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