas.

La fracturación hidráulica comenzó como un experimento en 1947, y la primera aplicación comercialmente exitosa siguió en 1950. A partir de 2012, se habían realizado 2,5 millones de "trabajos de fracturación" en todo el mundo en pozos de petróleo y gas, más de un millón de ellos dentro de los EE. UU. Tal tratamiento es generalmente necesario para lograr caudales adecuados en pozos de gas de esquisto, gas de arenas compactas, petróleo de arenas compactas y gas de vetas de carbón. Algunas fracturas hidráulicas pueden formarse naturalmente en ciertas vetas o diques. La perforación y la fracturación hidráulica han convertido a Estados Unidos en un importante exportador de petróleo crudo a partir de 2019, pero la fuga de metano, un poderoso gas de efecto invernadero, ha aumentado drásticamente. El aumento de la producción de petróleo y gas debido al auge de la fracturación hidráulica que duró una década ha llevado a precios más bajos para los consumidores, con mínimos casi récord en la proporción de los ingresos de los hogares destinados a gastos de energía.

La fracturación hidráulica es muy controvertida. Sus defensores defienden los beneficios económicos de los hidrocarburos más ampliamente accesibles, así como la sustitución del carbón por gas natural, que se quema de forma más limpia y emite menos dióxido de carbono (CO ₂). Quienes se oponen al fracking argumentan que estos se ven superados por los impactos ambientales, que incluyen la contaminación de las aguas subterráneas y superficiales, el ruido y la contaminación del aire, y la activación de terremotos, junto con los peligros resultantes para la salud pública y el medio ambiente. La investigación ha encontrado efectos adversos para la salud en las poblaciones que viven cerca de los sitios de fracturación hidráulica,incluida la confirmación de peligros químicos, físicos y psicosociales, como los resultados del embarazo y el parto, migrañas, rinosinusitis crónica, fatiga severa, exacerbaciones del asma y estrés psicológico. Se requiere el cumplimiento de las normas y los procedimientos de seguridad para evitar más impactos negativos.

Existe una incertidumbre considerable sobre la escala de la fuga de metano asociada con la fracturación hidráulica, e incluso alguna evidencia de que la fuga puede anular los beneficios de las emisiones de gases de efecto invernadero del gas natural en relación con otros combustibles fósiles. Por ejemplo, un informe del Environmental Defense Fund (EDF) destaca este problema, centrándose en la tasa de fugas en Pensilvania durante pruebas y análisis exhaustivos que se encontró que era aproximadamente del 10%, o más de cinco veces las cifras informadas. Esta tasa de fuga se considera representativa de la industria de la fracturación hidráulica en los EE. UU. en general. EDF ha anunciado recientemente una misión satelital para localizar y medir aún más las emisiones de metano.

Los aumentos en la actividad sísmica después de la fracturación hidráulica a lo largo de fallas inactivas o previamente desconocidas a veces son causados ​​por la eliminación por inyección profunda del reflujo de la fracturación hidráulica (un subproducto de los pozos fracturados hidráulicamente) y la salmuera de formación producida (un subproducto del petróleo y gas fracturado y no fracturado). pozos). Por estas razones, la fracturación hidráulica está bajo escrutinio internacional, restringida en algunos países y prohibida por completo en otros. La Unión Europea está redactando reglamentos que permitirían la aplicación controlada de la fracturación hidráulica.

Geología

Mecánica

Las rocas que se fracturan a gran profundidad con frecuencia quedan suprimidas por la presión debido al peso de los estratos rocosos suprayacentes y la cementación de la formación. Este proceso de supresión es particularmente significativo en las fracturas de "tracción" (Modo 1) que requieren que las paredes de la fractura se muevan contra esta presión. La fracturación ocurre cuando la tensión efectiva es superada por la presión de los fluidos dentro de la roca. La tensión principal mínima se convierte en tracción y supera la resistencia a la tracción del material. Las fracturas formadas de esta manera generalmente se orientan en un plano perpendicular al esfuerzo principal mínimo y, por esta razón, las fracturas hidráulicas en los pozos pueden usarse para determinar la orientación de los esfuerzos.En ejemplos naturales, como diques o fracturas llenas de venas, las orientaciones se pueden usar para inferir estados de estrés pasados.

Venas

La mayoría de los sistemas de vetas minerales son el resultado de fracturas naturales repetidas durante períodos de presión de fluido intersticial relativamente alta. El impacto de la alta presión del fluido intersticial en el proceso de formación de los sistemas de vetas minerales es particularmente evidente en las vetas de "sellado de grietas", donde el material de la veta es parte de una serie de eventos de fracturamiento discretos, y en cada ocasión se deposita material extra de la veta. Un ejemplo de fracturación natural repetida a largo plazo está en los efectos de la actividad sísmica. Los niveles de estrés aumentan y disminuyen de forma episódica, y los terremotos pueden provocar la expulsión de grandes volúmenes de agua connata de las fracturas llenas de líquido. Este proceso se conoce como "bombeo sísmico".

Diques

Las intrusiones menores en la parte superior de la corteza, como los diques, se propagan en forma de grietas llenas de líquido. En tales casos, el fluido es magma. En rocas sedimentarias con un contenido significativo de agua, el fluido en la punta de la fractura será vapor..

Historia

Precursores

La fracturación como método para estimular pozos de petróleo de roca dura y poco profundos se remonta a la década de 1860. Se utilizaron detonaciones de dinamita o nitroglicerina para aumentar la producción de petróleo y gas natural a partir de formaciones petrolíferas. El 24 de abril de 1865, el veterano de la Guerra Civil estadounidense, el coronel Edward AL Roberts, recibió una patente para un "torpedo explosivo". Se empleó en Pensilvania, Nueva York, Kentucky y Virginia Occidental utilizando nitroglicerina líquida y, más tarde, solidificada. Más tarde aún se aplicó el mismo método a los pozos de agua y gas. La estimulación de pozos con ácido, en lugar de fluidos explosivos, se introdujo en la década de 1930. Debido al grabado ácido, las fracturas no se cerrarían por completo, lo que daría como resultado un mayor aumento de la productividad.

Aplicaciones del siglo XX.

Se considera que Harold Hamm, Aubrey McClendon, Tom Ward y George P. Mitchell fueron pioneros en las innovaciones de fracturamiento hidráulico hacia aplicaciones prácticas.

Pozos de petróleo y gas

Floyd Farris de Stanolind Oil and Gas Corporation estudió la relación entre el rendimiento del pozo y las presiones de tratamiento. Este estudio fue la base del primer experimento de fracturación hidráulica, realizado en 1947 en el campo de gas de Hugoton en el condado de Grant, en el suroeste de Kansas, por Stanolind.Para el tratamiento del pozo, se inyectaron 1000 galones estadounidenses (3800 l; 830 imp gal) de gasolina gelificada (esencialmente napalm) y arena del río Arkansas en la formación de piedra caliza productora de gas a 2400 pies (730 m). El experimento no tuvo mucho éxito ya que la entregabilidad del pozo no cambió apreciablemente. El proceso fue descrito con más detalle por JB Clark de Stanolind en su artículo publicado en 1948. En 1949 se emitió una patente sobre este proceso y se otorgó una licencia exclusiva a Halliburton Oil Well Cementing Company. El 17 de marzo de 1949, Halliburton realizó los dos primeros tratamientos comerciales de fracturación hidráulica en el condado de Stephens, Oklahoma, y ​​el condado de Archer, Texas. Desde entonces, la fracturación hidráulica se ha utilizado para estimular aproximadamente un millón de pozos de petróleo y gas.en varios regímenes geológicos con buen éxito.

