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Departamento de Geociencias
Tesis de pregrado
El rol de los agentes químicos en el fracturamiento hidráulico
Monografía
David Esteban Barbosa Naranjo
201425602
Director: Fabio Iwashita ______________
Codirector: Roderick Pérez______________
Mayo del 2018
Dedicatoria
La preocupación por el hombre y su destino
siempre debe ser el interés primordial de todo
esfuerzo técnico. Nunca olvides esto entre tus
diagramas y ecuaciones.
Albert Einstein
Agradecimientos
Agradezco a Dios quien fue mi guía permanente en este camino y favoreció que lograra una
meta más en mi vida.
A mi madre, Ma. Claudia, mi abuela Hilda María, mi hermano Santiago y mi padre Giovanni
por su motivación, apoyo incondicional y buenos consejos para que lograra los objetivos
propuestos.
A mi director de tesis, Fabio Iwashita y mi codirector, Roderick Pérez, por su apoyo a mi
iniciativa, paciencia, dedicación y aportes para el desarrollo de este trabajo.
Resumen
El fracturamiento hidráulico (FH) es una técnica de extracción de hidrocarburos de una
formación rocosa para lo cual se inyecta una mezcla de agentes químicos a presión; estos han
sido relacionados con contaminación ambiental. El objetivo de este trabajo es profundizar en
el rol de estos agentes, y aportar al entendimiento de su impacto en la contaminación
ambiental. Se hizo una revisión de literatura en las bases de datos: Academic Search
Complete, Asce library, British Library RThOS, Scopus, Academic OneFile, SciTech
Connect, SciendeDirect, EconLit with Full Text, Supplemental Index. Resultados
preliminares indican que los aditivos químicos, utilizados durante el FH, pueden quedarse en
la formación o volver a la superficie en forma de flowback, por lo que el tratamiento
adecuado de estos aditivos, una vez acaba el fracturamiento es fundamental. Discusión: el
FH ofrece beneficios como seguridad energética, avances en la industria petrolera y mejoras
económicas. Sin embargo, debido a estudios que relacionan los mismos con efectos nocivos
en humanos y en el medio ambiente sus beneficios se han cuestionado. A la fecha es uno de
los métodos más comunes para extraer hidrocarburos de yacimientos convencionales y no
convencionales, Por tanto se propone mejorar los procedimientos de aseguramiento de
manipulación de los mismos, a través de la mejora de infraestructura con el objetivo de que
haya una recuperación y neutralización efectiva de los mismos. Adicionalmente se propone
aunmentar los controles que permitan el cabal cumplimiento de leyes y normas que existen
asi como realizar sanciones ejemplares para quienes no cumplan. Conclusión: mitigar los
efectos nocivos de los agentes químicos utilizados en el FH sobre los humanos y el medio
ambiente, debe ser una prioridad de la industria y los gobiernos del mundo para preservar el
medio ambiente y la salud de las personas.
Palabra claves: fracking/fracturamiento hidráulico, contaminación ambiental, químicos,
gases, aguas residuales, aguas subterráneas.
Abstract
Hydraulic fracturing (HF) is a hydrocarbon extraction technique where a mixture which
contains chemical agents, is injected at a high pressure; these have been related to
environmental pollution. The aim of this work is to deepen the role of these agents and
contribute to the understanding of their impact on environmental pollution. A literature
review was made in the databases: Academic Search Complete, Asce library, British Library
RThOS, Scopus, Academic OneFile, SciTech Connect, ScienceDirect, EconLit with Full
Text, Supplemental Index. Result: the chemical additives, when accomplishing their
objective in HF, can remain in the formation or return with the flowback, reason why the
appropriate treatment of these additives, once the process finishes is fundamental.
Discussion: HF offers benefits like energy security, advances in the oil industry and
economic improvements, however, is questioned in several countries because the chemical
agents used in it have been linked to harmful effects on humans and the environment.
However, nowadays there is no other option to extract hydrocarbons from unconventional
ore deposits, which leads us to believe that the technique should be improved and that these
chemical agents must be handled properly, improving the infrastructure and techniques to
recover or neutralize them, in the places where the procedure is carried out. Additionally, the
regulations on the subject must be clear and mandatory, otherwise, the sanctions must be
exemplary. Conclusion: mitigate the harmful effects of chemical agents used in the HF on
humans and the environment, should be a priority of the industry and governments of the
world to preserve the environment and the health of people.
Key words: fracking, hydraulic fracturing, environmental impact, chemicals, gases,
wastewater, groundwater contamination.
Tabla de contenido
1. Metodología……………………………………………9
2. Marco conceptual………………………………………9
2.1 Fracturamiento hidráulico ………………………9
2.1.1 Definición e historia…………………. 9
2.1.2 Contexto nacional-internacional…………………. 11
2.1.3 Descripción de la técnica ………………………… 17
2.1.4 Impacto ambiental …………………………… 25
Sismicidad inducida……………………………26
Contaminación del aire…………………………27
Contaminación de cuerpos de agua…………….31
2.1.5 Regulaciones nacionales……………………… 33
2.2 Agentes (aditivos) químicos utilizados en la
fracturamiento hidráulico………………………… 35
2.2.1 Tipos de aditivos…………………………..…… 36
2.2.2 Componentes químicos comúnmente usados …. 38
2.2.3 Químicos tóxicos……………………………….. 42
3. Discusión …………………………………………44
4. Conclusiones…………………………………….. 46
Referencias ……………………………………… 46
Lista de tablas
Tabla 1. Registros de la CIH sobre operaciones de fracturamiento hidráulico en Colombia
Tabla 2. Lista de químicos y mezclas químicas identificadas como comúnmente usadas en
el Fracturamiento Hidraulico basada en fuentes disponibles.
Tabla 3. Emisiones de gas de distintos motores de compresión.
Tabla 4. Emisiones fugitivas de metano asociadas con el desarrollo del gas natural de los
pozos convencionales y a partir de formaciones de esquisto (expresados como el porcentaje
de metano producido durante el ciclo de vida de un pozo)
Tabla 5. Requerimientos para la exploración y explotación de yacimientos no
convencionales.
Tabla 6. Químicos comúnmente usados en el fracturamiento hidráulico y su clasificación.
Tabla 7. Efectos potenciales de los aditivos en la salud.
Lista de figuras
Figura 1. Información obtenida en: Comisión Interinstitucional de Hidrocarburos (2015).
Figura 2. Producción total y proyección de producción de gas natural en Estados unidos.
Figura 3. Autosuficiencia petrolera.
Figura 4. Convencional Vs. No Convencional.
Figura 5. Clasificación de los hidrocarburos
Figura 6. Triángulo de los recursos.
Figura 7. Áreas de exploración de Crudos Pesados en Colombia.
Figura 8. Depósitos de arenas bituminosas.
Figura 9. Cuencas prospectivas de esquisto en el Norte de Sudamérica.
Figura 10. Componentes de estrés in situ y propagación de las fracturas hidráulicas.
Figura 11. Composición volumétrica de un fluido de fracturación.
Figura 12. Corte esquemático de la estructura de un pozo vertical.
Figura 13. Fractura Hidráulica.
Figura 14. Plug and perforate technique.
Figura 15. Identificación de las principales fuentes de polución del aire provenientes del
desarrollo de pozos, dependiendo de la fase en que están.
Figura 16. Ilustración esquemática de posibles modos de contaminación de cuerpos de agua.
Introducción
El fracturamiento hidráulico (FH) es la técnica de extracción de hidrocarburos que utiliza la
filtración de una mezcla líquida a alta presión para fracturar la roca, y así liberar el
hidrocarburo atrapado en ella debido a su baja permeabilidad. Dicha mezcla está compuesta
principalmente por agua, arena y químicos (Meegoda, Rudy, Zou and Agbakpe, 2016). Es
una técnica que ha favorecido el aumento en la producción de hidrocarburos lo que ha
disminuido costos de la energía (Meegoda, Rudy, Zou and Agbakpe, 2016). Sin embargo, a
la técnica se le han atribuido efectos nocivos en humanos y en el ambiente.
