Aprovechamiento del calor de la Tierra

Craig Beasley
Río de Janeiro, Brasil
Bertrand du Castel
Tom Zimmerman
Sugar Land, Texas, EUA
Robert Lestz
Keita Yoshioka
Chevron Energy Technology Company
Houston, Texas
Amy Long
Singapur
Susan Juch Lutz
Salt Lake City, Utah, EUA
Aprovechamiento del calor de la Tierra
El calor que emana del núcleo de la Tierra podría reemplazar un porcentaje sustancial de la energía producida actualmente por la combustión de gas, petróleo y carbón
para la generación de electricidad. El calor de la Tierra es un recurso inagotable
cuya utilización prácticamente no genera emisiones de gas de efecto invernadero.
Se trata, en resumen, de una solución casi perfecta para las necesidades energéticas
del mundo. Pero para que el mundo pueda aprovechar este abundante recurso es
preciso superar obstáculos económicos y tecnológicos de magnitud considerable.
Recursos hidrotermales potenciales
Capacidad hidrotermal instalada
Capacidad hidrotermal potencial
Capacidad potencial utilizando los sistemas EGS en EUA solamente
392 5,800
Kenneth Riedel
Chevron Geothermal Indonesia Ltd
Yakarta, Indonesia
Mike Sheppard
Cambridge, Inglaterra
Sanjaya Sood
Houston, Texas
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review,
Winter 2009/2010: 21, no. 4. Copyright © 2010 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Mo Cordes, Houston; y a Stephen Hallinan,
Milán, Italia.
GeoFrame y TerraTek son marcas de Schlumberger.
923 10,000
2,850 30,000 100,000
3,291
42,000
138 14,000
1,390 38,000
530 9,000
1. Blodgett L y Slack K (eds): Geothermal 101: Basics of
Geothermal Energy Production and Use. Washington,
DC: Geothermal Energy Association (2009),
http://www.geo-energy.org/publications/reports/
Geo101_Final_Feb_15.pdf (Se accedió el 1° de agosto
de 2009).
> Recursos hidrotermales potenciales. Los primeros desarrollos hidrotermales importantes se
localizaron en áreas de gran actividad tectónica marcada por la presencia de volcanes, géiseres,
manantiales de agua termal y yacimientos de agua caliente de grandes dimensiones. Estos recursos
son relativamente someros y a menudo fluyen a la superficie en forma natural. Gran parte de los
recursos potenciales que aquí se indican en megavatios, se compone de sistemas geotérmicos
mejorados (EGS) y está sujeta a desarrollos tecnológicos.
La mecánica para obtener el calor natural del
subsuelo terrestre parece involucrar tareas familiares a la ingeniería petrolera: perforar y terminar pozos, y producir fluidos de pozos asentados
en las formaciones de interés que se encuentran
por debajo de la superficie. Pero la recompensa, en
el caso de la producción de energía geotérmica, no
son fluidos sino calor. Aunque existe un potencial
considerable para la transferencia de tecnología
de la industria de exploración y producción—
equipos de perforación, barrenas, prácticas y tecnologías de control de presión y otras prácticas y
tecnologías básicas—los detalles específicos de
la producción de energía proveniente de los
hidrocarburos y del calor de la Tierra no son los
mismos.
Por ejemplo, las temperaturas ultra altas constituyen un claro problema para la aplicación de la
tecnología de la industria petrolera en la explora-
ción y producción geotérmica, pues hace que las
sofisticadas herramientas y sensores cuya operación depende de sellos y componentes electrónicos estancos a la presión pierdan su utilidad. No
obstante, la industria se esfuerza continuamente
por superar las limitaciones que impone la temperatura. En realidad, la caracterización precisa de
los yacimientos geotérmicos es uno de los obstáculos más fundamentales para la explotación de todo
el potencial energético que proviene del calor de la
Tierra. La construcción de modelos y simulaciones
de yacimientos geotérmicos, utilizando datos de
levantamientos sísmicos y datos derivados de registros, requerirá más innovación que adaptación; por
ejemplo, será menester incrementar las tolerancias de temperatura del hardware.
Con todo, la comparación entre la explotación
del calor y la explotación de los hidrocarburos
sigue siendo imperiosa. Muchos de los pozos geo-
4
térmicos que actualmente alimentan centrales
eléctricas han sido construidos por trabajadores
de campos petroleros, con técnicas y equipos
esencialmente tradicionales de perforación y terminación de pozos. Hoy, esos esfuerzos se ven
plasmados en campos geotérmicos, o más precisamente hidrotermales, que alimentan centrales
eléctricas con una producción de aproximadamente 10,000 megavatios (MW) de electricidad a
través de 24 países (arriba).1
La energía hidrotermal es una forma específica
de recurso geotérmico. Caracterizada por la existencia de temperaturas elevadas, alta permeabilidad y rocas que contienen grandes volúmenes de
agua, a menudo se encuentra a profundidades
relativamente someras. Sin estímulo, o con la
sola ayuda de sistemas de bombeo eléctrico
sumergible de alta temperatura, estas formaciones pueden proveer agua sobrecalentada o vapor
Oilfield Review
Volumen 21, no. 4
5
Central eléctrica de vapor seco
Generador
Turbina
Condensador
Aire y vapor
de agua
Torre de
enfriamiento
Agua
Aire
Aire
Agua
Agua
Vapor
Pozo de producción
Zona geotérmica
Pozo de inyección
Central eléctrica de vapor de vaporización instantánea
Generador
Turbina
Condensador
Vapor
Torre de
enfriamiento
Vapor
Agua
Aire
Aire
Agua
Salmuera
Usos directos
del calor
Salmuera residual
Pozo de producción
Aire y vapor
de agua
Zona geotérmica
Pozo de inyección
Central eléctrica binaria
Vapor de isobutano
Generador
Turbina
Isobutano
Condensador
Intercambiador de calor
Aire y vapor
de agua
Torre de
enfriamiento
Aire
Agua
Salmuera caliente
Aire
Agua
Salmuera fría
Bomba
Pozo de producción
Zona geotérmica
Pozo de inyección
> Centrales de energía geotérmica. Las centrales de vapor seco constituyen
el estilo más básico de central de energía geotérmica (extremo superior).
El vapor enviado por cañerías desde un yacimiento hidrotermal ingresa
directamente en las turbinas para generar electricidad. Cuando el vapor se
enfría y se condensa, el agua se recolecta y se reinyecta en el yacimiento
donde es recalentada a medida que se desplaza por la formación en
dirección hacia el pozo de producción. Las plantas de vapor de vaporización
instantánea (centro) utilizan agua caliente que está por debajo del punto
de ebullición, mientras se encuentra a presión de yacimiento, pero que
sublima a vapor con presiones de superficie más bajas. Las centrales de
energía binarias (extremo inferior) emplean un sistema cerrado para explotar
yacimientos aún más fríos, cuyas temperaturas de agua son inferiores a
150°C [302°F]. El agua fluye o se bombea a la superficie e ingresa en un
intercambiador de calor en el que lleva un segundo fluido, en este caso
isobutano, hasta su punto de ebullición, que debe ser inferior al del agua.
