Año 2005 - Energía eólica - un fracaso en España

luisito2 dijo:

Ningún estudio ha demostrado esa vinculación entre fracking y terremotos, entre otras cosas porque la tecnología de fracking es demasiado reciente y las distribución de probabilidades de los terremotos endiabladamente difícil.

En cualquier caso no está del todo claro si eso, en caso de demostrarse, sería un inconveniente o una ventaja del fraking.

Spoiler

Los terremotos no pueden evitarse y si en un lugar va a haber un terremoto el terremoto ocurrirá y solo es cuestión de si ocurrirá antes o después.

Los terremotos ocurren porque las piezas que forman la corteza terrestre se mueven y empujan unas a otras. En las zonas donde se produce este empuje se acumula a lo largo de los años una tensión creciente, como un muelle que va tensándose. Cuando la tensión acumulada supera cierto umbral, se produce un deslizamiento brusco en una falla que libera esa tensión acumulada y produce el terremoto.

La energía total que se acumula en esa falla deslizante a lo largo del tiempo, pongamos por siglo, solo depende de los movimientos de las placas y es algo que ni el fracking ni ninguna otra cosa pueden cambiar.

Ahora bien, la cantidad de destrucción que puede producir esa energía varía mucho según cuál sea el umbral de deslizamiento de la falla.

Si ese umbral es muy alto, la falla puede acumular mucha tensión antes de deslizarse. En ese caso, en esa zona solo habrá un terremoto cada 50 o 100 años, pero ese terremoto, al liberar en unos segundos la energía acumulada en un siglo, será un terremoto catastrófico.

Si la falla está mejor lubricada, el umbral será menor. Habrá un deslizamiento y un terremoto cada 6 meses o cada 2 años pero como la misma energía que en el caso anterior se concentraba en un terremoto se distribuirá en 50 o 100 terremotos mucho más frecuentes, también esos terremotos serán 50 o 100 veces menos destructivos.

Quienes se oponen el fracking sostienen, sin haberlo demostrado, que el fracking podría rebajar el umbral de deslizamiento al "lubricar" las fallas.

El fracking nunca sería la causa de los terremotos sino solo un desencadenante de un terremoto a "punto de saltar"

Si la teoría de los oponentes al fracking terminase por resultar cierta, podría hacer que en la región donde se aplica aumentase la frecuencia de los terremotos pero como la velocidad a que la energía se acumula está determinada por los movimientos tectónicos, el fracking, al aumentar la frecuencia de los terremotos reduciría en la misma proporción la gravedad de cada terremoto.

Los terremotos frecuentes pero de baja intensidad no presentan ningún peligro y son incomparablemente más peligrosas las regiones en las que hay un gran terremoto catastrófico cada 200 años.

Así que aunque el fracking realmente redujese el umbral de deslizamiento de una falla, algo sobre lo que hoy por hoy no hay indicios, lo que lograría, al disparar prematuramente la tensión acumulada, sería reducir la peligrosidad sísmica de una región cambiando terremotos raros pero catastróficos por terremotos más frecuentes pero benignos.

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Según la wiki española...

La fracturación hidráulica o fractura hidráulica (comúnmente conocida en inglés como hydraulic fracturing o fracking1 )2 es una técnica para posibilitar o aumentar la extracción de gas y petróleo del subsuelo. El procedimiento consiste en la inyección a presión de algún material en el terreno, con el objetivo de ampliar las fracturas existentes en el sustrato rocoso que encierra el gas o el petróleo, y favoreciendo así su salida hacia el exterior. Habitualmente el material inyectado es agua con arena y productos químicos, aunque ocasionalmente se pueden emplear espumas o gases.

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!!Vaya en la wiki en versión inglesa hay mas detalles¡¡

Hydraulic fracturing - Wikipedia, the free encyclopedia


The fracturing fluid varies in composition depending on the type of fracturing used, the conditions of the specific well being fractured, and the water characteristics. A typical fracture treatment uses between 3 and 12 additive chemicals.[34] Although there may be unconventional fracturing fluids, the typical used chemical additives are:

Acids—hydrochloric acid (usually 28%-5%), or acetic acid is used in the pre-fracturing stage for cleaning the perforations and initiating fissure in the near-wellbore rock.[44]

Sodium chloride (salt)—delays breakdown of the gel polymer chains.[44]

Polyacrylamide and other friction reducers—minimizes the friction between fluid and pipe, thus allowing the pumps to pump at a higher rate without having greater pressure on the surface.[44] Polyacrylamide are good suspension agents ensuring the proppant does not fall out.

Ethylene glycol—prevents formation of the scale deposits in the pipe.[44]

Borate salts—used for maintaining fluid viscosity during the temperature increase.[44]

Sodium and potassium carbonates—used for maintaining effectiveness of crosslinkers.[44]

Glutaraldehyde—used as disinfectant of the water (bacteria elimination).[44]

Guar gum and other water-soluble gelling agents—increases viscosity of the fracturing fluid to deliver more efficiently the proppant into the formation.[41][44]

Citric acid—used for corrosion prevention.
Isopropanol—increases the viscosity of the fracture fluid.[44]

The most common chemical used for hydraulic fracturing in the United States in 2005–2009 was methanol, while some other most widely used chemicals were isopropyl alcohol, 2-butoxyethanol, and ethylene glycol.[46]

Typical fluid types are:

Conventional linear gels. These gels are cellulose derivatives (carboxymethyl cellulose, hydroxyethyl cellulose, carboxymethyl hydroxyethyl cellulose, hydroxypropyl cellulose, methyl hydroxyl ethyl cellulose), guar or its derivatives (hydroxypropyl guar, carboxymethyl hydroxypropyl guar) based, with other chemicals providing the necessary chemistry for the desired results.

Borate-crosslinked fluids. These are guar-based fluids cross-linked with boron ions (from aqueous borax/boric acid solution). These gels have higher viscosity at pH 9 onwards and are used to carry proppants. After the fracturing job the pH is reduced to 3–4 so that the cross-links are broken and the gel is less viscous and can be pumped out.

Organometallic-crosslinked fluids zirconium, chromium, antimony, titanium salts are known to crosslink the guar based gels. The crosslinking mechanism is not reversible. So once the proppant is pumped down along with the cross-linked gel, the fracturing part is done. The gels are broken down with appropriate breakers.[41]

Aluminium phosphate-ester oil gels. Aluminium phosphate and ester oils are slurried to form cross-linked gel. These are one of the first known gelling systems.

For slickwater it is common to include sweeps or a reduction in the proppant concentration temporarily to ensure the well is not overwhelmed with proppant causing a screen-off.[47] As the fracturing process proceeds, viscosity reducing agents such as oxidizers and enzyme breakers are sometimes then added to the fracturing fluid to deactivate the gelling agents and encourage flowback.[41] The oxidizer reacts with the gel to break it down, reducing the fluid's viscosity and ensuring that no proppant is pulled from the formation. An enzyme acts as a catalyst for the breaking down of the gel. Sometimes pH modifiers are used to break down the crosslink at the end of a hydraulic fracturing job, since many require a pH buffer system to stay viscous.[47] At the end of the job the well is commonly flushed with water (sometimes blended with a friction reducing chemical) under pressure. Injected fluid is to some degree recovered and is managed by several methods, such as underground injection control, treatment and discharge, recycling, or temporary storage in pits or containers while new technology is being continually being developed and improved to better handle waste water and improve re-usability.[34]

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