1.1. Fracking, una palabra que simplifica demasiado
El fracking suele resumirse como “inyectar agua, arena y químicos a alta presión para extraer gas o petróleo”. Como definición básica, no está mal. El USGS lo describe precisamente como una técnica de estimulación de pozos que inyecta agua, arena y/o químicos a alta presión en formaciones de baja permeabilidad, como lutitas y arenas compactas, para crear o ampliar fracturas y facilitar el flujo de hidrocarburos. Pero esa definición, aunque correcta, es demasiado corta para explicar el problema real. El fracturamiento hidráulico es sólo una parte del proceso más amplio de perforar, completar y producir un pozo. Esa precisión cambia por completo la manera en que debe abordarse el tema. Si el análisis se limita al instante en que la roca se fractura, quedan fuera etapas decisivas: de dónde se obtiene el agua, qué se mezcla en superficie, cómo se asegura la integridad del pozo, qué retorna después de la estimulación y cómo se almacenan, transportan, reutilizan o disponen las aguas residuales. La EPA estructuró justamente su evaluación alrededor del ciclo del agua del fracking, compuesto por cinco etapas: adquisición de agua, mezcla química, inyección, manejo del agua que retorna a superficie y disposición o reúso del agua residual.
1.2 El error técnico más común, mirar sólo la fractura
La discusión pública suele cometer un error de enfoque: imagina el fracking como un evento puntual y casi instantáneo, cuando en realidad se parece más a una cadena operativa con posibles puntos de falla. La EPA concluyó que existe evidencia científica de que las actividades del ciclo del agua del fracking pueden afectar recursos de agua subterránea bajo ciertas circunstancias, y detalló rutas concretas de impacto: extracción de agua en zonas con baja disponibilidad, derrames durante el manejo de químicos o aguas producidas, inyección en pozos con integridad mecánica inadecuada, descarga de aguas residuales insuficientemente tratadas y almacenamiento o disposición en fosas no revestidas. Además, la agencia señala que se identificaron casos de impacto en todas las etapas del ciclo.
Esto obliga a desplazar el centro del análisis. La pregunta técnicamente útil ya no es sólo si una fractura puede propagarse en profundidad, sino qué ocurre en cada eslabón de la operación: en la mezcla de aditivos, en la integridad del pozo, en el manejo del retorno, en la disposición final y en la vigilancia posterior. Desde una perspectiva ambiental, los mayores problemas no necesariamente provienen del momento más visible o más discutido, sino de la acumulación de pequeñas fallas: una cementación imperfecta, una contención secundaria deficiente, una fuga crónica, una caracterización incompleta del residuo o un monitoreo hidrogeoquímico pobre, etc.
1.3 Ni absolución automática, ni condena automática
Un análisis técnicamente crítico debe evitar el extremo contrario: asumir que todos los desarrollos no convencionales producen exactamente el mismo daño, en cualquier geología y bajo cualquier estándar operativo. El propio USGS destaca estudios en zonas como el Marcellus y Bakken donde, al momento reportado, no se había observado contaminación hidrocarbonada generalizada en los acuíferos evaluados para abasto doméstico. Al mismo tiempo, la EPA aclara que sí existe evidencia de impactos bajo ciertas circunstancias, pero que las incertidumbres y vacíos de datos impiden estimar la frecuencia nacional de esos impactos. Esta combinación es importante porque obliga a abandonar los absolutos fáciles.
Dicho de otro modo: una postura técnicamente seria no consiste en afirmar que el fracking “siempre contamina” ni en sostener que “bien hecho no genera problema alguno”. Consiste en entender que el riesgo depende de la geología, del diseño del pozo, de la química utilizada, del manejo del agua y residuos, de la disciplina operativa y de la calidad del monitoreo. El problema es que, cuando el debate se vuelve ideológico, esa complejidad desaparece. Y cuando desaparece la complejidad, desaparecen también las preguntas correctas sobre causalidad, trazabilidad química, exposición y prevención.
