Fracking bajo la lupa técnica. ... Parte 2

La huella química, toxicológica e hidroambiental del fracking.

 

4. Química del ciclo del pozo.

4.1 La composición del fluido de fractura

El fluido de fractura no tiene una receta única. Su composición cambia según la cuenca, la mineralogía, la profundidad, la presión, la temperatura, el tipo de formación, el diseño de completación, el proveedor químico y el objetivo técnico de cada etapa. Sin embargo, sí existen composiciones generalizadas que permiten entender la lógica de la formulación.

FracFocus, una de las principales plataformas públicas de divulgación de químicos de fracturamiento en Estados Unidos, resume que la mayoría de las formulaciones contiene aproximadamente 98–99% de agua y arena y 0.5–2% de aditivos químicos. En un desglose generalizado de un trabajo típico, reporta la siguiente composición ilustrativa: 85.02% agua, 14.20% apuntalante o proppant y 0.78% otros ingredientes químicos. Dentro de ese 0.78%, FracFocus presenta proporciones aproximadas como 0.5% gellant, 0.07% ácido, 0.05% inhibidor de corrosión, 0.05% reductor de fricción, 0.034% control de arcillas, 0.032% crosslinker, 0.023% inhibidor de incrustación, 0.02% breaker, 0.004% control de hierro y 0.001% biocida. Estos valores no describen todos los pozos, pero sí muestran la lógica funcional de una formulación típica.

La composición del fluido de fractura sí puede describirse, pero nunca como fórmula universal

Estos datos deben leerse con cuidado. El hecho de que los aditivos representen menos del 1% de la mezcla no significa que sean ambientalmente irrelevantes. En pozos que utilizan millones de litros de fluido, porcentajes aparentemente pequeños pueden representar cantidades importantes de sustancias químicas. Además, la relevancia toxicológica no depende sólo de la proporción, sino de la peligrosidad, movilidad, persistencia, degradación, bioactividad, ruta de exposición y capacidad de retorno a superficie.

Fig. 1 Composición de fluidos de fractura.

4.2 Composición generalizada del fluido de fractura

La composición anterior permite ver la arquitectura básica del sistema: el agua genera la presión y transporta; la arena mantiene abierta la fractura; los aditivos permiten que la mezcla funcione bajo condiciones extremas de presión, temperatura, fricción, salinidad y mineralogía. Sin estos aditivos, muchos tratamientos perderían eficiencia o serían técnicamente inviables.

Tabla 1. Composición General de fluidos de fractura.

4.3 Desglose funcional de los aditivos

Estas familias se usan porque cumplen funciones muy específicas dentro del tratamiento, no porque sean accesorios secundarios. Por ejemplo, el ácido ayuda a disolver minerales e iniciar grietas; el biocida elimina bacterias que pueden generar subproductos corrosivos; el gel espesa el agua para transportar arena; el breaker rompe el gel para facilitar el flujo; y el reductor de fricción reduce la resistencia hidráulica durante el bombeo.

4.4 La lectura correcta de las proporciones

El error más común es interpretar el 0.5–2% de aditivos como si fuera automáticamente insignificante. Esa lectura es débil por tres razones. Primero, porque el volumen total puede ser muy alto. Si un pozo utiliza millones de litros, incluso 0.78% representa miles o decenas de miles de litros de aditivos totales, dependiendo del diseño. Segundo, porque algunas funciones químicas tienen relevancia biológica o toxicológica aunque su concentración sea baja, como ocurre con biocidas, surfactantes, solventes o ciertos inhibidores. Tercero, porque el fluido no permanece químicamente intacto: interactúa con la formación y puede regresar mezclado con sales, metales, hidrocarburos, radionúclidos naturales y productos de transformación.

Poco porcentaje no significa poco riesgo

Por eso, un análisis ambiental serio no debe preguntar solamente qué porcentaje del fluido son químicos, sino: qué sustancias específicas se usaron; qué volumen absoluto representaron; qué concentración tuvieron durante mezcla, inyección y retorno; qué fracción quedó en la formación; qué fracción regresó en flowback o produced water; qué productos de degradación o reacción se formaron; qué tan móviles o persistentes son; y si existe información toxicológica suficiente.

4.5 Ejemplos de compuestos por familia funcional

Aunque cada formulación cambia, los registros públicos y listados de FracFocus permiten identificar ejemplos de compuestos o grupos usados en distintas familias de aditivos. No todos aparecen en todos los pozos, pero son útiles para dimensionar la diversidad química del sistema.

Tabla 2. Compuestos o grupos usados en distintas familias de aditivos.

Esta diversidad confirma que el fluido de fractura no debe evaluarse como una sustancia, sino como una formulación funcional multicomponente. Cada aditivo tiene una razón operativa, pero cada razón operativa abre una pregunta ambiental: qué pasa si se derrama, si retorna, si se transforma o si se combina con sales, metales e hidrocarburos de la formación.

4.6 La química de perforación

Además del fluido de fractura, el ciclo del pozo incorpora química desde la perforación. Los drilling fluids o lodos de perforación se usan para enfriar y lubricar la barrena, transportar recortes, estabilizar el pozo, controlar presión y reducir fricción. EPA identifica los drilling fluids, los cuttings y el produced water como residuos propios de la etapa de perforación y completación. Estos lodos pueden incluir, según el sistema usado: agua o aceite como fase base, viscosificantes, densificantes como barita, sales; lubricantes, inhibidores de arcillas, controladores de filtrado, emulsificantes, biocidas, agentes alcalinizantes, materiales para control de pérdida de circulación.

La diferencia central es que estos compuestos no cumplen la misma función que los aditivos del fluido de fractura. Los lodos son química de perforación y estabilidad del pozo; los aditivos de fractura son química de estimulación y transporte de proppant. Ambos importan ambientalmente, pero no deben mezclarse como si fueran una sola formulación.

Fig. 2. Química de la perforación y composicion de los recortes.