En Estados Unidos el FH ha generado aumento en la producción de los hidrocarburos, lo cual
ha disminuido los precios de la energía. No obstante, en países como Francia, la explotación
de yacimientos no convencionales por medio del FH ha sido prohibida por sus supuestos
efectos negativos sobre el medio ambiente, así como sobre sus habitantes. Por otro lado, en
países como Alemania, Suiza e Inglaterra, se ha optado por poner a prueba dichas actividades
hasta nuevo aviso, sin prohibirlos (Asamblea contra la Fractura Hidráulica, 2011).
Sin embargo, al FH se le han atribuido problemas ambientales como: fugas de gas metano
durante el proceso y la producción, desencadenamiento de sismos o terremotos, y
contaminación de las aguas residuales por el incorrecto manejo de estas, una vez acabado el
proceso del FH (Meegoda, Rudy, Zou and Agbakpe, 2016). Claramente estos no son
problemas menores para el ambiente donde se pueden afectar la calidad de las aguas
subterráneas, superficiales y el aire (Asamblea contra la Fractura Hidráulica, 2011), y el
impacto es negativo para las comunidades que habitan estas zonas (Costa et al., 2017).
Algunos autores relacionan estos problemas con los químicos utilizados en las mezclas, no
obstante, otros consideran que esos problemas son debidos a los pozos en mal estado
(Meegoda, Rudy, Zou and Agbakpe, 2016). Durante esta monografía se hará una revisión del
rol de los agentes utilizados en el FH, y aportará al entendimiento de su impacto en la
contaminación ambiental por medio de una revisión de literatura. Durante la revisión se
identificarán los químicos más comunes usados en el FH, el objetivo de su presencia y la
manera en que pueden estar relacionados al impacto ambiental asociado a esta técnica.
1. Metodología
Revisión de literatura en idiomas inglés y español, sin límite de fechas. Se hizo una búsqueda
en las bases de datos: Academic Search Complete, Asce library, British Library EThOS,
Scopus, Academic OneFile, SciTech Connect, ScienceDirect, EconLit with Full Text,
Supplemental Index. Se utilizaron las palabras claves: fracking, hydraulic fracturing,
environmental impact, chemicals, gases, wastewater, groundwater contamination y sus
correspondientes en español. A partir de la literatura, primero se abordaron temas generales
del FH, y posteriormente se profundizó en la manera como esta técnica puede estar asociada
a un impacto ambiental. Finalmente se hizo un énfasis en los agentes (aditivos) químicos
utilizados en la técnica, por medio de una descripción de su influencia en el FH.
2. Marco conceptual
2.1 Fracturamiento hidráulico
2.1.1 Definición e historia
El FH es la técnica de extracción de hidrocarburos que utiliza la filtración de una mezcla
líquida a alta presión para fracturar la roca, y así liberar el hidrocarburo atrapado en ella
debido a su baja permeabilidad (Meegoda, Rudy, Zou and Agbakpe, 2016). También se
puede definir desde un punto de vista científico/físico, como “Una fractura hidráulica es una
fractura por presión inducida, causada por la inyección de un fluido en una determinada
formación rocosa. El fluido es bombeado a presiones que superan la presión de fractura, la
cual es a la que una roca se rompe. Para acceder a una zona de estimulación, los ingenieros
perforan el revestimiento cruzando el intervalo y usan tapones recuperables para aislar el
intervalo de las otras zonas abiertas. Este intervalo es entonces presurizado hasta alcanzar la
presión de ruptura de la formación, o presión de iniciación de fractura, el cual es el punto
en que la roca se rompe y una fractura es creada” Nolen-Hoeksema (2013).
El FH se desarrolló a finales del siglo XIX con el objetivo de acceder a incrustaciones de
lutitas (shale), de difícil acceso que pudiesen ser fuentes de gas natural y petróleo. Según la
American Oil and Gas Historical Society, fue un veterano de la guerra civil quien incursionó
por primera vez, en 1865, en actividades donde se usaban explosivos de manera controlada
para obtener los recursos mencionados anteriormente, por medio de la Roberts Petroleum
Torpedo Company. En sus inicios se usaba la nitroglicerina, pero al ser un explosivo muy
peligroso para la explotación y la minería, otras compañías de petróleos optaron por
desarrollar métodos que no necesitasen el uso de fluidos explosivos para la estimulación del
suelo, como agentes gelificantes (Kreipl & Kreipl, 2017). Las primeras pruebas se llevaron
a cabo en una reserva de gas natural ubicada en Hugoton, Texas durante 1947, lo que permitió
que las primeras operaciones del FH, como práctica comercial, tomaran lugar en Texas y
Oklahoma alrededor de 1949. Durante los siguientes 10 años las compañías invirtieron en
dicho método pues vieron que este permitía una mayor obtención de recursos, permitiendo a
una roca sedimentaria cerca de Marcellus, Nueva York, llegar a ser la productora del 60% de
las extracciones de gas y petróleo de lutitas (shale) de los Estados Unidos (Cheremisinoff y
Davletshin, 2015).
Las primeras prácticas en el uso de la técnica de FH en Colombia datan del año 1957, cuando
se fracturó el pozo Infantas 167, y posteriormente el pozo Sardinata-5 en 1959. Como dio a
entender Edgar Aguirre, Director General de la Comisión Interinstitucional de
Hidrocarburos, CIH, durante un conversatorio organizado por la Asociación Colombiana de
Ingenieros de Petróleos, ACIPET, no es una técnica nueva. Él afirma que “se han realizado
5,000 fracturamientos hidráulicos desde 1957 en yacimientos convencionales, y actualmente
se realizan operaciones con esta técnica en 5 pozos estratigráficos en yacimientos no
convencionales”.
En la Tabla 1 se muestran los registros que tiene la CIH de operaciones de FH en Colombia:
Tabla 1. Registros de la CIH sobre operaciones de fracturamiento hidráulico en Colombia
Años Zona Entidad encargada Descripción
1957 Infantas 167 --- ---
1959 Sardinata-5 --- ---
1986-2002 Campo San
Francisco
Hocol 55 fracturamientos en un
grupo de 40 pozos
1996-2011 BP Colombia 85 pozos
2002-2007 Campo Guando Petrobras Más de 130 pozos y 400
fracturamientos
2005-2008 Campo Orito ---- 29 Pozos, 48
fracturamientos
2008-2010 Superintendencia de
operaciones de Apiay
Ecopetrol 19 pozos, 18
fracturamientos Información obtenida en: Comisión Interinstitucional de Hidrocarburos (2015). Recuperado de:
http://inteligenciapetrolera.com.co/inicio/wp-content/uploads/2015/08/Presentacion-Fracking-Para-
Periodistas-Julio2015-Rev4.pdf
2.1.2 Contexto internacional y nacional
El potencial de explotación de hidrocarburos a nivel mundial se relaciona con la cantidad de
cuencas de hidrocarburos que se conocen. En la Figura 1 se observan las cuencas evaluadas
con y sin estimación de recursos a nivel global.
Una cuenca evaluada hace referencia a una cuenca a la que se le han hecho estudios que
permitieron calcular un estimado del contenido volumétrico de hidrocarburos recuperables,
mediante el cual también se busca obtener valores aproximados de inversión y ganancia
monetaria (Rogner, 1997).
Figura 1. Información obtenida en: Comisión Interinstitucional de Hidrocarburos (2015). Recuperado de:
http://inteligenciapetrolera.com.co/inicio/wp-content/uploads/2015/08/Presentacion-Fracking-Para-
Periodistas-Julio2015-Rev4.pdf
En Estados Unidos el FH ha generado un auge en la producción de petróleo nacional, lo que
ha disminuido los precios de la energía (Meegoda, Rudy, Zou and Agbakpe, 2016). Sin
embargo, en países como Francia, la existencia de problemas ambientales relacionados a esta
práctica ha provocado su prohibición. Por otro lado, en países como Alemania, Suiza e
Inglaterra, se ha optado por mantener en prueba dichas actividades, hasta tener un mayor
conocimiento y control sobre ellas (Asamblea contra la Fractura Hidráulica, 2011). Estados
Unidos logró convertirse en un ejemplo a seguir ya que logró duplicar su capacidad de
producción llegando a los 10 millones de barriles diarios, gracias a la explotación de
yacimientos no convencionales. En la Figura 2, se observa el incremento de la producción de
gas natural en Estados Unidos desde 1990.
Figura 2. Producción total y proyección de producción de gas natural en Estados unidos. Tomada de:
(Meegoda, Rudy, Zou and Agbakpe, 2016).
