ESTUDIO DE POSIBILIDADES GEOTÉRMICAS EN EL AREA DE

1.- INTRODUCCIÓN
1.1.
Antecedentes
La energía geotérmica proviene del interior de la tierra. A medida que se profundiza en
la corteza terrestre, la temperatura aumenta en un valor medio de 3ºC cada 100 m. En
ciertos lugares este gradiente geotérmico es mucho más elevado, lo que hace posible
disponer de temperaturas suficientes para generar energía eléctrica a profundidades de
perforación técnica y económicamente viables.
La producción de electricidad con
energía geotérmica comienza con los
experimentos en Italia, de Gionori Conti
en 1904. La primera planta (250 kWe)
se construye en 1913. En 1950 se
consigue generar 300 MWe en Italia, en
el yacimiento de Lardarello. En 1958
arranca la producción geotermoeléctrica
en Nueva Zelanda, con el yacimiento de
Wairakei, en 1959 en Méjico, yacimiento
de Pathe y en 1960 en Estados Unidos
con el yacimiento de The Geysers.
Como ha sucedido con las energías renovables, al presentarse la primera crisis del
petróleo a partir de 1973, se da un mayor apoyo y por consiguiente se presenta la gran
expansión en la generación de electricidad con energía geotérmica, incorporándose
sucesivamente Japón, Islandia y El Salvador (1975), Indonesia, Kenia, Turquía y
Filipinas (1980), Nicaragua (1985), Costa Rica (1995), Guatemala (2000), etc.
Capacidad Geotérmica Instalada.
La generación eléctrica geotérmica, en los últimos 20 años prácticamente ha duplicado
su producción, como se puede apreciar en el siguiente cuadro:
Fuente: IEA (International Energy Agency)
1
En la actualidad 24 países disponen de generación de energía eléctrica geotérmica de
acuerdo con el detalle siguiente:
PRODUCCIÓN ELÉCTRICA GEOTERMICA POR PAÍS (MWe)
País
Argentina
Australia
Austria
China
Costa Rica
El Salvador
Etiopía
Francia (Guadalupe)
Alemania
Guatemala
Islandia
Indonesia
Italia
Japón
Kenia
México
Nueva Zelanda
Nicaragua
Papua Nueva Guinea
Filipinas
Portugal (Azores)
Rusia (Kamchatka)
Tailandia
Turquía
EE.UU.
Total
1.990
1.995
0.7
0
0
19,2
0
95
0
4.2
0
0
44,6
144,8
545
214,6
45
700
283,2
35
0
891
3
11
0.3
20,6
2774.6
5831.7
0.6
0.2
0
28,8
55
105
0
4.2
0
33,4
50
309,8
631,7
413,7
45
753
286
70
0
1227
5
11
0.3
20,4
2816.7
6866.8
2.000
0
0.2
0
29,2
142,5
161
8.5
4.2
0
33,4
170
589,5
785
546,9
45
755
437
70
0
1909
16
23
0.3
20,4
2228
7974.1
2.005
0
0.2
1
28
163
151
7
15
0.2
33
322
797
790
535
127
953
435
77
39
1931
16
79
0.3
20,4
2544
9064.1
2.010
0
1.1
1.4
24
166
204
7.3
16
6.6
52
575
1197
843
536
167
958
628
88
56
1904
29
82
0.3
82
3093
10.716,7
Fuente: IEA
La producción de energía eléctrica renovable mundial está alrededor de 446 GW
(año 2010), de los cuales el aporte de la energía geotérmica es del 2,47% como
se presenta en el gráfico siguiente:
2
1.2.
Justificativos
La energía geotérmica presenta una serie de ventajas frente a otros sistemas de
generación::