4.7 Recortes de perforación

Los cuttings o recortes de perforación son fragmentos de roca que regresan a superficie impregnados o mezclados con lodos. Dependiendo de la formación y del fluido usado, pueden contener: residuos de lodo, aceite y grasa, hidrocarburos adsorbidos, sales, metales o metaloides naturales, minerales de la formación, y en ciertos contextos materiales NORM/TENORM. EPA identifica los cuttings como residuos de perforación y completación, y también señala que los residuos de petróleo y gas pueden concentrar radionúclidos naturales en produced waters, escalas minerales, sludges, sedimentos y equipos contaminados. Por tanto, en una evaluación completa, los recortes no deben considerarse simple “tierra excavada”. Son una matriz residual que puede combinar carga geológica y carga química operativa.

4.8 Cementación y completación

La cementación también incorpora química especializada. El cemento del pozo puede incluir aditivos para controlar fraguado, densidad, pérdida de fluido, resistencia, expansión, estabilidad térmica y adherencia. Su función principal no es producir hidrocarburos, sino sellar y aislar. Esto tiene una implicación ambiental directa: la química de cementación es parte de la protección del acuífero. Si el cemento no se coloca, adhiere o verifica correctamente, puede abrir rutas de migración por el anular. Por eso, aunque los aditivos cementantes no sean el foco toxicológico principal del fracking, sí son decisivos para la integridad del pozo y deben aparecer dentro del ciclo químico-operativo.

Ver credenciales de contenido

Fig. 3. Casing y Cementación de un pozo.

4.9 Lo que se inyecta no es lo mismo que lo que regresa

El fluido que retorna a superficie no es igual al fluido que se inyectó. Durante su contacto con la formación, el fluido puede mezclarse con agua de formación, sales, metales, hidrocarburos, materia orgánica natural y radionúclidos. Por eso, EPA distingue los fracturing fluid returns y el produced water como residuos de la etapa de estimulación, y el produced water como residuo dominante de la producción.

La matriz de retorno puede incluir: aditivos residuales, productos de degradación, sales, cloruros, sodio, calcio, bario, estroncio, metales y metaloides, hidrocarburos disueltos, BTEX, PAH, sólidos suspendidos, NORM/TENORM, lodos y sedimentos.

El riesgo químico no se limita al inventario de entrada. El mayor problema puede estar en la química de salida.

4.10 Produced water (la matriz química más compleja del sistema)

El produced water es una de las corrientes más críticas porque aparece durante estimulación, producción y, en algunos casos, también durante etapas de perforación/completación. EPA lo identifica como residuo en las tres grandes fases: perforación/completación, estimulación y producción.

Fig. 4. Produced Water el residuo mas crítico del fracking.

Además, EPA explica que las formaciones petroleras y gaseras pueden contener radionúclidos naturales como uranio, torio, radio, potasio-40 y productos de decaimiento; cuando la extracción concentra estos materiales en superficie, los residuos pueden clasificarse como TENORM. Estos materiales pueden acumularse en produced waters, mineral scales, sludges/sediments y equipos contaminados. Esto explica por qué el produced water debe tratarse como una matriz de alto interés ambiental. No es sólo agua salina; es una mezcla variable de origen geológico, operativo y químico.

4.11 La información química y toxicológica sigue siendo incompleta

Aunque existe más información pública que antes, la transparencia todavía no es completa. FracFocus reconoce que algunas formulaciones pueden protegerse como secretos comerciales, y que su sistema puede desacoplar ingredientes de nombres comerciales para proteger componentes propietarios. Esto permite publicar más información que en el pasado, pero no siempre permite reconstruir con precisión la formulación real usada en un pozo.

A esto se suma un vacío toxicológico importante. EPA evaluó 1,173 químicos identificados en fluidos de fractura, flowback y produced water, y encontró que sólo 147, es decir 13%, tenían valores crónicos orales de referencia o factores de pendiente cancerígena disponibles. Para 1,026 químicos faltaban esos valores, lo que representa una brecha sustancial para evaluación de riesgo.

La consecuencia técnica es directa, el fracking no sólo implica una mezcla compleja; implica una mezcla compleja parcialmente conocida y con información toxicológica incompleta. Por eso, la pregunta correcta no es sólo “qué se inyecta”, sino: qué se usa, en qué cantidad, con qué función, qué se transforma, qué regresa a superficie y qué información falta para evaluar su toxicidad real.

5. Opacidad química y límites del disclosure

Fig. 5. Opacidad Química en fluidos de fracturamiento.

5.1 Aditivos

La sección anterior mostró que el fluido de fractura puede describirse de manera general como una mezcla dominada por agua y arena, con una fracción menor de aditivos. Esa información es útil para entender la lógica funcional del fluido, pero no resuelve por sí sola la evaluación ambiental. (fracfocus.org)

cuando conocer “la categoría” no basta, sino saber exactamente cuáles, cuánto y en qué formulación

La razón es simple: una categoría funcional no equivale a una identidad química. Decir “biocida” no es lo mismo que decir glutaraldehído, compuesto de amonio cuaternario o tetrakis hydroxymethyl-phosphonium sulfate. Decir “reductor de fricción” no equivale a conocer el polímero específico, su monómero residual, su solvente, su concentración y sus coadyuvantes. Y decir “inhibidor de corrosión” no permite inferir automáticamente toxicidad, persistencia, biodegradabilidad o movilidad. En evaluación ambiental, el nombre funcional explica para qué sirve el aditivo; la identidad química y la concentración explican qué riesgo puede representar.

5.2 Los porcentajes pequeños pueden representar cantidades grandes

La discusión sobre disclosure también debe considerar el volumen absoluto. El USGS señala que no existe un “pozo típico”, pero que el uso de agua por pozo hidráulicamente fracturado puede estar entre aproximadamente 1.5 y 16 millones de galones, dependiendo de formación, operador, tipo de pozo y número de etapas fracturadas. En ese contexto, incluso porcentajes bajos pueden convertirse en cantidades relevantes. (usgs.gov)

Por ejemplo, en un escenario hipotético de 10 millones de litros de fluido total, un aditivo al 0.5% equivaldría a unos 50,000 litros; uno al 0.05%, a unos 5,000 litros; y uno al 0.001%, a unos 100 litros. Este cálculo es sólo ilustrativo y no sustituye la formulación real de un pozo, pero muestra por qué no basta con decir “son porcentajes pequeños”. Para gestión de riesgo, derrames y exposición, el dato relevante no es únicamente el porcentaje, sino la combinación entre porcentaje, volumen total, peligrosidad y ruta de liberación.