En contraste con la fracturación hidráulica a gran escala utilizada en formaciones de baja permeabilidad, los pequeños tratamientos de fracturación hidráulica se utilizan comúnmente en formaciones de alta permeabilidad para remediar el "daño superficial", una zona de baja permeabilidad que a veces se forma en la interfase roca-pozo. En tales casos, la fractura puede extenderse solo unos pocos pies desde el pozo.

En la Unión Soviética, la primera fracturación hidráulica de apuntalante se llevó a cabo en 1952. Posteriormente, otros países de Europa y el norte de África emplearon técnicas de fracturación hidráulica, incluidos Noruega, Polonia, Checoslovaquia (antes de 1989), Yugoslavia (antes de 1991), Hungría, Austria, Francia., Italia, Bulgaria, Rumanía, Turquía, Túnez y Argelia.

Fractura masiva

La fracturación hidráulica masiva (también conocida como fracturación hidráulica de gran volumen) es una técnica aplicada por primera vez por Pan American Petroleum en el condado de Stephens, Oklahoma, EE. UU. en 1968. La definición de fracturación hidráulica masiva varía, pero generalmente se refiere a tratamientos que inyectan más de 150 toneladas cortas, o aproximadamente 300 000 libras (136 toneladas métricas), de apuntalante.

Los geólogos estadounidenses se dieron cuenta gradualmente de que había grandes volúmenes de areniscas saturadas de gas con una permeabilidad demasiado baja (generalmente menos de 0,1 milidarcy) para recuperar el gas de forma económica. A partir de 1973, la fracturación hidráulica masiva se utilizó en miles de pozos de gas en la cuenca de San Juan, la cuenca de Denver, la cuenca de Piceance y la cuenca del río Green, y en otras formaciones de roca dura del oeste de los EE. UU. Otros pozos de arenisca estrecha en los EE. UU. que se hicieron económicamente viables mediante la fracturación hidráulica masiva se encontraban en Clinton-Medina Sandstone (Ohio, Pensilvania y Nueva York) y Cotton Valley Sandstone (Texas y Louisiana).

La fracturación hidráulica masiva se extendió rápidamente a fines de la década de 1970 al oeste de Canadá, las areniscas que contienen gas del Carbonífero y Rotliegend en Alemania, los Países Bajos (yacimientos de gas en tierra y en alta mar) y el Reino Unido en el Mar del Norte.

Los pozos horizontales de petróleo o gas eran inusuales hasta finales de la década de 1980. Luego, los operadores en Texas comenzaron a completar miles de pozos de petróleo perforando horizontalmente en Austin Chalk y dando tratamientos masivos de fracturación hidráulica con agua aceitosa a los pozos. Los pozos horizontales demostraron ser mucho más efectivos que los pozos verticales en la producción de petróleo a partir de creta compacta; los lechos sedimentarios suelen ser casi horizontales, por lo que los pozos horizontales tienen áreas de contacto mucho más grandes con la formación objetivo.

Las operaciones de fracturación hidráulica han crecido exponencialmente desde mediados de la década de 1990, cuando los avances tecnológicos y el aumento del precio del gas natural hicieron económicamente viable esta técnica.

Esquistos

La fracturación hidráulica de lutitas se remonta al menos a 1965, cuando algunos operadores en el campo de gas Big Sandy del este de Kentucky y el sur de Virginia Occidental comenzaron a fracturar hidráulicamente Ohio Shale y Cleveland Shale, utilizando fracturas relativamente pequeñas. Los trabajos de fracturación generalmente aumentaron la producción, especialmente de los pozos de menor rendimiento.

En 1976, el gobierno de los Estados Unidos inició el Proyecto Eastern Gas Shales, que incluía numerosos proyectos de demostración de fracturamiento hidráulico público-privados. Durante el mismo período, el Gas Research Institute, un consorcio de investigación de la industria del gas, recibió la aprobación para la investigación y el financiamiento de la Comisión Federal de Regulación de Energía.

En 1997, Nick Steinsberger, un ingeniero de Mitchell Energy (ahora parte de Devon Energy), aplicó la técnica de fracturamiento con agua aceitosa, utilizando más agua y una presión de bomba más alta que las técnicas de fracturamiento anteriores, que se utilizó en el este de Texas en Barnett Shale del norte de Texas.. En 1998, la nueva técnica demostró ser exitosa cuando la producción de gas de los primeros 90 días del pozo llamado SH Griffin No. 3 superó la producción de cualquiera de los pozos anteriores de la compañía. Esta nueva técnica de terminación hizo que la extracción de gas fuera ampliamente económica en Barnett Shale y luego se aplicó a otras lutitas, incluidas Eagle Ford y Bakken Shale. George P. Mitchell ha sido llamado el "padre del fracking" debido a su papel en su aplicación en esquistos.El primer pozo horizontal en Barnett Shale se perforó en 1991, pero no se hizo mucho en Barnett hasta que se demostró que el gas podía extraerse económicamente de los pozos verticales en Barnett.

A partir de 2013, la fracturación hidráulica masiva se está aplicando a escala comercial a las lutitas en los Estados Unidos, Canadá y China. Varios países adicionales están planeando usar la fracturación hidráulica.

Proceso

Según la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA), la fracturación hidráulica es un proceso para estimular un pozo de gas natural, petróleo o geotérmico para maximizar la extracción. La EPA define el proceso más amplio para incluir la adquisición de fuentes de agua, la construcción de pozos, la estimulación de pozos y la eliminación de desechos.

Método

Una fractura hidráulica se forma bombeando fluido de fracturamiento en un pozo a una velocidad suficiente para aumentar la presión a la profundidad objetivo (determinada por la ubicación de las perforaciones del revestimiento del pozo), para exceder el gradiente de fractura (gradiente de presión) de la roca.El gradiente de fractura se define como el aumento de presión por unidad de profundidad en relación con la densidad y, por lo general, se mide en libras por pulgada cuadrada, por pie cuadrado o bares. La roca se agrieta, y el fluido de la fractura penetra la roca extendiendo la grieta más y más, y así sucesivamente. Las fracturas se localizan a medida que la presión cae con la tasa de pérdida por fricción, que es relativa a la distancia desde el pozo. Los operadores generalmente intentan mantener el "ancho de la fractura" o retardar su declive después del tratamiento mediante la introducción de un apuntalante en el fluido inyectado, un material como granos de arena, cerámica u otras partículas, lo que evita que las fracturas se cierren cuando se detiene la inyección. y se quita la presión. La consideración de la resistencia del apuntalante y la prevención de fallas del apuntalante se vuelven más importantes a mayores profundidades donde la presión y las tensiones en las fracturas son más altas. La fractura apuntalada es lo suficientemente permeable para permitir el flujo de gas, petróleo, agua salada y fluidos de fracturación hidráulica hacia el pozo.

Durante el proceso, se produce una fuga de fluido de fracturamiento (pérdida de fluido de fracturamiento desde el canal de fractura hacia la roca permeable circundante). Si no se controla, puede superar el 70% del volumen inyectado. Esto puede resultar en daño a la matriz de formación, interacción adversa del fluido de formación y geometría de fractura alterada, lo que reduce la eficiencia.