Gestionado adecuadamente y con
responsabilidad es un recurso energético
renovable, permite un aprovechamiento
sostenible.
Es respetuoso con el medio ambiente, no
emite gases de efecto invernadero.
Es una fuente de energía autóctona, que
permite disminuir y en ocasiones eliminar
la dependencia del exterior.
Tiene una disponibilidad de 24 horas los
365 días del año, llegando a una
disponibilidad de generación superior al
90%, lo que le puede convertir en la base
del sistema energético de un país.
No depende de condiciones meteorológicas, por lo que se complementa con otras
energías renovables, como la solar y eólica.
Importante inversión inicial, pero bajos costes de operación y mantenimiento.
Riesgo geológico minimizable.
No se ve afectada por los cambios climáticos (sequías o lluvias prolongadas).
Aumenta la oferta energética y ayuda a regular las fluctuaciones de costos.
Es apropiada para créditos de CO2.
Ecuador se encuentra atravesado por la zona
volcánica norte de la cordillera de los Andes,
donde existen 84 volcanes en diferentes
estados, de acuerdo con el detalle siguiente:
()
()
()
()
Estado volcanes
Extintos o dormidos
Potencialmente activos
Activos
En erupción
TOTAL
No.
59
17
5
3
84
Fuente: Elaboración propia
Esta característica, convierte a Ecuador
continental en una zona con alto potencial
geotérmico, donde se han identificado 11 áreas
en las que se pueden implementar centrales
eléctricas geotérmicas y que están en etapa de
reconocimiento, adicionalmente hay cuatro
3
áreas en las que se ha iniciado estudios de prefactibilidad.
1.3 Objetivos
1.3.1 Objetivo general
Realizar el estudio técnico económico que permita aprovechar el recurso
geotérmico del Ecuador para la generación eléctrica, potenciando la utilización
de energías renovables y evitando la emisión de gases de efecto invernadero,
reduciendo la producción de electricidad mediante el uso de combustibles fósiles
y disponiendo de una planta de generación eléctrica que no dependa de las
condiciones meteorológicas como es el caso de la energía hidráulica, que en la
actualidad es la base de producción eléctrica.
1.3.2 Objetivos específicos
1.3.2.1 Identificar las diferentes técnicas para realizar los sondeos
geotérmicos, en base a los estudios previos realizados en la
caldera Chacana.
1.3.2.2 Describir las pruebas de producción a realizar para evaluar el
recurso geotérmico.
1.3.2.3 Diseñar el tipo de central a implantar.
1.3.2.4 Realizar el análisis económico.
1.4.
Generación Eléctrica en Ecuador
Territorio y cobertura eléctrica
El Ecuador tiene un territorio de 256.370 km2, en el que habita una población de
más de catorce millones de habitantes, se encuentra atravesado por la cordillera
de los Andes, propiciando la formación de tres regiones claramente
identificables: la Costa o Litoral que representa la cuarta parte del territorio
nacional y contiene casi el 50% de la población; la Sierra que representa casi la
cuarta parte del país y contiene un poco menos del 50% de la población; y, la
Amazonia que ocupa casi la mitad del territorio y posee un 5% de la población.
Estas regiones del Ecuador continental poseen características geográficas
particulares que las hacen diferentes unas de otras por su clima, población y su
cultura. A estas regiones se suma al Archipiélago de Galápagos compuesto por
cerca de un centenar de islas, siendo cuatro de ellas habitadas.
Según el censo nacional de población y vivienda efectuado por el Instituto
Ecuatoriano de Estadísticas y Censos, INEC, en noviembre del año 2010,
existían 4.641.054 viviendas habitadas registrando 14.483.499 habitantes, y un
promedio de 3,8 habitantes por vivienda. 2.553.861 viviendas contaban con
electricidad, según declararon el día del censo, esto es el 89,7%. En el ámbito
urbano la cobertura eléctrica es del 94,65 % de las viviendas y en el sector rural
87,26 %.
4
Balance Nacional de Energía Eléctrica
Potencia
La Potencia efectiva nacional a Noviembre del 2011 fue de 4.840,5 MW, cuyos
porcentajes de producción, de acuerdo a su tipo de fuente, se muestran en la
siguiente figura:
9%
Potencia efectiva Nacional
Hidraulica
20%
Biomasa
Turbo vapor
Solar
46%
MCI
23%
2% 0%
Eolica
Turbo gas
0%
Fuente: Elaboración propia, datos de CELEC
Producción de Energía
La producción total de energía eléctrica a noviembre del año 2011 fue de
20.206,91 GWh, de los cuales 11.068,60 GWh (54,78%) corresponden a energía
renovable (se considera a la energía hidráulica de gran potencia como
renovable), y 9.138,31 GWh (45,22%) a energía no renovable. Además se
obtuvieron 1.354,60 GWh por concepto de importaciones.
De toda la energía producida e importada se destinaron 18.432,67 GWh para
servicio público y 3.128,84 GWh para consumos internos; las pérdidas de
transmisión fueron de 607,98 GWh, quedando disponible para consumo en
servicio público de 17.824,69 GWh.
Demanda
La demanda total a noviembre del 2011 es de 15.155,50 GWh, distribuidos de la
siguiente manera:
Residencial
5.334,11
Comercial
2.923,49
Industrial
4.770,27
Al. Público
886,40
Otros
1.241,23
En los últimos diez años esta demanda ha subido de 8.010,25 GWh a 15.155,50
GWh (89,2%).
Dependencia de combustibles fósiles para la generación
5
Una de las características endémicas del sector eléctrico ecuatoriano, ha sido la
excesiva dependencia de la generación eléctrica a través de combustibles
fósiles.
La poca disponibilidad de la oferta energética de las centrales hidroeléctricas en
los períodos de estiaje, ha obligado al funcionamiento de las unidades de
generación termoeléctrica de altos costos, sobre todo aquellas que funcionan
con diesel o nafta. La utilización anual de diesel, fuel oil, nafta y residuo ha
tenido un comportamiento creciente.
Al no haber existido incorporación importante de otro tipo de generación en los
últimos 10 años que permitan cubrir el incremento siempre creciente de la
demanda, la tendencia al uso de combustibles fósiles para generación térmica
ha ido creciendo, con las implicaciones económicas desfavorables que conlleva,
además de incrementar las importaciones de los combustibles requeridos; los
precios de la electricidad en el mercado ocasional o de corto plazo, se han
incrementado sustancialmente para toda la generación en los meses de estiaje,
debido al mecanismo de costos marginales, siendo la causa de uno de los
graves problemas financieros que ha tenido el sector eléctrico en estos períodos.
En el año 2008 los volúmenes de combustible que se utilizaron para la
generación eléctrica se muestra en el siguiente cuadro:
Fuente: Empresa Pública Petróleos del Ecuador (EPPetroecuador)
De septiembre del 2009 a enero del 2010 (meses de estiaje) Ecuador destinó
aproximadamente 70 millones de galones de diesel 2 para el funcionamiento de
las centrales de generación térmica, lo que significó una inversión de 53 millones
de dólares.1
Según el Plan Maestro de Electrificación 2009 – 2020 del CONELEC, prevé en
el escenario mayor un crecimiento anual de la demanda de energía de un 7,1%
y la previsión del consumo de energía eléctrica para ese período se muestra en
el siguiente cuadro:
1
Diario HOY, 26 de enero 2009
6
Fuente: CONELEC
La falta de inversión y la propia crisis del sector son los factores que han frenado
radicalmente el crecimiento de la oferta, por lo que durante los años noventa e
incluso los primeros años del dos mil, la crisis debida a la falta de abastecimiento
y sus graves efectos sobre la economía del país se han hecho presentes año
tras año. Esta situación ha puesto en peligro el suministro de energía eléctrica,
obligando al Estado a intervenir a través de subsidios directos e indirectos, que
han venido consumiendo importantes recursos de la caja fiscal, con graves
implicaciones generales a nivel de la economía del país.
Buscando una salida para satisfacer los requerimientos de energía a mediano y
largo plazo se ha visto la necesidad de complementar la oferta energética de las
centrales del régimen pluvial Amazónico con las del Océano Pacífico y de esta
manera aprovechar la gran disponibilidad de recursos hídricos con los que
cuenta el país.
7
El potencial hídrico estimado, a nivel de cuencas y subcuencas hidrográficas es
del orden de 15.000 m3/s distribuidos en la superficie continental ecuatoriana. Su
potencial se distribuye en dos vertientes: Amazónica, al este y del Pacífico al
oeste, con una capacidad de caudales del 71 y 29%, respectivamente. El área
de la vertiente oriental corresponde al 53% de la superficie del país.
La diversificación de la matriz energética, la inclusión de generación
hidroeléctrica y termoeléctrica llevará al país a tener una oferta eléctrica
suficiente, inclusive para poder exportar o realizar sustitución de combustibles en
otros sectores como el transporte, la industria y el sector residencial. Hasta el
año 2025 se estima una reducción de 20 millones de barriles de combustibles
por año, con un ahorro estimado en USD 2.000 millones por reemplazo de
12.000 GWh de hidroelectricidad.
Por sus condiciones geográficas y la riqueza de sus recursos naturales, el
Ecuador es un país que cuenta con un enorme potencial de energías renovables
que ameritan un futuro promisorio en el dominio energético y en el desarrollo.
Una de las políticas determinadas por el Ministerio de Electricidad y Energía
Renovable se refiere cabalmente a la necesidad de promover el desarrollo
sustentable de los recursos energéticos e impulsar proyectos con fuentes de
generación renovable (hidroeléctrica, geotérmica, solar, eólica).
2.-
SONDEOS DE PRODUCCIÓN
Todo recurso geotérmico tiene la particularidad que se
encuentra en el subsuelo, a profundidades que pueden
variar de un metro a varios kilómetros, por lo que los
sondeos (pozos) son la forma más rápida y económica de
tomar contacto directo con el subsuelo profundo caliente;
generalmente, los sondeos para producción de energía
eléctrica son más profundos y más costosos; varios
pozos pueden alimentar un grupo de generación y una
planta puede estar conformada por varios de estos
grupos.
2.1.
Métodos de Perforación de sondeos geotérmicos
Los métodos de perforación más usados en los sondeos geotérmicos, se basan en la
acción principal que se ejecuta para realizarlos y son dos:
 Rotopercusión y,
 rotación.
Los de rotopercusión se dividen en:
 Rotopercusión con martillo en cabeza que requiere de un martillo exterior al
pozo para generar energía.
8

Rotopercusión con martillo en fondo el cual sitúa el martillo dentro del pozo en la
boca de perforación.
La acción de rotación tiene tres métodos, según la
herramienta de perforación que se utilice:
 Tricono
 Trépano de widia
 Corona de widia.
La selección de uno de estos métodos dependerá
de la dureza de la roca (expresada como
resistencia a la compresión) y del diámetro del
sondeo, según lo muestra el gráfico siguiente:
2.1.1 Métodos de rotopercusión
La perforación con rotopercusión se realiza mediante la fragmentación de
la roca a través de impactos producidos por un martillo que se transmite a
la herramienta perforadora (boca), la misma que está en contacto con la
roca, el movimiento de rotación se produce cuando percute a fin de
repartir el impacto en toda la superficie del fondo, lo que a su vez facilita
la evacuación de los detritus.
De acuerdo a la ubicación del martillo se casifican en dos tipos:
 Con martillo en cabeza
 Con martillo en fondo
2.1.2 Métodos de rotación
La perforación por rotación, es aquella en la que una herramienta cortante
produce la fragmentación de la superficie por: corte, compresión o la
acción combinada de ambos, para terrenos inestables, cuyas paredes se
derrumban con facilidad, por ejemplo: arenas, gravas, zonas
descompuestas ó alteradas.
Este método se lo divide en dos tipos de perforación que son:
 Rotación con tricono (a destroza) y,
o Perforación rotativa directa
o Perforación rotativa con circulación inversa
 Rotación a testigo continuo
o Pozos con diámetro reducido (Slimhole)
o Perforación con carrete de tubería (coiled tubing, CT)
 Perforación dirigida
 Perforación no dirigida
o Perforación con entubado (casing driling, CD)
2.1.2 Nuevas técnicas de perforación
9
Los sistemas de perforación avanzados, buscan
incrementar la velocidad de perforación, la vida de la
boca de perforación y del resto de materiales y
equipos, así como obtener un mayor rendimiento en
perforación por pozo, presentan ventajas significativas
frente a los sistemas convencionales. Dentro de la
línea de innovación de los sistemas de perforación se
encuentran líneas tecnológicas revolucionarias en fase
de investigación y experimentación (alguna ya
desarrollada), como son: “projectile drilling” o
perforación con proyectiles, “chemical drilling” o
perforación química, “spallation drilling” o perforación
por estalación y “laser drilling” o perforación láser.
2.1.3 Elementos de un sistema de perforación
Un sistema de perforación esta
componentes:
 Sistema de accionamiento
 Sistema de izado y maniobra
 Sistema de rotación y empuje
 Fluidos de perforación y,
 Castillete o torre.
compuesto
por
los
siguientes
Sistema de accionamiento, está formado por un motor diesel o eléctrico,
un embrague y una caja de cambios y su función principal es proporcionar
un elevado par de rotación con bajas revoluciones
Sistema de izado y maniobra, para realizar las diferentes maniobras con
la sarta de forma rápida y eficaz, se dispone de un cabrestante con
capacidad para elevar peso, de fácil manejo, mediante dos funciones: una
para elevar y otra para frenar, la fuerza se recibe de la caja de
engranajes, aunque a veces se puede disponer de motores individuales.
Sistema de rotación y empuje, está constituido por: un husillo en cuyo
interior se aloja el varillaje y un grupo formado por dos engranajes cónicos
que permiten transmitir el movimiento desde la caja de engranajes a la
boca de perforación. La boca de perforación es el elemento más
importante de la sonda, ya que tiene la misión de transmitir al varillaje el
movimiento de rotación, al tiempo que ejerce un empuje sobre el útil de
perforación.
Fluido de perforación, este elemento tiene varias funciones:
10