5.3 Qué debería revelar un disclosure útil

Un sistema de divulgación químicamente útil tendría que permitir reconstruir, al menos para autoridad, laboratorios, médicos y peritos, cinco niveles de información:

1. Identidad química específica Nombre químico, número CAS, familia química y función.
2. Producto comercial y proveedor Nombre comercial, fabricante y formulación usada en campo.
3. Concentración y cantidad Porcentaje en el fluido, concentración por etapa, volumen total usado y masa o volumen absoluto.
4. Contexto operativo Etapa del pozo donde se usó: perforación, cementación, completación, fractura, producción, mantenimiento o abandono.
5. Información toxicológica y ambiental movilidad, persistencia, biodegradabilidad, productos de degradación, toxicidad acuática, toxicidad crónica, potencial endocrino, bioacumulación y tratamiento requerido.

Sin esos niveles, el disclosure queda reducido a una lista que puede ser informativa, pero no necesariamente suficiente para monitoreo, respuesta a incidentes, evaluación toxicológica o atribución causal.

5.4 El límite del sistema = formulaciones protegidas y secretos comerciales

FracFocus reconoce que, dentro de la industria petrolera y gasera, las empresas pueden proteger fórmulas, métodos, técnicas o procesos propietarios mediante leyes de trade secret. También explica que, cuando la plataforma fue desarrollada, esa protección limitó la posibilidad de construir una base de datos completamente integral. Para responder a esa limitación, FracFocus desarrolló un método de reporte llamado “systems approach”, que permite publicar más ingredientes mientras protege componentes propietarios mediante el desacople de los ingredientes respecto de sus nombres comerciales. (fracfocus.org)

Ese enfoque tiene una ventaja y una desventaja. La ventaja es que puede reducir el uso de reclamos directos de secreto comercial y mejorar la disponibilidad pública de información sobre ingredientes. La desventaja es técnica: al desacoplar ingredientes y nombres comerciales, se vuelve difícil reconstruir con precisión qué ingredientes pertenecen a qué producto y en qué combinación fueron usados. En otras palabras, el sistema puede mejorar la transparencia general, pero limitar la trazabilidad específica de la formulación. (fracfocus.org)

5.5 La opacidad afecta directamente el monitoreo ambiental

Cuando no se conoce con precisión la identidad o la concentración de una sustancia, el monitoreo se vuelve menos específico. Por ejemplo, si se sabe que se usó un “biocida” pero no se conoce la molécula exacta, el laboratorio no puede diseñar con la misma precisión un método analítico para buscar ese compuesto en suelo, agua o sedimentos. Si se sabe que hubo un “inhibidor de corrosión” pero no se conoce su formulación, tampoco se puede inferir con seguridad qué productos de degradación buscar.

Esto afecta la cadena de investigación ambiental: selección de analitos, límites de detección, métodos de extracción, interpretación de resultados, comparación con línea base, atribución a una operación específica, diseño de respuesta y remediación, evaluación de exposición humana o ecológica.

La opacidad química no es un problema administrativo. Es un problema técnico que afecta la capacidad real de detectar, demostrar y gestionar contaminación.

5.6 La opacidad también debilita la toxicología de mezclas

El fracking no involucra una sustancia aislada, sino mezclas. Y para evaluar una mezcla se necesita saber no sólo qué compuestos están presentes, sino en qué proporciones y bajo qué condiciones interactúan. Si los ingredientes están desacoplados de sus productos comerciales, o si parte de la formulación se protege como secreto, la evaluación de mezcla queda incompleta.

Este problema se agrava porque la EPA documentó brechas toxicológicas importantes. En un análisis de 1,173 químicos identificados en fluidos de fractura, flowback y produced water, sólo 147 —equivalentes a 13%— tenían valores crónicos orales de referencia o factores de pendiente cancerígena disponibles; para 1,026 químicos faltaban esos valores. Además, entre los 36 químicos usados en al menos 10% de los pozos a nivel nacional dentro del análisis de FracFocus 1.0, sólo 8 tenían un valor crónico oral disponible (epa.gov). La consecuencia es doble: en algunos casos no se conoce completamente la formulación, y en muchos casos no se cuenta con información toxicológica crónica suficiente para los compuestos conocidos. Esto convierte la evaluación de riesgo en una tarea de incertidumbre acumulada.

5.7 El problema es mayor cuando la química de entrada se convierte en química de salida

La opacidad sería grave incluso si el fluido de fractura permaneciera intacto. Pero el problema aumenta porque lo que regresa a superficie, no es lo mismo que se inyectó. El flowback y el produced water pueden contener aditivos residuales, productos de degradación, sales, metales, hidrocarburos, compuestos orgánicos naturales, radionúclidos y sólidos suspendidos.

Por tanto, el disclosure de entrada debería conectarse con la caracterización de salida. No basta con declarar qué químicos se usaron antes de la fractura; también debe medirse qué regresó después. Una divulgación robusta tendría que permitir cruzar: químicos usados por etapa, volumen inyectado, volumen retornado, composición de flowback, composición de produced water, residuos sólidos, lodos, sedimentos e incrustaciones, eventos de derrame, resultados de monitoreo ambiental. Sin esa conexión, se puede saber parte de la receta inicial, pero no necesariamente entender el residuo real que impacta suelo, agua o aire.

5.8 Qué nivel de transparencia debería exigirse para México

En México, esta discusión es especialmente importante porque existe antecedente de uso histórico de fracturamiento hidráulico y porque el debate sobre yacimientos no convencionales volvió a la agenda pública. Si el país evalúa ampliar o regular con mayor detalle esta técnica, no debería adoptar un esquema de transparencia débil o meramente declarativo. Un estándar técnico mínimo debería exigir: identidad química por CAS; nombre comercial del producto; fabricante o proveedor; función del aditivo; concentración máxima y promedio; volumen total usado por pozo y por etapa; masa o volumen absoluto de cada aditivo; hoja de seguridad completa; justificación formal de cualquier reclamo de confidencialidad; acceso inmediato a composición completa para autoridad, personal médico y laboratorios en caso de emergencia; caracterización obligatoria de flowback y produced water; trazabilidad de residuos hasta disposición final.