La ubicación de una o más fracturas a lo largo del pozo está estrictamente controlada por varios métodos que crean o sellan agujeros en el costado del pozo. La fracturación hidráulica se realiza en pozos entubados, y se accede a las zonas a fracturar perforando el entubado en esos lugares.

El equipo de fracturación hidráulica que se utiliza en los campos de petróleo y gas natural suele consistir en un mezclador de lodos, una o más bombas de fracturación de gran volumen y alta presión (por lo general, bombas triples o quíntuples potentes) y una unidad de monitoreo. El equipo asociado incluye tanques de fracturamiento, una o más unidades para almacenamiento y manejo de apuntalante, hierro de tratamiento a alta presión, una unidad de aditivos químicos (utilizada para monitorear con precisión la adición de químicos), mangueras flexibles de baja presión y muchos manómetros y medidores de caudal., densidad del fluido y presión de tratamiento. Los aditivos químicos suelen ser el 0,5% del volumen total del fluido. El equipo de fracturamiento opera en un rango de presiones y velocidades de inyección, y puede alcanzar hasta 100 megapascales (15 000 psi) y 265 litros por segundo (9,4 pies cúbicos/s) (100 barriles por minuto).

Tipos de pozos

Se puede hacer una distinción entre la fracturación hidráulica convencional de bajo volumen, utilizada para estimular yacimientos de alta permeabilidad para un solo pozo, y la fracturación hidráulica no convencional de alto volumen, utilizada en la terminación de pozos de gas compacto y gas de esquisto. La fracturación hidráulica de alto volumen generalmente requiere presiones más altas que la fracturación de bajo volumen; las presiones más altas son necesarias para expulsar volúmenes más grandes de fluido y apuntalante que se extienden más lejos del pozo.

La perforación horizontal involucra pozos con un pozo de perforación terminal completado como un "lateral" que se extiende paralelo a la capa de roca que contiene la sustancia que se va a extraer. Por ejemplo, los laterales se extienden de 1500 a 5000 pies (460 a 1520 m) en la cuenca de Barnett Shale en Texas, y hasta 10 000 pies (3000 m) en la formación Bakken en Dakota del Norte. Por el contrario, un pozo vertical solo accede al espesor de la capa de roca, típicamente de 50 a 300 pies (15 a 91 m). La perforación horizontal reduce las interrupciones en la superficie ya que se requieren menos pozos para acceder al mismo volumen de roca.

La perforación a menudo obstruye los espacios porosos en la pared del pozo, lo que reduce la permeabilidad en y cerca del pozo. Esto reduce el flujo hacia el pozo de la formación rocosa circundante y sella parcialmente el pozo de la roca circundante. La fracturación hidráulica de bajo volumen se puede utilizar para restaurar la permeabilidad.

Fluidos de fracturamiento

Los propósitos principales del fluido de fracturamiento son extender las fracturas, agregar lubricación, cambiar la fuerza del gel y llevar apuntalante a la formación. Hay dos métodos de transporte de apuntalante en el fluido: de alta velocidad y de alta viscosidad. La fracturación de alta viscosidad tiende a causar grandes fracturas dominantes, mientras que la fracturación de alta velocidad (aguas resbaladizas) provoca pequeñas microfracturas dispersas.

Los agentes gelificantes solubles en agua (como la goma guar) aumentan la viscosidad y entregan eficientemente apuntalante a la formación.

El fluido suele ser una suspensión de agua, apuntalante y aditivos químicos. Además, se pueden inyectar geles, espumas y gases comprimidos, incluidos nitrógeno, dióxido de carbono y aire. Por lo general, el 90 % del fluido es agua y el 9,5 % es arena con aditivos químicos que representan aproximadamente el 0,5 %. Sin embargo, los fluidos de fracturación se han desarrollado utilizando gas licuado de petróleo (GLP) y propano. Este proceso se llama fracturamiento sin agua.

Cuando se usa propano, se convierte en vapor. La alta presión y las altas temperaturas lo hacen posible. Esto hace que tanto el propano como el gas natural regresen a la superficie y puedan ser recolectados. Facilitando su reutilización y/o reventa. Ninguno de los productos químicos utilizados volverá a la superficie. Solo el propano usado regresará de lo que se usó en el proceso.

El apuntalante es un material granular que evita que las fracturas creadas se cierren después del tratamiento de fracturamiento. Los tipos de apuntalante incluyen arena de sílice, arena recubierta de resina, bauxita y cerámica artificial. La elección del apuntalante depende del tipo de permeabilidad o fuerza de grano necesaria. En algunas formaciones, donde la presión es lo suficientemente grande como para triturar granos de arena de sílice natural, se pueden usar apuntalantes de mayor resistencia, como bauxita o cerámica. El apuntalante más utilizado es la arena de sílice, aunque se cree que los apuntalantes de tamaño y forma uniforme, como el apuntalante de cerámica, son más efectivos.

El fluido de fracturamiento varía según el tipo de fracturamiento deseado, las condiciones de los pozos específicos que se fracturan y las características del agua. El fluido puede ser a base de gel, espuma o agua resbaladiza. Las opciones de fluidos son compensaciones: los fluidos más viscosos, como los geles, son mejores para mantener el apuntalante en suspensión; mientras que los fluidos menos viscosos y de menor fricción, como el agua oleosa, permiten que el fluido se bombee a tasas más altas para crear fracturas más alejadas del pozo. Las propiedades materiales importantes del fluido incluyen la viscosidad, el pH, varios factores reológicos y otros.

El agua se mezcla con arena y productos químicos para crear un fluido de fracturamiento hidráulico. Se utilizan aproximadamente 40,000 galones de productos químicos por fracturamiento. Un tratamiento de fractura típico utiliza entre 3 y 12 productos químicos aditivos. Aunque puede haber fluidos de fracturamiento no convencionales, los aditivos químicos típicos pueden incluir uno o más de los siguientes:

• Ácidos: se utiliza ácido clorhídrico o ácido acético en la etapa previa a la fracturación para limpiar los disparos e iniciar la fisura en la roca cercana al pozo.
• Cloruro de sodio (sal): retrasa la descomposición de las cadenas de polímeros de gel.
• La poliacrilamida y otros reductores de fricción disminuyen la turbulencia en el flujo de fluidos y la fricción de las tuberías, lo que permite que las bombas bombeen a una mayor velocidad sin tener una mayor presión en la superficie.
• Etilenglicol: previene la formación de depósitos de incrustaciones en la tubería.
• Sales de borato: se utilizan para mantener la viscosidad del fluido durante el aumento de temperatura.
• Carbonatos de sodio y potasio: se utilizan para mantener la eficacia de los reticulantes.
• Glutaraldehído: un biocida que previene la corrosión de las tuberías por la actividad microbiana.
• Goma de guar y otros agentes gelificantes solubles en agua: aumentan la viscosidad del fluido de fracturamiento para entregar el apuntalante a la formación de manera más eficiente.
• Ácido cítrico: utilizado para la prevención de la corrosión.
• Isopropanol: se utiliza para preparar los productos químicos para el invierno y garantizar que no se congele.

El producto químico más común utilizado para la fracturación hidráulica en los Estados Unidos entre 2005 y 2009 fue el metanol, mientras que otros productos químicos más utilizados fueron el alcohol isopropílico, el 2-butoxietanol y el etilenglicol.