1.4 Por qué el tema importa tanto
La magnitud industrial del fracking explica por qué no puede tratarse como un asunto marginal. La Energy Information Administration (EIA) reporta que el gas procedente de formaciones shale y tight representó 79% de la producción seca de gas natural en Estados Unidos en 2024. La misma agencia también ha señalado que, en los tres principales tight oil plays del país, la producción combinada de petróleo y gas se ha más que duplicado durante la última década gracias a la combinación de perforación horizontal y fracturamiento hidráulico.
Por eso el fracking genera una tensión permanente entre dos narrativas poderosas. La primera lo presenta como una palanca de seguridad energética, competitividad industrial y expansión de oferta. La segunda lo observa como un vector de presión hídrica, opacidad química, generación de residuos complejos y riesgo de contaminación de suelos y aguas subterráneas. Las dos narrativas contienen elementos reales, pero ninguna basta por sí sola. El error más frecuente es convertir una herramienta energética de alto impacto en una consigna simple: o salvación económica, o desastre uniforme. En ambos casos se pierde lo esencial: cómo opera realmente el sistema y en qué puntos exactos falla.
Nuestra postura deliberada: neutral frente a la existencia de la técnica, pero exigente frente a sus riesgos reales.
No se discutirá el fracking como eslogan, sino como sistema operativo. No iniciamos con propaganda, sino por la anatomía del proceso, y no se quedará en la fractura misma, porque ahí suele empezar la simplificación. Empezará donde realmente se define el problema: el perforación del pozo, en la química que entra, en los residuos que salen, en las malas prácticas que abren rutas de contaminación y en los vacíos técnicos que todavía impiden evaluar con completa certeza toda su huella ambiental.
2. ¿Qué es realmente el fracking?
2.1 No es sólo “inyectar agua y arena”
En términos estrictos, el fracturamiento hidráulico es una técnica de estimulación de pozo: se inyecta un fluido —normalmente agua, apuntalante y aditivos— a alta presión para crear nuevas fracturas o ampliar las existentes en rocas de muy baja permeabilidad, de modo que el petróleo o el gas puedan fluir hacia el pozo.
El fracking es una fase dentro de un proceso más amplio que incluye: diseño del sitio, perforación, entubado, cementación, completación, producción y manejo posterior de fluidos retornados y residuos.
En la práctica moderna, el fracking casi nunca actúa solo: su verdadera potencia aparece cuando se combina con perforación horizontal y completaciones multietapa. Esa combinación fue la que transformó la explotación de lutitas y otras formaciones compactas en una actividad económicamente dominante en Norteamérica. La evidencia operativa es contundente: en diciembre de 2024, los pozos horizontales aportaban 94% del petróleo y 92% del gas natural producido en el Lower 48 de Estados Unidos, y el gas procedente de formaciones shale y tight representó 79% de la producción seca de gas en 2024.
2.2 ¿En qué rocas se usa y qué problema técnico intenta resolver?
El fracking se usa sobre todo en lutitas (shales), areniscas compactas (tight sandstones) y algunas capas de carbón, es decir, en formaciones donde la roca contiene hidrocarburos pero su permeabilidad natural es tan baja que el fluido no puede desplazarse con facilidad hacia el pozo. El problema técnico, entonces, no es sólo “encontrar el hidrocarburo”, sino crear una red de conductividad artificial que conecte mejor la formación con el pozo productor. El USGS y el Department of Energy (DOE) coinciden en que la función de la fractura es aumentar tamaño, extensión y conectividad de fracturas para facilitar el flujo en reservorios de baja permeabilidad.
Fig. 1. Anatomía de un pozo horizontal fracturado.
2.3 Perforación del pozo
Antes de fracturar, primero hay que perforar. La perforación comienza con el tramo vertical, continúa con la curva de desviación y después con la rama horizontal cuando el objetivo es desarrollar un yacimiento no convencional. Durante esta fase se utilizan drilling fluids o lodos de perforación, cuya función es enfriar y lubricar la barrena, estabilizar el pozo y transportar los cuttings o recortes de roca hacia superficie. USGS señala que estos fluidos se reciclan durante la perforación, pero eventualmente dejan de poder reutilizarse y pasan a ser una corriente de desecho.