El segundo fluido se expande formando un vapor gaseoso que luego alimenta
las turbinas generadoras de electricidad. Este fluido puede hacerse circular
a través del intercambiador de calor para ser reutilizado, en vez de eliminado,
y dado que el agua no entra en contacto con el generador de energía,
los costos de mantenimiento suelen ser más bajos que con las centrales
AUT09–RVF–02
hidrotermales de vapor seco o vapor de vaporización instantánea.
6
a la superficie a través de pozos de producción de
gran diámetro. El vapor, o el agua caliente que se
sublima a vapor en la superficie, se canalizan para
impulsar las turbinas que generan la electricidad.
Estas formaciones existen en un número relativamente escaso de lugares del mundo. Los yacimientos hidrotermales predominan en áreas de gran
actividad tectónica donde los yacimientos de agua
caliente son abundantes y se encuentran presionados, tal es el caso de la zona del Océano Pacífico
que se conoce como el “Cinturón de Fuego.”
La mayoría de las formaciones de todo el
mundo que poseen el agua y la permeabilidad
necesarias, no tienen calor suficiente para ser
consideradas fuentes de energía geotérmica. Sin
embargo, existen otras en zonas profundas y de
alta temperatura que carecen sólo de agua o permeabilidad suficiente y son las que se muestran
más promisorias como fuentes futuras de energía
geotérmica. La solución para la explotación de
dichos recursos ampliamente disponibles son los
sistemas geotérmicos mejorados (EGS).
En términos sencillos, los proyectos EGS
crean o sustentan yacimientos geotérmicos. En
los casos de baja permeabilidad, la formación
puede ser fracturada hidráulicamente. Las formaciones con un nivel de líquido escaso o nulo, o
sin una fuente de recarga suficiente, pueden
recibir el agua a través de pozos de inyección.
Hoy, los ingenieros y geofísicos están trasladando
las técnicas de los sistemas EGS a los yacimientos secos de alta temperatura, situados a profundidades de entre 3 y 10 km [10,000 y 33,000 pies]
por debajo de la superficie. A estas profundidades, la roca se encuentra a una temperatura suficiente como para convertir el agua en vapor
sobrecalentado.
Estos sistemas de rocas secas calientes (HDR)
constituyen un tipo singular de sistema EGS,
caracterizado por la presencia de formaciones de
basamento muy calientes con permeabilidades
extremadamente bajas, y requieren procesos de
fracturamiento hidráulico para conectar los pozos
de inyección de agua con los pozos de producción
de agua.
Otras formaciones prospectivas son permeables y contienen agua, pero no son suficientemente
calientes para las aplicaciones geotérmicas. Para
explotar estos recursos, se están proponiendo conceptos menos ambiciosos a través de las centrales
eléctricas binarias. Estas centrales utilizan agua
que se encuentra por debajo del punto de ebullición para calentar un segundo fluido con un punto
de ebullición inferior al del agua. El segundo fluido
evaporado es conducido hacia las turbinas para
generar electricidad (izquierda).2
Oilfield Review
Este artículo se centra en la tecnología hidrotermal y HDR. Además analiza el estado de la tecnología EGS sirviéndose de los preparativos para
un proyecto de expansión EGS en Nevada, EUA, un
caso real de Indonesia y las lecciones aprendidas
a partir del proyecto HDR original ubicado al
sudoeste de Estados Unidos.
El alto costo del calor de las profundidades
El potencial inexplorado de la energía geotérmica puede ser enorme. En el año 2008, el consumo mundial de electricidad fue de 2 teravatios/año.
El flujo de calor que fluye continuamente desde
el núcleo de la Tierra es equivalente a unos
44 teravatios/año.3 Ciertamente, estas cifras son
astronómicas pero si se explotara sólo un porcentaje pequeño de este potencial, podrían satisfacerse cómodamente la mayor parte de las
demandas energéticas del mundo. La mayoría de
los recursos geotérmicos son además verdaderamente renovables ya que los mismos fluidos pueden ser recalentados, producidos, inyectados y
reciclados a lo largo de toda la vida productiva
del yacimiento.
Además de las cuestiones de índole tecnológica se encuentran las financieras, las cuales persisten frente a los factores de inversión que de otro
modo serían positivos (arriba, a la derecha). Los
proyectos geotérmicos, con algunas excepciones,
requieren un desembolso de capital inicial significativamente más alto que los proyectos petrolíferos, gasíferos, solares, eólicos y biomásicos. El
riesgo también es más alto y la experiencia actual
con el retorno de la inversión en las instalaciones
geoquímicas es desalentadora. Por ejemplo, se
estima que un proyecto hidrotermal de 50 MW
arroja una tasa de retorno inicial inferior al 11% y
una relación ganancia/inversión (P/I) de 0.8. Comparativamente, un proyecto grande de petróleo y
gas habitualmente genera una tasa de retorno inicial de casi 16% y una relación P/I de 1.5.4
Estos pobres resultados financieros son en
parte una reflexión de la geografía. Las áreas con
condiciones hidrotermales favorables tienden a
estar poco pobladas y se encuentran alejadas de
los grandes mercados de la electricidad. Los
resultados financieros también se ven obstaculizados por la dificultad inherente a las operaciones
de perforación y desarrollo de estas formaciones.
Los recursos geotérmicos se encuentran alojados
en rocas mucho más duras y más calientes que
aquéllas para las cuales están diseñadas las
barrenas de la industria petrolera y minera, de
manera que el proceso de perforación es más
Volumen 21, no. 4
Fuentes de
Factor de
energía renovable capacidad, %
Confiabilidad
del suministro
Impacto
ambiental
Aplicación
principal
Geotérmica
86 a 95
Continuo y confiable
Mínima ocupación del suelo
Generación de electricidad
Biomásica
83
Confiable
Mínimo (manipulación de
material no combustible)
Transporte, calefacción
Hidroeléctrica
30 a 35
Intermitente, depende
del clima
Impactos debidos a la
construcción de diques
Generación de electricidad
Eólica
25 a 40
Intermitente, depende
del clima
Antiestético para generación
en gran escala
Generación de electricidad
(limitada)
Solar
24 a 33
Intermitente, depende
del clima
Antiestético para generación
en gran escala
Generación de electricidad
(limitada)
> Valor comparativo de las energías alternativas. Entre las fuentes de energía renovable, la energía
geotérmica es una de las más atractivas en base al factor de capacidad; el porcentaje de energía
efectivamente producida por una planta en comparación con su producción potencial si es operada
en forma continua y a toda capacidad. También se compara favorablemente con otras fuentes de
energía alternativa si se utilizan otros parámetros de medición. (Datos de factores de capacidad
de Kagel A: A Handbook on the Externalities, Employment, and Economics of Geothermal Energy.
