Análisis general sobre sistemas geotérmicos mesurados · PDF fileAnálisis general sobre sistemas ... Operación de Taladrado ... llevar a la viabilidad en el uso de esta fuente

Pablo Olásolo Alonso

Manuel Celso Juárez Castelló

Escuela Técnica Superior de Ingeniería Industrial

Programa de doctorado Innovación en Ingeniería de Producto y Procesos Industriales (formación)

2012-2013

Título

Director/es

Facultad

Titulación

Departamento

TRABAJO FIN DE ESTUDIOS

Curso Académico

Análisis general sobre sistemas geotérmicos mesurados(EGS) para la generación de energía eléctrica

Autor/es

© El autor© Universidad de La Rioja, Servicio de Publicaciones, 2014

publicaciones.unirioja.esE-mail: [email protected]

Análisis general sobre sistemas geotérmicos mesurados (EGS) para la generación de energía eléctrica , trabajo fin de estudios

de Pablo Olásolo Alonso, dirigido por Manuel Celso Juárez Castelló (publicado por la Universidad de La Rioja), se difunde bajo una Licencia

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[ENHANCED GEOTHERMAL SYSTEMS] 12 de junio de 2013

el

ANÁLISIS GENERAL SOBRE SISTEMAS GEOTÉRMICOS MEJORADOS (EGS) PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

EGS – Visión Global. Este documento nos acerca a una completa aproximación al concepto de los Sistemas Geotérmicos Mejorados, siendo su principal finalidad la de dar una visión global sobre la línea de investigación que se va a llevar a cabo en los próximos meses.

2013

Pablo Olásolo Alonso Universidad de La Rioja

12/06/2013


Universidad de La Rioja | ÍNDICE 2



ÍNDICE

ÍNDICE _______________________________________________________________ 3

DESCRIPCIÓN DE LA INVESTIGACIÓN ______________________________________ 5

ESTRUCTURA Y DIVISIÓN EN CAMPOS. _____________________________________ 7

ENHANCED GEOTHERMAL SYSTEMS PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 9

1.- ORIGEN ________________________________________________________________ 9

1.1. El Primer Proyecto de HDR: Los Alamos Scientific Laboratory (LASL), EEUU. _______________ 9

1.2. El Proyecto Europeo HDR. _____________________________________________________ 10

2.- VISIÓN GENERAL________________________________________________________ 11

2.1. Introducción. _______________________________________________________________ 11

2.2. Uso Actual y Uso Predecible de la Energía Geotérmica. ______________________________ 14

2.3. Sistemas Geotérmicos Mejorados (EGS). _________________________________________ 16

3.- DESARROLLO DE UNA INSTALACIÓN geotérmica EGS. __________________________ 19

3.1.- Encontrar el Sitio – Caracterización del Sitio ______________________________________ 20

3.2.- Encontrar el Sitio – la Caracterización del Pozo Exploratorio y del Depósito ______________ 22

3.3.- Creación del Depósito – Pozos de Inyección ______________________________________ 23

3.4.- Creación del Depósito – la Estimulación Hidráulica _________________________________ 27

3.4.1. El Potencial del Uso de Fluidos Densos para la Iniciación de la Estimulación Hidráulica

[Fallas en el Terreno]. __________________________________________________________ 31

3.4.1.1. Introducción. ________________________________________________________ 31

3.4.1.2. Metodología y Datos. _________________________________________________ 33

Datos de Presión del Fluido. ________________________________________________ 34

3.4.1.3. Resultados. _________________________________________________________ 35

Resultado 1. Dependencia de la Profundidad para la Falla Estructural ________________ 35

Resultado 2. Efecto del uso de la salmuera en la producción de fracturas en el terreno. _ 39

3.4.1.4. Conclusiones. _______________________________________________________ 42

3.5.- Creación del depósito – Campo de pozos_________________________________________ 43

3.6.- Funcionamiento y Mantenimiento del Depósito ___________________________________ 45