La perforación horizontal resuelve una parte del problema: en vez de atravesar la formación sólo en sentido vertical, el pozo corre paralelo a la capa productiva y aumenta drásticamente el área de contacto con la roca. La fractura hidráulica resuelve la otra parte: abre rutas de flujo desde la matriz rocosa hacia el pozo. Perforar horizontalmente permite exponer más roca portadora de hidrocarburos y habilita más fracturas, más agua y más proppant por pozo, lo que vuelve económicamente viable la producción en formaciones tight o shale. En la práctica moderna, el fracking casi siempre funciona en conjunto con pozos horizontales y completaciones multietapa.
2.4 Residuos de perforación: lodos, recortes y materiales asociados
Desde el punto de vista ambiental, la fase de perforación genera residuos significativos. La EPA distingue expresamente la etapa de well drilling and completion como una fase propia dentro de la instalación del pozo, y señala que en ella se producen drilling fluids (drilling muds), cuttings y también produced water. Esto es importante porque demuestra que el problema ambiental del pozo no empieza con la fractura, sino desde la perforación misma.
Fig. 2. Residuos de Perforación: Lodos y Recortes.
Los residuos de perforación merecen atención específica porque muchas veces quedan eclipsados por el flowback y el produced water. La EPA identifica como residuos característicos de esta fase los lodos de perforación, los recortes de formación y corrientes asociadas al acondicionamiento y completación del pozo. Los fluidos de perforación usados y los recortes pueden contener materiales extraídos desde el subsuelo, además de aceite y grasa en ciertos sistemas, dependiendo del tipo de lodo empleado.
Aún antes de la fractura, el ciclo del pozo puede generar pasivos que no son sólo químicos u orgánicos, sino también minerales y, en ciertos casos, radiológicos.
2.5 Completación del pozo
Una vez alcanzada la profundidad objetivo, el pozo no pasa automáticamente a producción. La formación debe evaluarse para decidir si el pozo será completado o abandonado. Si se completa, se instala y cementa el casing, se desmonta el rig de perforación, se trae un equipo de servicio para perforar la tubería de producción, se corre el production tubing y finalmente se instala el christmas tree para iniciar producción. Si el pozo no se considera viable, puede pasar directamente a plugging y abandono.
Este punto es crítico porque aquí se forma la principal barrera de aislamiento entre el pozo y las formaciones atravesadas, incluidas las zonas con agua subterránea. Desde el punto de vista técnico, la completación no es sólo una etapa productiva; es también una etapa de contención. Si el casing y el cemento no cumplen su función, el riesgo no depende ya sólo de la fractura, sino de la existencia de una vía artificial de migración a través del pozo.
2.6 La estimulación hidráulica
Sólo después de perforar y completar el pozo entra la etapa de well stimulation o fracturamiento hidráulico. La EPA la identifica como la segunda gran fase de residuos dentro del ciclo de instalación del pozo y señala que aquí se generan principalmente fracturing fluid returns y produced water. El objetivo técnico es aumentar tamaño, extensión y conectividad de fracturas para liberar hidrocarburos atrapados.
En términos operativos, el fracking moderno se aplica normalmente en múltiples etapas a lo largo de un pozo horizontal. Cada tramo del lateral se aísla, se perfora y se estimula secuencialmente. El resultado esperado es una producción inicial alta, precisamente porque el pozo entra en contacto con mucho más volumen efectivo de roca que un pozo vertical tradicional. Pero esa ventaja trae consigo una consecuencia importante: la producción también tiende a caer rápidamente.
2.7 Rendimiento del pozo
Una de las características operativas más importantes del fracking es el perfil de producción del pozo horizontal. Los pozos horizontales permiten recuperar petróleo y gas con rapidez después de iniciar producción, pero también presentan declinaciones pronunciadas en comparación con los pozos verticales. Entre diciembre de 2023 y diciembre de 2024, la producción de petróleo de los pozos ya existentes en el Lower 48 cayó de 11.0 a 6.7 millones de barriles por día, y la de gas natural de 115.4 a 88.4 Bcf/d; esa pérdida se compensó con más de 15,000 pozos nuevos puestos en línea durante 2024.