Washington, DC: Geothermal Energy Association, 2006.)
lento y más costoso. Para resultar rentables, los tran en cuencas sedimentarias profundas en las
pozos geotérmicos deben alojar volúmenes de que ya se han llevado a cabo operaciones de perfluidos relativamente grandes y, por consiguiente, foración en busca de petróleo y gas, y más imporlos diámetros de los pozos deben ser más grandes tante aún, procesos de adquisición de datos.
que los de la mayoría de los pozos de petróleo y
El marco geológico de los yacimientos hidrogas. Esto aumenta en forma considerable los cos- termales es variable. Los yacimientos de los camtos de construcción de pozos. La temperatura pos más grandes contienen una amplia gama de
extrema de los ambientes geotérmicos obliga a rocas, incluidas cuarcitas, lutitas, rocas volcánilos operadores a escoger productos especiales, cas y granito. La mayoría de estos yacimientos se
con precios elevados, para productos tales como identifica no por su litología sino por el flujo de
cementos, fluidos de perforación y tubulares.
calor. Se trata de sistemas de convección en los
Si bien en las últimas décadas la industria que el agua caliente se eleva desde la profundidad
petrolera ha refinado significativamente las efi- y queda atrapada en yacimientos cuyas rocas de
ciencias de perforación y el manejo de yacimien- cobertura se han formado a través de la mezcla de
tos—reduciendo en consecuencia los costos—a fluidos geotérmicos de corrientes ascendentes
menudo lo ha logrado a través de innovaciones con las aguas subterráneas locales, y por la precibasadas en componentes electrónicos, tales pitación de carbonatos y minerales de arcilla.
como las técnicas de adquisición de registros
Por consiguiente, la búsqueda de un yacidurante la perforación y monitoreo del subsuelo. miento hidrotermal comercial cercano a la superEstas herramientas se limitan actualmente a ficie se basa en la identificación de la actividad
temperaturas inferiores a 175°C [350°F] y no se tectónica, la fuente térmica, el flujo de calor, la
AUT09–RVF–03
encuentran disponibles para su utilización
en recarga de agua y el flujo de fluidos que se encuenpozos geotérmicos de alta temperatura.
tran a profundidad hacia la superficie. La permeabilidad se caracteriza habitualmente por una
Búsqueda y definición
red de fracturas o fallas activas que se mantieCon excepción de algunos sistemas “ciegos” pro- nen abiertas por los esfuerzos locales.
fundos y de alta temperatura, la búsqueda de forLa búsqueda de un yacimiento hidrotermal
maciones hidrotermales se facilita gracias a la comienza con una evaluación de los datos regiopresencia de manantiales de agua termal y fuma- nales disponibles sobre el flujo de calor, la activirolas que se observan en la superficie.5 Por otro dad sísmica, los manantiales térmicos y los rasgos
lado, muchos campos hidrotermales se encuen- elementales superficiales únicos, los cuales se
2. “First Successful Coproduction of Geothermal Power
at an Oil Well,” JPT Online (21 de octubre de 2008),
http://www.spe.org/jpt/2008/10/first-successfulcoproductiongeothermal-oil-well/ (Se accedió el
14 de julio de 2009).
3. Pollack HN, Hurter SJ y Johnson JR: “Heat Flow from the
Earth’s Interior: Analysis of the Global Data Set,” Reviews
of Geophysics 31, no. 3 (Agosto de 1993): 267–280.
4. Long A: “Improving the Economics of Geothermal
Development Through an Oil and Gas Industry Approach,”
Artículo académico de Schlumberger, www.slb.com/
media/services/consulting/business/thermal_dev.pdf
(Se accedió el 15 de septiembre de 2009).
5. Una fumarola es un respiradero o una abertura producida en
la superficie de la Tierra por la que se emiten vapores, ácido
sulfhídrico u otros gases.
7
Temperatura del subsuelo medida en el pozo, °C
300
200
100
100
200
300
Temperatura calculada a partir
del geotermómetro químico, °C
> Pronósticos de las temperaturas del subsuelo.
Las temperaturas medidas en los pozos
perforados en los sistemas hidrotermales se
comparan con las temperaturas calculadas
a partir de los geotermómetros antes de las
operaciones de perforación. La línea de guiones
indica la localización en la que se graficarían
los puntos si los valores medidos coincidieran
perfectamente con los valores calculados.
Los puntos situados por encima de la línea
indican las temperaturas calculadas que fueron
subestimadas. (Adaptado de Duffield y Sass,
referencia 9.)
basan en técnicas de teledetección y generación
de imágenes. Luego se ponen en práctica técnicas geofísicas, geológicas y geoquímicas que pueden proporcionar información sobre el tamaño,
la profundidad y la forma de las estructuras geológicas profundas.
Las mediciones de la temperatura del subsuelo constituyen el método más directo de
determinación de la existencia de un sistema
hidrotermal. Los pozos de gradiente térmico
pueden tener unos pocos metros de profundidad, pero para excluir los efectos de la temperatura de superficie se prefiere una profundidad
de más de 100 m [330 pies]. Los levantamientos
de temperatura pueden delimitar áreas de gradientes geotérmicos mejorados; un requisito
básico para los sistemas geotérmicos. En los
terrenos volcánicos, es posible que haya rocas
AUT09–RVF–04
de alta temperatura a profundidades
relativamente someras y que exista una fuente de calor.
En los sistemas de circulación profunda, las
altas temperaturas indican la presencia de una
corteza continental delgada, altas tasas de flujo
de calor y fallas permeables profundas que
transmiten el calor del manto hacia zonas cercanas a la superficie.
Los yacimientos hidrotermales requieren altas
temperaturas y una permeabilidad efectiva, lo
cual es provisto por rocas coherentes capaces de
sustentar sistemas de fracturas abiertas. Estas
rocas poseen un carácter único relativamente
resistivo. No obstante, las rocas de cobertura aso-
8
ciadas, ricas en contenido de arcilla, poseen baja
resistividad. El contraste de resistividad existente
en la base de la roca de cobertura que puede ser
determinado a través de mediciones magnetotelúricas (MT), puede proporcionar una indicación de
la prospectividad geotérmica.6 Las mediciones MT
se han convertido en un método estándar de
mapeo de la geometría de la roca de cobertura
que constriñe los yacimientos geotérmicos.
Si se han perforado algunos pozos en un área,
muchos de los parámetros medidos indirectamente desde la superficie pueden obtenerse directamente a partir de los datos de registros de los
pozos. Estos registros permiten destacar regiones
de porosidad, saturación de fluidos salinos y variaciones de temperatura, las cuales podrían indicar
la presencia de yacimientos hidrotermales.
Dado que estos recursos pueden hallarse en
áreas fracturadas sometidas a esfuerzos tectónicos, su presencia a menudo es marcada por la
existencia de eventos microsísmicos que además
sirven como guía para las operaciones de perforación en las rocas fracturadas, una vez establecidas otras condiciones geotérmicas favorables.
Mediante el registro de un número relativamente
importante de estos eventos, a lo largo de semanas o meses, y a través del cálculo de sus epicentros, los sismólogos pueden determinar la
localización y orientación de las fracturas.
Los levantamientos de sísmica de reflexión y
sísmica de refracción han sido utilizados sólo en
forma limitada en las actividades de exploración
geotérmica. Si bien la obtención de perfiles de
refracción requiere un esfuerzo considerable a profundidades de 5 a 10 km [16,400 a 33,000 pies], los
levantamientos estándar de sísmica de reflexión a
menudo arrojan resultados útiles en estas áreas.
Durante las actividades de exploración geotérmica, se utilizan levantamientos gravimétricos
para definir variaciones de densidad lateral asociadas con una fuente de calor magmático en los
sistemas alojados en volcanes, o con bloques de
fallas sepultados por debajo de la cubierta sedimentaria en los sistemas de circulación profunda.