Este estándar no busca revelar públicamente secretos industriales sin control, sino evitar que la confidencialidad comercial bloquee la protección de agua, suelo, trabajadores y comunidades.

6. Toxicología del fracking

6.1 Mezclas químicas, exposición y vacíos críticos de información

La toxicología del fracking no debe abordarse como si se tratara de una sola sustancia. Tampoco basta con revisar de forma aislada cada aditivo reportado en una hoja de seguridad. El sistema involucra mezclas químicas complejas que cambian a lo largo del ciclo del pozo: primero aparecen lodos de perforación y aditivos de completación; después, el fluido de fractura con gelificantes, ácidos, biocidas, reductores de fricción, inhibidores de corrosión y otros componentes; finalmente, el sistema devuelve flowback y produced water, que ya no son la formulación inicial, sino una mezcla transformada por contacto con la formación geológica.

Esa diferencia es central. La toxicología real no depende sólo de lo que se inyecta, sino de lo que puede liberarse, transformarse, retornar y entrar en contacto con personas, suelo, agua, aire o ecosistemas. La EPA identificó 1,173 químicos asociados a fluidos de fractura, flowback y aguas producidas, y encontró que sólo 147, equivalentes a 13%, contaban con valores crónicos orales disponibles para evaluación de riesgo. Para 1,026 químicos faltaban esos valores, lo que evidencia una brecha toxicológica sustancial.

6.2 Bajo porcentaje no significa bajo riesgo toxicológico

Una evaluación toxicológica seria, debe preguntar: qué compuesto es, en qué cantidad absoluta se usó, por qué vía puede exponerse una persona o ecosistema, cuánto tiempo permanece y qué productos se forman al degradarse o reaccionar.

 

Fig. 6. Toxicología del fracking

6.3 La brecha de datos crónicos es uno de los puntos más graves

La EPA reportó además que, de 1,606 químicos considerados en su evaluación final sobre fracking y recursos de agua potable, sólo 173, equivalentes a 11%, tenían valores de toxicidad oral crónica utilizables para evaluación de riesgo humano. También indicó que 735 químicos, es decir 46%, tenían al menos algún dato público relevante disponible, pero eso incluye sustancias con información limitada o insuficiente.

Este punto es clave: la ausencia de valores crónicos no significa que todos esos químicos sean necesariamente peligrosos, pero sí significa que no se cuenta con información suficiente para descartar riesgo crónico con solidez. En toxicología ambiental, esa diferencia importa mucho. Una sustancia sin datos no debe tratarse como inocua; debe tratarse como una incertidumbre que requiere control, monitoreo y priorización.

6.4 La toxicología de entrada y la toxicología de salida son distintas

El fluido de fractura que entra al pozo no es el mismo que regresa. Por eso, el flowback y el produced water pueden tener una toxicología diferente y, en muchos casos, más compleja que la formulación original. USGS describe el produced water como una corriente compleja, variable según el sitio, con alta salinidad —hasta diez veces la del agua de mar— y con sólidos disueltos, metales, compuestos orgánicos y materiales potencialmente peligrosos. También señala que las personas pueden exponerse a esta matriz por derrames, fugas, descargas autorizadas, riego, aplicación en caminos y movimiento a través de agua superficial, agua subterránea, suelo y aire.

Por tanto, la toxicología del fracking debe considerar dos universos: el de los químicos usados y el de los químicos generados, movilizados o concentrados después de la operación.

6.5 Las principales familias toxicológicas de preocupación

La matriz química asociada al fracking puede involucrar varias familias de preocupación toxicológica. No todas están presentes en todos los pozos, ni todas tienen el mismo nivel de evidencia, pero sí deben formar parte de un análisis preventivo.

1. Biocidas. Los biocidas se usan para controlar bacterias que pueden producir biofilm, biocorrosión, obstrucciones o sulfuro de hidrógeno. Una revisión crítica sobre biocidas en fluidos de fractura señala que compuestos como glutaraldehído y amonios cuaternarios han generado preocupación regulatoria y pública por su movilidad, degradación y toxicidad. El punto crítico es que los biocidas están diseñados para afectar organismos vivos. Aunque aparezcan en baja proporción, su función biológica los vuelve relevantes para toxicología humana, ecotoxicología acuática y microbiología del suelo.
2. Solventes, alcoholes y glicoles. Algunos sistemas pueden incluir alcoholes, glicoles, solventes o coadyuvantes orgánicos. Su importancia depende de identidad, concentración, volatilidad, movilidad y persistencia. Estos compuestos pueden ser relevantes por inhalación, contacto dérmico o migración en agua, especialmente cuando hay derrames o manejo deficiente de residuos.
3. Surfactantes. Modifican tensión superficial, compatibilidad de fases y limpieza del sistema. Su toxicología depende de la familia química, grado de etoxilación, biodegradabilidad y productos de degradación. Además, pueden alterar la movilidad de otros contaminantes al modificar interacciones entre agua, hidrocarburos y superficies minerales.
4. Metales y metaloides. El problema de metales no proviene sólo de aditivos. También puede originarse en la formación geológica y aparecer en flowback o produced water. Produced water puede contener metales y otros materiales potencialmente peligrosos, lo que vuelve necesaria una evaluación específica de arsénico, bario, estroncio, hierro, manganeso y otros elementos según la cuenca.
5. Sales y carga iónica. La salinidad elevada puede producir toxicidad osmótica, degradación de suelo, fitotoxicidad y alteración de comunidades microbianas. No es un riesgo “menor” por no ser orgánico. En términos de suelo y agua, la carga de cloruros, sodio, calcio, bario o estroncio puede ser una de las firmas más persistentes del impacto.
6. Hidrocarburos y compuestos orgánicos. El produced water puede contener compuestos orgánicos, hidrocarburos disueltos y, según el contexto, BTEX, PAH u otros compuestos de interés. Estos no necesariamente provienen del fluido inyectado; pueden movilizarse desde el yacimiento.
7. NORM/TENORM. La extracción puede movilizar y concentrar radionúclidos naturales en aguas producidas, lodos, sedimentos, incrustaciones y equipos. Este riesgo no debe mezclarse con la toxicología química clásica, porque incorpora una dimensión radiológica y de manejo de residuos especiales.