Esto significa que el rendimiento de un pozo no debe juzgarse sólo por su pico inicial. Debe leerse dentro de una lógica de declinación y reposición continua. Un pozo fracturado puede ser muy productivo al arranque y aun así formar parte de un sistema que necesita perforar constantemente nuevos pozos para sostener la producción total del campo o de la cuenca.
Este punto es clave porque transforma al fracking en algo más que una técnica de estimulación, lo convierte en un modelo operativo intensivo y recurrente.
2.8 Lo que ocurre cuando la producción cae
Cuando la producción declina, la operación no necesariamente se detiene de inmediato. Un pozo puede seguir operando mientras genere ingresos suficientes para cubrir costos de operación, incluidos los costos de manejo y disposición de produced water, energía y químicos. También se puede decidir entre workovers, estrategias de reactivación o plugging, dependiendo de la economía del pozo y de su papel en la estrategia del campo.
Cuando un pozo llega al final de su vida útil o deja de ser económicamente defendible, se entra en la etapa de plug and abandon. Eso implica preparar el sitio, retirar y recuperar casing, tubulars y otros equipos cuando sea posible, colocar cement plugs para evitar migración de fluidos entre formaciones, cortar el casing bajo nivel del suelo, capar el pozo y restaurar la superficie. Durante el plugging también pueden usarse drilling mud y bentonite entre tapones, y que el proceso requiere pruebas para asegurar que el sello quede efectivo.
2.9 Arreglo espacial, pads multi-pozo y concentración operativa
Otra característica esencial del fracking moderno es su arreglo espacial. La técnica ya no se organiza necesariamente como un pozo por locación, sino cada vez más como pads multi-pozo, donde varios pozos se perforan y completan desde una misma plataforma superficial, lo que refleja el grado de concentración física del desarrollo.
Fig. 3. Desarrollo por Pads Multi-Pozo.
Este arreglo espacial tiene una doble lectura. Por un lado, puede reducir el número de huellas superficiales aisladas al concentrar infraestructura en un mismo sitio. Por otro, intensifica el uso de agua, arena, químicos, equipos, tanques, líneas y movimiento logístico en una misma plataforma, y concentra también residuos, emisiones y puntos potenciales de falla. Desde un punto de vista territorial, el fracking moderno no es simplemente “muchos pozos”; es un sistema de pads densos con varios laterales subterráneos, alta simultaneidad operativa y fuerte dependencia de infraestructura de superficie.
2.10 El ciclo completo del pozo
La conclusión técnica de esta sección es que el fracking no puede entenderse correctamente si se aísla del resto del ciclo del pozo. Antes de la fractura hay perforación, lodos, recortes, casing, cemento y completación; después de la fractura hay flujo de retorno, producción, declinación, producción de agua residual, sustitución por nuevos pozos y, al final, plugging y abandono. La EPA deja ver esta secuencia cuando distingue residuos de drilling and completion, de well stimulation y de well production; OSHA la refuerza al mostrar que un pozo puede ser completado para producir o directamente abandonado, y que al final de su vida útil necesita ser sellado para evitar migración de fluidos.
Fig. 4. Ciclo Operativo Completo de un Pozo no Convencional.
Por eso, la manera técnicamente correcta de leer el fracking no es como una sola maniobra hidráulica, sino como parte de un ciclo de vida industrial completo: perforar, completar, estimular, producir, declinar, reemplazar y cerrar. Y precisamente porque el problema real empieza antes de la fractura y continúa después de ella, el análisis ambiental del artículo debe seguir ahora hacia la siguiente pregunta: en qué puntos de ese ciclo comienzan a formarse los riesgos reales de contaminación y exposición.
3. ¿Dónde se generan los riesgos?