Los tipos de fluidos típicos son:

• Geles lineales convencionales. Estos geles son derivados de la celulosa (carboximetilcelulosa, hidroxietilcelulosa, carboximetilhidroxietilcelulosa, hidroxipropilcelulosa, hidroxietilmetilcelulosa), guar o sus derivados (hidroxipropil guar, carboximetil hidroxipropil guar), mezclados con otros productos químicos.
• Fluidos reticulados con borato. Estos son fluidos a base de guar reticulados con iones de boro (de una solución acuosa de bórax/ácido bórico). Estos geles tienen mayor viscosidad a pH 9 en adelante y se utilizan para transportar apuntalante. Después del trabajo de fracturamiento, el pH se reduce a 3–4 para que se rompan los enlaces cruzados y el gel sea menos viscoso y se pueda bombear.
• Se sabe que los fluidos reticulados organometálicos (zirconio, cromo, antimonio, sales de titanio) reticulan geles a base de guar. El mecanismo de reticulación no es reversible, por lo que una vez que se bombea el apuntalante junto con el gel reticulado, se realiza la parte de fractura. Los geles se descomponen con los rompedores apropiados.
• Geles de aceite de éster de fosfato de aluminio. Los aceites de éster y fosfato de aluminio se suspenden para formar un gel reticulado. Estos son uno de los primeros sistemas de gelificación conocidos.

Para fluidos de agua oleosa, el uso de barridos es común. Los barridos son reducciones temporales en la concentración de apuntalante, que ayudan a garantizar que el pozo no se sobrecargue con apuntalante. A medida que avanza el proceso de fracturamiento, a veces se agregan al fluido de fracturamiento agentes reductores de la viscosidad, como oxidantes y rompedores de enzimas, para desactivar los agentes gelificantes y estimular el reflujo. Dichos oxidantes reaccionan con el gel y lo descomponen, reduciendo la viscosidad del fluido y asegurando que no se extraiga ningún apuntalante de la formación. Una enzima actúa como catalizador para descomponer el gel. A veces, se utilizan modificadores de pH para descomponer el entrecruzamiento al final de un trabajo de fracturación hidráulica, ya que muchos requieren un sistema de amortiguación de pH para mantenerse viscosos.Al final del trabajo, el pozo generalmente se lava con agua a presión (a veces mezclada con un químico que reduce la fricción). Se recupera parte del fluido inyectado (pero no todo). Este fluido es manejado por varios métodos, incluyendo control de inyección subterránea, tratamiento, descarga, reciclaje y almacenamiento temporal en fosas o contenedores. La nueva tecnología se desarrolla continuamente para manejar mejor las aguas residuales y mejorar la reutilización.

Monitoreo de fracturas

Las mediciones de la presión y la tasa durante el crecimiento de una fractura hidráulica, con el conocimiento de las propiedades del fluido y la inyección de apuntalante en el pozo, proporcionan el método más común y simple para monitorear un tratamiento de fractura hidráulica. Estos datos, junto con el conocimiento de la geología subterránea, se pueden utilizar para modelar información como la longitud, el ancho y la conductividad de una fractura apuntalada.

A veces se utiliza la inyección de trazadores radiactivos junto con el fluido de fracturamiento para determinar el perfil de inyección y la ubicación de las fracturas creadas. Los radiotrazadores se seleccionan para que tengan una radiación fácilmente detectable, propiedades químicas apropiadas y un nivel de vida media y toxicidad que minimice la contaminación inicial y residual. También se pueden inyectar isótopos radiactivos unidos químicamente a perlas de vidrio (arena) y/o resina para seguir las fracturas. Por ejemplo, se pueden agregar gránulos de plástico recubiertos con 10 GBq de Ag-110 mm al apuntalante, o se puede etiquetar arena con Ir-192, de modo que se pueda monitorear el progreso del apuntalante. Los radiotrazadores como el Tc-99m y el I-131 también se utilizan para medir los caudales.La Comisión Reguladora Nuclear publica directrices que enumeran una amplia gama de materiales radiactivos en formas sólidas, líquidas y gaseosas que se pueden usar como trazadores y limitan la cantidad que se puede usar por inyección y por pozo de cada radionúclido.

Una nueva técnica en el monitoreo de pozos involucra cables de fibra óptica fuera de la carcasa. Usando la fibra óptica, las temperaturas se pueden medir cada pie a lo largo del pozo, incluso mientras los pozos se fracturan y bombean. Al monitorear la temperatura del pozo, los ingenieros pueden determinar cuánto fluido de fracturamiento hidráulico usan las diferentes partes del pozo, así como cuánto gas natural o petróleo recolectan, durante la operación de fracturamiento hidráulico y cuando el pozo está produciendo.

Monitoreo microsísmico

Para aplicaciones más avanzadas, a veces se usa el monitoreo microsísmico para estimar el tamaño y la orientación de las fracturas inducidas. La actividad microsísmica se mide colocando una matriz de geófonos en un pozo cercano. Al mapear la ubicación de cualquier evento sísmico pequeño asociado con la fractura en crecimiento, se infiere la geometría aproximada de la fractura. Los arreglos de inclinómetros desplegados en la superficie o en el fondo de un pozo proporcionan otra tecnología para monitorear la tensión

El mapeo microsísmico es muy similar geofísicamente a la sismología. En la sismología de terremotos, los sismómetros dispersos en o cerca de la superficie de la tierra registran las ondas S y las ondas P que se liberan durante un evento sísmico. Esto permite estimar el movimiento a lo largo del plano de falla y mapear su ubicación en el subsuelo de la Tierra. Fracturamiento hidráulico, un aumento en la tensión de formación proporcional a la presión neta de fracturamiento, así como un aumento en la presión intersticial debido a fugas. Los esfuerzos de tracción se generan por delante de la punta de la fractura, generando grandes cantidades de esfuerzo cortante. Los aumentos en la presión del agua intersticial y el estrés en la formación se combinan y afectan las debilidades cercanas a la fractura hidráulica, como las fracturas naturales, las juntas y los planos de lecho.

Diferentes métodos tienen diferentes errores de ubicación y ventajas. La precisión del mapeo de eventos microsísmicos depende de la relación señal-ruido y la distribución de los sensores. La precisión de los eventos localizados por inversión sísmica se mejora mediante sensores colocados en múltiples acimutes desde el pozo monitoreado. En una ubicación de matriz de fondo de pozo, la precisión de los eventos mejora al estar cerca del pozo monitoreado (alta relación señal-ruido).

El monitoreo de eventos microsísmicos inducidos por la estimulación de yacimientos se ha convertido en un aspecto clave en la evaluación de fracturas hidráulicas y su optimización. El objetivo principal del monitoreo de fracturas hidráulicas es caracterizar completamente la estructura de la fractura inducida y la distribución de la conductividad dentro de una formación. El análisis geomecánico, como la comprensión de las propiedades del material de las formaciones, las condiciones in situ y las geometrías, ayuda al monitoreo al proporcionar una mejor definición del entorno en el que se propaga la red de fracturas. La siguiente tarea es conocer la ubicación del apuntalante dentro de la fractura y la distribución de la conductividad de la fractura. Esto se puede monitorear utilizando múltiples tipos de técnicas para finalmente desarrollar un modelo de yacimiento que prediga con precisión el rendimiento del pozo.

