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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)

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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 1.990 1.995 2.000 2.005 2.010

Argentina 0.7 0.6 0 0 0

Australia 0 0.2 0.2 0.2 1.1

Austria 0 0 0 1 1.4

China 19,2 28,8 29,2 28 24

Costa Rica 0 55 142,5 163 166

El Salvador 95 105 161 151 204

Etiopía 0 0 8.5 7 7.3

Francia (Guadalupe) 4.2 4.2 4.2 15 16

Alemania 0 0 0 0.2 6.6

Guatemala 0 33,4 33,4 33 52

Islandia 44,6 50 170 322 575

Indonesia 144,8 309,8 589,5 797 1197

Italia 545 631,7 785 790 843

Japón 214,6 413,7 546,9 535 536

Kenia 45 45 45 127 167

México 700 753 755 953 958

Nueva Zelanda 283,2 286 437 435 628

Nicaragua 35 70 70 77 88

Papua Nueva Guinea 0 0 0 39 56

Filipinas 891 1227 1909 1931 1904

Portugal (Azores) 3 5 16 16 29

Rusia (Kamchatka) 11 11 23 79 82

Tailandia 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3

Turquía 20,6 20,4 20,4 20,4 82

EE.UU. 2774.6 2816.7 2228 2544 3093

Total 5831.7 6866.8 7974.1 9064.1 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:

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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 No.

( ) Extintos o dormidos 59

( ) Potencialmente activos 17

( ) Activos 5

( ) En erupción 3

T O T A L 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

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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 %.

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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:

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 Comercial Industrial Al. Público Otros

5.334,11 2.923,49 4.770,27 886,40 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

46%

0% 0% 2%

23%

20%

9% Potencia efectiva Nacional

Hidraulica Solar Eolica

Biomasa MCI Turbo gas

Turbo vapor

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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

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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.

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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.

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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

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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 compuesto por los siguientes componentes:

Sistema de accionamiento

Sistema de izado y maniobra

Sistema de rotación y empuje

Fluidos de perforación y,

Castillete o torre. 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:

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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:

Dispositivos de corte (triconos, trépanos y coronas)

Tubos saca testigos

Varillaje

2 REVISTA PETROLEO INTERNACIONAL, 15 de octubre 2010

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Giratoria de inyección o mesa de rotación

2.2. 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

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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.

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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

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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:

Evaluación del almacén o acuífero geotérmico.

Pruebas de producción.

Determinación de potencial del pozo.

Plan de producción del pozo. 3.1. 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.

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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

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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 por segundo).

A - Área de la sección cm2;

- Gradiente térmico en °C/cm;

K – Conductividad térmica. 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

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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

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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.

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Recurso In situ (RIS).- Es la cantidad de calor contenido en un volumen de acuífero dado, su expresión es:

(1) Donde: Cvt – Capacidad térmica volumétrica total del acuífero en J/m3K E – Espesor saturado del acuífero en m

Donde: 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:

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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

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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.

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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

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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.

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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.

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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.

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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

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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:

EL SALVADOR

C. Aguachapán C. Berlín

Tipo Single flash Single flash

Potencia 30 Mw 28,1 Mw

Temperatura de reservorio 240°C 290 °C

Presión reservorio 18-20 bar 100-110 bar

Fracción de vapor 14-100% 15-100%

Caudal total 714 Kg/s 350 kg/s

Temperatura de admisión 150°C 190°C

Flujo en turbina 144 kg/s 133 kg/s

Presión de entrada 6 bar 10 bar

Velocidad turbina 3600 rpm 3600 rpm

Tipo de condensador Barométrico Contanto directo

Temperatura de salida 27°C 29°C

Presión condensador 0,085 bar 0,01 bar

Gases incondensables 0,2 % 0,4 %

Generador 35 MVA 34 MVA

Factor de potencia 0,85 0,85

Producción por pozo 5 Mw 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.

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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:

EQUIPOS

TIPO FLASH

SIMPLE FLASH DOBLE FLASH

VAPOR Y/0 SUMINISTRO DE SALMUERA

Válvula de cabeza de pozo SI SI

Silenciadores SI SI

Tubería de vapor SI SI

Separador de vapor ciclónico SI SI

Recipiente Flash NO SI

Tubería de salmuera SI SI

Bomba elevadora de presión POSIBLE POSIBLE

Removedor de humedad SI SI

INTERCAMBIADOR DE CALOR

Condensadores SI SI

TURBINA – GENERADOR Y CONTROLES

Turbina de vapor SI SI

Turbina de doble entrada NO SI

Sistema de control SI SI

BOMBAS

Condensado SI/NO SI

Circulación de agua de refrigeración SI/NO SI

Inyección de salmuera NO/POSIBLE SI/NO

SITEMA ELEMINACIÓN GASES NO CONDENSADOS

Eyectores SI SI

Compresores POSIBLE POSIBLE

Bombas de vacío POSIBLE POSIBLE

TORRE DE ENFRIAMIENTO

Tipo húmedo 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.

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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 = h2 (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: W1 = 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 * Pt (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

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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:

(4.9)

Donde: : Calor específico del agua de refrigeración. (aproximadamente 1 Btu/lbm o 4,2 kj/kg.K)

T: 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

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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.

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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:

Wt = h4 – 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:

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Donde: - 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) 5 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 CC - Representa el capital invertido

P - Capacidad de energía del proyecto.6 6 Hance, Cédric Nathanaël. Factors Affecting Costs of Geothermal Power Development, GEA 2005

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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 COSTE (US$/kW)

PORCENTAJE (%)

Reconocimiento y pre-factibilidad 22,34 1

Factibilidad y permisos 67,02 3

Sondeos de producción 938,28 42

Central térmica e instalaciones en superficie 1.139,33 51

Línea eléctrica 67,02 3

TOTAL 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

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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 TERRITORIO CONTINENTAL

(ctvs$/kWh) TERRITORIO INSULAR

(ctvs$/kWh)

EOLICA 9,13 10,04

FOTOVOLTAICA 40,03 44,03

BIOMASA y BIOGAS < 5MW

11,05 12,16

BIOMASA y BIOGAS < 5MW

9,6 10,56

GEOTERMICA 13,21 14,56 FUENTE: CONELEC

8 Batres Luis; BENEFICIOS DE INSTALAR UNA PLANTA COGENERADORA DE ENERGÍA, 2008

9 Energlobal, GUÍA MUNDIAL DE LA ENERGÍA

10 Banco Central del Ecuador, página WEB

11 Galante Marcos; Piedra Ana;

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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.

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