3.1 El riesgo no empieza con la fractura, empieza con la construcción del pozo
El riesgo ambiental no comienza cuando se bombea el fluido de fractura. Comienza antes, con la preparación del sitio, la perforación, el manejo de lodos, la generación de recortes de formación, la instalación de casing, la cementación y la completación inicial del pozo. La EPA distingue expresamente tres etapas en las operaciones de instalación, estimulación y producción de pozos: well drilling and completion, well stimulation y well production. Para la primera etapa identifica como residuos principales los drilling fluids o drilling muds, los cuttings y el produced water; para la etapa de estimulación identifica los fracturing fluid returns y el produced water; y para la etapa de producción, nuevamente, el produced water.
Esto cambia la lectura del sistema. Si sólo se observa la fractura hidráulica, los residuos de perforación quedan fuera del análisis; si se observa el ciclo completo del pozo, aparecen desde el inicio corrientes residuales que pueden afectar suelo, agua superficial y agua subterránea si se manejan de forma deficiente. Por eso, el fracking debe entenderse como una fase dentro de una cadena industrial más larga: perforar, completar, estimular, producir, declinar, reemplazar y cerrar. La fractura es importante, pero no agota el sistema de riesgo.
3.2 La preparación del sitio y la perforación ya generan presión ambiental
Antes de fracturar, el sitio requiere acceso, nivelación, superficie operativa, equipos de perforación, almacenamiento de materiales, manejo de fluidos y áreas para separación de lodos y recortes. En esta fase se utilizan lodos de perforación para estabilizar el pozo, lubricar la barrena y transportar recortes hacia superficie. Aunque esos fluidos se recirculan durante la operación, una parte termina convirtiéndose en residuo junto con los recortes de roca.
Fig. 5. Pad de Fracturamiento: Infraestrucutra Superficial.
La EPA incluye los drilling fluids y cuttings como residuos propios de la etapa de perforación y completación, lo que confirma que el ciclo de residuos no arranca con el flowback. Esta distinción es crítica porque muchos impactos potenciales en suelo pueden originarse por manejo inadecuado de lodos, recortes, tanques, fosas, mezclas residuales o superficies de trabajo contaminadas durante la perforación.
3.3 La completación crea la principal barrera ambiental del pozo
Después de perforar, el pozo debe completarse. Esta fase incluye instalación de tuberías, cementación, pruebas, perforación de disparos y preparación para la estimulación o la producción. Ambientalmente, la completación es decisiva porque determina si el pozo funcionará como una barrera confiable entre la formación productora, las formaciones atravesadas y los acuíferos. La integridad del casing y del cemento no es un detalle mecánico; es una condición de protección ambiental. Si esa barrera falla, se abren rutas de migración que no dependen necesariamente de que una fractura profunda alcance un acuífero. Pueden originarse por el propio pozo, por el anular, por cementación deficiente, por microcanales o por interacción con pozos cercanos. Por eso, antes de discutir la química del fluido de fractura, debe quedar claro que una parte central del riesgo se define en la calidad de construcción y verificación del pozo.
3.4 El ciclo del agua del fracking sigue siendo útil, pero no suficiente
La EPA estudió la relación entre fracking y recursos de agua potable usando el hydraulic fracturing water cycle, que incluye cinco etapas: adquisición de agua, mezcla química, inyección al pozo, manejo del agua producida y disposición o reúso de aguas residuales. Ese marco sigue siendo muy útil para analizar riesgos hídricos, pero debe entenderse como un subconjunto del ciclo completo del pozo.
El ciclo del agua del fracking permite ordenar los riesgos asociados al uso, transformación y destino del agua. Sin embargo, no cubre por sí solo todos los residuos y vulnerabilidades de la perforación, completación, declinación, abandono y cierre. Por eso, en este artículo se usará una lectura ampliada: el ciclo del agua del fracking para entender los riesgos hídricos, y el ciclo completo del pozo para entender el conjunto de residuos, fallas y pasivos asociados.