Los yacimientos convencionales son definidos por, el artículo 1 del decreto 3004 de 26 de
diciembre del 2013 expedido por el Ministerio de Minas y Energía como: “formación rocosa
con baja permeabilidad primaria a la que se le debe realizar estimulación para mejorar las
condiciones de movilidad y recobro de hidrocarburos”, mientras que esta misma entidad, en
la resolución 0034 de 16 de enero de 2015, define los yacimientos convencionales como:
“Formación rocosa en la que ocurren acumulaciones de hidrocarburos en trampas
estratigráficas y/o estructurales. Esta limitado por barreras geológicas, tales como estratos
impermeables, condiciones estructurales y agua en las formaciones, y se encuentra
efectivamente aislado de cualquier otro yacimiento que pueda estar presente en la misma área
o estructura geológica”. Estas diferencias son apreciables en la Figura 4 donde se presenta
una ilustración esquemática de un yacimiento convencional y un yacimiento no
convencional.
En Colombia el tema del FH ha tomado gran fuerza debido al déficit petrolero de los
yacimientos convencionales frente a la demanda, como se observa en la Figura 3.
Figura 3. Autosuficiencia petrolera. Tomada de ANH, Ecopetrol, cálculos UPME
Este déficit pensar que la extracción de gas natural y petróleo provenientes de yacimientos
no convencionales, por medio del FH tendrían la capacidad de extender el tiempo de vida
que le queda a los hidrocarburos, es decir que ampliaría la seguridad energética (Arnedo y
Yunes, 2015).
Figura 4. Convencional Vs. No Convencional Tomada de: http://inteligenciapetrolera.com.co/inicio/wp-
content/uploads/2015/08/Presentacion-Fracking-Para-Periodistas-Julio2015-Rev4.pdf
Así como hay yacimientos convencionales y no convencionales, hay hidrocarburos
convencionales y no convencionales dependiendo del yacimiento al que estos pertenezcan.
Los hidrocarburos no convencionales son definidos como “aquellos que están contenidos en
reservorios de baja permeabilidad o que poseen petróleo pesado o de alta viscosidad, y que
requieren tecnologías avanzadas de perforación o de estimulación, a fin de lograr producción
a tasas de flujo comerciales” Carrillo (2011). La Figura 5 presenta una clasificación
esquemática de la manera en que se pueden dividir los hidrocarburos, acorde a lo explicado
anteriormente.
Figura 5. Clasificación de los hidrocarburos
Tomada de: http://www.upme.gov.co/Docs/CadenadelPetroleo_sp.pdf
Teniendo en cuenta esta clasificación de acuerdo a los tipos de yacimiento a los que
pertenecen también se posibilita la creación del siguiente diagrama el cual relaciona lo
anteriormente descrito, junto con una inversión monetaria ideal y general, en una figura
(Figura 6) que se le conoce como el triángulo de los recursos:
Figura 6. Triángulo de los recursos. Tomada de http://www.upme.gov.co/Docs/CadenadelPetroleo_sp.pdf
Este diagrama nos da a entender entonces que los reservorios no convencionales suelen tener
mayores volúmenes, pero son más complicados de explotar por lo que requiere una
tecnología más avanzada, indicando una mayor inversión económica.
Retomando el contexto local, la economía colombiana se rige por sus riquezas naturales
dentro de las cuales se destacan los hidrocarburos (DANE, 2006). Esto es argumentado por
Astrid Martínez, investigadora asociada de Fedesarrollo, en el foro de los 100 años del
petróleo, al afirmar que entre el periodo 2000-2017, los hidrocarburos han contribuido a las
exportaciones totales entre 33% y 55%, a la inversión extranjera entre el 11.5% y 47.9%.
Con ello en mente, y el corto tiempo de vida que le quedan a los yacimientos no
convencionales en Colombia, mostrado en la figura 3, se ha optado por buscar yacimientos
no convencionales para explotar, tal y como se observa en las figuras 7, 8 y 9, donde es
posible ver las zonas donde se ha explorado en busca de crudos pesados y arenas bituminosas
en Colombia. Las arenas bituminosas son yacimientos donde el crudo se encuentra mezclado
con arcilla, arena y agua (Cadena del Petróleo, 2018), que difieren de las arenas bituminosas
presentes en Alberta, Canadá principalmente por la manera en que son explotadas, ya que en
Canadá se explotan a cielo abierto debido a la alta viscosidad y complejidad de extracción.
Este procedimiento consiste en un tratamiento del crudo posterior a su extracción, donde se
utiliza una mezcla de agua y sustancias químicas para separar el bitumen (rico en crudo) de
las arenas y las arcillas con las que se encuentra mezclada ("El polémico crudo de Canadá
que muy pocos quieren", 2018).
De las cuencas presentadas en las figuras 7, 8 y 9, se destaca la cuenca del Valle Medio del
Magdalena pues en ella se encuentra uno de los yacimientos de gas de lutita más grandes del
país (ACP, 2017)
Figura 7. Áreas de exploración de Crudos Pesados en Colombia. Tomado de: (ANH,2008)
Figura 8. Depósitos de arenas bituminosas. Tomado de: (ANH,2008)
Figura 9. Cuencas prospectivas de lutita en el Norte de Sudamérica. Tomado de: (ARI, 2013)
2.1.3 Descripción de la técnica
La técnica de FH inicia con la perforación de un pozo vertical que atraviesa distintas capas
y acuíferos en algunos casos hasta llegar a la capa de lutita, para poder realizar el
fracturamiento. No obstante, una vez llega a este punto, la tubería puede ser desviada hasta
adquirir una dirección horizontal, con el propósito de aumentar el área de contacto con lutita
y extraer más hidrocarburos. Una vez instalada esta tubería se utilizan unos explosivos para
generar ciertas micro fracturas en el cuerpo rocoso que atrapa los hidrocarburos gracias a su
baja porosidad y luego se bombea un fluido a alta presión (Arnedo y Yunes, 2015). Aquí la
física, vuelve a tener un papel fundamental, ya que el tamaño y la orientación de la fractura,
así como la magnitud de la presión necesaria para crear la mencionada fractura, depende del
campo de estrés in situ. Este campo de estrés está determinado por tres componentes
principales de estrés compresivo, las cuales son ortogonales entre ellas y tanto su magnitud
como orientación dependen del régimen tectónico de la zona, la profundidad, presión de los
poros y propiedades de la roca, ya que son los factores que controlan como se distribuye y
propaga el estrés en la formación (Nolen-Hoeksema, 2013). Las fracturas creadas no se
extienden por más de 200 o 300 metros hacia arriba, pero teóricamente se deberían encontrar
a más de miles de metros por debajo de cualquier cuerpo de agua fresca (Fisher, 2010). En
la Figura 10 se observa un dibujo esquemático de las componentes de estrés presentes en la
formación durante el FH, es decir, las principales fuerzas que afectan o influencian la
propagación de las fracturas que se están utilizando para estimular la roca, permitiéndole asi
obtener una dirección de propagación y limitantes a dichas fracturas.
Figura 10. Componentes de estrés in situ y propagación de las fracturas hidráulicas. Tomado de: Nolen-
Hoeksema (2013)
El fluido que se inyecta a la formación rocosa consiste mayormente de agua, con arena y
algunos químicos, como se observa en la siguiente figura.
Figura 11. Composición volumétrica de un fluido de fracturación. Tomado de: (Arnedo y Yunes, 2015)
Una vez bombeado este fluido, la arena se mete en las fracturas creadas con el objetivo de
mantenerlas abiertas y que no se cierren por la presión litostática. Cabe mencionar que el tipo
de fluido que se utiliza depende del gradiente de presión de la formación donde se está
trabajando, a la fragilidad (relación Poisson y el módulo de Young), el contenido de arcilla y
mineralogía general, tensiones y a la relación petróleo- gas (RGP) (Nolen-Hoeksema, 2013).
Una importante corrección, es que no siempre se usa arena como propante, también se suelen
utilizar partículas de cerámica. Comúnmente, esta mezcla está compuesta por agua en un
98%-99%, propante entre 1%-1.9% y el resto corresponde a los aditivos químicos (King,
2012).
En la siguiente tabla se presentan todos los químicos y compuestos químicos que son usados
comúnmente en el FH, los cuales son de una gran importancia pues son los que se encargan
de hacer más efectiva la extracción de hidrocarburos.
