Fracking y sismos: cuando intervenir el subsuelo modifica el riesgo

Cuando ocurre un sismo cerca de una zona de explotación de hidrocarburos, la explicación suele resumirse rápidamente en una frase: “fue por el fracking”. La relación entre actividad petrolera y sismicidad inducida es real, pero reducirla únicamente a la fracturación hidráulica puede llevarnos a entender mal el riesgo.

La evidencia disponible obliga a distinguir dos procesos. El primero es la fracturación hidráulica propiamente dicha, mediante la cual se inyecta fluido a presión para generar fracturas y aumentar la permeabilidad de la roca. El segundo es la disposición de grandes volúmenes de aguas residuales mediante pozos de inyección profunda. Aunque ambos implican introducir fluidos al subsuelo, sus condiciones, duración y efectos potenciales son diferentes.

El U.S. Geological Survey (USGS) señala que la mayoría de los sismos inducidos asociados a la producción de hidrocarburos en Estados Unidos no han sido ocasionados directamente por el fracking, sino por la disposición subterránea de aguas residuales.

¿Qué es la sismicidad inducida?

Un sismo inducido es aquel cuya ocurrencia está relacionada con actividades humanas que modifican las condiciones físicas del subsuelo. La extracción de recursos, el llenado de grandes embalses, la minería, proyectos geotérmicos y la inyección de fluidos son algunos procesos que pueden producirla.

La fracturación hidráulica genera intencionalmente pequeñas rupturas en la roca para facilitar el flujo de hidrocarburos. La mayor parte de esa microsismicidad tiene magnitudes muy pequeñas. Sin embargo, existen casos documentados en los que la fracturación se ha relacionado con eventos perceptibles de mayor magnitud. El USGS identifica como el mayor sismo conocido asociado directamente con fracturación hidráulica en Estados Unidos uno de magnitud 4.0 ocurrido en Texas en 2018.

Esto significa que afirmar que “el fracking nunca produce sismos” tampoco sería correcto.

El problema que viene después del pozo

La explotación de petróleo y gas también puede producir grandes cantidades de agua. Parte corresponde a fluidos utilizados durante la fracturación que regresan a superficie, pero otra parte es agua salina que ya se encontraba en las formaciones geológicas.

Esa diferencia es importante. En Oklahoma, por ejemplo, el USGS señala que más del 90 % del agua residual inyectada era un subproducto de la extracción de petróleo y no fluido residual del fracking.

Una alternativa para disponer de estos fluidos consiste en inyectarlos en formaciones geológicas profundas. Estos pozos pueden operar durante periodos mucho mayores y manejar volúmenes considerablemente superiores a los utilizados durante una operación individual de fracturación. Por ello, la presión puede modificarse sobre extensiones mayores del subsuelo.

El libro Shale Gas and Fracking: The Science Behind the Controversy llega a una conclusión semejante: la disposición permanente de aguas residuales presenta mayor capacidad de inducir sismicidad que la propia fracturación, particularmente cuando el fluido alcanza fallas sometidas previamente a esfuerzos.

Una falla no necesita ser creada para convertirse en un problema

La idea central está en comprender que normalmente la operación no “crea” una gran falla. Muchas fallas ya existen y permanecen estables bajo determinadas condiciones de esfuerzo.

La inyección de fluidos puede aumentar la presión de poro dentro de las rocas. Si ese cambio alcanza una falla favorablemente orientada y sometida a esfuerzos cercanos al deslizamiento, puede disminuir la resistencia efectiva que la mantenía estable. La falla se mueve y la energía acumulada se libera como un sismo.

Por eso no basta con preguntar cuánto fluido se inyecta. También importan la geología, la ubicación y orientación de las fallas, la conectividad hidráulica, el estado de esfuerzos y las características de la operación.

Y existe otro dato fundamental: no todos los pozos de inyección generan terremotos. El USGS indica que solo una pequeña fracción de los pozos de disposición ha sido asociada con sismos suficientemente importantes como para preocupar a la población.

Youngstown: cuando las señales forman un patrón

El caso de Youngstown, Ohio, ayuda a visualizar esta relación.

El pozo Northstar 1 comenzó a recibir aguas residuales en diciembre de 2010. Durante el siguiente año se registraron 109 sismos en una ciudad que no tenía antecedentes instrumentales comparables; el mayor alcanzó magnitud 3.9. El análisis encontró además que los cambios de actividad sísmica estaban relacionados temporalmente con la operación del pozo y que los eventos se distribuían sobre una falla antigua cercana.

Casos como este no demuestran que cualquier inyección provocará un sismo, pero sí muestran por qué la interacción entre operación y geología debe gestionarse como un sistema.

Del fenómeno geológico a la gestión del riesgo

Aquí aparece la lección más relevante para la seguridad integral.

La sismicidad inducida no puede gestionarse únicamente después del evento. Davis y Fisk analizaron diferentes respuestas regulatorias ante este fenómeno y documentaron medidas que van desde incrementar el monitoreo hasta reducir la inyección o suspender operaciones cuando determinados umbrales son superados.

Estos sistemas de respuesta, frecuentemente descritos como esquemas de semáforo, representan una lógica conocida en seguridad: definir indicadores, establecer límites y tomar decisiones antes de que una señal se convierta en una consecuencia mayor.

La prevención puede incluir caracterización geológica previa, identificación de fallas, monitoreo sísmico, seguimiento de presiones y volúmenes, intercambio de datos entre operadores y autoridades y criterios previamente definidos para modificar una operación.

No se trata de afirmar que toda actividad de inyección es insegura. Se trata de reconocer que intervenir un sistema geológico complejo exige observar cómo responde ese sistema.

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Reflexión final

El subsuelo parece inmóvil porque sus procesos normalmente ocurren fuera de nuestra escala de observación. Pero también es un sistema sometido a presiones, esfuerzos y equilibrios. Cuando intervenimos en él, la pregunta importante no es solamente qué tecnología utilizamos, sino qué cambios estamos provocando y qué señales estamos dispuestos a escuchar. En seguridad integral, prevenir también significa reconocer cuándo nuestras propias decisiones pueden modificar la amenaza.

Ten un día seguro®.

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Fuentes consultadas

• Davis, C., & Fisk, J. M. (2017). Mitigating risks from fracking-related earthquakes: Assessing state regulatory decisions. Society & Natural Resources, 30(8), 1009–1025. https://doi.org/10.1080/08941920.2016.1273415.

• Keranen, K. M., Savage, H. M., Abers, G. A., & Cochran, E. S. (2013). Potentially induced earthquakes in Oklahoma, USA: Links between wastewater injection and the 2011 Mw 5.7 earthquake sequence. Geology, 41, 699–702. https://doi.org/10.1130/G34045.1.

• Rubinstein, J. L., & Mahani, A. B. (2015). Myths and facts on wastewater injection, hydraulic fracturing, enhanced oil recovery, and induced seismicity. Seismological Research Letters. https://doi.org/10.1785/0220150067.

• Stephenson, M. (2015). Shale gas and fracking: The science behind the controversy. Elsevier.

• U.S. Geological Survey. (2024). How is hydraulic fracturing related to earthquakes and tremors?

• U.S. Geological Survey. (s. f.). Does fracking cause earthquakes?