3.5 Primera zona crítica, la adquisición de agua
La primera etapa del ciclo hídrico es la captación de agua superficial o subterránea para fabricar el fluido de fractura. El riesgo principal aquí no es toxicológico, sino territorial e hidrológico: competencia por agua, presión sobre acuíferos, estrés en cuencas y conflicto con uso agrícola, urbano o ecológico.
En zonas con disponibilidad hídrica limitada, esta etapa puede ser uno de los filtros más importantes de viabilidad. No basta con preguntar si existe un recurso de gas o petróleo; hay que preguntar si el territorio puede soportar la extracción de agua necesaria sin comprometer otros usos prioritarios. En países o regiones con acuíferos deficitarios, esta pregunta debe ir antes de cualquier discusión de productividad.
3.6 Segunda zona crítica, mezcla química en superficie
La segunda etapa del ciclo de agua del fracking es la mezcla química, definida por la EPA como la combinación de fluido base, apuntalante y aditivos en el sitio del pozo para crear los fluidos de fractura. Esta fase transforma un insumo hídrico en una formulación industrial.
Aquí aparecen aditivos, biocidas, surfactantes, reductores de fricción, inhibidores de corrosión, controladores de arcillas, geles, crosslinkers, breakers y otros componentes.
El riesgo en esta etapa es principalmente de superficie: almacenamiento, dosificación, carga, descarga, transferencia, derrames y exposición ocupacional. Si se liberan aditivos concentrados antes de la inyección, el primer receptor ambiental suele ser el suelo del pad, seguido por escorrentía superficial o infiltración. Por eso, una parte relevante del riesgo químico no depende de migraciones profundas, sino de la disciplina operacional en superficie.
Fig. 6. Opacidad Química en Fluidos de Fracturamiento.
3.7 Tercera zona crítica, inyección y fractura
La tercera etapa es la inyección del fluido de fractura a través del pozo y su movimiento dentro de la formación objetivo. La EPA define esta etapa como la inyección y movimiento de fluidos de fracturamiento a través del pozo productor y dentro de la roca objetivo.
Técnicamente, aquí se busca abrir o ampliar fracturas y colocar apuntalante para mantenerlas conductivas.
El riesgo en esta etapa no debe simplificarse como “la fractura siempre llega al acuífero”. La evaluación correcta debe distinguir entre propagación de fracturas, integridad del pozo, cementación, presión operativa, presencia de fallas, pozos antiguos y rutas artificiales de comunicación. La inyección es una fase crítica, pero su riesgo ambiental depende menos de la sola presión de bombeo y más de la confiabilidad del sistema geológico-mecánico e ingenieril que la contiene.
3.8 Cuarta zona crítica: retorno de fluidos, flowback y produced water
Después de la estimulación, una parte del fluido retorna a superficie como fracturing fluid returns o flowback. Con el tiempo, la corriente dominante pasa a ser produced water, que puede incluir agua de formación, remanentes del fluido de fractura, sales, metales, compuestos orgánicos y otros constituyentes. La EPA identifica el manejo del agua que retorna a superficie como la cuarta etapa del ciclo: recolección en sitio y transporte para disposición o reúso.
Esta fase es una de las más críticas porque convierte el fracking en un problema de residuos líquidos complejos. La EPA señala que el uso combinado de perforación horizontal y fracturamiento puede generar grandes volúmenes de flowback, lo que exige mayor capacidad de almacenamiento en tanques o unidades terrestres como pits. Aquí, el riesgo ya no es sólo lo que se inyectó, sino lo que regresa después de reaccionar con la formación.
3.9 Quinta zona crítica, almacenamiento, transporte, disposición y reúso
La quinta etapa del ciclo del agua del fracking es la disposición o reúso de las aguas residuales. En la práctica, esto puede implicar almacenamiento temporal, transporte por camión o tubería, tratamiento, reúso en nuevas fracturas, descarga bajo permisos específicos o inyección subterránea para disposición.
