El “fracking” es una tecnología que ha originado gran polémica por una exageración de los riesgos sísmicos y de contaminación ambiental y de acuíferos que pudiera implicar. En este sentido no ha ocurrido algo muy diferente a la irracionalidad con la energía nuclear que, por pura lógica de supervivencia, se acabó imponiendo. Ambas se seguirán desarrollando, sin duda.
Pero como en cualquier proyecto energético industrial –casi todos conllevan algún riesgo– es imperativo garantizar la seguridad y fiabilidad de las operaciones.
La comparación que hemos hecho con la energía nuclear no es del todo buena: la nuclear es –incluso sin la fusión– una técnica de futuro si se acaba consiguiendo mejorar la seguridad activa y pasiva de forma radical, y si se optimiza el reciclaje y almacenamiento de residuos de forma eficiente y segura. El fracking es algo más transitorio; un puente hacia las renovables mucho más eficientes y generalizadas, pues no deja de ser 
un combustible que genera CO2 por poco que sea. Por otra parte, y según la ley de Hubert, el rendimiento máximo de extracción se obtiene hacia la mitad de la vida del depósito, que es de unos 10 años (ver figura). En total se consigue extraer hacia el 25% del gas contenido en este.
Hay pues una ventana de tiempo para el desarrollo tecnológico y la operación, y es un inconveniente serio generar la menor duda (fundada o no) en los organismos reguladores y la opinión pública.
Como sabemos, el fracking es la fractura, mediante inyección de fluidos presurizados, de una pizarra (grafito estratificado) rica en gas, que por razones hidro y termodinámicas se encuentra a unos 4-5 Km de profundidad (más abajo que el gas natural), con temperaturas de unos 300ºC y presiones considerables ( , con p=densidad local de las capas).
Para liberar el gas confinado en la pizarra, enormemente compactada por dicha presión, deben generarse microfracturas por la aplicación de ondas de choque que se aprovechen de su fragilidad.
Mecánicamente, o el proceso es delicado porque hay un cierto riesgo de generación sísmica, bien de forma directa por una propagación incontrolable de esas grietas, o indirecta porque desemboquen en una falla geológica no detectada, y quizá incluso generen resonancia con su frecuencia natural de oscilación.
Haciendo un inciso, los recursos de explotación del fracking establecen que la magnitud de momento sísmica (ML) máxima permisible en cualquier instante de la perforación y explotación debe ser de 3.5. El ML mide de forma más precisa que la escala Richter la sismología superior a 7, y se relaciona con esta ultima de la siguiente manera:
ML = , donde
- M0 (índice Richter) = , y
- N·m = energía de cizalla en la falla
- A = amplitud de la onda en el sismógrafo en m.m.
- At = tiempo en seg. entre la onda primaria (disparadora) y la secundaria del seísmo
Por ello la monitorización en tiempo real de parámetros de proceso y mantenimiento es esencial; pero no es algo sencillo, porque la gran abrasión térmica y mecánica en esa profundidad genera interacciones que necesitan una discriminación inteligente, más allá de un mero análisis de espectro por la transformada de Fourier.
Para Sisteplant, como veremos, este análisis se puede realizar con un sistema de modelización y simulación propio que llamamos Promind®.
Es importante, porque el problema es mayor en Europa que en USA. En esta última, los depósitos se hallan más en el interior, lejos de la plataforma continental que siempre los deja a una profundidad total mayor desde la superficie del mar, dificultando con ello su perforación y explotación.
La operación del fracking es conceptualmente sencilla, aunque su tecnología mecánica sea muy sofisticada. Se perfora verticalmente hasta la profundidad del depósito y, seguido, horizontalmente hasta atravesarlo. A continuación se entuba la perforación, se baja una herramienta guiada que agujerea el tubo en la zona que atraviesa el depósito, se sectoriza y tapona este para concentrar zonalmente la presión hidromecánica del fracking, y se inyecta un caudal de H2O de prueba monitorizando los golpes de ariete. Luego, se limpia la 
entubación con ClH para quitar incrustaciones, y se bombea un fluido a presión que llegue por los sectores agujereados en el tubo hacia el depósito, produciendo las microfracturas por las que fluirá el gas hacia la tubería al cesar el bombeo. Finalmente, al acabar la explotación, se rellena el pozo de nuevo.