Terminaciones horizontales

Desde principios de la década de 2000, los avances en la tecnología de perforación y terminación han hecho que los pozos horizontales sean mucho más económicos. Los pozos horizontales permiten una exposición mucho mayor a una formación que los pozos verticales convencionales. Esto es particularmente útil en formaciones de lutitas que no tienen suficiente permeabilidad para producir económicamente con un pozo vertical. Dichos pozos, cuando se perforan en tierra, ahora suelen fracturarse hidráulicamente en varias etapas, especialmente en América del Norte. El tipo de terminación del pozo se utiliza para determinar cuántas veces se fractura una formación y en qué lugares a lo largo de la sección horizontal.

En América del Norte, los yacimientos de lutitas como Bakken, Barnett, Montney, Haynesville, Marcellus y, más recientemente, las lutitas Eagle Ford, Niobrara y Utica se perforan horizontalmente a través de los intervalos de producción, se completan y se fracturan. El método por el cual las fracturas se colocan a lo largo del pozo se logra más comúnmente mediante uno de dos métodos, conocidos como "tapón y perforación" y "manguito deslizante".

El pozo para un trabajo de taponamiento y perforación generalmente se compone de una tubería de revestimiento de acero estándar, cementada o no cementada, colocada en el orificio perforado. Una vez que se ha retirado la plataforma de perforación, se usa un camión con cable para perforar cerca del fondo del pozo y luego se bombea el fluido de fracturamiento. Luego, el camión con cable coloca un tapón en el pozo para sellar temporalmente esa sección para que se pueda tratar la siguiente sección del pozo. Se bombea otra etapa y el proceso se repite a lo largo de la longitud horizontal del pozo.

El pozo para la técnica de manguitos deslizantes es diferente en el sentido de que los manguitos deslizantes se incluyen en espaciamientos establecidos en la tubería de revestimiento de acero en el momento en que se coloca en su lugar. Los manguitos deslizantes suelen estar todos cerrados en este momento. Cuando se va a fracturar el pozo, el manguito deslizante inferior se abre utilizando una de varias técnicas de activación y se bombea la primera etapa. Una vez terminado, se abre la siguiente manga, aislando simultáneamente la etapa anterior, y se repite el proceso. Para el método de camisa deslizante, generalmente no se requiere cable.

Estas técnicas de terminación pueden permitir que se bombeen más de 30 etapas en la sección horizontal de un solo pozo, si es necesario, que es mucho más de lo que normalmente se bombearía en un pozo vertical que tuviera muchos menos pies de zona de producción expuesta.

Usos

La fracturación hidráulica se utiliza para aumentar la velocidad a la que se pueden recuperar sustancias como el petróleo o el gas natural de los depósitos naturales subterráneos. Los yacimientos suelen ser areniscas porosas, calizas o rocas dolomitas, pero también incluyen "yacimientos no convencionales" como rocas de esquisto o lechos de carbón. La fracturación hidráulica permite la extracción de gas natural y petróleo de formaciones rocosas muy por debajo de la superficie terrestre (generalmente de 2000 a 6000 m (5000 a 20 000 pies)), que está muy por debajo de los niveles típicos de los depósitos de agua subterránea. A tal profundidad, puede haber una permeabilidad o una presión de yacimiento insuficientes para permitir que el gas natural y el petróleo fluyan desde la roca hacia el pozo con un alto rendimiento económico. Por lo tanto, la creación de fracturas conductivas en la roca es fundamental para la extracción de yacimientos de esquisto naturalmente impermeables.Las fracturas son un camino conductor que conecta un mayor volumen de yacimiento al pozo. El llamado "súper fracking" crea grietas más profundas en la formación rocosa para liberar más petróleo y gas, y aumenta la eficiencia. El rendimiento de las perforaciones típicas de esquisto generalmente cae después del primer o segundo año, pero la vida máxima de producción de un pozo puede extenderse a varias décadas.

Usos distintos del petróleo/gas

Si bien el principal uso industrial de la fracturación hidráulica es estimular la producción de pozos de petróleo y gas, la fracturación hidráulica también se aplica:

• Para estimular los pozos de agua subterránea
• Para preacondicionar o inducir la minería de derrumbes de rocas
• Como un medio para mejorar la remediación de desechos, generalmente desechos o derrames de hidrocarburos.
• Para disponer los residuos por inyección profunda en la roca
• Para medir el estrés en la Tierra
• Para la generación de electricidad en sistemas geotérmicos mejorados
• Aumentar las tasas de inyección para el secuestro geológico de CO ₂
• Para almacenar energía eléctrica, hidroelectricidad de almacenamiento por bombeo

Desde finales de la década de 1970, la fracturación hidráulica se ha utilizado, en algunos casos, para aumentar el rendimiento del agua potable de los pozos en varios países, incluidos Estados Unidos, Australia y Sudáfrica.

Efectos económicos

La fracturación hidráulica ha sido vista como uno de los métodos clave para extraer recursos de petróleo y gas no convencionales. Según la Agencia Internacional de Energía, se estima que los recursos técnicamente recuperables restantes de gas de esquisto ascienden a 208 billones de metros cúbicos (7,300 billones de pies cúbicos), gas compacto a 76 billones de metros cúbicos (2,700 billones de pies cúbicos) y metano en capas de carbón a 47 billones de metros cúbicos (1.700 billones de pies cúbicos). Por regla general, las formaciones de estos recursos tienen menor permeabilidad que las formaciones de gas convencionales. Por lo tanto, dependiendo de las características geológicas de la formación, se requieren tecnologías específicas como la fracturación hidráulica. Aunque también existen otros métodos para extraer estos recursos, como la perforación convencional o la perforación horizontal, la fracturación hidráulica es uno de los métodos clave para hacer económicamente viable su extracción. La técnica de fracturamiento en etapas múltiples ha facilitado el desarrollo de la producción de gas de esquisto y petróleo de arenas compactas ligeras en los Estados Unidos y se cree que también lo hará en otros países con recursos de hidrocarburos no convencionales.

Una gran mayoría de estudios indican que la fracturación hidráulica en los Estados Unidos ha tenido un fuerte beneficio económico positivo hasta el momento. La Institución Brookings estima que los beneficios de Shale Gas por sí solos han llevado a un beneficio económico neto de $48 mil millones por año. La mayor parte de este beneficio está dentro de los sectores industrial y de consumo debido a los precios significativamente reducidos del gas natural. Otros estudios han sugerido que los beneficios económicos son superados por las externalidades y que el costo nivelado de la electricidad (LCOE) de fuentes menos intensivas en carbono y agua es menor.

El principal beneficio de la fracturación hidráulica es compensar las importaciones de gas natural y petróleo, donde el costo pagado a los productores sale de la economía nacional. Sin embargo, el petróleo y el gas de esquisto está altamente subsidiado en los EE. UU. y aún no ha cubierto los costos de producción, lo que significa que el costo de la fracturación hidráulica se paga con los impuestos sobre la renta y, en muchos casos, es hasta el doble del costo pagado en la bomba.

La investigación sugiere que los pozos de fracturación hidráulica tienen un impacto adverso en la productividad agrícola en las inmediaciones de los pozos. Un artículo encontró "que la productividad de un cultivo de regadío disminuye en un 5,7% cuando se perfora un pozo durante los meses agrícolas activos dentro de un radio de 11 a 20 km de un municipio productor. Este efecto se vuelve más pequeño y más débil a medida que aumenta la distancia entre el municipio y los pozos. " Los hallazgos implican que la introducción de pozos de fracturamiento hidráulico en Alberta le costó a la provincia $14,8 millones en 2014 debido a la disminución de la productividad de los cultivos,

La Administración de Información Energética del Departamento de Energía de EE. UU. estima que el 45 % del suministro de gas de EE. UU. provendrá del gas de esquisto para 2035 (y la gran mayoría de este reemplazará al gas convencional, que tiene una menor huella de gases de efecto invernadero).