Esta fase puede convertirse en el principal punto de exposición si el residuo no se caracteriza, almacena, trata y transporta adecuadamente. USGS describe el produced water como una corriente de desecho compleja que puede tener alta salinidad —hasta diez veces la del agua de mar— y contener sólidos disueltos, metales, compuestos orgánicos y materiales potencialmente peligrosos. Además, señala que las personas pueden exponerse por derrames o fugas durante manejo, por descargas autorizadas, por uso en riego, por aplicación en caminos y por movimiento a través de agua superficial, agua subterránea, suelo y aire.
3.10 Los derrames conectan todas las etapas
Los derrames son el punto donde la cadena de riesgo deja de ser conceptual y se vuelve observable. La EPA revisó datos estatales e industriales para caracterizar derrames relacionados con fracturamiento hidráulico, analizando materiales derramados, fuentes, causas y receptores ambientales. En estudios previos de la EPA se identificó que los derrames pueden involucrar aditivos, fluidos de fractura, flowback, produced water y otros materiales operativos, con receptores como suelo, agua superficial o agua subterránea.
La importancia de los derrames es que pueden ocurrir en distintas fases: durante almacenamiento químico, mezcla, transferencia, manejo de flowback, transporte o disposición. Por eso, no deben verse como accidentes aislados, sino como indicadores de vulnerabilidad operativa.
En un sistema con muchas transferencias de fluidos, muchas conexiones, múltiples tanques y alta movilidad logística, el derrame es una ruta causal central.
3.11 El riesgo también se acumula por operación continua y reposición de pozos
La sección anterior mostró que los pozos horizontales fracturados suelen tener alta producción inicial y declinación rápida. Eso significa que el campo no se desarrolla con un solo pozo, sino con una estrategia de perforación y completación continua para compensar la caída de producción de los pozos existentes. Esta lógica multiplica pads, pozos, laterales, actividades de superficie, transporte, consumo de agua, residuos y necesidades de control.
Fig. 7. Rutas de Contaminación asociadas a Pozos Fracturados
En ese sentido, el riesgo no es sólo el de un pozo individual. Es el riesgo acumulado de un campo donde existen pozos nuevos, pozos en producción, pozos declinantes, pozos intervenidos, pozos cerrados y pozos abandonados. Un análisis ambiental completo debe considerar esa simultaneidad, porque la suma de muchas operaciones pequeñas puede generar una presión territorial mayor que la evaluación de un pozo aislado.
3.12 El cierre del pozo también forma parte del ciclo de riesgo
Cuando un pozo deja de ser económicamente viable o técnicamente útil, debe pasar a plugging and abandonment. Esta etapa busca sellar zonas productoras, aislar acuíferos, retirar infraestructura, cortar casing bajo superficie y restaurar el sitio. Sin embargo, también genera residuos y pasivos: tuberías, equipos contaminados, cementos, lodos, bentonita, sedimentos, escalas, suelos impactados y posibles materiales con NORM/TENORM.
Esto significa que el riesgo del fracking no termina cuando baja la producción. Si el cierre es deficiente, el pozo puede convertirse en una vía futura de migración de fluidos o gases. Si el sitio no se restaura correctamente, el pad puede quedar como pasivo superficial. Y si los residuos de abandono no se manejan con trazabilidad, el problema se traslada a otra etapa del sistema.
3.13 Conclusión
La conclusión técnica es clara: el fracking no debe evaluarse como un evento, sino como un ciclo completo de riesgo. Ese ciclo comienza con la construcción del sitio y la perforación, continúa con la completación y la fractura, se prolonga durante producción y manejo de residuos, se intensifica por la declinación y reposición de pozos, y sólo se cierra correctamente cuando el pozo es taponado, abandonado y restaurado sin dejar rutas de migración ni pasivos superficiales.
El ciclo del agua del fracking de la EPA sigue siendo una herramienta útil para entender impactos hídricos, pero el análisis ambiental completo debe ir más lejos: debe incluir lodos de perforación, recortes, residuos de completación, integridad del pozo, flowback, produced water, derrames, almacenamiento, transporte, disposición, operación continua, plugging y abandono. Sólo entonces se entiende dónde nace realmente el riesgo y por qué el fracking debe analizarse como un sistema industrial, no como una sola técnica de estimulación.