Eliminar continuamente el material que va cortando la herramienta
(detritus).
Enfriar y lubricar la boca y tubería de perforación.
Evitar que la tubería se pegue a la pared de pozo y,
Taponar los poros de la pared para evitar derrumbamientos.
El fluido de perforación más utilizado es el lodo, la clase de lodo a
utilizarse depende de las condiciones y de la tubería de trabajo.
Castillete o torre, tiene como finalidad permitir bajar y subir con rapidez
la herramienta de perforación, así como facilitar el almacenaje de las
varillas sobre una mesa próxima la sondeo. Para Que la operación de
sacar y meter la sarta sea lo mas rápida posible, la torre debe permitir
extraer las varillas de dos en dos, por lo que el castillete debe tener la
altura suficiente para este fin.
Preventor de reventones o BOP (Blow Out Preventer)2, es el principal
dispositivo para el control del pozo, el control del pozo incluye el manejo
de los peligrosos efectos de las altas presiones inesperadas. El fracaso
del manejo y control de los efectos de la presión puede causar daños
graves a los equipos, lesiones y muertes. Las situaciones de control del
pozo manejadas indebidamente resultan en un reventón, es decir, la
expulsión incontrolada y explosiva de los fluidos del pozo. El BOP es una
válvula especializada, grande, usada para sellar, controlar y monitorear
los pozos. Su función es enfrentar presiones erráticas extremas y flujo
incontrolado (amago de reventón de la formación) que puede surgir del
yacimiento durante la perforación. Los amagos o arremetidas de la
formación llevan a un evento potencialmente catastrófico conocido como
reventón. Además de controlar la presión pozo abajo y el flujo, los
‘preventores’ de reventón evitan que la tubería de perforación y de
revestimiento, las herramientas y los fluidos de perforación sean
expulsados del recinto del pozo cuando hay un amago de reventón. Los
BOP son críticos para la seguridad de la cuadrilla, los equipos y el
ambiente, y para el monitoreo y mantenimiento de la integridad del pozo;
por esta razón, los BOP deben ser dispositivos a prueba de fallas.
2.1.4 Sarta de perforación
Se denomina sarta de perforación al conjunto de dispositivos que
permiten penetrar el suelo en una forma rápida y confiable, estos son:



2
Dispositivos de corte (triconos, trépanos y coronas)
Tubos saca testigos
Varillaje
REVISTA PETROLEO INTERNACIONAL, 15 de octubre 2010
11

2.2.
Giratoria de inyección o mesa de rotación
Esquema de un sondeo.3
Básicamente de consideran tres etapas:
 Antes de iniciar la perforación
 Durante la perforación.
 Posterior a la perforación.
a) Antes de iniciar la perforación:
Esta etapa considera la realización secuencial de las siguientes actividades:







Estudio de la documentación existente.
Definición de la columna técnica de perforación y acabado.
Estudio técnico – económico de los trabajos de perforación.
Estudio de materiales para la ejecución del sondeo.
Dimensionamiento de la obra civil.
Preparación de documentos administrativos
Elaborar programas de:
o Perforación.
o Entubación.
o Lodos.
o Diagrafías.
o Pruebas y ensayos
b) Durante la perforación:
En esta etapa la supervisión y el control son factores críticos para el éxito del
sondeo, por lo tanto es importante seguir los lineamientos que a continuación se
detallan:






Supervisar características de la obra civil:
o Plataforma
o Balsas
o Ante pozo, etc.
Supervisar la perforación, entubación, cementación lodos, etc.
Realizar control geológico, control de perforación, lodos y operaciones
especiales (entubaciones, diagrafías y acabados del pozo)
Por otro lado, se debe realizar ensayos de producción, mediante las
diagrafías.
Realizar la interpretación de los almacenes y su impermeabilidad.
Determinar las características hidráulicas del acuífero (permeabilidad,
transmisividad, etc.)
3
Aragón, Izquierdo, Arellano. Determinación del daño en pozos geotérmicos a partir de sus pruebas de producción.
Boletín IIE. Marzo 2011
12

Realizar análisis químicos de agua, gases y materias en suspensión.
El control de la perforación, debe poner principal énfasis en:


Seguimiento de las condiciones técnicas del sondeo, que permita en todo
momento la toma de decisiones durante la marcha de la perforación.
Exigir de la empresa perforadora las garantías y cumplimiento de reglas
fundamentales que eviten averías durante la perforación y, hacer que el
sondeo se realice según el programa inicial previsto.
Para disponer de resultados óptimos durante el control geológico, es necesario
utilizar un formulario denominado máster log que es el documento base de la
perforación, los datos fundamentales que contiene este registro son:


Identificación del sondeo.
Características técnicas de la perforación.
o Características de lodo.
 Densidad.
Viscocidad.
 Filtrado y
Temperatura.
o Características de la barrena
 Tipo
Diámetro
 Número de serie
o Características de la perforación.
 Velocidad en minutos por hora.
 Revoluciones.
Peso.
 Desviación.
Ganancias, etc
o Características geológicas
 Calcimetrías
Litologías
 Porcentajes
Estratigrafía
 Descripción detallada de ripios
Las características del lodo, varían según se va perforando, debido
principalmente a la inclusión de elementos de la formación, por tanto deben
ser controlados continuamente por un especialista entre otros, los
parámetros siguientes: Temperatura, viscosidad de embudo, viscosidad
plástica, yield point geles, filtrado, espesor de costra, contenido en sólidos,
pH, alcalinidad, cloruros y dureza. La variación de los parámetros ideales en
las características del lodo deben ser corregidos inmediatamente por el
especialista y supervisor del sondeo mediante la adición de productos.
En el Anexo 1, se describe con mayor detalle los tipos de perforación.
13
3.-
EVALUACIÓN DEL RECURSO GEOTÉRMICO
La caracterización de recursos ha sido definida (e.g., Muffler, 1981) como la estimación de los
futuros suministros de minerales y combustibles. Esta caracterización requiere no sólo estimar
la cantidad de un material dado en una parte específica de la corteza terrestre, sino también la
fracción de dicho material que puede ser recuperada y usada bajo ciertas condiciones
económicas, ambientales, legales y tecnológicas supuestas. Además, la caracterización de
recursos incluye no sólo las cantidades que pueden ser producidas bajo las condiciones
económicas presentes, sino también las cantidades que no han sido descubiertas aún, o que
podrían ser producidas con mejores tecnologías o bajo condiciones económicas diferentes.
Los recursos geotérmicos consisten principalmente de energía térmica. Por ello, la
caracterización de recursos geotérmicos es la estimación de la energía térmica en el
subsuelo, referida a la temperatura anual media y acoplada con una estimación de la fracción
de dicha energía que podría ser extraída económica, técnica y legalmente en un futuro
razonable.
Para poder comparar los recursos y reservas geotérmicas con los de otras fuentes
energéticas, como: petróleo, gas, carbón, uranio, etc., Muffler y Cattaldi (1977, 1978)
desarrollaron una terminología específica, que se basa en la utilizada comúnmente para
minerales. La misma define el recurso geotérmico base como “todo el calor en la corteza
terrestre bajo un área determinada, medido a partir de la temperatura local media anual”. El
recurso base accesible es la energía térmica a profundidades suficientemente someras como
para poder ser explotado, mediante perforación de pozos. El recurso geotérmico se define
como la fracción del recurso accesible que podría ser extraído económica y legalmente en un
futuro razonablemente cercano. Las reservas geotérmicas se definen como la energía térmica
identificada que puede ser extraída legalmente en el presente, a un costo competitivo con el
de otras fuentes de energía.
Durante la perforación de un pozo de producción, constantemente deben monitorearse: las
características del detritus que se va obteniendo, las características del lodo de perforación y
la presencia de agarres en la boca de perforación; para realizar esta tarea, es necesario
contar siempre en el área de trabajo con el técnico perforador, el especialista en lodos y el
geólogo de pozo así como con los equipos necesarios para los análisis correspondientes.
El perforador está en capacidad de detectar variaciones súbitas en los parámetros de
perforación, situaciones que deben ser analizadas cuidadosa e inmediatamente, por el equipo
de trabajo mencionado, a fin de tomar decisiones que impidan el daño en los equipos de
perforación o en el pozo, así como también demoras que influirán directamente en el
incremento del coste de la perforación.
El monitoreo permanente, permitirá determinar el momento en que la perforación está cerca al
almacén geotérmico, los indicios de este evento son la presencia de un incremento súbito del
gradiente térmico y de modificaciones hidrotermales (precipitados de sílice); las acciones a
tomar en ese momento son de vital importancia, ya que se debe obtener información de los
14
parámetros básicos e iniciales del acuífero (temperatura y presión), información que servirá de
base para los cálculos posteriores de caracterización del yacimiento y del pozo.
Para realizar la evaluación del recurso geotérmico se deben considerar los pasos siguientes:




3.1.
Evaluación del almacén o acuífero geotérmico.
Pruebas de producción.
Determinación de potencial del pozo.
Plan de producción del pozo.
Evaluación del almacén o acuífero geotérmico.
Con el fin de poder evaluar el almacén, como primer punto se debe identificar el tipo de
acuífero geotérmico disponible. Los acuíferos se clasifican de acuerdo con el siguiente detalle:

Almacenes de agua con temperatura moderada.- En estos acuíferos la temperatura
del agua es lo suficientemente baja, por lo que permanecen en fase líquida aún
cuando se produce una caída de presión. Normalmente su aprovechamiento es de tipo
energético para procesos de calentamiento.