4.- DRILLING TECHNOLOGY. _________________________________________________ 51

4.1. Cabezal de Corte PDC. ________________________________________________________ 51

4.2. Eficiencia de Corte. __________________________________________________________ 54

4.3. Conclusiones. _______________________________________________________________ 54

5.- INNOVACIONES ________________________________________________________ 55

5.1. Técnicas Innovadoras en los Sistemas Geotérmicos Mejorados (EGS).___________________ 55

5.1.1. Uso de Fluidos Densos en la Estimulación Hidráulica. ____________________________ 55

5.1.2. Uso Del Dióxido de carbono (CO2) como Fluido de Trabajo. _______________________ 57

5.1.2.1. Dependencia de la Presión en el Comportamiento del Fluido en la Reserva. ______ 59

5.1.2.2. Efectos de Discretización del Espacio._____________________________________ 63

5.1.2.3. Efectos Tridimensionales. ______________________________________________ 65

5.1.2.4. Conclusiones. _______________________________________________________ 70



6.- ESTUDIO ECONÓMICO ___________________________________________________ 73

6.1. Estudio Económico Basado en DOE & MIT ________________________________________ 73

6.2. Estudio Económico Basado en el Software EURONAUT. ______________________________ 74

6.2.1. La Estructura de una instalación geotérmica EGS. _______________________________ 75

6.2.1.1. La Reserva Geotérmica. _______________________________________________ 76

6.2.1.2. Operación de Taladrado. _______________________________________________ 78

6.2.1.3. Bombas y Pozos. _____________________________________________________ 78

6.2.1.4. Conversión de Calor en Energía Eléctrica. __________________________________ 80

6.2.1.5. Permeabilidad. ______________________________________________________ 81

6.2.1.6. Tarifas Incentivadas (Energía Renovable) en Francia y Alemania. _______________ 82

6.2.1.7. Parámetros de Entrada Restantes. _______________________________________ 83

6.2.2. Análisis de la Profundidad de los Pozos y de la Reserva Geotérmica. ________________ 85

6.2.3. Situación en Soultz-Sous-Forêt, Modelo de Resultados y Predicciones. ______________ 87

6.2.4. Conclusiones. ___________________________________________________________ 87

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS __________________________________________ 91

ÍNDICE DE FIGURAS Y TABLAS ___________________________________________ 95


Universidad de La Rioja | DESCRIPCIÓN DE LA INVESTIGACIÓN 5

DESCRIPCIÓN DE LA INVESTIGACIÓN

La siguiente investigación trata acerca del sistema de obtención de energía eléctrica mediante

los denominados Sistemas Geotérmicos Mejorados, EGS (Enhanced Geothermal Systems).

Como se podrá observar a lo largo de este documento, el potencial de este tipo de técnicas de

extracción de energía térmica a través de la conceptualización de procesos geotérmicos y su

posterior transformación en energía eléctrica es enorme. A lo largo de este documento se

podrá comprender todo el potencial que esta técnica depara, así como de la misma forma,

también se podrán observar los diferentes retos tecnológicos a los que tiene que hacer frente,

así como los principales riesgos y peligros que el uso de la EGS pueden desencadenar, siendo

clave el control y minimización de los mismos para el completo desarrollo y generalización de

la tecnología EGS.


Universidad de La Rioja | DESCRIPCIÓN DE LA INVESTIGACIÓN 6


Universidad de La Rioja | ESTRUCTURA Y DIVISIÓN EN CAMPOS. 7

ESTRUCTURA Y DIVISIÓN EN CAMPOS.

A lo largo del siguiente estudio, se podrán comprender todos los aspectos generales que la EGS

conlleva. El desarrollo del estudio se ha realizado según el siguiente diagrama de flujo:

EGS

Enhanced

Geothermal

Systems

DESARROLLO DE UNA RESERVA GEOTÉRMICA

EGS (Funcionamiento

y Tecnología Existente).

Funcionamiento y Mantenimiento del Depósito

INNOVACIÓN

ORIGEN

VISIÓN

GENERAL

ESTUDIO ECONÓMICO

Fluidos Densos en la Estimulación Hidráulica

Caracterización del pozo exploratorio y del depósito

Caracterización del Sitio

Creación del Depósito – Campo de Pozos

Creación del Depósito – Proceso de Estimulación

Creación del Depósito – Pozos de inyección

RETO TECNOLÓGICO Drilling Technology

Dióxido de Carbono (CO2) como Fluido de Trabajo

DOE & MIT (US Department of Energy & Massachusetts

Institute of Technology)

Software EURONAUT (Instalación Geotérmica EGS Soultz-sous Forêt)


Universidad de La Rioja | ESTRUCTURA Y DIVISIÓN EN CAMPOS. 8

En primer lugar realizaremos un breve análisis del origen del estudio de esta línea de

investigación, con el objeto de tener una referencia cronológica donde ubicar el comienzo de

los sistemas geotérmicos mejorados. Seguidamente redactaremos una visión general que

defina de una manera intuitiva y comprensible el concepto de EGS, para de esta forma tener

una primera toma de contacto con el tema.