El bombeo de agua se alterna con otro de arena porosa que evita que las grietas abiertas colapsen y se cierren de nuevo con la presión local.
El problema de la contaminación surge del bombeo del agua de fracking, que tiene un 0,5% de aditivos (ácidos, ClK, anticorrosivos, etc.). Para evitar problemas, las normas dicen que ninguna perforación podrá realizarse a menos de 0,6 – 1 Km. de un acuífero aunque, de cualquier manera, deba cuidarse muy bien el encamisado de la entubación hasta una profundidad suficiente que garantice que no hay flujo posible de gas por ninguna vía horizontal o vertical hacia aquél.
Otro problema añadido en la explotación es el impacto ambiental creado por el suministro del agua necesaria, que es una gran cantidad, y de forma continua. La secuenciación de entregas de cisternas (si no hay piscinas locales utilizables) es esencial para evitar la acumulación y deterioro del terreno. Y también lo es el lay out de la instalación global, de forma que seamos capaces de realizar ambas, perforación y explotación (la primera es más crítica), con circuitos de flujo de vehículos y de materiales reciclados (alrededor de un 30% del líquido de fractura) con un espacio mínimo, de forma ágil, y sin interferencias. Además, son sólo 10 años útiles, que como pasan rápido es importante que el máximo de componentes operativos sean mecanos trasladables y situables con la mínima cimentación y excavación. Esto requiere aplicar un concepto de “fábrica móvil en el campo” (ver www.sisteplant.com: “La fabricación en el sitio del futuro (erection de grandes obras”)).
El fracking es una instalación de “tecnología limite”, por su criticidad de diseño y condiciones de trabajo. En ella, por lo tanto, se da una fatiga extrema de los componentes mecánicos y a la vez una necesidad de precisión permanente del status inferido en la programación de microgrietas. Dos elementos que no son fáciles de optimizar.
Entonces, para conseguir disminuir la incompatibilidad de forma continua en la vida de la 
perforación y explotación, no tenemos otro remedio que mantener una visión a medio-largo plazo de las políticas de mantenimiento. O sea, que gestionar con marco la curva de bañera, que derivada de la distribución de fiabilidad de Weibulll relaciona la probabilidad de fallo en función de la vida del equipo.
Con este marco, único posible, aplicar la metodología optimizada del RCM como método operativo es algo inmediato. El sentido de esto es obvio: las explotaciones de fracking son tecnológicamente complejas, tienen fatiga, requieren el máximo de seguridad activa y pasiva, y una monitorización precisa. Luego: “tengo que modular mi actuación para conseguir una conservación que garantice la fiabilidad, sobretodo, y además sea eficiente”. Y RCM implica modular las políticas de mantenimiento basándome en fiabilidad global (no individual de un elemento aislado) y predictiva. En nuestro caso, la gestión la hacemos con Prisma®.
Y con este método de RCM, operativo, preciso y modulado, debo optimizar, monitorizando, infiriendo y prediciendo. Y aparece la necesidad de aplicar Predictivo y Fourier.
Pero optimizar ¿con qué visión? ¿Cómo garantizo la citada fiabilidad global que debe perseguir el RCM?… Necesito una extrapolación y modelización temporal inteligente.
Y esto se consigue utilizando un conjunto de sistemas de “health monitoring” inteligentes y avanzados, para lo que nosotros hemos creado Promind®.
En resumen, diríamos que la arquitectura de un modelo de gestión de mantenimiento para el fracking debería ser algo similar a lo que representa la siguiente figura.
Autores:
Javier Borda Elejabarrieta, Dr. I.I., Msc. y MBA; Presidente y C.E.O. de Sisteplant. Profesor de la ETSII de Bilbao (Aula Aeronáutica) y de la Universidad Juan Carlos I, (logística para Defensa).
Alfonso Ganzabal Requena Ldo. Cias. Físicas y MBA; Gerente de Sisteplant Innovative Techologies.
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