Almacenes de agua muy caliente.- En este sistema, el fluido está en fase líquida, sin
embargo las temperaturas son lo suficientemente elevadas como para inducir la
ebullición al existir una caída de presión.

Almacenes de dos fases con predominio de la fase líquida.- Son sistemas
caracterizados por contener una mezcla de agua líquida y vapor; al someterlas a
explotación, producen vapor con una gran cantidad de agua. En este tipo de almacén
a profundidad media existe fluido en fase líquida.

Almacenes de dos fases con predominio de la fase vapor.- Al igual que el anterior,
estos sistemas contienen dos fases, la fase líquida es muy dispersa y móvil de forma
tal que los pozos producen casi exclusivamente vapor.
El gráfico siguiente presenta el punto de ebullición en función
de la profundidad del almacén (presión), curva de saturación.
Si la medida de la temperatura en un sondeo a todas sus
profundidades es bastante menor que la que le corresponde
al punto de ebullición, según la curva, entonces se tiene un
almacén de agua caliente con temperatura moderada.
Si las medidas de temperatura son inferiores a las de la curva
de punto de ebullición pero próximas a ellas en algunos
puntos, se tiene un almacén de agua muy caliente. En caso
de sobrepasar las temperaturas en algunos puntos de la
curva, se tiene un sistema de dos fases.
15
Parámetros a considerar en la evaluación de un almacén.4
Los parámetros mínimos necesarios para evaluar un acuífero geotérmico son:
 Temperatura: del pozo y de la formación.
 Presión hidrostática: en el sondeo, en la formación y gradiente de presión.
 Caudal determinado en pruebas de producción.
 Permeabilidad y parámetros asociados: sistemas fracturados, arcillosidad del almacén,
velocidad del fluido, porosidad interconectada, clases de poros o fracturas.
 Datos hidrogeoquímicos: sólidos, gases disueltos y no disueltos, pH, EH, densidad del
fluido, composición química y compresibilidad.
 Porosidad: interconectada, aislada, eficaz, primaria y secundaria.
 Propiedades geológicas: espesor del almacén, tipo de roca, estratigrafía, orientación,
composición mineralógica y discontinuidades.
 Flujo calorífico y conductividad térmica.
De todos estos parámetros a continuación se detallará los que son considerados
fundamentales para la evaluación del potencial geotérmico.
Parámetros del medio:
 Porosidad.- Viene expresada por la relación:
donde: Vp volumen de los poros y
Vt volumen total.
Los métodos para medir la porosidad son los siguientes:
 medida sobre testigos en laboratorio y
 medida de los registros de pozos.

Compresibilidad.- Existen tres clases de compresibilidad:
o De la matriz (Cs)
o De la roca (Cb)
o De los poros (Cp)

Permeabilidad.- Viene dada por la ley de DARCY:
Donde: K – permeabilidad en Darcies o cm2;
q – caudal en cm3/s;
μ – viscosidad del fluido en cp;
A – sección en cm2;
- Presión diferencial en atmósferas y
4
IGME, Tecnología de pruebas de producción, 1984
16
L – longitud en cm.
La determinación de permeabilidad puede realizarse mediante testigos o
pruebas de producción.


Saturación de fluidos.- Se define como la fracción del volumen de poros ocupados
por el fluido. La determinación de este parámetro se puede realizar mediante
métodos de:
o Pesada,
o Balance volumétrico,
o Resistividad eléctrica,
o Observación de rayos X, y
o Mediante medidas de presión capilar.
o
Conductividad térmica.- Viene definida por la siguiente ecuación:
donde: Q – Transferencia de calor por unidad de tiempo (calorías
segundo).
A - Área de la sección cm2;
- Gradiente térmico en °C/cm;
K – Conductividad térmica.
por
En el caso de un almacén poroso, la conductividad térmica viene influenciada por la
conductividad de la roca y la del fluido así:
Donde: Ø - porosidad;
Kr – Conductividad de la roca;
Kw – conductividad del fluido que llena los poros (agua).

Capacidad térmica.- Es la cantidad de calor necesaria para producir un cambio de
un grado centígrado en un gramo de sustancia, en el caso de un medio poroso
viene definida por:
Donde: Yr y Yw son los pesos específicos de la roca y agua respectivamente;
Cr y Cw – Capacidad térmica de la roca y agua respectivamente.

Conductividad eléctrica.- Es la medida de la capacidad de un material para
permitir el paso de la corriente eléctrica.
Parámetros del fluido:
 Solubilidad
 Densidad
 Presión de vaporización
 Compresibilidad
17