Tabla 2
Lista de químicos y mezclas químicas identificadas como comúnmente usadas en el
Fracturamiento Hidraulico basada en fuentes disponibles
Tomado de: Stringfellow et al. (2014).
De todos los químicos presentados anteriormente, 55 son orgánicos, no tóxicos y de los
cuales 27 son biodegradables. Sin embargo, 30 compuestos de la lista, no tienen información
alguna sobre su nivel de toxicidad Stringfellow et al. (2014).
Los químicos contenidos en el fluido que se bombea tienen como objetivo distribuir el fluido,
facilitar su regreso, inhibir la corrosión, disolver minerales y limpiar los tubos entre otros
(Vengosh et al.,2014).
A medida que la tubería se va adentrando más en la tierra, se van instalando una serie de
tubos de acero separados por capas de cemento, como se muestra en la Figura 12.
Figura 12. Corte esquemático de la estructura de un pozo vertical. Tomada de: (Meegoda, Rudy, Zou and
Agbakpe, 2016)
Estos conductos, son los encargados de transportar los fluidos y el hidrocarburo hacia la
superficie. Aproximadamente entre un 10-40% del fluido usado en el FH logra regresar a la
superficie y se le conoce como flowback. (The Royal Society et al., 2012), de los cuales
aproximadamente 20% o menos de estos químicos vuelven a la superficie (Friedman, 1987).
Este fluido de retorno es una mezcla entre la sustancia que fue inyectada al suelo y fluidos
naturales que se encuentran dentro de la formación en la que se está trabajando. Este fluido
es entonces enviado a unos depósitos de almacenamiento, usualmente cerca de las zonas de
perforación, donde se supone es tratado para retirar toda sustancia toxica que pueda tener, no
obstante, hay casos en que este fluido es reciclado y reinyectado en la formación (Vengosh
et al., 2014). Cabe mencionar que el transporte de estas aguas residuales desde el lugar de
perforación hasta el deposito o tanque donde se almacenara, puede ser causante de
contaminación, en caso de que haya algún accidente y se riegue esta sustancia (Zoback,
2010). En la Figura 13 se puede observar un esquema del proceso mencionado anteriormente.
Figura 13. Fractura Hidráulica. Tomado de: Fuente adaptada: Asamblea contra la Fractura Hidráulica (2011).
Con respecto a la tubería horizontal, esta se divide en varios segmentos, los cuales son
completamente independientes, ya que son separados por tapones recuperables y cada
segmento es fracturado (Nolen-Hoeksema, 2013). A esto se le conoce como la “plug and
perforate technique”. A continuación, en la Figura 14, se presenta un dibujo esquemático del
funcionamiento de la técnica recién mencionada. Cabe mencionar que para los pozos
verticales, se lleva a cabo un procedimiento muy similar al explicado anteriormente.
Figura 14 Plug and perforate technique. Tomado de: Lecerf et al. (2013).
2.1.4 Impacto ambiental
Aunque el FH está diseñado para ser una práctica eficiente y eficaz, también se le relaciona
con impactos ambientales como: sismicidad inducida, contaminación del aire, y
contaminación de cuerpos de agua subterráneos.
Sismicidad inducida
La sismicidad inducida o sismicidad desencadenada se refiere a la influencia que puede tener
la inyección del fluido del FH en cuanto a la generación de terremotos o sismos (Raleigh,
1976). Se da principalmente en 2 partes de este proceso, durante el bombeo del fluido a través
del pozo o al final, cuando entidades encargadas de llevar a cabo el proyecto, inyectan las
aguas residuales a grandes profundidades de las formaciones (Meegoda, Rudy, Zou and
Agbakpe, 2016). Así mismo, el Ministerio de Minas y Energía, según el artículo 4 de la
resolución 90341 del 27 de marzo de 2014 la define como “Sismicidad provocada por una
perturbación menor que desencadena una liberación de energía en una falla geológicamente
activa. Esta sismicidad ocurriría naturalmente sin la perturbación como parte del proceso
geológico natural. La intensidad de la actividad sísmica dependerá del tamaño de la falla”.
Dándole un enfoque más científico, se puede hablar de tres factores fundamentales que
influyen en la generación se eventos como los mencionados anteriormente, estos son (The
Royal Society et al., 2012):
- Las propiedades de la roca
- Propiedades de la falla
- Condicionantes de presión.
Ahora bien, cuando se habla de las propiedades de la roca que contiene el gas se hace alusión
a la cantidad de energía necesaria para fracturar la roca, pues a mayor energía necesaria, más
energía se acumulará y una vez se fracture la roca, la energía que se libere en ese momento
será mayor. En cuanto a las propiedades de la falla, estas hacen referencia a la superficie de
la falla y a la cantidad de energía acumulada en esta, ya que, a mayor área, mayor será la
energía acumulada y por ende mayor la magnitud (The Royal Society et al., 2012). Cuando
se mencionan los condicionantes de presión, se está hablando de los cambios de presión que
tienen los materiales alrededor del pozo, en otras palabras, como el volumen de la formación
limita la distancia de propagación de la presurización, así como el tiempo en que se propaga
también está limitado y la disipación de esta presión a medida que se van creando más
fracturas, inhibiendo el aumento de presión (Zoback, 2010).
También es importante tener en cuenta la presión dentro del pozo, pues el volumen y la tasa,
tanto del fluido inyectado como del fluido de retorno (flowback) hacen que la presión cambie.
En otras palabras, entre más fluido de inyección sea bombeado, la presión será mayor,
mientras que, si el volumen del fluido de retorno es muy grande, la presión disminuirá. En
cuanto a la tasa de inyección, si esta aumenta, la presión se incrementa, pero si la tasa de
retorno aumenta, la presión disminuye. (The Royal Society et al., 2012). Es importante hacer
la distinción entre fracturamiento y FH, pues ambos buscan fracturar la roca, pero el FH tiene
como propósito adicional aumentar el flujo de hidrocarburos, aumentando así la producción
(Salcedo, 2014). Para aumentar el flujo, el FH hace uso de un fluido con una presión mayor
que la usada en el fracturamiento, lo que puede llevar al desencadenamiento de sismos ya
que, al aumentar la presión, se pueden estar creando nuevas fracturas que no existían, a lo
que se le conoce como “hidrofracturamiento”. Por otro lado, el fracturamiento hace uso del
“hidroshear”, que simplemente es la reactivación de fracturas preexistentes (Allmendinger,
2018).
Aunque estudios han demostrado que, si hay una relación entre el desencadenamiento de
sismos y la inyección de fluidos, estos no son preocupantes ya que no superan magnitudes
sísmicas de 2.8 en la escala de Richter, por lo que son casi imperceptibles en la superficie
(Raleigh, 1976). No obstante, en los últimos años, Oklahoma ha sido víctima de un aumento
en la cantidad de sismos generados por operaciones de inyección de fluidos en el suelo, donde
recientemente se registró uno de 4.2 en la escala de Richter ("Oklahoma’s fracking-induced
earthquakes are not going to stop", 2018), refutando así lo planteado por Raleigh. Por eventos
como este, se considera que el monitoreo sísmico es una herramienta fundamental en esta
práctica ya que así se puede asegurar que solo se esté estimulando la formación en la que se
está trabajando (Zoback, 2010). Es importante mencionar que el monitoreo sísmico, consiste
en la discriminación e identificación de eventos sísmicos y micro sísmicos que ocurren a
profundidad por medio de receptores de ondas, como lo son los geófonos o los hidrófonos
(Deflandre, 2000). De este modo, este tipo de controles son muy importantes ya que permiten
estudiar y entender a la perfección la posible influencia de la inyección de fluidos a presión
como detonante de actividad sísmica de una gran magnitud como, por ejemplo, la
reactivación de fallas (Zoback, 2010).