6.6 Actividad endocrina

Una de las líneas de investigación más sensibles es la actividad endocrina de sustancias asociadas a operaciones de petróleo y gas no convencional. Un estudio publicado en Endocrinology reportó que, de 24 químicos usados o producidos por operaciones de petróleo y gas evaluados en ensayos celulares, 23 pudieron activar o inhibir receptores hormonales como estrógeno, andrógeno, glucocorticoide, progesterona o tiroides. El mismo estudio encontró que las mezclas podían comportarse de manera sinérgica, aditiva o antagónica in vitro, y que exposición prenatal a una mezcla de 23 químicos en ratones produjo cambios reproductivos y de órganos en machos.

Esto no debe presentarse como prueba directa de que toda operación de fracking causa disrupción endocrina en humanos. Esa sería una extrapolación excesiva. Pero sí debe interpretarse como evidencia de que ciertas mezclas y sustancias asociadas al sistema pueden tener actividad biológica relevante, por lo que las evaluaciones de impacto no deberían limitarse a toxicidad aguda o a parámetros convencionales de agua.

La evidencia no permite generalizar daño reproductivo en todos los contextos, pero sí justifica incluir endpoints reproductivos y del desarrollo dentro de monitoreos e investigaciones, especialmente cuando existen exposiciones crónicas, derrames, proximidad comunitaria o contacto con aguas residuales.

6.7 Exposición ocupacional:

La toxicología del fracking no ocurre sólo por agua contaminada. También hay exposición directa de trabajadores. La evidencia ocupacional más sólida está en la sílice cristalina respirable generada durante el manejo de arena de fractura.

La evidencia más contundente está en sílice respirable

NIOSH evaluó 116 muestras personales de aire en 11 sitios de fracturamiento hidráulico en cinco estados y encontró que 79% excedía el límite recomendado de NIOSH y el valor de ACGIH; además, 31% de las muestras excedía el límite recomendado por un factor de 10 o más. NIOSH concluyó que existía un peligro inhalatorio para trabajadores expuestos a sílice cristalina en los sitios evaluados.

Este punto es importante porque representa un riesgo medido directamente en campo, no sólo una hipótesis. Además, muestra que el proppant —que suele verse como “arena” y por tanto como un componente mecánico— también puede generar un riesgo toxicológico relevante por inhalación.

6.8 Rutas de exposición

Las rutas de exposición deben separarse claramente, porque cada una implica dosis, frecuencia y órganos diana diferentes.

1. Ingesta. Puede ocurrir si compuestos asociados al fracking alcanzan agua potable superficial o subterránea. Esta es la ruta que más preocupa en términos de salud comunitaria y la que motivó buena parte de la evaluación de EPA sobre agua potable.
2. Contacto dérmico. Puede ocurrir por contacto con aguas residuales, suelos impactados, lodos, recortes o superficies contaminadas. Esta ruta es más probable en trabajadores, personal de respuesta a derrames o comunidades con contacto directo con suelos o aguas afectadas.
3. Inhalación. Puede involucrar sílice respirable, VOC, gases, aerosoles, polvo de caminos, vapores de tanques o emisiones asociadas a produced water. En trabajadores, esta ruta puede ser dominante para sílice, hidrocarburos volátiles o H2S donde aplique.

Exposición indirecta. Puede ocurrir por migración de contaminantes desde suelo hacia agua subterránea, por descargas a agua superficial, por uso de produced water tratado o no tratado, o por residuos mal dispuestos.

Fig. 7. Exposicion ocupacional en operaciones de fracking.

produced water puede moverse por agua superficial, agua subterránea, suelo y aire, generando múltiples rutas potenciales de exposición humana.

6.10 Toxicología ambiental

La toxicología del fracking no debe limitarse a salud humana. Los suelos, microorganismos, plantas, cuerpos de agua y fauna también pueden ser receptores. Biocidas, sales, surfactantes, hidrocarburos, metales y aguas de alta salinidad pueden alterar microbiota, respiración microbiana, nitrificación, germinación, estructura del suelo y calidad de agua. Esto es relevante porque un suelo puede afectarse funcionalmente aun sin presentar de inmediato una señal visible de daño severo. Por ejemplo, alteraciones en nitrificación, respiración o composición microbiana pueden preceder a impactos agronómicos o ecológicos más evidentes. Para un análisis ambiental completo, los endpoints ecológicos deben considerarse junto con los humanos. Un programa serio de evaluación toxicológica debería priorizar, como mínimo:

Tabla 3. Toxicología y su relevancia en el proceso del fracking.

Esta tabla no implica que todos estos endpoints se presenten en todos los sitios. Indica qué áreas deben considerarse cuando se diseña una evaluación de riesgo completa.

6.11 El problema regulatorio, incertidumbre no es inocuidad

Uno de los errores más peligrosos es confundir falta de datos con ausencia de daño. La EPA documentó que la mayoría de los químicos asociados a fluidos de fractura, flowback y produced water carece de valores crónicos orales disponibles. Además, USGS señala que siguen existiendo brechas sobre composición variable, toxicidad, desempeño de tratamiento, movilidad ambiental y relevancia de exposiciones humanas al produced water.

Desde una perspectiva regulatoria, esto significa que el estándar no debería ser “permitir hasta que se demuestre daño”, sino exigir caracterización, monitoreo y prevención proporcional a la incertidumbre. Cuando los datos son incompletos, el control debe ser más estricto, no más laxo.