Capacidad calorífica
Viscosidad
Conductividad térmica
Entalpía.- Es una medida del contenido de energía del fluido por unidad de masa
relativa a condiciones de 0°C.
Método para estimar la reserva / recurso geotérmica
El método más utilizado para la estimación de reservas geotérmicas es el denominado
método volumétrico. La popularidad de este método se debe a que es aplicable a virtualmente
cualquier entorno geológico, los parámetros requeridos pueden ser medidos o estimados, y
los inevitables errores se compensan parcialmente (e.g., Muffler, 1981).
Con este método primero se calcula la energía térmica contenida en un volumen dado de roca
y agua. Después se estima que fracción de dicha energía es recuperable.
A continuación es necesario definir algunos términos necesarios para entender esta
metodología:
 Recurso geotérmico.- Consiste principalmente en energía térmica contenida en el
subsuelo.
 Recurso base.- se considera al calor contenido en la corteza terrestre desde la
superficie hasta una profundidad entre 7 y 10 km (según varios autores), sin
limitaciones de ningún tipo.
 Recurso base accesible.- energía térmica almacenada a profundidades suficientemente
someras de modo que es factible explotarse mediante la perforación de pozos; según
diferentes autores, la profundidad considerada va de tres a siete kilómetros.
 Recurso base accesible útil o simplemente recurso.- es la fracción del recurso
accesible que podría ser extraída económicamente en un futuro razonablemente
cercano (menos de 100 años). Tanto el recurso base como el recurso incluyen
componentes identificados y por descubrir.
 Reserva.- es la energía térmica identificada que puede ser extraída técnica y
económicamente en el presente, a un coste competitivo con el de otras fuentes de
energía. Las reservas se dividen en función del grado de su seguridad geológica, en:
probadas o medidas, probables o indicadas y posibles o inferidas.
Para graficar el recurso geotérmico, se toman en cuenta dos parámetros fundamentales
(McKELVEY 1972), el grado de factibilidad económica de la explotación y su grado de
riesgo geológico. También se consideran dos conceptos adicionales: reserva que está
ligado a la rentabilidad en el momento de la clasificación y, recurso ligado a la
rentabilidad que eventualmente podría generarse en un tiempo futuro, con diferentes
precios de mercado y nuevas tecnologías. El concepto de reserva por tanto, es
normalmente utilizado en decisiones a corto plazo, mientras que el de recurso tiene
implicaciones más estratégicas, políticas y de inversiones a largo plazo.
A continuación se presenta el diagrama de McKELVEY
18
Fuente: Agencia Andaluza de energía, Informe metodológico, Anexo 1
La energía térmica se calcula en función del volumen de roca que forma el almacén
geotérmico, de la capacidad técnica volumétrica total del mismo y de las temperaturas medias
del agua en el acuífero y en la superficie.
Una vez conocida la energía térmica en el acuífero, las reservas geotérmicas se evalúan
aplicando un coeficiente de recuperación.
Es necesario resaltar que los recursos y reservas calculados con este método deben ser
considerados como estimaciones de orden de magnitud.
Cálculo de los recursos.
 Recurso base accesible (RBA).- Su cálculo se lo realiza mediante la siguiente
expresión:
Donde: A – Superficie del acuífero en m2
Cv – Capacidad térmica volumétrica J/m3K
Tz – Temperatura a la profundidad z en °C
Ts – Temperatura media en superficie en °C.
Z – Profundidad en m (5000 m en la actualidad)
 Recurso base útil (RBU).- Se cálculo de forma similar al anterior, con la consideración
que la profundidad es inferior a 3000 m.
19
 Recurso In situ (RIS).- Es la cantidad de calor contenido en un volumen de acuífero
dado, su expresión es:
Donde:
Donde:
(1)
Cvt – Capacidad térmica volumétrica total del acuífero en J/m3K
E – Espesor saturado del acuífero en m
P – permeabilidad del acuífero en tanto por uno.
CVA – Capacidad térmica volumétrica del agua en J/m3K.
CVR – Capacidad térmica de la roca J/m3K.
La capacidad calorífica volumétrica de una substancia se calcula multiplicando su calor
específico por la densidad.
 Reservas recuperables (RR).- Representa la fracción de RIS que se puede recuperar
con las técnicas adecuadas como son: pozos individuales, pozos dobles o sistemas
multi pozos. Su expresión es:
(2)
siendo r el coeficiente de recuperación.
El coeficiente de recuperación puede calcularse empíricamente conociendo una serie
de datos del sistema geotérmico. Para ello se utiliza el siguiente razonamiento:
El calor extraído durante un período de tiempo t tiene, por una parte, el siguiente valor:
Por otra, ese mismo calor es el producto de agua extraída (q * t) por la capacidad
térmica volumétrica del agua y por el incremento de temperatura aprovechada, es
decir:
Siendo:
Fe – Factor de eficiencia del sistema
TR – Temperatura del agua reinyectada en °C.
Los expertos recomiendan 25°C.
q – Caudal extraído en m3/h
t – Tiempo en horas
Igualando las dos ecuaciones tenemos:
=
(3)
Combinando las ecuaciones (1), (2) y (3), se deduce que el coeficiente de recuperación
r y el factor de eficiencia del sistema Fe valen respectivamente:
20
Si no es posible calcular analíticamente el
coeficiente de recuperación, se puede
utilizar el método propuesto por MUFFLER
bajo determinadas condiciones. En la figura
se representa el gráfico que permite
calcular el coeficiente de recuperación en
función de la temperatura y de la
permeabilidad del acuífero, para el caso de
almacenes geotérmicos con agua y vapor
inter granulares con una presión máxima de
2,5 bares.
En el peor de los casos si el coeficiente no pudiera calcularse ni analítica ni
gráficamente, se puede estimar en 0,25, aun que este valor es considerado muy
conservador por algunos autores.
Con el fin de facilitar la evaluación de recursos, la tabla siguiente muestra la capacidad
térmica volumétrica de varios tipos de roca.
Fuente: Orche; Enrique, Energía Geotèrmica
3.2.
Pruebas de producción de pozos.
A través de estas pruebas, se pretende conocer la
cantidad de fluido geotérmico que puede entregar el
pozo y en qué forma, esta entrega, afectará a su nivel
de producción.
La perforación de un pozo geotérmico, termina con el
proceso de lavado, antes de ponerlo en producción,
se requiere realizar varias operaciones que permitirán
21
la caracterización del mismo. A estas operaciones se las ha agrupado en cuatro etapas:
 De observación
 De inducción
 De calentamiento y
 De desarrollo
Etapa de observación.- Lo primero que se debe hacer es el registro de la presión, para lo
cual se conectan manómetros registradores a la válvula maestra, lo que permitirá
determinar su evolución. Por otro lado, hay que medir el crecimiento de las tuberías de
acabado, debido a la expansión longitudinal por efecto térmico del fluido, por lo que
simultáneamente con los manómetros se debe colocar el indicador y la escala
correspondiente.
Con el fin de determinar las zonas productivas del almacén, se deben realizar una serie
de medidas térmicas en un período de tiempo. Para registrar la variación que puede sufrir
el diámetro de las tuberías, se deberá realizar mediciones de las mismas.
Realizar un control continuo del nivel piezométrico del pozo, permitirá determinar la
capacidad energética del yacimiento, así como el porcentaje de gases que fluyen a la
superficie.
Es necesario eliminar los gases como el CO2 y SH2, para lo cual se debe instalar una línea
de purga en la cabeza de pozo que generalmente es de ¼”.
Los equipos a instalar para el monitoreo del pozo son: medidor de flujo, gradiomanómetro,
termómetro de alta resolución, trazadores radiactivos y colectores de muestras.
Una vez obtenidos los datos a través de los equipos indicados, se procede con la
instrumentación del pozo, esto es la instalación de medidores de presión y temperatura,
manómetros y caudalímetros, posteriormente se deja a que el pozo alcance las
condiciones naturales de equilibrio.
Etapa de inducción.- En esta etapa se determina la descarga del fluido geotérmico a
través del pozo, por lo que partiendo de los datos obtenidos en la fase de observación
(registros de fondo, variaciones de novel piezométrico y crecimiento de la tubería), se
analizaran las acciones a realizar en la misma.
La descarga de un pozo puede darse de manera natural o inducida;

Descarga natural.- Una vez terminada la perforación, el pozo se va calentando con el
pasar del tiempo, al alcanzar el fluido su fase de saturación, éste se vaporiza,
incrementa su volumen específico, por lo que rompe el equilibrio estático del sistema e
induce un potencial entre la sección productora y la cabeza de pozo, lo que provoca el
ascenso violento de la columna caliente y emulsificada, produciéndose de esta manera
la descarga de manera natural.
22

Descarga inducida.- Si no se produce una descarga natural, es necesario proceder
con la inducción, que busca extraer el agua con mayor peso específico de la columna
hidrostática y remplazarla con agua de mayor temperatura “menor peso específico”,
esto provocará que el nivel dentro del pozo suba hacia la superficie hasta que fluya por
sí sola.
Existen diferentes métodos de inducción que pueden usarse, pero éstos al igual que la
velocidad de inducción dependen de un gran número de factores, entre ellos: tipo de
formación, acabado de pozo, cementaciones, presión y temperatura del fondo, etc. Los
métodos de inducción más utilizados son:







Presurización por gases
Pistoneo
Cuchareo
Bombeo
Inyección de fluidos geotérmicos
Inyección de aire
Inyección de nitrógeno
Durante esta etapa se debe llevar un registro del
proceso de calentamiento que sufre el pozo.
Etapa de calentamiento.- Después de obtener los
primeros fluidos de inducción, es necesario realizar
un proceso de calentamiento gradual del pozo hasta
llegar a la temperatura del almacén, con el fin de
evitar en lo posible daños mecánicos de la tubería
debido a una dilatación súbita de ésta. Este proceso
debe realizarse lo antes posible, ya que por los
ataques de SH2 al acero de la tubería son mayores a
bajas temperaturas, lo que provocaría serios
problemas de corrosión en la misma.
Las dilataciones térmicas de la tubería pueden
calcularse con la siguiente expresión:
Donde:
- dilatación longitudinal en cm.;
- coeficiente de expansión térmica cm/°C;
- variación de temperatura °C.
 Etapa de desarrollo.- Nos permite evaluar la producción de un pozo, y evitar la caída de
presión en el mismo. Para realizar estas tareas, se utilizan una serie de conos de
diámetros variables cuando la descarga es vertical, se recomienda iniciar la descarga del
pozo con un orificio con diámetro menor a 2”, posteriormente se procede con la apertura
de la válvula de operación del cono de 2” previamente instalado en el pozo, la descarga se
realizará verticalmente a la atmósfera. Una vez cerrada la descarga lateral, se cambia el
23
diámetro del orificio a uno de 2”, haciendo pasar el flujo del pozo lateralmente. Realizada
esta operación se cambia el cono instalado por uno de 2,5”, descargando nuevamente en
forma vertical.
Se realiza este procedimiento en forma sucesiva hasta llegar al máximo diámetro de
descarga que puede estar entre 8 y 10 pulgadas. Esta operación puede tardar varios
meses, período en el cual se deben realizar mediciones de presiones y flujos de agua, así
como también se debe muestrear las partículas sólidas que arroja el pozo, las cuales
podrían dañar las instalaciones de superficie.
3.3.
Determinación del potencial del pozo.
Para evaluar el potencial de un pozo geotérmico, se debe realizar las actividades siguientes:


Medir los caudales que produce, las presiones y las temperaturas.
Analizar los datos obtenidos en conjunto, si el fluido obtenido es una mezcla de líquido
y vapor, éstos se deben analizar independientemente.
Con el fin de elaborar las curvas que nos permitan analizar las diferentes
características del pozo, se realizan varios ensayos, entre otros se citan los siguientes:

Ensayos de temperatura con inyección de
agua fría.- permite detectar entradas y salidas
de agua al pozo, zonas de mezcla de agua y
zonas permeables.