Pero su valor principal radica en la identificación
de los cambios producidos en el nivel de agua sub6. Para obtener más información sobre MT, consulte: Brady
J, Campbell T, Fenwick A, Ganz M, Sandberg SK, Buonora
MPP, Rodrigues LF, Campbell C, Combee L, Ferster A,
Umbach KE, Labruzzo T, Zerilli A, Nichols EA, Patmore S
y Stilling J: “Sondeos electromagnéticos para la
exploración de petróleo y gas,” Oilfield Review 21,
no. 1 (Verano de 2009): 4–19.
7. Manzella A: “Geophysical Methods in Geothermal
Exploration,” Apuntes de clases. Pisa, Italia: Italian
National Research Council International Institute for
Geothermal Research, http://www.cec.uchile.
cl/~cabierta/revista/12/articulos/pdf/A_Manzella.pdf
(Se accedió el 10 de agosto de 2009).
8. Cumming W: “Geothermal Resource Conceptual Models
Using Surface Exploration Data,” Actas del 34º Seminario
terránea y en el monitoreo de los procesos de subsidencia e inyección, los cuales se relacionan
directamente con la capacidad del recurso para
autorecargarse. Mediante la correlación de los
levantamientos y el clima, es posible definir la
relación entre los datos de un levantamiento gravimétrico y la precipitación que produce cambios
en los niveles someros de agua subterránea. Una
vez corregidos por este efecto, los cambios de densidad muestran qué volumen de la masa de agua
descargada en la atmósfera es reemplazado por el
influjo natural.7
El concepto
Los procedimientos más comunes de exploración
geotérmica incluyen la búsqueda y apilamiento
de anomalías y el modelado conceptual. Los modelos matemáticos de velocidad son utilizados en
forma rutinaria para pronosticar la profundidad
hasta una formación de interés, y los modelos físicos pueden utilizarse para simular las capas de
rocas. Los modelos conceptuales son hipotéticos y
reúnen la información observada con la información inferida para identificar los objetivos geotérmicos y pronosticar la capacidad del yacimiento.
Dichos modelos a menudo se combinan con las tecnologías geoestadísticas y clásicas, tales como las
empleadas para la caracterización de yacimientos.
Los modelos conceptuales hidrotermales combinan la información observada con la información
inferida para ilustrar las propiedades de los fluidos
de yacimientos y las rocas, y a menudo incluyen los
datos captados mediante la geoquímica catiónica y
la geoquímica del gas. Además, tienen en cuenta
los datos de resisitividad derivados de las mediciones MT e interpretados en el contexto de la geología básica y la hidrología, y a través del mapeo de
la alteración hidrotermal superficial.8
El elemento más importante de un modelo
conceptual hidrotermal es un patrón isotérmico
pronosticado del estado natural; líneas sólidas trazadas para indicar la temperatura y la profundidad
a través de una sección del subsuelo. Si bien es difícil de obtener durante la fase de exploración, algunos casos reales indican que puede lograrse en
base a la interpretación de la geotermometría; una
sobre Ingeniería de Yacimientos Geotérmicos de la
Universidad de Stanford, Stanford, California, EUA
(9 al 11 de febrero de 2009).
9. Duffield WA y Sass JH: “Geothermal Energy—Clean
Power from the Earth’s Heat,” Servicio Geológico de
EUA, Circular 1249, http://pubs.usgs.gov/circ/2004/c1249/
(Se accedió el 3 de agosto de 2009).
10.Un geotermómetro es un mineral o grupo de minerales
cuya composición, estructura o inclusiones se fijan
dentro de límites térmicos conocidos, bajo condiciones
particulares de presión y composición, y cuya presencia
denota, por consiguiente, un límite o un rango para la
temperatura de formación de la roca hospedadora.
11.Cumming, referencia 8.
Oilfield Review
técnica que permite la determinación de la temperatura del subsuelo utilizando una combinación de
métodos que abarcan la química de los fluidos de
los manantiales de agua termal y la distribución de
los minerales de alteración hidrotermal en la
superficie. Además, pueden utilizarse patrones de
anomalías geofísicas y resistividades, y un conocimiento general de la geología local, la hidrología y
el fallamiento o la historia estructural.
El agua caliente que circula en la corteza
terrestre puede disolver parte de la roca a través
de la cual fluye. Las cantidades y proporciones de
estos solutos en el agua son una función directa
de la temperatura. Si el agua sube rápidamente
desde el yacimiento geotérmico hasta la superficie, su composición química no cambia significativamente y retiene una impronta de la temperatura
del subsuelo. Las temperaturas del subsuelo, calculadas a partir de la química de los manantiales
de agua caliente, han sido confirmadas mediante
mediciones directas obtenidas en la base de los
pozos perforados en los sistemas hidrotermales.9
La geotermometría utiliza las relaciones isotópicas iónicas y estables presentes en el agua para
determinar la temperatura máxima del subsuelo
(página anterior). Los geotermómetros geoquímicos e isotópicos desarrollados en las dos últimas
décadas asumen que en el yacimiento geotérmico
coexisten dos especies o compuestos y que la temperatura es el control principal sobre su relación.10 Además, asumen que no se ha producido
ningún cambio en la relación durante la elevación
del agua a la superficie.
También pueden utilizarse los geotermómetros de gases para determinar las condiciones
prospectivas del subsuelo. Mediante la integración de estos datos geoquímicos con la información de los pozos de gradiente geotérmico y los
mapas estructurales, los ingenieros pueden construir modelos conceptuales que muestran los
patrones de flujo de fluidos existentes en un yacimiento hidrotermal como secciones y mapas geológicos (derecha, extremo superior). Un flujo de
agua ascendente crea un patrón isotérmico ascendente e indica la existencia de rocas permeables.
Cuando el flujo del yacimiento es vertical, las temperaturas se incrementan significativamente con
la profundidad. En una zona con flujo de salida, el
flujo es horizontal y las temperaturas se reducen
con la profundidad.11
Las zonas permeables poseen gradientes de
temperatura más pequeños con la profundidad
que las zonas impermeables y generalmente exhiben un patrón isotérmico convectivo. En las formaciones de muy baja permeabilidad, el gradiente
de temperatura es pronunciado y se observa fácilmente en una sección transversal como isoter-
Volumen 21, no. 4
Fumarola de sulfato ácido
Manantial de cloruro
Inalterado
212°F
Zona de
zeolita-esmectita
302°F
Arcillas esmectíticas
Arcillas marinas
Zona de argilita
392°F
482°F
100°C
Zona
propilítica Flujo ascendente
en las fracturas
150°C
250°C
572°F
Calor y gas
del magma
200°C
300°C
> Isotermas basadas en la geotermometría. Los datos de una fumarola y una
fuente térmica de cloruro, derivados por geotermometría catiónica, pueden ser
modelados utilizando una interpretación geológica para obtener un perfil de
temperatura del subsuelo. Se asume que la fuente térmica se encuentra cerca
del tope de la capa freática. La alteración propilítica transforma los minerales
que contienen hierro y magnesio en clorita, actinolita y epidota. (Adaptado de
Cumming, referencia 8.)