Contaminación del aire
Cuando se habla de la contaminación en el aire, cerca de los pozos, se tienen en cuenta varios
factores como los gases que están siendo liberados de la formación, así como también los
gases que emiten los camiones que transportan todo equipo e implemento de trabajo y los
motores de compresión (Srebotnjak & Rotkin-Ellman, 2014). Aproximadamente, entre un
3.6% y 7.9% del gas natural que está siendo liberado de la formación, el cual está compuesto
principalmente por metano, logra escapar. Esto es de gran preocupacion pues, el gas metano
es un gas de efecto invernadero aun mas potente que el mismo dióxido de carbono (Howarth,
Santoro e Ingraffea, 2011). Ademas, tambien se liberan gases como dióxido de carbono,
nitrógeno y óxidos de sulfuro, que se comportan como gases de efecto invernadero ( Zoback,
2010). Siendo así, durante todas las etapas del FH, se liberan gases a la atmosfera, tal y como
lo muestra la Figura 15
Figura 15. Identificación de las principales fuentes de polución del aire provenientes del desarrollo de pozos,
dependiendo de la fase en que están. Tomado de: (Srebotnjak & Rotkin-Ellman, 2014)
En cuanto a los motores de compresión, estos son los encargados de generar la presión que
es utilizada para bombear el fluido dentro de la formación. En la Tabla 3 se pueden ver los
distintos tipos de motores, con sus respectivos tamaños y emisiones. Dentro de los gases que
se encuentran en la tabla a continuación, se destacan el metano, dióxido de carbono, óxido
de nitrógeno, compuestos orgánicos volátiles y los hidrocarburos aromáticos poli cíclicos
(combustión incompleta de materia orgánica) por su influencia como gases de efecto
invernadero (Howarth, Santoro e Ingraffea, 2011).
Tabla 3
Emisiones de gas de distintos motores de compresión.
Tipo de
Motor
Tamaño
del
motor
(hp)
NO
(g/hp-hr)
COV
(g/hp-hr)
HAPs
(g/hp-hr)
CH4
(g/hp-hr)
CO2
(g/hp-hr)
N2O
(g/hp-hr)
Rich <50 13.6 0.43 0.088 0.89 424 0.0077
Rich 50 – 500 0.5 0.11 0.022 0.22 424 0.026
Rich >500 0.5 0.11 0.022 0.22 424 0.026
Lean <500 0.62 1.6 0.27 4.8 424 0.012
Lean <500 0.5 1.6 0.27 4.8 424 0.012
Lean >500 0.7 1.45 0.27 4.8 424 0.012
Lean >500 0.5 1.45 0.27 4.8 424 0.012
Tomada de (Arnedo y Yunes, 2015)
En la Tabla 4, se presenta una comparación de liberación de gases entre un yacimiento
convencional y un yacimiento no convencional, donde se puede evidenciar como las
emisiones de gas en un yacimiento no convencional pueden llegar a ser un 30% mayores que
las emisiones en un yacimiento convencional. Esta diferencia se debe a las distintas etapas
que tiene el FH en cada tipo de yacimiento, ya que cuando se está trabajando sobre un
yacimiento convencional, no se genera un flowback, ni se deben retirar tapones previamente
instalados en la tubería (Howarth, Santoro e Ingraffea, 2011).
Tabla 4
Emisiones fugitivas de metano asociadas con el desarrollo del gas natural de los pozos
convencionales y a partir de formaciones de lutita (expresados como el porcentaje de metano
producido durante el ciclo de vida de un pozo)
Emisiones fugitivas de metano asociadas con el desarrollo de gas natural de los pozos
convencionales y de las formaciones de lutita (expresado como el porcentaje de metano
producido bajo el ciclo de vida de un pozo)
Gas Convencional % Gas de lutita %
Emisiones durante la
terminación del pozo
0.01% 1.9%
Rutina de ventilación y
equipos de fugas en el sitio
del pozo
0.3 – 1.9% 0.3 to 1.9%
Emisiones durante la
descarga del liquido
0 – 0.26% 0 – 0.26%
Emisiones durante el
procesamiento del gas
0 – 1.9% 0 – 1.9%
Emisiones durante el
transporte, almacenamiento
y distribución
1.4 – 3.6% 1.4 – 3.6%
Emisiones totales 1.7 – 6.0% 3.6 – 7.9%
Tomada de (Howarth, Santoro e Ingraffea, 2011)
Contaminación de cuerpos de agua
Para desarrollar este tema, se seguirá la agrupación definida por Vengosh et al., (2014), que
subdivide de la siguiente manera:
La contaminación de acuíferos poco profundos con gases de hidrocarburos fugitivos, que
también puede conducir a la salinización de aguas subterráneas poco profundas por fugas
de pozos de gas natural y flujo subsuperficial. No obstante, hay autores que afirman que
esta contaminación, puede ser natural, como por ejemplo la presencia de gas metano en
los acuíferos, la cual puede ser producto de factores topográficos generando una
migración de gas natural a lo largo del tiempo (Vidic et al., 2013; Molofsky et al., 2013).
Sin embargo, también se afirma que contaminantes (no provenientes del fluido inyectado)
pueden llegar a los acuíferos por transporte advectivo, de manera natural, lo cual puede
tomar millones de años, pero cuando se estimula hidráulicamente la formación, ese
tiempo, se reduce enormemente, haciendo que las sustancias lleguen más rápido a los
acuíferos (Myers, 2012).
La contaminación de aguas superficiales y aguas subterráneas poco profundas por
derrames, fugas y / o eliminación de aguas residuales de gas de lutita tratadas
inadecuadamente. En términos más generales, se hace referencia al inapropiado
tratamiento de las aguas residuales (flowback), ya que, al contener sustancias
provenientes de la formación, pueden tener millones de años, lo cual significaría que
puede contener altas concentraciones de sodio, material radioactivo u otros
contaminantes como benceno, lo que sugiere u obliga a que se haga un correcto
tratamiento de estas aguas (Mall, Buccino & Nichols, 2007).
La acumulación de elementos tóxicos y radiactivos en el suelo o en los sedimentos de las
corrientes cerca de los sitios de disposición o derrame. Dicha contaminación, también
puede ocurrir cuando se tienen fisuras en los tanques de almacenamiento de las aguas
residuales, insuficiencia de almacenamiento de estas aguas e incluso el inapropiado
tratamiento de ellas. Uno de los problemas más conocidos es la contaminación de cuerpos
de agua subterráneos, que puede suceder si se tiene un acuífero cerca de la zona donde se
perforo, pues si se tienen fugas, estas sustancias toxicas pueden llegar al acuífero, y de
esta manera contaminarlo. Estos contaminantes pueden migrar hasta un acuífero ya sea
por una fuga cercana al cuerpo de agua, por fallas presentes en la formación o incluso por
factores como permeabilidad o porosidad que le permitan movilizarse hasta esta reserva
de agua (Vengosh et al.,2014).
La sobre extracción de recursos hídricos para la fracturación hidráulica de gran volumen
que podría provocar escasez de agua o conflictos con otros usuarios de agua,
particularmente en áreas con escasez de agua, es decir, el recurso hídrico.
En la Figura 16 se puede observar un dibujo esquemático, de un pozo de perforación, que
contempla los diferentes modos de contaminación de cuerpos de agua mencionados
anteriormente.
Figura 16. Ilustración esquemática de posibles modos de contaminación de cuerpos de agua. Tomado de:
(Vengosh et al.,2014)
Por razones como esta es que se implementan regulaciones donde se consideran distintos
escenarios y se establecen medidas para así evitar daño ambiental alguno. Entre ellas
podemos encontrar, la implementación de zonas de seguridad de 1km entre un pozo y alguna
reserva de agua, ya que algunos estudios hechos han identificado que los acuíferos a menos
de 1 km de un pozo de explotación, sufre de contaminación (Osborn et al., 2011). Asimismo,
también se propone el establecimiento de puntos estratégicos para el monitoreo de estos
contaminantes usando elementos traza como δ18O and δ2H en el agua (Vengosh et al., 2014).
2.1.5 Regulaciones nacionales
Por las problemáticas ambientales mencionadas anteriormente, se han establecido ciertas
regulaciones para la exploración y explotación de yacimientos no convencionales, por medio
de las cuales se busca evitar cualquiera de estas consecuencias negativas. Dentro de estas
precauciones se abarcan temas como los requerimientos técnicos y procedimientos para la
exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales en Colombia.
Entre ellos la resolución 90341 del 27 de marzo de 2014 (Tabla 5).
Tabla 5
Requerimientos para la exploración y explotación de yacimientos no convencionales
Artículo 11
Requerimientos de
cementación para pozos
exploratorios y de
desarrollo
Requerimientos para revestimiento conductor y superficial
Requerimientos para el revestimiento intermedio
Revestimiento productor
Artículo 12
Requerimientos para
operaciones de
estimulación hidráulica
Procedimientos y condiciones mediante los cuales será
posible llevar acabo la estimulación hidráulica para la
exploración y explotación de yacimientos no
convencionales.