7. Contaminación de suelos por fracking y ciclo del pozo

7.1 El suelo es el primer receptor de las fallas operativas

La contaminación de suelos asociada al fracking no debe entenderse únicamente como consecuencia del fluido de fractura. En realidad, el suelo puede afectarse desde varias etapas del ciclo del pozo: preparación del sitio, perforación, manejo de lodos, almacenamiento de recortes, mezcla química, fracturamiento, retorno de flowback, producción, almacenamiento de produced water, transporte, tratamiento, disposición y abandono.

Fig. 8. Contaminación de Suelos por actividades de Fracking.

Este punto es clave porque buena parte de las rutas reales de contaminación no inicia en profundidad, sino en la superficie operativa: el pad, los tanques, las líneas, las unidades de almacenamiento, los pits, las zonas de transferencia y los caminos. La EPA identifica los drilling fluids, cuttings, fracturing fluid returns y produced water como residuos propios de distintas etapas de perforación, completación, estimulación y producción de pozos. Eso confirma que el suelo puede recibir impactos desde antes de la fractura hidráulica y no sólo después del retorno del fluido.

A. Residuos de perforación (lodos y recortes). Durante la perforación se generan dos residuos básicos: lodos de perforación usados y recortes de formación. Los lodos se utilizan para enfriar y lubricar la barrena, estabilizar el pozo, controlar presión y transportar recortes hacia superficie. Los recortes son fragmentos de roca excavada que regresan impregnados o mezclados con esos lodos. El riesgo para el suelo aparece cuando estos residuos se almacenan en pits, se manejan sin contención adecuada, se derraman durante separación o transporte, o se disponen con caracterización insuficiente. En zonas agrícolas o con suelos permeables, esta etapa puede ser especialmente sensible porque los contaminantes pueden alterar la estructura del suelo o migrar hacia la zona no saturada.

B. Cuttings. Suelen percibirse como roca excavada, pero esa visión es incompleta. Al regresar a superficie, los recortes pueden venir mezclados con lodos y con materiales propios de la formación. Si se usan lodos base aceite, pueden retener fracciones orgánicas; si atraviesan formaciones con hidrocarburos, sales o metales, pueden transportar esos constituyentes al pad. Además, en formaciones petroleras y gaseras pueden existir radionúclidos naturales. Las formaciones con petróleo y gas pueden contener uranio, torio, radio, potasio-40 y productos de decaimiento; cuando las operaciones concentran esos materiales y los llevan a superficie, pueden convertirse en TENORM. Aunque los mayores problemas de TENORM suelen asociarse con produced water, incrustaciones, sludges y equipos contaminados, los residuos de perforación y producción deben evaluarse cuando la geología lo justifica.

C. Produced water. Representa una de las fuentes más agresivas y persistentes para el suelo. Los efectos ambientales más significativos, incluyen la degradación de suelos, aguas subterráneas, aguas superficiales y ecosistemas por liberaciones de hidrocarburos y de agua coproducida salina. Además, las sales del produced water son menos propensas que los hidrocarburos a adsorberse en fases minerales del suelo y no se degradan biológicamente. Esto es fundamental: los hidrocarburos pueden biodegradarse parcial o totalmente bajo condiciones adecuadas; las sales no. Una vez que cloruros, sodio y otros iones entran al perfil, su remoción depende de lavado, drenaje, intercambio iónico y condiciones hidrogeológicas. En zonas áridas o semiáridas, el problema puede persistir durante largos periodos.

D. Salinidad y sodicidad. Son probablemente los impactos más subestimados en suelos afectados por aguas de producción. El sodio es un constituyente mayoritario en muchas aguas producidas y causa degradación sustancial del suelo al alterar arcillas, textura y estabilidad estructural. También indica que las sales del produced water parecen tener los efectos más amplios sobre suelos, calidad del agua y ecosistemas. Los mecanismos principales son: aumento de conductividad eléctrica, dispersión de arcillas, pérdida de agregación, reducción de infiltración, formación de costras superficiales, aumento de escorrentía, erosión, estrés osmótico en plantas, afectación de microbiota, movilización de sales hacia capas más profundas. En términos agronómicos, un suelo impactado por produced water puede perder productividad aunque los hidrocarburos visibles sean bajos. Esta es una de las razones por las que la evaluación no debe centrarse exclusivamente en TPH's, BTEX o PAH's.

E. Hidrocarburos, BTEX y PAH's. Los hidrocarburos siguen siendo un grupo relevante en suelos impactados por operaciones de petróleo y gas. Pueden provenir de derrames de crudo, condensados, lodos, flowback, produced water, tanques, separadores o equipos de producción. Dentro de este grupo, los parámetros más comunes incluyen: TPH's, BTEX, PAH's, hidrocarburos alifáticos y aromáticos, compuestos semivolátiles, aceites y grasas. En esos casos, la toxicidad y la persistencia no se explican por un solo contaminante, sino por la mezcla.

F. Metales, metaloides y elementos traza. El produced water y los residuos asociados pueden contener metales y elementos traza movilizados desde la formación. USGS ha señalado que las aguas producidas pueden contener sólidos disueltos, metales, compuestos orgánicos y materiales potencialmente peligrosos, además de alta salinidad. (usgs.gov) En suelos, algunos elementos pueden: adsorberse a arcillas o materia orgánica, precipitar como sales o carbonatos, movilizarse bajo cambios de pH o salinidad, generar fitotoxicidad, afectar microbiota, o migrar con agua infiltrada. Entre los elementos de interés pueden estar bario, estroncio, hierro, manganeso, boro, litio, arsénico y otros, dependiendo de la cuenca y de la formación. La selección analítica debe definirse caso por caso; no existe una lista universal.

G. Aditivos químicos y subproductos. Los aditivos del fluido de fractura también pueden llegar al suelo por derrames durante mezcla, retorno, almacenamiento o transporte. Entre los grupos de interés están: biocidas, surfactantes, solventes, reductores de fricción, inhibidores de corrosión, inhibidores de incrustación, controladores de arcillas, breakers, gelificantes, y crosslinkers. Su comportamiento en suelo depende de: solubilidad, adsorción, biodegradabilidad, persistencia, toxicidad para microbiota, interacción con sales, interacción con hidrocarburos, y formación de productos de degradación. Un punto crítico es que la presencia de sales, biocidas o hidrocarburos puede modificar la biodegradación de otros compuestos. Por tanto, no se debe evaluar un aditivo aislado sin considerar la matriz completa del derrame.