Categoría de recurso
Energía térmica en
exajoules [1 EJ = 1018 J]
Sistema EGS dominado por la conducción
Formaciones de rocas sedimentarias
Formaciones de rocas del basamento cristalino
Sistema EGS volcánico supercrítico
100,000
13,300,000
74,100
Hidrotermal
2,400 a 9,600
Fluidos coproducidos
0.0944 a 0.4510
> Potencial mejorado de los sistemas geotérmicos en EUA. Las estimaciones
correspondientes al repago potencial de la energía proveniente de los
recursos EGS, a profundidades que oscilan entre 3 y 10 km, superan los
13 millones de exajoules (EJ). La recuperación de un porcentaje, por pequeño
que fuere, sería más que suficiente para satisfacer todos los requerimientos
eléctricos de la nación. [Adaptado de “The Future of Geothermal
Energy,”http://geothermal.inel.gov/publications/future_of_geothermal_
energy.pdf (Se accedió el 30 de junio de 2009.)]
AUT09–RVF–05
mas estrechamente espaciadas que revelan
un Mejorando la naturaleza
régimen térmico conductivo. El gradiente ayuda Los campos hidrotermales que están ahora en
a determinar la localización de las zonas permea- producción y que fueron descubiertos a través de
estas técnicas y modelos representan lo que la
bles e impermeables.
Dado que la baja resistividad usualmente industria geotérmica “dispone con facilidad.”
indica la presencia de arcillas conductivas de baja El futuro de la energía geotérmica reside en los
permeabilidad, se pueden utilizar levantamientos sistemas más complejos, los cuales deben ajusMT para localizar la base de una roca de cobertura tarse para la obtención de producción, y en la
geotérmica e, indirectamente, su alto gradiente recuperación de más calor de los sistemas ya
térmico. Luego pueden mapearse las dimensiones existentes a través de los proyectos EGS (arriba).
De un modo similar a los procesos inherentes
del yacimiento y utilizarse para identificar los
objetivos de perforación y las localizaciones pros- a las operaciones de petróleo y gas, es posible utilizar el modelado conceptual para planificar y
pectivas de los pozos de producción e inyección.
9
Profundidad, m
500
1,000
Pozo 27-15
Formaciones Truckee y Desert Peak
Formación
Chloropagus
2,000
2,500
Riolita
(superior)
Dacita
Riolita
(inferior)
PT-2 (superior)
Riolita (inferior)
PT-1
PT-2 (inferior)
1,500
barrera o como conducto para los fluidos geotérmicos. Se prevé que los próximos experimentos de
estimulación hidráulica y química incrementarán
la permeabilidad y la conectividad de la fractura
para los fluidos en este sistema mejorado.
0
Dolomía
Fangolita Tr-J
PT-2
(superior)
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
PT-2 (superior)
0
Cuarcita
PT-2 (inferior)
Zona de pérdida de circulación
7,000
Fallas indicadas con líneas de guiones
donde se infieren
8,000
m
1,000
6,000
Profundidad, pies
Pozo 29-1
0
9,000
> Una de las dos secciones transversales del sistema Desert Peak. Esta sección transversal conceptual
del campo geotérmico muestra la estratigrafía y la estructura interpretada desde el Pozo 29-1 al sur,
hasta el Pozo 27-15 al norte. Los rasgos clave de esta sección son el tope levemente inclinado de
las rocas de basamento al norte, la presencia de un intervalo pre-Terciario 1 (PT-1) en el Pozo 27-15,
y la sección Terciaria de gran espesor (verde) en los pozos del sur. Las fallas y las interpretaciones
estructurales se basan en las litologías y las secuencias estratigráficas encontradas en cada pozo, y
en las localizaciones de las zonas de pérdida de circulación identificadas a partir de los recortes de
perforación y los registros de pozos. El Pozo 27-15 es el candidato para el tratamiento de estimulación
hidráulica. (Adaptado de Lutz et al, referencia 13.)
ejecutar los proyectos EGS destinados al desarro- tir en la evaluación de las litologías y la caracterillo de los yacimientos hidrotermales. Utilizando zación de los esfuerzos y las fracturas. Se regislos datos obtenidos luego de varios años de pro- traron datos de los registros de rayos gamma y
ducción para construir mejores modelos, los inge- calibrador, y además se generaron imágenes de la
nieros pueden evaluar la respuesta potencial de pared del pozo. Entre los rasgos identificados a
estos campos geotérmicos a los procesos de per- partir de estas imágenes creadas por contraste de
foración de pozos de relleno, de inyección de resistividad se encuentran planos de estratificaagua y de otro tipo, los cuales ayudan a prolongar ción, contactos litológicos, foliaciones, granos
la vida productiva de los campos y a mejorar la minerales conductivos, fracturas inducidas por la
perforación y fracturas naturales.14
eficiencia de los yacimientos.
En Desert Peak, cerca de Fernley, en Nevada,
En combinación con otros estudios petrológise descubrió y definió un campo geotérmico en cos y petrográficos, incorporados en un modelo
las décadas de 1970 y 1980. Este campo suminis- GeoFrame, este proceso de generación de imágetra energía para una central eléctrica de vapori- nes proporcionó un conocimiento más completo
zación instantánea doble desde 1986 y es típico de las características geológicas del pozo como
de los sistemas geotérmicos de circulación pro- candidato para el proyecto EGS. Las pruebas adifunda, o controlados por fallas, del oeste de cionales de mecánica de rocas, efectuadas en el
EUA.12 Actualmente, se lleva a cabo un estudio de Centro de Excelencia en Geomecánica TerraTek
un proyecto EGS que expandiría la operación a de Schlumberger en Salt Lake City, Utah, EUA,
través de tratamientos de estimulación hidráu- caracterizarán las resistencias de las rocas y el
lica y química. El estudio determinará la distribu- comportamiento de los esfuerzos de las rocas
AUT09–RVF–07
ción de los tipos de rocas, fallas, minerales
de prospectivas potenciales dentro del intervalo de
alteración y fracturas mineralizadas al este del estimulación propuesto.
Los investigadores observaron que la porción
campo hidrotermal existente para crear un nuevo
productiva del campo geotérmico Desert Peak yace
modelo estructural del campo.13
El modelo propuesto se basa en el análisis de en un pilar tectónico estructural más antiguo limiregistros de lodo y núcleos e incorpora nuevos tado por fallas con tendencia noroeste. Los resultadatos de tres pozos perforados en la porción pro- dos de las pruebas de trazadores indican que los
ductiva del campo. Se han construido dos seccio- fluidos inyectados en la zona de producción pueden
nes transversales basadas en las correlaciones atravesar las zonas actualmente no productivas, a
lo largo de las fallas más modernas con tendencia
observadas en estos tres pozos (arriba).
Los investigadores registraron un pozo candi- noreste. Sin embargo, los científicos no pudieron
dato para un proceso de estimulación, el Pozo 27-15 determinar la profundidad de la transmisividad del
adyacente al área de producción actual, para asis- fluido y si la falla de basamento actuaba como
10
De lo bueno, lo mejor
Las herramientas predominantes de los sistemas
EGS—modelado de yacimientos, perforación,
fracturamiento hidráulico e inyección de agua—
son conocidas para los ingenieros petroleros.
Lamentablemente, el empleo de estas herramientas en aplicaciones geotérmicas implica algo más
que su adaptación a temperaturas más elevadas.