Artículo 14.
Suspensión de actividades
de estimulación hidráulica
Se establecen los casos bajo los cuales se deben suspender
las actividades, y los pasos que deben seguir para determinar
si es posible reiniciar actividades o no.
Artículo 15.
Requerimientos para pozos
inyectores de fluido de
retorno y agua de
producción
Requerimientos de información geológica
Requerimientos de construcción
Pruebas iniciales
Límites de operación
Monitoreo
Requerimientos adicionales para pozos a convertir como
inyectores
Artículo 16.
Suspensión de actividades
de inyección.
Suspensión de actividades de inyección.
Artículo 17.
Inspecciones
Monitoreo de toda actividad antes de que inicie (72 horas)
para así poder evaluar el estado de:
a. pozos de exploración y producción
b. pozos inyectores
Artículo 18. Almacenamiento y disposición de Material Radioactivo de
Origen Natural (NORM) presente en cortes, solidos, tubería,
fluido de retorno o agua de producción durante la
exploración y explotación de yacimientos no convencionales
Tomado de la resolución 90341 del 27 de marzo de 2014.
De la anterior tabla, es imperativo destacar los artículos 11, 12, 15 y 17, ya que hacen un
claro énfasis en los requerimientos previos a la explotación, como lo son los revestimientos
de las tuberías, estudios geológicos y pruebas iniciales, con el objetivo de evitar cualquier
posible complicación. Este tipo de regulaciones toma un rol fundamental cuando se lleva a
cabo un proyecto de este tipo pues, son las encargadas de exigir requisitos previos a la
explotación buscando una seguridad y protección ambiental. En adición, también es posible
destacar el artículo 18, ya que hace énfasis en los procedimientos posteriores a la extracción
del hidrocarburo, como el apropiado tratamiento de aguas residuales. Finalmente, se tiene el
articulo 14, el cual cumple un papel fundamental en cuanto a los procedimientos que se deben
seguir, si se llegan a presentar inconvenientes durante el FH.
2.2 Agentes (aditivos) químicos utilizados en el
fracturamiento hidráulico
2.2.1 Tipos de aditivos
Los químicos utilizados en el FH se dividen en distintas categorías de acuerdo a su función,
por lo que a continuación se presentaran cada una de las categorías y el propósito que tienen.
Componentes gelificantes y espumosos – Son usados para aumentar la viscosidad de
la mezcla para así facilitar el transporte dentro de las fracturas. Estas sustancias
pueden ser lineares, es decir una sola cadena o de cadenas entrelazadas, todo
dependiendo de que tanto se necesite aumentar la viscosidad del fluido (Stringfellow
et al.,2014). El tipo de gel se define de acuerdo a las condiciones bajo las que se esté
trabajando, más específicamente, dependiendo de la temperatura y la salinidad de la
zona donde se encuentra el pozo, por lo tanto, cuando se tiene una alta temperatura a
una gran profundidad, este componente evita descomposición prematura del fluido
(Stringfellow et al.,2014). Estos componentes no se descomponen en alguna sustancia
toxica por lo que no se tienen en cuenta en los estudios de contaminación, es decir
que no son preocupantes y se suelen usar en concentraciones que varían entre 10-
1000mgL-1 (Hoeman, 2011).
Reductores de fricción – El objetivo de estos químicos es reducir la tensión entre en
fluido y la tubería para así facilitar el regreso de la mezcla fuera de la formación que
está siendo estimulada hidráulicamente (Vidic et al., 2013). Ahora bien, este es un
factor muy importante ya que al reducir la tensión se está reduciendo también la
viscosidad del fluido lo que permite obtener una presión estática mayor entre el pozo
y la formación (Stringfellow et al.,2014). En adición, como estos aditivos se encargan
de reducir la fricción por presión entre el fluido y la tubería, hace que la potencia por
bombeo necesaria sea menor y así mismo reduce las emisiones de gas de cada bombeo
(King, 2012). Usualmente, componen un 0.025% de la mezcla (Walton & Woocay,
2013)
Reticulantes – Como se mencionó anteriormente, estos químicos se usan para crear
moléculas más grandes, especialmente en los geles, con el objetivo de generar una
mayor viscosidad y elasticidad (Stringfellow et al.,2014). En otras palabras, su
propósito consiste en mantener la máxima viscosidad del fluido cuando se encuentra
a altas temperaturas (Vidic et al., 2013).
Rompedores – Estos químicos se encargan de hacer lo opuesto a los reticulantes ya
que rompen los enlaces, disminuyendo la viscosidad lo que permite que la mezcla
salga con mayor facilidad de las fracturas creadas artificialmente y así poder dar paso
al hidrocarburo que se está intentando extraer (Stringfellow et al.,2014).
Reguladores de pH – Hacen alusión a los alkalinos o los ácidos que se le añaden a la
mezcla para modificar el pH que se tiene y así aumentar la efectividad de otros
químicos (Stringfellow et al.,2014). Por ejemplo, para un gel, el pH apropiado
depende de si es linear o entrelazado, y en caso de que sea entrelazado, depende del
tipo de gel que se esté uniendo y el tipo de químico que se haya usado para enlazarlos
(Stringfellow et al.,2014).
Biácidos – Los biácidos se utilizan para destruir las bacterias presentes en la
formación que puedan afectar (degradar) los químicos que se hayan añadido para
obtener mejores resultados, o también para evitar que estas bacterias dañen la
integridad del pozo, pues según se ha explicado hasta ahora, este es uno de los factores
más importantes a tener en cuenta durante la practica; el estado de los pozos
(Stringfellow et al.,2014). Estos químicos también pueden ser utilizados en las aguas
residuales ya que pueden acabar con las bacterias presentes en esta sustancia
recuperada y así poder reinyectarla en la formación (Kaufman, Penny & Paktinat,
2008).
Inhibidores de corrosión – Estos aditivos cumple una labor similar a la de los biácidos,
ya que se encargan de crear una capa protectora en la tubería para evitar cualquier
posible daño o interacción entre los ácidos, las sales, o los gases que están saliendo
(Stringfellow et al.,2014).
Inhibidores de escamas – Evitan el bloqueo de los para que no haya una reducción en
la permeabilidad. No son tóxicos si se usan en bajas concentraciones (Stringfellow et
al.,2014).
Control de hierro – Químicos que tienen como objetivo evitar que precipitados de
hierro bloqueen las fracturas o las tuberías, reduciendo así la permeabilidad de la roca
reservorio, la productividad del pozo y el porcentaje de recobro de fluido, que como
ya se mencionó anteriormente, es un factor principal cuando se habla de un impacto
ambiental (Stringfellow et al.,2014). Estos aditivos suelen ser utilizados en
concentraciones que varían entre 50-200mgL-1(King, 2012).
Estabilizadores de arcillas – Estos aditivos son los encargados de evitar que la arcilla
presente en la formación aumente su volumen, al hincharse, pues esto podría
disminuir la permeabilidad hasta un 90%, lo que entonces indicaría una reducción en
la productividad del pozo (Stringfellow et al.,2014). El grado de crecimiento de las
arcillas depende de la salinidad del fluido de inyección, ya que, a mayor salinidad,
menor será la hinchazón (Zhou et al., 1996). Usualmente esta categoría compone
entre 0.05%-2% del total del fluido de inyección, y suele tener una concentración
variando entre 500 y 2000mgL-1(King, 2012).
Surfactantes – Los surfactantes son usados para mantener un control sobre la
viscosidad y reducir la tensión superficial entre el fluido de inyección y la formación,
con el objetivo de permitir y facilitar la recuperación del fluido que fue inyectado. En
algunos casos pueden actuar como bioácidos. Economides and Nolte, (2000). Los
químicos se suelen usar entre 0.5 a 2 galones por cada 1000 galones, y al final son
absorbidos por las superficies de las rocas (King, 2012).
2.2.2 Componentes químicos utilizados comúnmente
Los agentes/aditivos químicos utilizados en la mezcla para el FH tienen distintos propósitos
una vez son añadidos a la mezcla, por lo que se les clasifica de acuerdo a su objetivo. Más
específicamente, el químico, de cada categoría, utilizado en el fluido se determina a partir
del gradiente de presión en la formación, las temperaturas que pueda alcanzar, las
características geológicas, litológicas y mineralógicas (Nolen-Hoeksema, 2013).