H. TENORM, sludges, escalas y equipos contaminados. La contaminación del suelo también puede involucrar materiales TENORM. La EPA explica que radionúclidos naturales pueden concentrarse durante producción y aparecer en produced waters, mineral scales, sludges/sediments y equipos contaminados. También señala que las escalas pueden formarse dentro de tuberías y equipos, mientras que los sludges se acumulan en tanques y pits. (epa.gov) Esto tiene importancia en cierre, mantenimiento y abandono. Si se limpian tuberías, tanques o equipos sin manejo adecuado, los sólidos removidos pueden contaminar suelo. En este caso, el riesgo no es sólo químico, sino también radiológico. Los materiales con TENORM requieren identificación, segregación, manejo y disposición especializada.

7.2 Efectos sobre microbiota y funciones del suelo

La contaminación por residuos de fracking y producción no afecta sólo parámetros químicos. También puede alterar funciones biológicas del suelo. Estudios experimentales han observado que fluidos de fractura y aguas producidas pueden reducir respiración microbiana, modificar genes funcionales y afectar procesos como nitrificación, dependiendo del tipo de suelo, la mezcla y la concentración.

Esto importa porque el suelo es un sistema vivo. Una pérdida de función microbiana puede afectar: mineralización de materia orgánica, ciclo del nitrógeno, estructura del suelo, resiliencia, productividad vegetal, degradación natural de contaminantes.

Un suelo afectado puede no mostrar un daño visual inmediato, pero sí perder capacidad funcional.

7.3 Firmas analíticas recomendadas para suelos impactados por fracking

Un diagnóstico serio no debe limitarse a hidrocarburos. Debe construir una matriz de evaluación multicomponente.

Tabla 4. Parámetros analíticos matriz de evaluación multicomponente.

La selección final debe depender de la historia del sitio. No se analiza igual un derrame de lodo base agua, uno de lodo base aceite, uno de flowback, uno de produced water o una zona de limpieza de tuberías con escalas.

7.4 El suelo como ruta hacia agua subterránea

La contaminación del suelo no debe verse como un problema aislado. USGS señala que el produced water puede moverse a través de suelo, aire, aguas superficiales y subterráneas, generando rutas potenciales de exposición humana. (usgs.gov)

El suelo funciona como: receptor inicial de derrames, medio de retención, medio de transformación, zona de migración vertical, fuente secundaria de contaminación, y punto de conexión con el acuífero.

En sitios con suelos permeables, baja materia orgánica, nivel freático somero o lluvias intensas, la ruta suelo–zona no saturada–acuífero puede ser ambientalmente relevante. Por eso, los derrames en superficie no deben subestimarse sólo porque no alcancen un cuerpo de agua visible.

8. Agua subterránea las rutas causales reales de contaminación

8.1 El riesgo al acuífero no empieza en la fractura, sino en todo el ciclo del pozo

La contaminación de agua subterránea asociada al fracking suele discutirse con una pregunta demasiado limitada: si las fracturas profundas pueden alcanzar directamente un acuífero somero. Esa ruta debe considerarse, pero no es la única ni necesariamente la más frecuente. Las actividades del ciclo del agua del fracking pueden afectar recursos de agua potable bajo ciertas circunstancias, especialmente cuando hay extracción de agua en zonas de baja disponibilidad, derrames de químicos o produced water, pozos con integridad mecánica inadecuada, inyección directa en recursos de agua subterránea, tratamiento insuficiente de aguas residuales o almacenamiento/disposición inadecuada.

Fig. 9. Agua Subterránea rutas causales de contaminación.

La pregunta correcta no es sólo “¿la fractura llega al acuífero?”, sino qué rutas físicas, químicas y operativas pueden conectar una fuente contaminante con el agua subterránea.

8.2 Perforación y completación

Antes de fracturar, la perforación ya atraviesa formaciones geológicas y puede cruzar unidades con agua subterránea. Durante esta etapa se usan drilling fluids o lodos de perforación y se generan cuttings o recortes, que se identifican formalmente como residuos de la etapa de well drilling and completion. Estos residuos pueden convertirse en fuente de contaminación si se almacenan, derraman o disponen de forma inadecuada cerca de zonas de infiltración. La completación también es crítica porque instala las barreras que separan el pozo de las formaciones atravesadas. Si el casing o la cementación no aíslan correctamente, el pozo puede convertirse en una vía artificial para movimiento de gases o líquidos hacia zonas de agua subterránea. La inyección en pozos con integridad mecánica inadecuada como una condición que puede permitir que gases o líquidos se muevan hacia recursos de agua subterránea.

8.3 Lodos, recortes y pits

Los lodos de perforación y recortes no deben considerarse residuos menores. Aunque no siempre contienen los mismos compuestos que el fluido de fractura, pueden transportar carga química de perforación, hidrocarburos, sales, metales o materiales propios de la formación. Si estos residuos se colocan en pits, se almacenan sin contención suficiente o se derraman sobre suelo permeable, pueden iniciar una ruta suelo–zona no saturada–acuífero. Los lodos y recortes se clasifican como residuos propios de la fase de perforación y completación, lo que confirma que forman parte del ciclo de riesgo del pozo.

En esta ruta, el acuífero no se contamina desde la fractura profunda, sino desde la superficie. El mecanismo causal es más simple: un residuo se libera en el pad, infiltra al suelo, migra por la zona no saturada y eventualmente alcanza agua subterránea, dependiendo de textura del suelo, profundidad al nivel freático, lluvia, pendiente, drenaje, volumen derramado y persistencia de los compuestos.