Debate publico

Política y política pública

Movimiento popular y organizaciones de la sociedad civil

Ha surgido un movimiento anti-fracking tanto a nivel internacional con la participación de organizaciones ambientales internacionales y naciones como Francia como localmente en áreas afectadas como Balcombe en Sussex, donde la protesta de perforación de Balcombe estaba en progreso a mediados de 2013.La considerable oposición contra las actividades de fracturación hidráulica en los municipios locales de los Estados Unidos ha llevado a las empresas a adoptar una variedad de medidas de relaciones públicas para tranquilizar al público, incluido el empleo de ex militares con entrenamiento en operaciones de guerra psicológica. Según Matt Pitzarella, director de comunicaciones de Range Resources, los empleados capacitados en el Medio Oriente han sido valiosos para Range Resources en Pensilvania, cuando se trata de reuniones municipales cargadas de emociones y asesoran a los municipios sobre zonificación y ordenanzas locales relacionadas con la fracturación hidráulica.

Ha habido muchas protestas dirigidas a la fracturación hidráulica. Por ejemplo, diez personas fueron arrestadas en 2013 durante una protesta contra el fracking cerca de New Matamoras, Ohio, después de que ingresaron ilegalmente a una zona de desarrollo y se engancharon a equipos de perforación. En el noroeste de Pensilvania, hubo un tiroteo desde un vehículo en el sitio de un pozo, en el que alguien disparó dos rondas de un rifle de pequeño calibre en dirección a una plataforma de perforación, antes de gritar blasfemias en el sitio y huir de la escena. En el condado de Washington, Pensilvania, un contratista que trabajaba en un gasoducto encontró una bomba casera que había sido colocada donde se iba a construir un gasoducto, que según las autoridades locales habría causado una "catástrofe" si no la hubieran descubierto y detonado.

Gobierno de EE. UU. y cabildeo corporativo

El Departamento de Estado de los Estados Unidos estableció la Iniciativa Global de Gas de Esquisto para persuadir a los gobiernos de todo el mundo a otorgar concesiones a las principales compañías de petróleo y gas para establecer operaciones de fracking. Documentos secretos del gobierno de los EE. UU. expuestos por WikiLeaks documentan que, como parte de este proyecto, los funcionarios de los EE. UU. convocaron conferencias para funcionarios de gobiernos extranjeros que incluyeron presentaciones de representantes de las principales compañías de petróleo y gas y de profesionales de relaciones públicas con experiencia en cómo tranquilizar a las poblaciones de los países objetivo cuyos los ciudadanos a menudo eran bastante hostiles al fracking en sus tierras. El proyecto del gobierno de EE. UU. tuvo éxito ya que muchos países de varios continentes se adhirieron a la idea de otorgar concesiones para el fracking; Polonia, por ejemplo,El Export-Import Bank de EE. UU., una agencia del gobierno de EE. UU., proporcionó $ 4.7 mil millones en financiamiento para operaciones de fracking establecidas desde 2010 en Queensland, Australia.

Presunta defensa del estado ruso

En 2014, varios funcionarios europeos sugirieron que varias de las principales protestas europeas contra la fracturación hidráulica (con éxito mixto en Lituania y Ucrania) podrían estar parcialmente patrocinadas por Gazprom, la compañía de gas controlada por el estado de Rusia. The New York Times sugirió que Rusia veía sus exportaciones de gas natural a Europa como un elemento clave de su influencia geopolítica, y que este mercado disminuiría si se adoptara la fracturación hidráulica en Europa del Este, ya que abre importantes reservas de gas de esquisto en la región. Los funcionarios rusos han hecho en numerosas ocasiones declaraciones públicas en el sentido de que la fracturación hidráulica "plantea un gran problema ambiental".

Operaciones de fracking actuales

La fracturación hidráulica se está llevando a cabo actualmente en los Estados Unidos en Arkansas, California, Colorado, Luisiana, Dakota del Norte, Oklahoma, Pensilvania, Texas, Virginia, Virginia Occidental y Wyoming. Otros estados, como Alabama, Indiana, Michigan, Mississippi, Nueva Jersey, Nueva York y Ohio, están considerando o preparándose para perforar con este método. Marylandy Vermont han prohibido permanentemente la fracturación hidráulica, y Nueva York y Carolina del Norte han instituido prohibiciones temporales. Nueva Jersey tiene actualmente un proyecto de ley ante su legislatura para extender una moratoria de 2012 sobre la fracturación hidráulica que expiró recientemente. Aunque recientemente se levantó una moratoria de fracturación hidráulica en el Reino Unido, el gobierno está procediendo con cautela debido a las preocupaciones sobre los terremotos y el impacto ambiental de la perforación. La fracturación hidráulica está actualmente prohibida en Francia y Bulgaria.

Películas documentales

La película Gasland, de Josh Fox, nominada al Premio de la Academia en 2010, se convirtió en un centro de oposición a la fracturación hidráulica del esquisto. La película presentó problemas con la contaminación del agua subterránea cerca de pozos en Pensilvania, Wyoming y Colorado. Energy in Depth, un grupo de cabildeo de la industria del petróleo y el gas, cuestionó los hechos de la película. En respuesta, se publicó en el sitio web de Gasland una refutación de las afirmaciones de inexactitud de Energy in Depth. El Director de la Comisión de Conservación de Petróleo y Gas de Colorado (COGCC) se ofreció a ser entrevistado como parte de la película si podía revisar lo que se incluyó de la entrevista en la película final, pero Fox rechazó la oferta. Exxon Mobil, Chevron Corporation y ConocoPhillips emitieron anuncios durante 2011 y 2012 que afirmaban describir los beneficios económicos y ambientales del gas natural y argumentaban que la fracturación hidráulica era segura.

La película Promised Land de 2012, protagonizada por Matt Damon, aborda la fracturación hidráulica. La industria del gas respondió a las críticas de la película sobre la fracturación hidráulica con volantes y publicaciones en Twitter y Facebook.

En enero de 2013, el periodista y cineasta norirlandés Phelim McAleer lanzó un documental de financiación colectiva llamado FrackNation como respuesta a las declaraciones hechas por Fox en Gasland, afirmando que "dice la verdad sobre el fracking para gas natural". FrackNation se estrenó en AXS TV de Mark Cuban. El estreno se correspondió con el estreno de Tierra Prometida.

En abril de 2013, Josh Fox lanzó Gasland 2, su "odisea internacional que descubre un rastro de secretos, mentiras y contaminación relacionada con el fracking hidráulico". Desafía la representación de la industria del gas del gas natural como una alternativa limpia y segura al petróleo como un mito, y que los pozos fracturados hidráulicamente inevitablemente tienen fugas con el tiempo, contaminando el agua y el aire, dañando a las familias y poniendo en peligro el clima de la tierra con el potente gas de efecto invernadero metano..

En 2014, Scott Cannon de Video Innovations lanzó el documental La ética del fracking. La película cubre los puntos de vista políticos, espirituales, científicos, médicos y profesionales sobre la fracturación hidráulica. También profundiza en la forma en que la industria del gas representa la fracturación hidráulica en su publicidad.