En segundo lugar entraremos a detallar la parte principal de la cuestión. Describiremos la

tecnología existente para la creación de una reserva geotérmica EGS así como el

funcionamiento y el mantenimiento de la misma. Dentro de este apartado, daremos todas las

consignas necesarias para la puesta en marcha de una reserva geotérmica EGS paso a paso,

indicando en cada uno de ellos cual es la situación actual en la que se encuentra y el nivel de

desarrollo de la tecnología que debemos utilizar, comparándola con otras industrias con

ciertas similitudes como la industria petrolífera o la industria del gas. Haremos especial

hincapié en el proceso de estimulación hidráulica que es un proceso clave en la creación de la

reserva geotérmica EGS y de cuyo éxito dependen los rendimientos que tendrá dicha

instalación.

Seguidamente, entraremos en el estudio del principal reto tecnológico que se debe abordar

para el éxito de este tipo de energía, así como para la consolidación de la viabilidad económica

de la misma, la tecnología de perforación de los pozos de inyectado y productividad. Así

mismo, analizaremos las dos innovaciones que actualmente tienen una mayor importancia en

las investigaciones sobre este campo y que potencian de una manera enorme el uso de esta

técnica como fuente de energía renovable.

Finalmente, presentamos un estudio económico en el cual entraremos a analizar cada una de

las partes de una instalación geotérmica EGS, comprendiendo de esta forma cuales son los

puntos más influyentes en la viabilidad económica de la instalación, y de la misma forma,

entendiendo cuales son las mayores limitaciones técnicas que hoy en día nos encontramos y a

las que debemos de hacer frente para conseguir los mejores resultados posibles.


Universidad de La Rioja | ENHANCED GEOTHERMAL SYSTEMS PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

9

ENHANCED GEOTHERMAL SYSTEMS PARA LA GENERACIÓN DE

ENERGÍA ELÉCTRICA

1.- ORIGEN

El origen del EGS (Enhanced Geothermal Systems), que incluye el concepto inicialmente

desarrollado de HDR (Hot Dry Rock), se origina en el Laboratorio Nacional de Los Alamos

(EEUU). Este concepto se plasmó en la creación de una patente en 1974 por la cual se describe

la formación de un tanque totalmente natural y diseñado para la obtención de energía

geotérmica. El tanque lo forma un bloque de roca caliente, que se encuentra entre unos 4 y 5

km de profundidad de la superficie de la tierra y cuenta con la suficiente energía geotérmica

para proceder a su extracción en cantidades lo suficientemente altas como para producir

energía eléctrica en la superficie (Figura 1). El trabajo desarrollado durante más de dos

décadas en el laboratorio científico de Los Alamos, ha permitido el desarrollo de la tecnología

necesaria para la extracción de calor, hasta el punto de que la extracción de energía de HDR

está muy cerca de convertirse en una técnica práctica y económicamente viable.

Figura 1, Esquema básico de una instalación EGS.

1.1. EL PRIMER PROYECTO DE HDR: LOS ALAMOS SCIENTIFIC LABORATORY (LASL),

EEUU.

La primera propuesta de utilizar la energía geotérmica a altas profundidades llega de los físicos

de la LASL en 1970. La fase inicial comienza en 1973 con la colaboración en el proyecto, tanto a

nivel económico como a nivel de personal, de Alemania y Japón. El proyecto se lleva a cabo a



10

unos 40 kilómetros al oeste de Los Alamos, en el lado oeste del Río Grande (Nuevo México).

Tras casi dos décadas de experimentaciones, en 1986, la capacidad térmica del sistema se sitúa

en el rango de 10 MW. El éxito de este proyecto, corrobora el gran potencial de los Sistemas

Geotérmicos Mejorados y desata el comienzo de una carrera de investigación que nos debe

llevar a la viabilidad en el uso de esta fuente de energía totalmente limpia y prácticamente

gratuita.

1.2. EL PROYECTO EUROPEO HDR.

El proyecto Europeo por excelencia arranca en el año 1987 al amparo de los buenos resultados

obtenidos en el LASL y las altas expectativas creadas en torno a este nuevo e innovador

sistema de obtención de energía. De esta forma, varios programas integrados de investigación

sobre el HDR han destinado sus fines en un único Programa Europeo, que se encuentra

ubicado en Soultz-sous-Forêt (Francia), en el Alto Valle del Rin (Figura 2). Los socios de este

proyecto son Francia, Alemania, Italia, Suiza y Reino Unido siendo los costes repartidos entre

los socios de este proyecto y la Comisión Europea. De esta forma, Europa entra de lleno en la

carrera por el desarrollo de los EGS, que procederemos a analizar en detalle en el estudio que

se presenta a continuación.