Por ejemplo, en las formaciones de petróleo y
gas, fracturamiento inducido y fracturamiento
natural son conceptos relativamente bien comprendidos. Pero dado que las areniscas petrolíferas se fracturan para incrementar el flujo en los
intervalos estratigráficos discretos—y el objetivo,
en el caso de un recurso geotérmico consiste en
maximizar el intercambio de calor en los volúmenes grandes de rocas cristalinas fracturadas—las
operaciones difieren considerablemente en
cuanto a su aplicación. Mientras que las operaciones de fracturamiento hidráulico tradicionales son restringidas predominantemente por los
esfuerzos presentes en las rocas y las consideraciones de límites, se deben considerar las interacciones complejas entre rocas y fluidos y la
transferencia de calor a la hora de determinar las
tasas de inyección, los tiempos de bombeo y las
temperaturas de inyección para el fracturamiento de las formaciones geotérmicas.
En los últimos años, las técnicas de estimulación de las formaciones petrolíferas mediante tratamientos de fracturamiento hidráulico se han
vuelto cada vez más sofisticadas y eficientes,
acompañando el desarrollo de métodos de modelado, representación gráfica, rastreo e incluso con12.Un sistema de vaporización instantánea doble utiliza
salmuera separada del agua geotérmica antes de
sublimarse. La salmuera se sublima por segunda vez,
a menor presión, y el vapor resultante se utiliza para
impulsar una turbina independiente o se envía a la
turbina de alta presión a través de una entrada
independiente.
13.Lutz SJ, Moore JN, Jones CG, Suemnicht GA y
Robertson-Tait A: “Geological and Structural
Relationships in the Desert Peak Geothermal System,
Nevada: Implications for EGS Development,” Actas
del 34º Seminario sobre Ingeniería de Yacimientos
Geotérmicos de la Universidad de Stanford, Stanford,
California (9 al 11 de febrero de 2009).
14.Kovac KM, Lutz SJ, Drakos PS, Byersdorfer J y
Robertson-Tait A: “Borehole Image Analysis and
Geological Interpretation of Selected Features in Well
DP 27-15 at Desert Peak Nevada: Pre-Stimulation
Evaluation of an Enhanced Geothermal System,” Actas
del 34º Seminario sobre Ingeniería de Yacimientos
Geotérmicos de la Universidad de Stanford, Stanford,
California (9 al 11 de febrero de 2009).
Oilfield Review
Volumen 21, no. 4
Yakarta
ASIA
Salak
INDONESIA
Darajat
0
km
0
100
millas
100
INDONESIA
> Campo Salak, en Indonesia.
meabilidad pero de alta temperatura, las cuales
deben ser estimuladas para proveer tasas de
inyección adecuadas. Por lo tanto, el operador
puso en marcha un programa masivo y de largo
plazo de inyección de agua fría. Esta operación
aprovecha las diferencias de temperaturas extremas existentes entre la sustancia a inyectar y la
formación—más de 149°C [268°F]—y los coeficientes relativamente altos de contracción térmica de la formación para crear las fracturas.
En un pozo de baja permeabilidad del área de
la Caldera Cianten que se encuentra ubicada
dentro de los límites de la concesión Salak, se
llevaron a cabo tres tratamientos de estimulación
por inyección. Estos tratamientos de estimulación incluyeron la inyección de aproximadamente 9.8 millones de bbl [1.6 millón de m3] de
agua. Para evaluar el impacto de estos tratamientos sobre el desempeño de la inyección, el operador utilizó una gráfica y un análisis de Hall
modificados que indicaron el desarrollo de la
fractura dentro de la formación (abajo). Los
mejoramientos registrados en términos de inyectividad también fueron cuantificados a través de
pruebas periódicas de caída de presión y la creación de un modelo de simulación de yacimientos
2.5 x 105
2.0 x 105
Integral de Hall
trol de la dirección de las fracturas por parte de la
industria. Pero la mayor parte de estas técnicas se
basa en gran medida en el empleo de sensores
electrónicos ubicados en el fondo del pozo, cerca
de la profundidad de la formación. Las limitaciones de temperatura hacen que estos dispositivos
pierdan su utilidad en las zonas geotérmicas.
Así y todo, en muchos de los campos geotérmicos más grandes del mundo que son habitualmente los sistemas de temperatura más elevada
alojados en volcanes, se están efectuando intervenciones del estilo de los campos petroleros con
éxito. Estas operaciones son esencialmente EGS
e incluyen proyectos establecidos, tales como el
campo geotérmico Salak operado por Chevron. El
Campo Salak, el más grande de su tipo en
Indonesia, se encuentra ubicado en un bosque
protegido, a aproximadamente 60 km [37 millas]
al sur de Yakarta (derecha).
Chevron ha mantenido los niveles de producción de vapor y ha optimizado la recuperación de
calor en el Campo Salak a través de la perforación de pozos de relleno y de inyección de agua
en los pozos profundos de los márgenes del
campo donde la permeabilidad es baja. A través
del empleo de trazadores, el monitoreo químico y
microsísmico, y los levantamientos de presión y
temperatura de los pozos individuales, Chevron
pudo medir el impacto de su estrategia de inyección y desplazar los pozos de inyección más lejos
del centro del campo y más cerca de sus bordes.
Este procedimiento generó más superficie para
la perforación de pozos de relleno y expandió el
campo simultáneamente. Además, permitió a la
compañía convertir varios pozos de inyección en
productores una vez recuperada térmicamente la
formación.
Más recientemente, con datos geofísicos que
incluyen levantamientos MT y levantamientos
electromagnéticos en el dominio del tiempo,
efectuados en los márgenes del campo, se han
identificado extensiones potenciales del yacimiento al oeste y al norte del área comprobada.
Al oeste, la Caldera Cianten exhibe una capa de
baja resistividad a profundidades similares a las
del yacimiento Salak, y los datos microsísmicos
muestran una distribución distintiva del yacimiento comprobado a través del área oeste.
Los resultados de las operaciones de perforación efectuadas en la caldera indicaron la existencia de temperaturas no comerciales. Las
intrusiones de tipo dique circular parecían impedir la circulación de fluidos desde el yacimiento
comprobado. Los límites del yacimiento geotérmico tienden a ser vagos y los pozos nuevos a
menudo encuentran formaciones de baja per-
Integral de Hall
Derivada de Hall
1.5 x 105
1.0 x 105
AUT09–RVF–08
5.0 x 104
0
0
2.0 x 106
4.0 x 106
6.0 x 106
8.0 x 106
Inyección acumulada, bbl
> Evaluación del desempeño del proceso de inyección. Una gráfica de Hall
modificada constituye un indicador cualitativo del desempeño del proceso de
inyección. La integral de Hall (naranja) es una línea recta si el factor de daño
del pozo no cambia con el tiempo. Una pendiente más pronunciada indica algún
tipo de resistencia al flujo, tal como la formación de tapones o la acumulación
de incrustaciones, mientras que una pendiente menos pronunciada indica la
estimulación de la formación. En los casos sutiles, tales como el del Campo
Salak, la representación gráfica de la derivada de Hall (azul) en la misma escala
mejora el diagnóstico. La curva de la derivada, por encima de la curva integral,
indica un incremento de la resistencia y por debajo de la curva integral—como
se muestra aquí—un tratamiento de estimulación en curso. Este análisis
confirmó el desarrollo de la fractura durante la inyección de agua fría en el
campo. (Adaptado de Yoshioka et al, referencia 15.)