8.4 Integridad del pozo

Este es uno de los temas centrales para protección de acuíferos. La EPA señala que los impactos pueden ser más probables o severos cuando se inyectan fluidos de fractura en pozos con integridad mecánica inadecuada, porque eso permite que gases o líquidos se muevan hacia recursos de agua subterránea. Técnicamente, esto puede ocurrir por fallas de casing, cementación incompleta, mala adherencia del cemento, microanulares, corrosión, presión excesiva, defectos de completación o comunicación con pozos antiguos. Esta ruta es diferente a la idea simplificada de que “la fractura sube hasta el acuífero”. Aquí, el problema no es necesariamente la fractura en la roca, sino la infraestructura del pozo como vía de migración.

8.5 Derrames superficiales

Los derrames son una de las rutas más claras de afectación potencial. Los derrames de fluidos de fractura, químicos o produced water se identifican como condiciones de mayor riesgo cuando los volúmenes o concentraciones permiten que los contaminantes alcancen recursos de agua subterránea. Esta ruta puede involucrar aditivos, lodos, flowback, produced water, combustibles, hidrocarburos, salmueras o residuos de operación. La relevancia de esta ruta está en que es física y operativamente plausible. Un derrame sobre el pad o cerca de tanques puede afectar primero el suelo; después, si no se contiene, puede migrar verticalmente. La velocidad y distancia dependerán de la permeabilidad del suelo, profundidad del acuífero, pendiente hidráulica, lluvias, volumen liberado y composición del residuo.

8.6 Flowback y produced water

El flowback y el produced water son especialmente relevantes porque combinan alta complejidad química con altos volúmenes y múltiples rutas de manejo. Esta composición puede dejar firmas hidrogeoquímicas importantes si llega al acuífero: aumento de TDS, cloruros, sodio, bario, estroncio, metales, hidrocarburos disueltos, compuestos orgánicos y, en ciertos contextos, radionúclidos naturales. Además, el produced water puede moverse por agua superficial, agua subterránea, suelo y aire, generando múltiples rutas de exposición humana.

8.7 TENORM y agua subterránea

Las formaciones petroleras y gaseras pueden contener radionúclidos naturales como uranio, torio, radio, potasio-40 y productos de decaimiento. Al concentrarse y llevarse a superficie durante la producción, estos materiales pueden convertirse en TENORM, especialmente en produced waters, incrustaciones minerales, lodos, sedimentos y equipos contaminados. En términos de agua subterránea, el riesgo no es que todo pozo genere automáticamente contaminación radiológica, sino que ciertos residuos con TENORM pueden convertirse en fuente si se manejan mal, se derraman, se disponen sin control o se mezclan con sedimentos y suelos expuestos a infiltración. Por eso, el monitoreo no debe limitarse a sales e hidrocarburos cuando la geología o la historia operativa indiquen posible presencia de NORM/TENORM.

8.8 La evidencia disponible exige una postura matizada

La evidencia no respalda una afirmación simple de que toda operación de fracking contamina agua subterránea. La lectura correcta es doble: no se debe afirmar contaminación generalizada sin evidencia, pero tampoco se debe negar el riesgo por ausencia de señal generalizada.

8.9 El tiempo hidrogeológico puede ocultar impactos tempranos

La ausencia de contaminación detectable en un muestreo puntual no siempre cierra el caso. Esto tiene una implicación técnica fuerte: el monitoreo debe ser temporal, no sólo puntual. En acuíferos con flujo lento, baja recarga o trayectorias largas, una señal de contaminación puede tardar años en aparecer. Por eso, una línea base previa y campañas repetidas después de perforación, fractura, producción y cierre son indispensables para evaluar causalidad.

8.10 Qué debe medir una evaluación hidrogeoquímica seria

Una evaluación de agua subterránea asociada a fracking debe usar múltiples líneas de evidencia. No basta con medir metano o hidrocarburos. Debe combinar química mayoritaria, trazadores, compuestos orgánicos, gases disueltos, metales, indicadores isotópicos y edad del agua cuando sea posible. Los parámetros mínimos deberían incluir:

Tabla 5. Grupos y parámetros sugeridos para evaluacion de agua subterránea.

La selección final debe depender del sitio. No se analiza igual un acuífero cercano a un pad con derrame de lodo que uno cerca de un pozo con posible falla de cementación o uno aguas abajo de almacenamiento de produced water.

8.11 Líneas base sin datos previos, la causalidad se debilita

Uno de los mayores problemas en controversias de agua subterránea es la ausencia de línea base. Sin datos previos a la perforación, es difícil distinguir entre condiciones naturales, actividades históricas, contaminación agrícola, presencia natural de metano o impacto asociado a operaciones petroleras y gaseras. Una línea base robusta debe levantarse antes de perforar e incluir pozos domésticos, pozos de monitoreo, aguas superficiales conectadas, profundidad al nivel freático, dirección de flujo, química mayoritaria, gases disueltos, orgánicos, metales y parámetros isotópicos cuando el riesgo lo justifique. Después debe repetirse durante perforación, fractura, producción, abandono y postcierre. Esta lógica es coherente con la advertencia de EPA sobre impactos bajo circunstancias específicas y con la evidencia de USGS sobre tiempos hidrogeológicos lentos.

8.12 México el riesgo hidrogeológico exige mayor rigor

En México, esta sección es especialmente importante porque ya existen antecedentes reales de uso de fracturamiento hidráulico y porque varias regiones con interés petrolero o gasífero tienen alta sensibilidad hídrica. La discusión mexicana no debe limitarse a si existen recursos no convencionales o pozos fracturados; debe preguntarse si existen líneas base hidrogeológicas, monitoreo independiente, trazabilidad química y capacidad institucional suficiente para proteger acuíferos.

 

El estándar mínimo para México debería incluir: línea base antes de perforación; inventario de pozos de agua cercanos; identificación de acuíferos, zonas de recarga y fallas;caracterización de lodos, recortes, flowback y produced water; monitoreo hidrogeoquímico periódico; trazadores isotópicos cuando haya metano o salmueras; reporte público y auditable; y seguimiento postcierre.

La postura técnicamente correcta es preventiva: sin línea base, sin trazabilidad química, sin control de residuos y sin monitoreo temporal independiente, no puede demostrarse protección real del agua subterránea.