Figura 2, Ubicación de Soultz-sous-Forêt en el alto valle del Rin (Francia).



11

2.- VISIÓN GENERAL

2.1. INTRODUCCIÓN.

Nuestro planeta, desde su núcleo hasta su superficie, es un gigantesco almacén de energía

térmica. Esto ha ocurrido debido a que la tierra se formó con un núcleo metálico fundido que

transfiere constantemente calor a la corteza exterior. Adicionalmente, el calor es generado por

el proceso natural de descomposición de materiales radioactivos debajo de la superficie. La

tierra, actúa también como un enorme colector solar absorbiendo la energía del sol. Se han

realizado muchas estimaciones de cuál es la cantidad de energía que podría estar disponible

para el uso del ser humano, y aunque la respuesta es altamente variable en función del

proceso que se emplee para la realización de esta estimación, se ha concluido, en todos los

casos, que ésta es enorme.

Por ejemplo, se ha estimado que el total de calor disponible en las capas exteriores de la tierra

que se encuentren a una profundidad igual o inferior a 5 kilómetros es de aproximadamente

140x106 EJ (WEC, 1998). Si solamente usáramos el 1% de ésta para cubrir las necesidades

globales de energía del planeta que oscilan en torno a los 500 EJ/año (EJ = Exajulio = 1018 J),

nos proporcionaría toda la energía que el planeta demandaría durante 2,800 años

considerando la demanda de energía anual constante durante este periodo. Sin embargo,

debe de ser reconocido que esta energía está continuamente siendo renovada por calor

recibido a través de diferentes medios. De acuerdo con (Bertani, 2010), esta cantidad es del

orden de 660 EJ/año, sugiriendo que incluso si el ser humano fuera capaz de extraer y utilizar

todas sus demandas de energía a través de la energía geotérmica, ésta seguiría siendo

totalmente sostenible.

El ser humano ha hecho uso de esta fuente de energía desde la época prehistórica a través de

piscinas termales y pozos calientes, siendo usada para calentarse, cocinar, asearse o para

propósitos terapéuticos. El primer sistema de calefacción fue introducido en el distrito central

de la ciudad francesa de Chaudes-Aigues en el siglo XIV. Actualmente, existen muchos otros

ejemplos modernos de utilización de la energía geotérmica por el planeta donde el agua

caliente es tomada de las profundidades de la tierra y bombeada para su utilización doméstica,

comercial o industrial. Aunque la electricidad fue generada por primera vez a partir del uso de

vapor en un geiser italiano en 1904, no fue hasta 1958 cuando Nueva Zelanda comenzó a

comercializar energía eléctrica obtenida a través del turbinado de vapor de agua. Esta forma

de generación eléctrica es ahora común en muchos países con recursos hidrotermales cerca de

la superficie de la tierra.

El calor puede ser también extraído del interior de la tierra a temperaturas “normales” (no a

altas temperaturas sino a temperaturas cercanas a las temperaturas atmosféricas) usando un

dispositivo llamado bomba de calor. La bomba de calor, fue inventada por Lord Kelvin en 1852,

pero ha sido solo durante los últimos 10-20 años cuando se ha experimentado un drástico

incremento en el uso de las Ground Source Heat Pumps (GSHPs) para calentar y enfriar

edificios. En el modo de calentamiento, el fluido es bombeado a través de tuberías. El calor



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contenido en el fluido es extraído a la superficie por la bomba de calor y usado para calentar el

edificio. El fluido pierde su temperatura y es reinyectado a la tierra en donde absorberá calor

de nuevo para completar y cerrar así el circuito (Figura 3, Winter). En modo de enfriamiento, el

sistema es revertido con la extracción de calor del interior del edificio y su transferencia a la

tierra a través de la bomba de calor y de la circulación del fluido (Figura 3, Summer). Sistemas

como este se han desarrollado rápidamente por todo el mundo, particularmente en partes de

Europa, América del Norte y China. La Figura 3 muestra una vista esquemática de los modos de

calentamiento y enfriamiento.

Figura 3, Vista esquemática del sistema en modo calentamiento & enfriamiento. El circuito primario (interior del

terreno) está conectado al circuito secundario (interior de la vivienda) usando una Ground Source Heat Pump

(GSHP).