11
geomecánicos, calibrado en función de la historia
del campo.15 Según el análisis final, la inyectividad
se había incrementado significativamente. Dos
pozos más perforados en el área serán sometidos
al mismo tipo de tratamiento de estimulación para
permitir la inyección del agua producida desde el
núcleo de alta temperatura del yacimiento.
El gran intercambio de calor
Los yacimientos de roca caliente seca—HDR—
representan sistemas geotérmicos de potencial
particularmente grande. La cantidad total de calor
que puede extraerse de estos yacimientos de todo
el mundo, mediante procesos de inyección o fracturamiento, se ha estimado en 10,000 millones de
quads—aproximadamente 800 veces más que el
valor estimado para todas las fuentes hidrotérmicas y 300 veces superior al valor resultante de las
reservas de hidrocarburos.16
A diferencia de los sistemas EGS hidrotermales, aún no existen campos HDR comerciales, de
manera que la experiencia con estos sistemas se ha
limitado principalmente a proyectos piloto. De particular importancia para el concepto es un estudio
extendido realizado en Fenton Hill—el primer proyecto HDR—que comenzó a principios de la década
Intercambiador
de calor
Monitoreo
central
de 1970. El sitio HDR de Fenton Hill se encuentra a
aproximadamente 64 km [40 millas] al oeste de
Los Álamos, en Nuevo México, EUA. El sitio incluye
dos yacimientos confinados creados en la roca cristalina, a 2,800 y 3,500 m [9,200 y 11,480 pies], con
temperaturas de yacimiento de 195°C y 235°C
[383°F y 455°F], respectivamente. En cada uno de
los yacimientos se efectuaron pruebas de flujo
durante casi un año. El proyecto, llevado a cabo
durante un período de aproximadamente 25 años,
concluyó en 1995.
Los sistemas HDR son, en esencia, proyectos
de creación de yacimientos. Una de las lecciones más importantes aprendidas del proyecto
Fenton Hill es que resulta prácticamente imposible conectar dos pozos existentes a través del
desarrollo de una fractura hidráulica entre
ambos. Por consiguiente, los yacimientos deberían crearse mediante la estimulación o el
desarrollo de fracturas desde el pozo inicial y
su posterior acceso con dos pozos de producción (abajo).17
El trabajo ejecutado en Fenton Hill además
fomentó el enfoque en los campos HDR a través
de la definición de cuáles de los factores críticos de su construcción son controlables. Por
Yacimiento de
agua de aporte
Enfriamiento
Generación
de energía
Distribución
de calor
Pozo
inyector
ristalina
Rocas c
a de
Sistem s
ra
tu
c
a
fr
das
simula
s
,000 m
4,000 a 6
Sedimen
tos
Pozo
productor
50
0a
1,0
00
m
500 a
1,000
m
> El concepto EGS aplicado a los recursos HDR. Las fracturas son generadas
en un pozo de inyección (azul) perforado en un yacimiento de baja permeabilidad de roca cristalina profunda. Los pozos de producción (rojo) se perforan
luego en la zona fracturada. El agua inyectada se calienta a medida que fluye
desde el pozo de inyección hacia los pozos de producción.
12
ejemplo, el tamaño del yacimiento es una función lineal directa de la cantidad de fluido inyectado en éste (próxima página). De un modo
similar, la temperatura, la presión de inyección y
la tasa de flujo, la contrapresión de producción,
y el número y ubicación de los pozos son todas
variables manejables dentro del desarrollo de
los campos HDR.
Si bien muchas de las preguntas tecnológicas asociadas con los sistemas HDR fueron respondidas con el trabajo llevado a cabo en
Fenton Hill, aún persisten ciertas incertidumbres acerca de la creación del yacimiento. Si
bien se puede establecer una relación entre el
volumen de fluido inyectado y el volumen resultante, disponible para el intercambio de calor,
la superficie fracturada dentro de ese volumen
de roca es más difícil de cuantificar.
Un enfoque proporciona una estimación del
volumen de roca requerido equivalente a un orden
de magnitud. Esto se obtiene igualando la tasa de
flujo de calor del yacimiento con el cambio producido en la energía térmica almacenada, si se
asume un proceso uniforme de extracción de
calor a través de todo el volumen. La tasa de flujo
de calor es una función de la densidad de la roca,
el volumen, la capacidad térmica y el cambio producido en la temperatura de la roca con el tiempo.
Un estudio de simulación numérica, realizado
por Sanyal y Butler, indica que la tasa de generación de energía eléctrica factible sobre la base de
un volumen de roca unitario es de 26 MWe/km3
[106 MWe/milla3].18 Esta correlación de la producción de energía requiere un volumen de
aproximadamente 0.19 km3 [0.05 milla3] para
generar 5 MWe. Un cubo de ese tipo mediría
575 m [1,886 pies] de lado, y la simulación se
basa en una hipótesis de propiedades uniformes, incluida la permeabilidad, dentro de la
región estimulada.
Según las conclusiones del estudio, si se mantiene una producción constante, la capacidad de
generación es fundamentalmente una función
del volumen de roca estimulado. Otras consideraciones a tener en cuenta son la configuración
del pozo, el número de pozos existentes dentro
de un volumen de yacimiento, las propiedades
mecánicas del yacimiento, el estado de los
esfuerzos del yacimiento y los rasgos de las fracturas naturales. Estas características determinan colectivamente cómo estimular mejor el
yacimiento para crear el volumen requerido y los
trayectos de flujo necesarios para un proceso
efectivo de extracción de calor.19
A pesar de los avances registrados en los
aspectos tecnológicos de la explotación de campos HDR, la viabilidad comercial de estas áreas
Oilfield Review
80
15.Yoshioka K, Pasikki R , Suryata I y Riedel K: “Hydraulic
Stimulation Techniques Applied to Injection Wells at the
Salak Geothermal Field, Indonesia,” artículo SPE 121184,
presentado en la Reunión Regional de Occidente de la
SPE, San José, California, EUA, 24 al 26 de marzo de 2009.
AUT09–RVF–11
16.Duchane D y Brown D: “Hot Dry Rock
(HDR) Geothermal
Energy Research and Development at Fenton Hill, New
Mexico,” GHC Bulletin (Diciembre de 2002),
http://geoheat.oit.edu/bulletin/bull23-4/art4.pdf
(Se accedió el 11 de agosto de 2009).
“Quad” es la abreviatura correspondiente a cuatrillón,
en inglés, y es una unidad de energía que equivale a
1015 BTU [1.055 × 1018 J]. Es el equivalente a aproximadamente 180 millones de bbl de petróleo [28.6 millones de m3].
A modo de referencia, el consumo total de energía
en EUA, en el año 2001, fue de aproximadamente
90 cuatrillones. Las cifras del total de recursos HDR
publicadas por Duchane y Brown fueron calculadas
sumando el contenido de energía geotérmica
almacenada por debajo de las masas rocosas de la
Tierra, a temperaturas superiores a 25°C [77°F], desde la
superficie hasta 10,000 m [33,000 pies]. Si bien estas cifras
parecen astronómicas e incluyen recursos imposibles de
recuperar por su baja temperatura, o por su inaccesibilidad,
representan un volumen de energía enorme.