Ensayos de temperatura (en descarga)
después de mantener el pozo en reposo
durante tiempos variables, se obtiene la
temperatura del fluido.

Ensayos de presión, da información de
presión en el pozo y en las surgencias
Estos dos ensayos, determinan las fases
presentes en el fluido, agua o vapor.

Ensayos con molinete, para determinar con
mayor precisión donde se producen las
entradas de agua al pozo.
Por otro lado en la cabeza del pozo de deben realizar una serie de medidas diversas, tanto de
la entalpía como de la presión, así como de la descarga del fluido en pruebas de producción
de larga duración (120 días), en condiciones variables; de esta manera de determinará el
comportamiento del pozo en función de la producción del fluido geotérmico y el valor óptimo
de extracción para que sea sostenible.
24
Interpretación.
Una vez realizadas las pruebas de producción en el pozo, tomando en cuenta todos los datos
obtenidos así como los factores implicados, se realiza una interpretación general de los
mismos, a fin de determinar las diferentes condiciones de funcionamiento y, dentro de ellas la
más idónea.
Programa de producción.
En este punto de la investigación, se está en condiciones de conocer las cantidades y
calidades de fluido geotérmico que van a entregar cada uno de los pozos, así como su
potencia, por lo tanto, es el momento de definir el número de pozos necesarios de manera
que combinándolos se obtenga el recurso que permita cubrir el requerimiento o la capacidad
planteada.
A manera de ejemplo se puede considerar que el consumo de vapor requerido por cada kw
instalado, está entre 8 y 20 kg, suponiendo un vapor entre 150 y 250 °C (temperatura
estimada en CHACANA). Por lo tanto, una central de 100Mw consumirá alrededor de 1500 t/h
de vapor, con estos datos se puede determinar el número de pozos requeridos para la planta
a instalar.
Es necesario señalar que no solamente la información técnica descrita anteriormente es
tomada en cuenta al momento de decidir una alternativa de producción, adicionalmente, se
deben considerar factores económicos (TIR, VAN, etc), sociales y de la política energética del
estado que influyen de manera determinante en la toma de esta decisión.
4.-
DISEÑO DE LA PLANTA GEOTÉRMICA A IMPLEMENTAR
Las plantas de generación eléctrica geotérmica, manejan un ciclo similar al de una planta
termoeléctrica convencional, es decir requiere de una producción de vapor, un equipo turbo –
generador y de un condensador; es decir, estas plantas basan su funcionamiento en la turbina
de vapor y en el ciclo Rankine. El tamaño de la planta para generación de electricidad,
depende de la potencia de los pozos disponibles.
4.1.
Tipos de centrales eléctricas geotérmicas
Los tipos de centrales geotérmicas, adoptan diferentes diseños y tecnologías en base
al recurso geotérmico disponible en la cabeza de pozo, es decir que permita
aprovechar el mayor porcentaje posible de energía calorífica cedida por el fluido
geotérmico.
Los sistemas de generación de electricidad geotérmica más tradicionales emplean
principalmente tres tecnologías: vapor seco, vapor flash y ciclos binarios. La tecnología
empleada en cada caso depende de la temperatura y presión del yacimiento geotérmico y en
ciertos casos de los elementos químicos disueltos en el fluido geotérmico.
25
Tecnología de vapor seco.- Este es el caso
más sencillo de producción eléctrica, en el cual
el recurso de origen geotérmico que es vapor, es
conducido desde el pozo de alimentación hacia
la turbina, para lo cual es necesario limpiar el
vapor extraído por los pozos en el separador de
impurezas y gotas de agua, que pudieran ser
arrastradas y afectar a los álabes de la turbina;
una vez limpio y seco es llevado a la turbina. A
la salida de ésta, el vapor pasa al condensador y
el agua resultante es llevada a una torre de
refrigeración, una vez fría, parte de ella se utiliza
para refrigerar el condensador y el resto es
reinyectada al almacén geotérmico por el pozo
respectivo, al que se suma las impurezas y el
agua obtenida en el separador, con lo cual se
realimenta
el
acuífero
retardando
su
agotamiento y evitando la contaminación del
medio ambiente.
Una planta de vapor seco es la que se
encuentra en los Geysers en California, que
constituye el complejo más grande de
generación de electricidad geotérmica del
mundo.
Tecnología de vapor flash.- Este tipo de centrales
es utilizada cuando en la cabeza del pozo, se
dispone de un fluido que es una mezcla de vapor y
líquido, a la temperatura que corresponde al estado
de saturación. Las fases del fluido en la boca del
pozo dependen del estado en el que se encuentra en
la fuente (agua, agua - vapor) y de la expansión que
sufra en su ascenso por el pozo, lo que provoca una
evaporación parcial súbita (flash).
La mezcla de agua y vapor que se obtiene del pozo,
no puede llevarse directamente a la turbina de
vapor, por lo que es necesario separarlo del agua,
para lo cual es conducido en primera instancia a un
separador, posteriormente el vapor es conducido a
la turbina, mientras que el agua es reinyectada al
acuífero por el pozo de inyección. El separador es
una cámara que funciona como un ciclón que
permite disponer de vapor prácticamente seco con
un alto rendimiento.
26
Cuando la temperatura del líquido tiene un poder calorífico elevado, se puede utilizar
un segundo separador de vapor, el cual es conducido a la turbina que debe ser de dos
tiempos. El proceso posterior de tratamiento de los fluidos es el mismo que la
tecnología anterior hasta ser reinyectados.
Tecnología de ciclo binario.- Cuando el
fluido que se obtiene de la fuente
geotérmica tiene más líquido que vapor,
es decir el fluido geotérmico puede tener
temperaturas menores a 150°C, las
cámaras flash para obtener vapor
presentan un rendimiento muy bajo, por lo
que no se justifica su utilización; por otra
parte, si el fluido tiene una elevada
concentración de sales que afectarán a la
turbina, y además por cuestión de costes
se vuelve muy difícil depurarlas, en estos
casos la mejor opción es utilizar la tecnología de ciclo binario, que consiste en emplear
en un circuito cerrado un segundo fluido que disponga de una menor temperatura de
evaporación que el agua geotérmica. El agua transfiere su calor al fluido secundario a
través de un intercambiador de calor, para que se transforme en vapor y se lo pueda
enviar a las turbinas. Mientras que el fluido geotérmico es reinyectado al yacimiento por
el pozo correspondiente.
A pesar de disponer de una eficiencia que está entre el 7 y 12 %, esta tecnología es
muy utilizada, en vista que se pueden aprovechar yacimientos geotérmicos que tienen
elevada concentración de gases y sales disueltos que no deben entrar en contacto con
la turbina.
Para seleccionar el tipo de planta geotérmica, se debe basar en el tipo de recurso que se
dispone y su temperatura; si la temperatura es superior a los 150°C, se puede usar plantas de
vapor seco o flash, mientras que si la temperatura del recurso está entre 90 y 150°C, se debe
utilizar una planta con tecnología de tipo binario.
El recurso de vapor seco es muy difícil ubicarlo, ya que debe tener características especiales,
encontradas por ejemplo en Laderdello (Italia) o en los Geysers en California (Estados
Unidos).
Los yacimientos geotérmicos más comunes son aquellos en los cuales el fluido se presenta
en dos fases (vapor y líquido), con predominio de la fase líquida. Los resultados obtenidos de
los diferentes estudios realizados en la caldera Chacana indican que su almacén responde a
estas características, lo que sumado a que se estima una temperatura superior a los 200 ªC,
permite concluir que la tecnología Flash es la más óptima para su implantación.
4.2. Diseño de la planta geotérmica
27
Para el diseño de la planta geotérmica, se debe tener en cuenta las siguientes
consideraciones:
Consideraciones mecánicas:
 Tuberías con aislamiento térmico y muy resistentes a la corrosión.
 Válvulas de expansión, de derivación, de seguridad.
 Silenciadores para evitar ruidos estridentes.
 Presencia de gases no condensables y sólidos disueltos.
 Potencial de corrosión.
 Esfuerzos mecánicos.
Consideraciones Termodinámicas de fluido:
 El fluido geotérmico disponible es una mezcla de dos fases: líquido y vapor.
 El ciclo termodinámico será el de una planta Flash.
 El fluido utilizado como refrigerante que se requiere en el condensador, será parte del
agua que pasa por la torre de enfriamiento.
Al no existir sondeos de investigación en la caldera Chacana, no se dispone de la
caracterización real del fluido geotérmico, por lo que se analiza una central geotérmica de
El Salvador que tiene una estructura geológica similar a la del proyecto:
Tipo
Potencia
Temperatura de reservorio
Presión reservorio
Fracción de vapor
Caudal total
Temperatura de admisión
Flujo en turbina
Presión de entrada
Velocidad turbina
Tipo de condensador