En 2015, el documental canadiense Fractured Land tuvo su estreno mundial en el Festival Internacional de Documentales de Canadá Hot Docs.

Problemas de investigación

Por lo general, la fuente de financiación de los estudios de investigación es un punto focal de controversia. Se han planteado preocupaciones sobre la investigación financiada por fundaciones y corporaciones, o por grupos ambientalistas, lo que a veces puede conducir al menos a la apariencia de estudios poco confiables. Varias organizaciones, investigadores y medios de comunicación han informado sobre la dificultad para realizar e informar los resultados de los estudios sobre fracturación hidráulica debido a la presión de la industria y el gobierno, y expresaron su preocupación por la posible censura de los informes ambientales. Algunos han argumentado que es necesario realizar más investigaciones sobre los efectos ambientales y de salud de la técnica.

Riesgos de salud

Existe preocupación por las posibles implicaciones adversas para la salud pública de la actividad de fracturamiento hidráulico. Una revisión de 2013 sobre la producción de gas de esquisto en los Estados Unidos indicó que "con un número cada vez mayor de sitios de perforación, más personas corren el riesgo de sufrir accidentes y exposición a sustancias nocivas utilizadas en pozos fracturados". Una evaluación de peligros de 2011 recomendó la divulgación completa de los productos químicos utilizados para la fracturación hidráulica y la perforación, ya que muchos tienen efectos inmediatos en la salud y muchos pueden tener efectos en la salud a largo plazo.

En junio de 2014, Public Health England publicó una revisión de los posibles impactos en la salud pública de la exposición a contaminantes químicos y radiactivos como resultado de la extracción de gas de esquisto en el Reino Unido, basada en el examen de la literatura y los datos de países donde ya se produce la fracturación hidráulica.El resumen ejecutivo del informe decía: "Una evaluación de la evidencia actualmente disponible indica que los riesgos potenciales para la salud pública derivados de la exposición a las emisiones asociadas con la extracción de gas de esquisto serán bajos si las operaciones se ejecutan y regulan adecuadamente. La mayoría de la evidencia sugiere que la contaminación de las aguas subterráneas, si se produce, es más probable que se deba a una fuga a través del pozo vertical. La contaminación de las aguas subterráneas por el propio proceso de fracturación hidráulica subterránea (es decir, la fracturación de la lutita) es poco probable. Sin embargo, los derrames superficiales de fluidos de fracturación hidráulica o las aguas residuales pueden afectar las aguas subterráneas, y las emisiones al aire también tienen el potencial de tener un impacto en la salud. Donde se han identificado riesgos potenciales en la literatura,los problemas informados suelen ser el resultado de fallas operativas y un entorno regulatorio deficiente".

Un informe de 2012 preparado para la Dirección General de Medio Ambiente de la Unión Europea identificó los riesgos potenciales para los humanos de la contaminación del aire y de las aguas subterráneas que plantea la fracturación hidráulica. Esto condujo a una serie de recomendaciones en 2014 para mitigar estas preocupaciones. Una guía de 2012 para enfermeras pediátricas en los EE. UU. decía que la fracturación hidráulica tenía un impacto negativo potencial en la salud pública y que las enfermeras pediátricas deberían estar preparadas para recopilar información sobre dichos temas a fin de abogar por una mejor salud comunitaria.

Un estudio de 2017 en The American Economic Review encontró que "las plataformas de pozos adicionales perforadas dentro de 1 kilómetro de la entrada de un sistema de agua comunitario aumentan los contaminantes relacionados con el gas de esquisto en el agua potable".

Un estudio de 2022 realizado por la Escuela de Salud Pública TH Chan de Harvard y publicado en Nature Energy descubrió que las personas mayores que viven cerca o a favor del viento del desarrollo no convencional de petróleo y gas (UOGD), que involucra métodos de extracción, incluido el fracking, tienen un mayor riesgo de experimentar muerte prematura en comparación con las personas mayores que no viven cerca de tales operaciones.

Las estadísticas recopiladas por el Departamento de Trabajo de EE. UU. y analizadas por los Centros para el Control y la Prevención de Enfermedades de EE. UU. muestran una correlación entre la actividad de perforación y el número de lesiones laborales relacionadas con la perforación y los accidentes de vehículos motorizados, explosiones, caídas e incendios. Los trabajadores de extracción también corren el riesgo de desarrollar enfermedades pulmonares, incluido el cáncer de pulmón y la silicosis (esta última debido a la exposición al polvo de sílice generado por la perforación de rocas y el manejo de la arena). El Instituto Nacional de Seguridad y Salud Ocupacional (NIOSH) de EE. UU. identificó la exposición a la sílice en el aire como un peligro para la salud de los trabajadores que realizan algunas operaciones de fracturación hidráulica. NIOSH y OSHA emitieron una alerta de peligro conjunta sobre este tema en junio de 2012.

Además, la fuerza laboral de extracción tiene un mayor riesgo de exposición a la radiación. Las actividades de fracking a menudo requieren perforar rocas que contienen material radiactivo natural (NORM), como radón, torio y uranio.

Otro informe realizado por Canadian Medical Journal informó que después de investigar identificaron 55 factores que pueden causar cáncer, incluidos 20 que han demostrado aumentar el riesgo de leucemia y linfoma. El análisis de Salud Pública de Yale advierte que millones de personas que viven a menos de una milla de los pozos de fracking pueden haber estado expuestas a estos químicos.

Impactos ambientales

Los impactos ambientales potenciales de la fracturación hidráulica incluyen las emisiones al aire y el cambio climático, el alto consumo de agua, la contaminación de las aguas subterráneas, el uso de la tierra, el riesgo de terremotos, la contaminación acústica y varios efectos en la salud de los seres humanos. Las emisiones al aire son principalmente metano que se escapa de los pozos, junto con emisiones industriales de los equipos utilizados en el proceso de extracción. La regulación moderna del Reino Unido y la UE requiere cero emisiones de metano, un potente gas de efecto invernadero. El escape de metano es un problema mayor en los pozos más antiguos que en los construidos bajo la legislación más reciente de la UE.

En diciembre de 2016, la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA, por sus siglas en inglés) emitió el informe "Fracturación hidráulica para petróleo y gas: impactos del ciclo del agua de la fracturación hidráulica en los recursos de agua potable en los Estados Unidos (Informe final)". La EPA encontró evidencia científica de que las actividades de fracturación hidráulica pueden afectar los recursos de agua potable. Algunas de las razones principales por las que el agua potable puede estar contaminada según la EPA son:

• Remoción de agua para ser utilizada para fracking en épocas o zonas de baja disponibilidad de agua }}
• Derrames durante el manejo de fluidos de fracking y productos químicos que resultan en grandes volúmenes o altas concentraciones de productos químicos que llegan a los recursos de agua subterránea
• Inyección de fluidos de fracking en pozos cuando se manipula mal la maquinaria, lo que permite que los gases o líquidos se trasladen a los recursos de agua subterránea.
• Inyección de fluidos de fracking directamente en los recursos de agua subterránea
• Fuga de aguas residuales de fracturamiento hidráulico defectuosas a aguas superficiales
• Eliminación o almacenamiento de aguas residuales de fracking en pozos sin revestimiento que da como resultado la contaminación de los recursos de agua subterránea.