Tabla 6.
Químicos comúnmente usados en el fracturamiento hidráulico y su clasificación
Chemical Name CAS Chemical Purpose Product
Function
Ácido clorhídrico 007647-01-0 Ayuda a disolver minerals e iniciar
el fracturamiento de las rocas
Acido
Glutaraldehído 000111-30-8 Elimina las bacterias en el agua que
producen subproductos corrosivos
Bioacido
Cloruro de amonio
cuaternario
012125-02-9 Elimina las bacterias en el agua que
producen subproductos corrosivos
Bioacido
Cloruro de amonio
cuaternario
061789-71-1 Elimina las bacterias en el agua que
producen subproductos corrosivos
Bioacido
Tetrakis Hidroximetil-
Sulfato fosfórico
055566-30-8 Elimina las bacterias en el agua que
producen subproductos corrosivos
Bioacido
Persulfato amoniaco 007727-54-0 Permite una degradación retrasada
del gel
Rompedor
Cloruro Sódico 007647-14-5 Estabilizador del producto Rompedor
Peróxido de Magnesio 014452-57-4 Permite una degradación retrasada
del gel
Rompedor
Óxido de Magnesio 001309-48-4 Permite una degradación retrasada
del gel
Rompedor
Cloruro Calcico 010043-52-4 Estabilizador del producto Rompedor
Cloruro de Colina 000067-48-1 Evita que las arcillas se hinchen o
se desplacen
Estabilizador
de arcilla
Tetrametil Cloruro
amoniaco
000075-57-0 Evita que las arcillas se hinchen o se
desplacen
Estabilizador
de arcilla
Cloruro Sódico 007647-14-5 Evita que las arcillas se hinchen o se
desplacen
Estabilizador
de arcilla
Isopropanol 000067-63-0 Estabilizador del producto y / o
agente de acondicionamiento para
el invierno
Inhibidor de
corrosión
Metanol 000067-56-1 Estabilizador del producto y / o
agente de acondicionamiento para el
invierno
Inhibidor de
corrosión
Ácido Fórmico 000064-18-6 Evita corrosion del tubo Inhibidor de
corrosión
Acetaldehído 000075-07-0 Evita corrosion del tubo Inhibidor de
corrosión
Petróleo destilado 064741-85-1 Líquido transportador para boratos
o reticulantes de circonato
Reticulador
Destilado de petróleo
liviano hidrotratado
064742-47-8 Líquido transportador para boratos o
reticulantes de circonato
Reticulador
Meta borato potásico 013709-94-9 Mantiene la viscosidad del fluido a
medida que aumenta la temperatura
Reticulador
Circonato de
Trietanolamina
101033-44-7 Mantiene la viscosidad del fluido a
medida que aumenta la temperatura
Reticulador
Tetra borato sódico 001303-96-4 Mantiene la viscosidad del fluido a
medida que aumenta la temperatura
Reticulador
Ácido Bórico 001333-73-9 Mantiene la viscosidad del fluido a
medida que aumenta la temperatura
Reticulador
Complejo de circonio 113184-20-6 Mantiene la viscosidad del fluido a
medida que aumenta la temperatura
Reticulador
Boratos N/A Mantiene la viscosidad del fluido a
medida que aumenta la temperatura
Reticulador
Etilenglicol 000107-21-1 Estabilizador del producto y / o
agente de acondicionamiento para el
invierno
Reticulador
Metanol 000067-56-1 Estabilizador del producto y / o
agente de acondicionamiento para el
invierno
Reticulador
Poliacrilamida 009003-05-8
Minimiza la fricción Reductor de
fricción
Petróleo destilado 064741-85-1 Fluido portador del poliacrilamida
que reduce la fricción
Reductor de
fricción
Destilado de petróleo
liviano hidrotratado
064742-47-8
Fluido portador del poliacrilamida
que reduce la fricción
Reductor de
fricción
Metanol 000067-56-1 Estabilizador del producto y / o
agente de acondicionamiento para el
invierno
Reductor de
fricción
Etilenglicol 000107-21-1 Estabilizador del producto y / o
agente de acondicionamiento para el
invierno
Reductor de
fricción
Goma Guar 009000-30-0 Espesa el agua para suspender la
arena
Agente
Gelificante
Petróleo destilado 064741-85-1 Fluido portador de goma guar en
geles líquidos
Agente
Gelificante
Destilado de petróleo
liviano hidrotratado
064742-47-8 Fluido portador de goma guar en
geles líquidos
Agente
Gelificante
Metanol 000067-56-1 Estabilizador del producto y / o
agente de acondicionamiento para el
invierno
Agente
Gelificante
Polisacárido 068130-15-4 Espesa el agua para suspender la
arena
Agente
Gelificante
Etilenglicol 000107-21-1 Estabilizador del producto y / o
agente de acondicionamiento para el
invierno
Agente
Gelificante
Ácido cítrico 000077-92-9 Previene la precipitación de óxidos
de metal
Control de
hierro
Ácido acético 000064-19-7 Previene la precipitación de óxidos
de metal
Control de
hierro
Ácido tioglicólico 000068-11-1 Previene la precipitación de óxidos
de metal
Control de
hierro
Eritorbato sódico 006381-77-7 Previene la precipitación de óxidos
de metal
Control de
hierro
Laurilsulfato 000151-21-3 Previene la formación de
emulsiones en el fluido de
fracturación
No
emulsionante
Isopropanol 000067-63-0 Estabilizador del producto y / o
agente de acondicionamiento para el
invierno
No
emulsionante
Etilenglicol 000107-21-1 Estabilizador del producto y / o
agente de acondicionamiento para el
invierno
No
emulsionante
Hidróxido sódico 001310-73-2 Ajusta el pH del fluido para
mantener la efectividad de otros
componentes, como los
reticuladores
Agente de
ajuste de pH
Hidróxido potásico 001310-58-3 Ajusta el pH del fluido para
mantener la efectividad de otros
componentes, como los
reticuladores
Agente de
ajuste de pH
Ácido Acético 000064-19-7 Ajusta el pH del fluido para
mantener la efectividad de otros
componentes, como los
reticuladores
Agente de
ajuste de pH
Carbonato sódico 000497-19-8 Ajusta el pH del fluido para
mantener la efectividad de otros
componentes, como los
reticuladores
Agente de
ajuste de pH
Carbonato potásico 000584-08-7 Ajusta el pH del fluido para
mantener la efectividad de otros
componentes, como los
reticuladores
Agente de
ajuste de pH
Copolimero de Acrilamida
y acrilato sódico
025987-30-8 Evita depósitos de escamas en la
tubería
Inhibidor de
escamas
Policarboxilato sódico N/A Evita depósitos de escamas en la
tubería
Inhibidor de
escamas
Ácido fosfónico N/A Evita depósitos de escamas en la
tubería
Inhibidor de
escamas
Laurilsulfato 000151-21-3 Used to increase the viscosity of the
fracture fluid
Surfactante
Etanol 000064-17-5 Estabilizador del producto y / o
agente de acondicionamiento para el
invierno
Surfactante
Naftaleno 000091-20-3 Fluido portador de surfactantes
activos
Surfactante
Metanol 000067-56-1 Estabilizador del producto y / o
agente de acondicionamiento para el
invierno
Surfactante
Alcohol Isopropilico 000067-63-0 Estabilizador del producto y / o
agente de acondicionamiento para el
invierno
Surfactante
Dibutoxietanol 000111-76-2 Estabilizador del producto Surfactante Información tomada de Frac Focus
2.2.3 Químicos tóxicos
Estos químicos principalmente afectan cuerpos de agua, desde aguas superficiales hasta
acuíferos subterráneos, a los cuales acceden por medio de fracturas, fallas o incluso por la
misma porosidad y permeabilidad de la formación, convirtiendo así a las fuentes de agua, en
las primeras víctimas de contaminación (Myers, 2012). Una vez estos aditivos se empiezan
a mezclar las fuentes de agua, tienen la posibilidad de llegar a zonas habitadas, logrando
afectar la salud de las personas. Por esta razón, también se menciona lo perjudiciales que
pueden ser los componentes de estos compuestos químicos para la salud de las personas que
habitan cerca a zonas donde se apliquen estas prácticas. Instituto Geológico y Minero de
España. (2014). Recomendaciones ambientales en relación con las medidas preventivas y
correctoras a considerar en proyectos relacionados con la exploración y explotación de
hidrocarburos mediante técnicas de fractura hidráulica. Recuperado de:
https://web.ua.es/es/fracking/documentos/documentos-de-interes/igme-
recomendaciones.pdf.