Temperatura de salida
Presión condensador
Gases incondensables
Generador
Factor de potencia
Producción por pozo
EL SALVADOR
C. Aguachapán
Single flash
30 Mw
240°C
18-20 bar
14-100%
714 Kg/s
150°C
144 kg/s
6 bar
3600 rpm
Barométrico
27°C
0,085 bar
0,2 %
35 MVA
0,85
5 Mw
C. Berlín
Single flash
28,1 Mw
290 °C
100-110 bar
15-100%
350 kg/s
190°C
133 kg/s
10 bar
3600 rpm
Contanto directo
29°C
0,01 bar
0,4 %
34 MVA
0,85
8 Mw
Fuente: lageo.com.sv
Las centrales que se ubican en América Central, se estima presentan características muy
similares a las que se pueden tener en Ecuador, ya que su geología pertenece al mismo
cinturón de fuego del Pacífico.
28
4.2.1 Partes de una central Flash
Una planta geotérmica con tecnología Flash, está compuesta por las partes que se
señalan en el cuadro siguiente:
TIPO FLASH
EQUIPOS
VAPOR Y/0 SUMINISTRO DE SALMUERA
Válvula de cabeza de pozo
Silenciadores
Tubería de vapor
Separador de vapor ciclónico
Recipiente Flash
Tubería de salmuera
Bomba elevadora de presión
Removedor de humedad
INTERCAMBIADOR DE CALOR
Condensadores
TURBINA – GENERADOR Y CONTROLES
Turbina de vapor
Turbina de doble entrada
Sistema de control
BOMBAS
Condensado
Circulación de agua de refrigeración
Inyección de salmuera
SITEMA ELEMINACIÓN GASES NO CONDENSADOS
Eyectores
Compresores
Bombas de vacío
TORRE DE ENFRIAMIENTO
Tipo húmedo
SIMPLE FLASH
DOBLE
FLASH
SI
SI
SI
SI
NO
SI
POSIBLE
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
POSIBLE
SI
SI
SI
SI
NO
SI
SI
SI
SI
SI/NO
SI/NO
NO/POSIBLE
SI
SI
SI/NO
SI
POSIBLE
POSIBLE
SI
POSIBLE
POSIBLE
SI/NO
SI
Fuente: DiPippo Ronald, Geothermal Power Plants. Segunda Edición Massachusetts, 2008
En el Anexo 2 se describe con mayor detalle los sistemas que intervienen en una
planta geotérmica flash de generación eléctrica.
4.2.2 Proceso termodinámico del
fluido geotérmico
Los procesos experimentados por el
fluido geotérmico en una central de
generación eléctrica se visualizan de
mejor manera en el siguiente
diagrama de estado termodinámico.
29
La secuencia de procesos inicia con el fluido geotérmico sometido a una presión en el
punto 1, cerca a la curva de saturación. El proceso flashing se modela con una
entalpía constante (isoentálpico), porque se produce de manera constante
y
espontánea, esencialmente adiabática y sin participación de trabajo, no se considera
además ningún tipo de cambio en la energía cinética o potencial del fluido geotérmico a
medida que es sometido a la separación flash, por lo tanto se concluye que:
h1 = h 2
(4.1)
El Proceso de separación se modela como un proceso a presión constante
(isobárico), una vez que el flash se ha producido. La fracción de calidad o sequedad x
de la mezcla que se forma después del flash punto 2, puede ser encontrada a partir de
la siguiente ecuación:
Mediante el uso de la regla termodinámica llamada de la palanca, nos da la fracción de
masa de vapor que va a la turbina por unidad total de flujo de masa.
Proceso de expansión (turbina).- El trabajo producido por la turbina por unidad de
masa de vapor que fluye a través de ella está dado por:
W 1 = h4 – h5
(4.3)
Suponiendo que no hay pérdida de calor en la turbina y, despreciando los cambios en
la energía cinética y potencial del fluido que entra y sale de la turbina.
El trabajo máximo posible sería generado si la turbina opera adiabática y
reversiblemente, es decir con una entropía constante (isoenttropicamente); en la figura
el proceso de 4 a 5s es el ideal. Se define la eficiencia isoentrópica de la turbina como
ŋt como la relación del trabajo real sobre el trabajo isoentrópico asi:
La potencia desarrollada por la turbina está dada por:
Pt = ms* Wt = x2 * mtotal * Wt
(4.5)
Esta expresión representa la potencia mecánica bruta desarrollada por la turbina. La
energía eléctrica bruta será igual a la potencia de la turbina multiplicada por la
eficiencia del generador:
Pe = ŋ * P t
(4.6)
Todos los requerimientos auxiliares de la planta se deben restar de éste, para obtener
la potencia neta. Estas cargas llamadas parásitas incluyen toda la potencia requerida
para el bombeo, ventilación de la torre de refrigeración y la iluminación de la estación.
Antes que la ecuación (4.4) pueda ser utilizada, se debe reconocer que el rendimiento
isoentrópico de la turbina, se ve afectado por la cantidad de humedad que está
presente durante el proceso de expansión: a mayor humedad menor eficiencia. Este
30
efecto se puede cuantificar mediante la denominada norma Baumann, que dice que un
promedio de humedad del 1% provoca una caída del 1% en la eficiencia de la turbina.
Dado que las turbinas geotérmicas por lo general operan en lugares húmedos o
lluviosos, se debe considerar la degradación en su rendimiento. El rendimiento
isoentrópico de una turbina operando con vapor húmedo es:
Donde:
: Eficiencia seca de la turbina puede ser prudentemente
estimada con una constante, equivalente al 85%.
El punto 5 depende de la eficiencia de la turbina y está determinada por la solución a la
ecuación (4.4).
Usando la eficiencia de la turbina y las características del fluido en el punto 5s, la salida
ideal de la turbina es fácilmente calculada a partir de la presión conocida y los valores
de entropía en el estado 5s.
(4.8)
Donde el término entropía por sí mismo, da la fracción de salida del fluido seco para
una turbina ideal.
En el proceso de condensación, para calcular el caudal de agua para refrigeración,
se hace uso de la primera ley de la termodinámica. La ecuación es:
Donde:
:
T:
(4.9)
Calor específico del agua de refrigeración.
(aproximadamente 1 Btu/lbm o 4,2 kj/kg.K)
Incremento de T en el agua de refrigeración.
4.2.3 Cálculos requeridos en el diseño de una planta5
Para determinar gráficamente los cálculos que se deben realizar, se parte del esquema
de una planta de generación eléctrica geotérmica tipo Flash, que contiene los
principales dispositivos que intervienen en el proceso.
5
DiPippo Ronald, Geothermal Plants
31
Es necesario partir de dos consideraciones que contemplan que la presión a boca de
pozo está comprendida entre 5 y 19 bar y, el título de la mezcla (x) que es la cantidad
de vapor que contiene el fluido está entre 0,1 y 0,5. El título de la mezcla viene dado
por la expresión siguiente:
4.2.3.1. En el Separador
Con la presión P y la temperatura de saturación que ya serán conocidas, se
acude a las tablas termodinámicas para determinar la entalpía de la mezcla,
(Anexo 3):
Entalpía en la boca del pozo = Entalpía de separador
h1 = h2
Entonces la entalpía específica estará dada por la siguiente relación:
hespecífica(2) = x2*hvapor + (1-x2)*hlíquido
El flujo de la masa de vapor se puede obtener por la ecuación siguiente:
Flujo de vapor(2) = x1*m1
El flujo de masa del líquido será:
Flujo de líquido (3) = (1-x1)*m1
Del equilibrio térmico se obtiene:
4.2.3.2. En el Secador
Al obtener vapor seco, cambiará la entalpía, por lo que se puede calcular ésta en
base a presión y temperatura que entrega el secador.
32
El flujo de masa se mantendrá el mismo:
Flujo de masa (2) = Flujo de masa (4)
4.2.3.3. En la Turbina
En condiciones ideales, la entropía después de la turbina sería la misma que la
entropía antes de la turbina.
S5 = S4
Con valores conocidos tanto de presión como de temperatura a la salida de la
turbina, se puede determinar el valor de la entalpía, la eficiencia adiabática de la
turbina se calcularía con:
La entalpía de salida real sería:
Donde: A – Factor determinado A = 0,425(h4-h5s)
El flujo másico después de la turbina es igual al flujo antes de entrar a la turbina.
m5 = m4
El trabajo de la turbina se calcula en base a la diferencia de entalpía de entrada
y de salida así:
W t = h 4 – h5
La potencia que entrega la turbina viene dada por el flujo de masa de vapor
multiplicado por el trabajo realizado por la turbina.
Pt = m(h4 – h5)
La energía eléctrica que se está en capacidad de generar, viene dada por los
rendimientos de la turbina, el generador y el transformador:
E=
Total
* Pt
4.2.3.4. En el Condensador
El caudal de agua de refrigeración para un condensador de contacto directo, se
calcula mediante la expresión siguiente:
33
Donde:
5
- Calor específico del agua de refrigeración (4,2 kJ/kg°C)
T6 – Temperatura de salida del condensador hacia la torre (°C)
Tcw -Temperatura de entrada al condensador proveniente de la
torre (°C)
INVERSIÓN Y COSTO DE LA PLANTA GEOTÉRMICA
Como se ha dicho, la energía geotérmica es una energía propia de una región, por lo que al
no disponer de experiencias en este sector, la determinación de los costos de esta central no
es tarea sencilla.
En este capítulo se analiza la viabilidad económica de la implementación de una planta
geotérmica tipo flash para generar electricidad, se analizarán los costos de los equipos,
construcción de la planta, operación y mantenimiento.
Entre los factores más importantes que influyen en el costo de una planta geotérmica
tenemos:












Temperatura y profundidad del recurso
Presión y caudal del yacimiento.
Tipo de recurso (vapor, líquido).
Química del fluido geotérmico.
El tamaño de la planta a ser construida.
El tipo de tecnología de la planta.
Infraestructura.
Condiciones climáticas del sitio.
Topografía del sitio.
Restricciones medioambientales y estudios
Cercanía a las líneas de transmisión
Costos indirectos como: administrativos, permisos, financiamiento, impuestos, etc.
El presente proyecto se realizará en dos etapas, cada una de las cuales tendrá una potencia
de generación de 50MW, por lo que los costos se los analizará para esta potencia.
5.1.
Costos de la planta geotérmica
Considerando la aplicación de economía de escalas, se puede disminuir
significativamente el costo específico de algunos componentes. Sanyal (2005) estima
que los costos de inversión de proyectos geotérmicos con rangos de capacidad de
entre 5-150 MW declinan exponencialmente con su capacidad, de acuerdo con la
siguiente relación:
Donde
6
CC - Representa el capital invertido
P - Capacidad de energía del proyecto.6
Hance, Cédric Nathanaël. Factors Affecting Costs of Geothermal Power Development, GEA 2005
34
De acuerdo con esta ecuación, el costo de una planta geotérmica de 50 MW tendría un
costo inversión de: CC = 2.233,99 US$/kW
Este dato está de acuerdo con la Comisión de Energía de California, quien publica que
el costo de inversión total para una planta geotérmica con una potencia entre 25 y 50
MW con tecnología Flash, está en el rango de 2100 y 2600 US$/kW; de igual manera
se menciona que para una planta geotérmica que presente costos de inversión de 3400
US$/kW, aún se le consideraría viable con los precios actuales de la energía.
El desglose de costos de la planta se detalla a continuación:
CONCEPTO
Reconocimiento y pre-factibilidad
Factibilidad y permisos
Sondeos de producción
Central térmica e instalaciones en superficie
Línea eléctrica
TOTAL
COSTE
PORCENTAJE
(US$/kW)
(%)
22,34
1
67,02
3
938,28
42
1.139,33
51
67,02
3
2.233,99
100
FUENTE: IEA
El costo total estimado de la planta de generación es: US$ 111’699.500.
Con el fin de calcular los costos de operación y mantenimiento de la planta, SANDAL
(2004), presentó un modelo para capacidades entre 5 y 150 MW, obteniendo la relación
siguiente:
En este caso el costo de O&M = 0,0178 US$/kWh
Los costos de O & M no son constantes durante la vida útil de la central eléctrica.
Durante los primeros años, los costos de operación son relativamente bajos, pero
suben progresivamente a medida que aumenta el número de horas trabajadas por el
equipo, por lo que necesita mayor mantenimiento. Por otra parte, Sanyal (2004) estima
que las actividades de mantenimiento de los pozos de producción debe llevarse a cabo
durante al menos diez años para mantener la planta a su máxima capacidad,
argumentando que la relevancia económica de llevar a cabo esta actividad después de
ese período depende del potencial del recurso, la vida útil prevista del proyecto y las
condiciones de venta de la energía.7
7
Hance, Cédric Nathanaël. Factors Affecting Costs of Geothermal Power Development, GEA 2005
35
Las centrales geotérmicas tienen un elevado factor de producción, aproximadamente
de un 90%, el consumo interno de energía eléctrica de la planta será de alrededor del
8%8, tomando en cuenta estos factores, la energía disponible(Ed) al año sería de:
Otra forma de expresar la energía es mediante las “toneladas equivalentes de petróleo
(tep)”; en energía eléctrica la conversión a tep se hace en base a la energía contenida
en la electricidad generada, es decir:
1MWh = 0,086 tep9 y,
1tep = 7,33 bdp
Por lo tanto, al generar los 359.160 MWh mediante la planta geotérmica, la cantidad de
barriles de petróleo (bdp) que se deja de consumir es 226.407,28, si el precio del
petróleo ecuatoriano al 8 de junio del 201210 fue de US$ 82,86, el país se ahorra US$
18’760.107, cifra que dejaría de ser gasto y se convertiría en ingreso, al pasar esos
barriles al régimen de exportación.
De acuerdo a varios autores el período de recuperación de la inversión en una planta
de generación geotérmica es de 7 años11; considerando el ahorro que tendrá el país al
dejar de consumir los barriles de petróleo mencionados anteriormente, se puede
deducir fácilmente que la inversión se recuperará en un período de aproximadamente 6
años, lo cual no está muy alejado de los estudios citados acerca del tema.
El Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC) es el ente que regula las tarifas
eléctricas en el Ecuador, mediante Resolución 004/11 del 14 de abril del 2011, fijó los
precios para las energías renovables no convencionales, los cuales tendrán una
vigencia de 15 años desde la fecha de suscripción del permiso para las empresas que
hayan registrado este título habilitante hasta diciembre del 2012. Los precios
registrados por la energía medida en el punto de entrega son los siguientes:
CENTRAL
EOLICA
FOTOVOLTAICA
BIOMASA y BIOGAS
< 5MW
BIOMASA y BIOGAS
< 5MW
GEOTERMICA
TERRITORIO CONTINENTAL
(ctvs$/kWh)
9,13
40,03
TERRITORIO INSULAR
(ctvs$/kWh)
10,04
44,03
11,05
12,16
9,6
10,56
13,21
14,56
FUENTE: CONELEC
8
Batres Luis; BENEFICIOS DE INSTALAR UNA PLANTA COGENERADORA DE ENERGÍA, 2008
Energlobal, GUÍA MUNDIAL DE LA ENERGÍA
10
Banco Central del Ecuador, página WEB
11
Galante Marcos; Piedra Ana;
9
36
Al multiplicar este precio por la energía disponible al año se tendría un ingreso bruto de
US$ 47’445.036 por año.
En vista que el análisis de la recuperación de la inversión se lo realizó en base a los
barriles de petróleo que se dejan de consumir y tomando en cuenta que la empresa
EPPETROECUADOR auspicia el presente estudio, no se profundiza en el análisis de
costos netos.
6. CONCLUSIONES




La ubicación de Ecuador dentro del cinturón de fuego del Pacífico le permite
disponer de un gran potencial geotérmico que puede ser explotado para la
generación de energía eléctrica.
La generación de electricidad a través de una planta geotérmica permite
disminuir el consumo de combustibles fósiles, generando además un ahorro
anual de alrededor de 18 millones de dólares.
Actualmente Ecuador cuenta básicamente para la generación eléctrica de
centrales hidráulicas y al ser éstas dependientes de la climatología provocan
verdaderos problemas en épocas de estiaje.
La energía geotérmica al tener un rendimiento de alrededor del 90% y al ser
independiente de factores climáticos y del sol, debería ser considerada como la
energía base del país.
7. RECOMENDACIONES



Elaborar un plan para el aprovechamiento del potencial geotérmico del que
dispone el país.
Profundizar en los estudios geológicos, geofísicos, geoquímicos que permitan
diseñar e implementar una planta de generación eléctrica en la caldera
Chacana.
Promocionar a través del Ministerio de energías renovables el desarrollo y
utilización de la energía geotérmica en todos sus ámbitos de aplicación.
37
BIBLIOGRAFIA












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

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Determinación del daño en pozos geotérmicos a partir de sus pruebas de producción.
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38