La fracturación hidráulica utiliza entre 1,2 y 3,5 millones de galones estadounidenses (4500 y 13 200 m) de agua por pozo, y los grandes proyectos utilizan hasta 5 millones de galones estadounidenses (19 000 m). Se utiliza agua adicional cuando se refractan los pozos. Un pozo promedio requiere de 3 a 8 millones de galones estadounidenses (11 000 a 30 000 m) de agua durante su vida útil. Según el Instituto de Estudios Energéticos de Oxford, se requieren mayores volúmenes de fluidos de fracturación en Europa, donde las profundidades de esquisto son en promedio 1,5 veces mayores que en los EE. UU.y el agua subterránea puede contaminarse si el fluido puede escapar de la formación que se está fracturando (a través, por ejemplo, de pozos abandonados, fracturas y fallas) o por el agua producida (los fluidos que regresan, que también contienen constituyentes disueltos como minerales y salmuera). aguas). La posibilidad de contaminación de las aguas subterráneas por fugas de salmuera y fluidos de fracturamiento a través de viejos pozos abandonados es baja. El agua producida se gestiona mediante inyección subterránea, tratamiento y descarga de aguas residuales municipales y comerciales, sistemas autónomos en pozos o campos, y reciclaje para fracturar futuros pozos. Por lo general, se recupera menos de la mitad del agua producida utilizada para fracturar la formación.

En los Estados Unidos hay más de 12 millones de acres que se utilizan para combustibles fósiles. Se necesitan alrededor de 3,6 hectáreas (8,9 acres) de terreno por cada plataforma de perforación para instalaciones de superficie. Esto es equivalente a seis Parques Nacionales de Yellowstone. La construcción de plataformas de pozos y estructuras de soporte fragmenta significativamente los paisajes, lo que probablemente tenga efectos negativos en la vida silvestre. Estos sitios necesitan ser remediados después de que se agoten los pozos. Las investigaciones indican que los efectos sobre los costos de los servicios de los ecosistemas (es decir, los procesos que el mundo natural brinda a la humanidad) han alcanzado más de $250 millones por año en los EE. UU.Cada plataforma de pozos (en promedio, 10 pozos por plataforma) necesita durante el proceso preparatorio y de fracturamiento hidráulico entre 800 y 2500 días de actividad ruidosa, que afecta tanto a los residentes como a la vida silvestre local. Además, el tráfico continuo de camiones (arena, etc.) que se necesita en la fracturación hidráulica genera ruido. Se están realizando investigaciones para determinar si la salud humana se ha visto afectada por la contaminación del aire y el agua, y se requiere un seguimiento riguroso de los procedimientos y reglamentos de seguridad para evitar daños y gestionar el riesgo de accidentes que podrían causar daños.

En julio de 2013, la Administración Federal de Ferrocarriles de EE. UU. mencionó la contaminación del aceite por productos químicos de fracturación hidráulica como "una posible causa" de corrosión en los vagones cisterna de aceite.

La fracturación hidráulica a veces se ha relacionado con la sismicidad o los terremotos inducidos. La magnitud de estos eventos suele ser demasiado pequeña para detectarse en la superficie, aunque los temblores atribuidos a la inyección de fluidos en los pozos de eliminación han sido lo suficientemente grandes como para que las personas los sintieran a menudo y causaran daños a la propiedad y posiblemente lesiones. Un Servicio Geológico de EE. UU. informó que hasta 7,9 millones de personas en varios estados tienen un riesgo de terremoto similar al de California, siendo la fracturación hidráulica y prácticas similares un factor contribuyente principal.

Los eventos microsísmicos a menudo se utilizan para mapear la extensión horizontal y vertical de la fractura. Una mejor comprensión de la geología del área que se está fracturando y utilizando para pozos de inyección puede ser útil para mitigar el potencial de eventos sísmicos significativos.

Las personas obtienen agua potable de aguas superficiales, que incluyen ríos y embalses, o de acuíferos subterráneos, a los que se accede mediante pozos públicos o privados. Ya hay una gran cantidad de casos documentados en los que el agua subterránea cercana ha sido contaminada por actividades de fracking, lo que requiere que los residentes con pozos privados obtengan fuentes externas de agua para beber y para uso diario.

Las sustancias perfluoroalquiladas y polifluoroalquiladas, también conocidas como "PFAS" o "sustancias químicas para siempre", se han relacionado con el cáncer y los defectos de nacimiento. Los productos químicos utilizados en el fracking permanecen en el medio ambiente. Una vez allí, esos químicos eventualmente se descompondrán en PFAS. Estos productos químicos pueden escapar de los sitios de perforación y al agua subterránea. Los PFAS pueden filtrarse en pozos subterráneos que almacenan millones de galones de aguas residuales.

A pesar de estas preocupaciones sobre la salud y los esfuerzos para instituir una moratoria sobre el fracking hasta que se comprendan mejor sus efectos ambientales y de salud, Estados Unidos continúa dependiendo en gran medida de la energía de combustibles fósiles. En 2017, el 37 % del consumo anual de energía de EE. UU. se deriva del petróleo, el 29 % del gas natural, el 14 % del carbón y el 9 % de fuentes nucleares, con solo el 11 % suministrado por energía renovable, como la eólica y la solar.

Reglamento

Los países que usan o están considerando el uso de la fracturación hidráulica han implementado diferentes regulaciones, incluido el desarrollo de legislación federal y regional, y limitaciones de zonificación locales. En 2011, después de la presión pública, Francia se convirtió en la primera nación en prohibir la fracturación hidráulica, basándose en el principio de precaución y en el principio de acción preventiva y correctiva de los peligros ambientales. La prohibición fue confirmada por un fallo de octubre de 2013 del Consejo Constitucional. Algunos otros países, como Escocia, han colocado una moratoria temporal sobre la práctica debido a preocupaciones de salud pública y una fuerte oposición pública. Países como Inglaterra y Sudáfrica han levantado sus prohibiciones, optando por centrarse en la regulación en lugar de la prohibición total.Alemania ha anunciado un proyecto de normativa que permitiría el uso de la fracturación hidráulica para la explotación de depósitos de gas de esquisto con la excepción de las zonas de humedales. En China, la regulación del gas de esquisto todavía enfrenta obstáculos, ya que tiene interrelaciones complejas con otros regímenes regulatorios, especialmente el comercio. Muchos estados de Australia han prohibido de forma permanente o temporal la fracturación de hidrocarburos. En 2019, se prohibió la fracturación hidráulica en el Reino Unido.

La Unión Europea ha adoptado una recomendación de principios mínimos para el uso de la fracturación hidráulica de gran volumen. Su régimen regulatorio requiere la divulgación completa de todos los aditivos. En los Estados Unidos, el Ground Water Protection Council lanzó FracFocus.org, una base de datos de divulgación voluntaria en línea para fluidos de fracturación hidráulica financiada por grupos comerciales de petróleo y gas y el Departamento de Energía de los Estados Unidos. La fracturación hidráulica está excluida de la regulación de control de inyección subterránea de la Ley de Agua Potable Segura, excepto cuando se utiliza combustible diesel. La EPA asegura la vigilancia de la emisión de permisos de perforación cuando se emplea combustible diesel.

En 2012, Vermont se convirtió en el primer estado de los Estados Unidos en prohibir la fracturación hidráulica. El 17 de diciembre de 2014, Nueva York se convirtió en el segundo estado en emitir una prohibición total de cualquier fracturación hidráulica debido a los riesgos potenciales para la salud humana y el medio ambiente.