En la Tabla 7 se pueden observar las sustancias presentes en el fluido de inyección que tienen
un efecto negativo sobre la salud:
Tabla 7
Efectos potenciales de los aditivos en la salud
Componente Efectos potenciales en la salud
Sílice Cristalino* Silicosis y cáncer.
Metanol* Irritación de los ojos/daños, dolor de cabeza, fatiga,
muerte.
Isopropanol* Irritación ocular, irritación respiratoria, vómitos
Destilado liviano hidrotratado* Irritación de la piel, irritación de los ojos, dolor de
cabeza, mareos, daño hepático, daño renal, daño arterial.
2-Butoxietanol* Irritación de la piel, irritación de la nariz, dolor de
cabeza, náuseas, vómitos, mareos.
Etilenglicol* Estupor, coma, insuficiencia renal grave.
Diésel* Enrojecimiento, picazón, ardor severo, daño en la piel,
cáncer de piel.
Hidróxido de Sodio Daño pulmonar, ardor ocular, ardor en la piel,
quemaduras en las membranas
(Lejía)
Naftaleno* Irritación en las vías respiratorias, náuseas, vómitos,
dolor abdominal, fiebre, cáncer, muerte.
Formaldehido Daño pulmonar, problemas reproductivos en las
mujeres, Cáncer, muerte.
Ácido Sulfúrico Corrosivo para todos los tejidos corporales, daño
pulmonar, pérdida de visión, cáncer, muerte.
Benceno Mareos, debilidad, dolor de cabeza, dificultad para
respirar, constricción del pecho, náuseas, vómitos,
insuficiencia de la médula ósea, leucemia, cáncer.
Plomo Daños del sistema nervioso, trastornos cerebrales,
trastorno de la sangre, cáncer.
Ácido Bórico Daño renal, insuficiencia renal
Combustible #2 Mareos, somnolencia, irritación ocular, irritación de la
piel, cáncer de piel.
Kerosen Irritación ocular, irritación de la nariz, somnolencia,
convulsiones, coma, muerte.
Ácido Fluorhídrico El endurecimiento en los huesos, quemaduras, corrosión
de los tejidos del cuerpo, irritación, muerte.
Ácido Clorhídrico Corrosivo para los tejidos, irritación de los ojos,
problemas respiratorios, muerte.
Ácido Fórmico Quemaduras en la piel, quemaduras oculares, irritación
de los pulmones y dolor, náuseas, vómitos
*Componentes comúnmente encontrados
Tomada de (Arnedo y Yunes, 2015)
No obstante, el principal contaminante de los cuerpos de agua, es el metano que se escapa de
los pozos y las formaciones, ya que el resto de los químicos se miden en las fuentes de agua
a partir de la concentración de TDS (sales totales disueltas), la cual, naturalmente, no suele
ser superior a 1000mg/L (Vengosh et al.,2014). Los químicos no suelen ser utilizados en
concentraciones altas, sin embargo, al entrar en la formación se mezclan con sustancias
radioactivas y otros minerales pertenecientes al cuerpo rocoso, cambiando así sus
propiedades (King, 2012).
3. Discusión
Según la revisión, el FH es una práctica que promete beneficios como seguridad energética,
avances en la industria petrolera y mejoras económicas. Sin embargo, la complejidad de este
método gira en torno a la zona de estudio, donde se determina la manera en que se debería
llevar a cabo. Para minimizar este factor, se requiere de un previo y completo estudio del área
de exploración, mediante el cual se definen las principales características, litológicas,
mineralógicas y geológicas de la formación para poder perforar (Jacobi et al., 2009). No
obstante, este parece ser uno de los principales problemas que se tiene, ya que posiblemente,
el proceso de exploración y explotación no se hace de manera apropiada. Ello podría originar
problemas como daños en la integridad del pozo o un equivocado tratamiento de aguas
residuales, que a futuro pueden resultar en conflictos por afectar el medio ambiente (Vengosh
et al.,2014).
A través de la historia el FH ha ido evolucionando, pasando del uso de la nitroglicerina a los
aditivos químicos (Gallegos & Varela, 2015). Esto haría pensar que en un futuro se podrían
usar otros recursos que reemplacen estos compuestos, que tanto riesgo representan para los
seres humanos y el ambiente. Para mitigar el riesgo, sería útil la implementación de
estaciones de monitoreo cerca a los pozos, ya sea con elementos traza (Vengosh et al.,2014),
o por medio de análisis de TDS (sales totales disueltas), que son un indicador directo de la
salmuera proveniente del fluido de inyección utilizado en el FH (Haliszczak, Rose & Kump,
2013) en los cuerpos de agua cercanos. En otras palabras, sería mejor si en lugar de buscar
reemplazar los químicos, se utilizan como indicadores de contaminación para determinar
fallas en la práctica y así aplicar correctivos.
En cuanto a la falta de integridad de los pozos, que son considerados como la principal causa
de contaminación de aguas subterráneas, por permitir fugas de estos químicos, hay quienes
proponen que a las empresas que lleven a cabo este tipo de proyectos se les multe
dependiendo del grado de contaminación que estén causando. De este modo, se promoverían
mayores acciones preventivas y serían más meticulosos en el montaje de la infraestructura
locativa (equipos y maquinaria) (David Suzuki Foundation, 2018). Ahora bien, para imponer
multas de acuerdo a niveles de contaminación, se necesita tener algún tipo de control sobre
las emisiones que se generan durante el proceso, para poder crear un registro, donde pueden
volver a jugar un rol importante los puntos de monitoreo ya mencionados.
Teniendo en cuenta, las principales complicaciones del FH (King, 2012) y las soluciones que
se han propuesto, es claro que no hay una sola que satisfaga del todo. Esto se debe a que una
puede solucionar la contaminación por parte de los agentes químicos, pero no respecto a la
estructura física del pozo, mientras que hay otras que solucionan este último aspecto, mas no
el primero. Entonces, conocedores de que Colombia es un país que depende de manera
importante del sector de los hidrocarburos, y que afronta una situación complicada por el
poco tiempo que se queda de autosuficiencia, lo mejor es realizar análisis de riesgo-beneficio
sobre la aplicación del FH a gran escala. Adicionalmente, se deben implementar unas
regulaciones más específicas y estrictas que cubran todo el proceso de exploración y
explotación que protejan el medio ambiente.
Adicional a todos los estudios previos a la etapa de explotación, una vez se instale el pozo,
por medio de pruebas como la CBL (cement bond log), será posible estudiar la integridad del
pozo al enviar una señal y medir el tiempo de viaje desde la fuente hasta el receptor
(Bolander, 2011). Con esto se podrá llevar un control de la parte física, lo que podrá ser
complementado con los puestos de monitoreo que se encarguen de analizar concentraciones
de sustancias en los cuerpos de agua cercanos para así cerciorarse que no están teniendo
fugas. Todo esto como requerimientos para la exploración y explotación de un pozo para
garantizar una seguridad ambiental, por parte del FH.
4. Conclusión
Los agentes químicos en el FH hacen esta técnica más efectiva para la extracción de
hidrocarburos, sin embargo, es preciso establecer monitoreos que garanticen un óptimo
funcionamiento de los pozos para mitigar impacto negativo en las personas y en el medio
ambiente; ello requiere de una buena infraestructura y regulaciones legales de la industria y
los gobiernos. Por otro lado, los químicos residuales que no pueden ser recuperados por
técnicas convencionales, requieren del perfeccionamiento de estas para su neutralización o
recuperación, pues como se describió durante el documento, los aditivos pueden tener una
importante y negativa influencia en el impacto ambiental durante el FH, más específicamente
en los cuerpos de agua. Este aspecto es de suma importancia pues la contaminación de
cuerpos de agua puede conllevar efectos negativos en la salud de personas que habiten cerca
de estos pozos y hagan uso de estas aguas.
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