17.Brown DW: “Hot Dry Rock Geothermal Energy: Important
Lessons from Fenton Hill,” Actas del 34º Seminario sobre
Ingeniería de Yacimientos Geotérmicos de la Universidad
de Stanford, Stanford, California (9 al 11 de febrero
de 2009).
18.Sanyal SK y Butler SJ: “An Analysis of Power
Generation Prospects from Enhanced Geothermal
Systems,” Actas del 34° Seminario sobre Ingeniería de
Yacimientos Geotérmicos de la Universidad de Stanford,
Stanford, California (9 al 11 de febrero de 2009).
MWe significa megavatio eléctrico.
19.Polsky Y, Capuano L Jr, Finger J, Huh M, Knudsen S,
Mansure AJC, Raymond D y Swanson R: “Enhanced
Geothermal Systems (EGS) Well Construction
Technology Evaluation Report,” Sandia Report
SAND2008-7866: Sandia National Laboratories,
diciembre de 2008.
20.Polsky et al, referencia 19.
21.Kumano Y, Moriya H, Asanuma H, Wyborn D y Niitsuma
H: “Spatial Distribution of Coherent Microseismic Events
at Cooper Basin, Australia,” Resúmenes Expandidos,
76a Reunión y Exhibición Anual de la SEG, Nueva
Orleáns (1º al 6 de octubre de 2006): 595–599.
El análisis de multipletes microsísmicos, basado en una
técnica de alta resolución de localización hipocentral
relativa, utiliza la semejanza de la forma de onda para
identificar los eventos situados en las estructuras
relacionadas geométrica o geofísicamente.
22.Petty S, Bour DL, Livesay BJ, Baria R y Adair R:
“Synergies and Opportunities Between EGS
Development and Oilfield Drilling Operations and
Producers,” artículo SPE 121165, presentado en la
Reunión Regional de Occidente de la SPE, San José,
California, 24 al 26 de marzo de 2009.
Volumen sísmico, 1,000,000 m3
prospectivas sigue siendo difícil de alcanzar
como consecuencia de su profundidad y temperatura. Por ejemplo, las profundidades de los pozos
hidrotermales comerciales oscila entre menos de
1 km y algunos pocos casos en los que la profundidad alcanza aproximadamente 4 km [13,000 pies];
tal es el ejemplo del proyecto EGS en Soultz-sousForêts, Francia. Los pozos HDR, dado que se
encuentran en formaciones del basamento cristalino, son habitualmente mucho más profundos.
En consecuencia, estos pozos tienden a caracterizarse por una litología variada y por los problemas extensivamente documentados, asociados
con las operaciones de perforación y terminación
de pozos profundos.20
La brecha
Debido a las similitudes obvias entre la explotación
de hidrocarburos y la explotación del calor de la
Tierra, es tentador suponer que la adaptación de la
tecnología de la primera a la segunda es una cuestión de foco. El desarrollo reciente de herramientas
para uso en ciertas aplicaciones—pozos de petróleo y gas de alta presión y alta temperatura (HPHT),
campos hidrotermales y proyectos de inyección de
vapor—alienta la formulación de dicho supuesto.
No obstante, los recursos de energía geotérmica difieren en todo el mundo y la facilidad con
que se producirá esta transferencia de tecnología
es una función de esas diferencias. La calidad
máxima de los recursos hidrotermales es somera,
permeable, posee temperaturas elevadas y un sistema natural de recarga de agua. Las técnicas y
métodos utilizados para explotar esos recursos son
y seguirán siendo familiares para el personal de
campos petroleros.
Los recursos de menor calidad que requieren
algún proceso de intervención en forma de inyección o fracturamiento o cuyas temperaturas son
inferiores al punto de ebullición del agua, también están siendo explotados en forma rentable a
través del empleo de tecnología adaptada de la
industria petrolera. La coproducción es una técnica actual que utiliza el agua caliente producida
con el petróleo y el gas para operar plantas binarias, las cuales en algunos casos generan todas
las necesidades de electricidad del campo.
Pero la recompensa real en la producción de
energía geotérmica se conseguirá una vez que la
tecnología requerida para los yacimientos EGS y
HDR se encuentre ampliamente disponible. A
60
40
20
0
0
10
20
30
Volumen de fluido inyectado, 1,000 m3
> Control del tamaño del yacimiento. Durante
una prueba masiva de fracturamiento hidráulico
efectuada en Fenton Hill, se estableció una
relación lineal entre el volumen de yacimiento
sísmicamente activo y el volumen de fluido
inyectado, según determinaciones basadas
en datos de la localización de los eventos
microsísmicos. (Adaptado de Duchane and
Brown, referencia 16.)
Volumen 21, no. 4
pesar de las barreras actuales para la comercialidad, los proyectos HDR poseen ciertamente una
ventaja con respecto a los proyectos relacionados
con los sistemas hidrotermales convencionales
ya que pueden ubicarse cerca de los grandes mercados de la electricidad.
No obstante, el hecho de que aún requieran un
proceso de considerable innovación tecnológica, ha
generado una tendencia entre muchos de quienes
están mejor equipados para resolver estos problemas—los profesionales de la industria petrolera—
a abandonar la idea de los desarrollos HDR en favor
de búsquedas más inmediatas y conocidas.
Con las perspectivas de obtención de grandes
recompensas, se han registrado avances para
lograr que los proyectos HDR sean económicamente atractivos, incluyendo el área vital de
monitoreo y control de la creación de yacimientos. En la Cuenca Cooper de Australia, por ejemplo, los geofísicos aplicaron recientemente el
análisis de multipletes microsísmicos a un conjunto de datos de una operación de fracturamiento hidráulico HDR para ayudar a caracterizar
el sistema de fracturas en proceso de desarrollo
dentro del yacimiento.21
El mayor potencial para el mejoramiento de
los aspectos económicos de los proyectos de
energía geotérmica, como en cualquier emprendimiento de alto costo y alto riesgo, reside en la
reducción del riesgo a través de un mejor conocimiento del subsuelo. Las incógnitas que afectan
el riesgo de las operaciones de perforación y terminación de pozos, el impacto ambiental, las operaciones de estimulación y el éxito general de los
proyectos se exacerban debido a la falta de conocimiento de la litología, el régimen de los esfuerzos, la sismicidad natural, las fallas y las fracturas
preexistentes, y la temperatura existente a
profundidad.22
La corrección de estas deficiencias será cuestión de crecimiento, pero crecimiento de un tipo
con el que la industria de E&P se encuentra familiarizada desde hace mucho tiempo. En las operaciones marinas, transcurrieron más de 50 años de
lecciones aprendidas entre el primer pozo perforado en aguas someras, apenas fuera de la vista de
la tierra, y el posicionamiento rutinario de pozos
en tirantes de agua (profundidad del lecho
marino) de más de 3,000 m [10,000 pies] y a cientos de kilómetros de la costa. El desplazamiento
desde las formaciones hidrotermales someras de
alta calidad hacia las rocas secas calientes profundas, requerirá una evolución similar de tecnología,
equipos y personal entrenado. No obstante, dada
la recompensa que se avecina, indudablemente
todo es sólo una cuestión de tiempo.
—RvF
13