La energía geotérmica tratada hasta ahora es utilizada a pequeñas profundidades, siendo

necesaria extracción o bombeo a través de una GSHP. El otro tipo de energía geotérmica es el

que se desarrolla a profundidades considerables (normalmente entre 4 y 5 km) por debajo de

la superficie de la tierra, donde, las temperaturas son significantemente superiores, rondando

de media una temperatura de 200ºC. Durante los últimos años se ha registrado un aumento

notable de la actividad que pretende utilizar esta forma de energía. Básicamente, el sistema

funciona del siguiente modo; se taladra un pozo de inyección y un pozo de producción en la

misma masa de roca caliente. El agua es forzada a descender a través del pozo de inyección,

pasando a través de la masa de roca caliente y elevando su temperatura. Seguidamente y una

vez el fluido ha atravesado la masa de roca caliente es extraído a través del pozo de

producción y elevado hasta la superficie donde le aguarda una central de generación de

energía eléctrica que turbinará dicho vapor de agua que llega a una temperatura media de 200

ºC, obteniendo así la energía eléctrica. Finalmente el agua resultante del turbinado vuelve a

recircularse cerrando de esta forma el ciclo de trabajo.



13

Si a grandes profundidades existe una masa de roca relativamente impermeable, ésta debe ser

tratada y mejorada para aumentar su impermeabilidad y disminuir de esta forma las pérdidas

de fluido durante los intercambios térmicos, siendo denotados estos sistemas de trabajo como

Enhanced Geothermal Systems (EGS) o Hot Dry Rocks (HDR).

En la Figura 4 se puede observar la vista esquemática de un sistema EGS. Aunque,

actualmente, no existe ningún ejemplo comercial de generación de energía eléctrica a través

del EGS, sin embargo existen importantes proyectos con enormes inversiones a lo largo del

mundo, que están cerca de desarrollar la tecnología necesaria para convertir esta forma de

energía, en una técnica eficiente, rentable y sostenible, especialmente en Australia, Europa y

EEUU.

Figura 4, Vista esquemática de un sistema EGS.

La Figura 5 muestra un resumen simplificado de las distintas formas de energía geotérmica con

respecto a la profundidad de la fuente y su finalidad u objetivo de uso. La línea discontinua

indica que las temperaturas de la tierra a profundidades intermedias (donde no existen

recursos hidrotermales específicos) generalmente, no son lo suficientemente altas para la

comercialización de energía eléctrica generada por estos medios.



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Figura 5, Vista simplificada de las diferentes formas de obtención de energía geotérmica en función de la

profundidad a la que se obtiene dicha energía y los fines para la que puede ser destinada (E

Los sistemas de EGS and GSHP se encuentran en pleno desarrollo tecnológico el cual es

altamente dependiente de la geotecnología, y que en el primer caso, está sufriendo fuertes

avances debido al impulso que la tecnología de la industria petrolífera y del gas está llevando a

cabo. Ambas se desarrollarán y se extenderán por grandes zonas del globo en un futuro

cercano. El propósito de este trabajo de investigación es el de dar una vista general específica

de los sistemas EGS, especialmente para aquellos lectores que todavía no son conscientes de

este sistema de extracción de energía geotérmica.

2.2. USO ACTUAL Y USO PREDECIBLE DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA.

Es difícil realizar de manera fiable una medición o cálculo de la capacidad que está disponible y

de la cantidad que es actualmente usada por las diferentes formas de energía geotérmica

(Lund, 2010; Bertani, 2010). Dados los enormes cambios que han tenido lugar en los últimos

años y considerando el giro político y el incremento del apoyo económico que las energías

limpias han tenido por parte de los gobiernos en estos últimos años, así como el gran número

de factores medioambientales y técnicos que se encuentran omnipresentes en todas las zonas

del planeta y que son cambiantes de unas a otras, es muy complicado realizar una predicción

fiable y exacta de la situación de la energía geotérmica a cinco años vista, siendo mucho más

complejo el análisis de esta situación en plazos más lejanos.

Basada en los datos presentados en las dos referencias anteriores, la Tabla 1 presenta un

resumen de la aparente capacidad comercial y de uso en el año 2010. Podría ser interesante

señalar que para la generación de energía eléctrica a través de fuentes hidrotermales, el

coeficiente es relativamente alto (0,72) mientras que para el uso directo de GSHPs el factor es

mucho menor. Esto significa que en las instalaciones de uso directo, existe considerablemente

una mayor cantidad de energía disponible. Es altamente probable que la capacidad y uso anual

de estos sistemas este significativamente subestimado (Lund, 2010). Esto se debe,



15

presumiblemente, a la gran cantidad y al número siempre creciente de pequeñas aplicaciones

que se llevan a cabo usando GSHPs lo cual provoca que los factores sean pequeños.

Tabla 1, Resumen de la capacidad comercial y uso anual de la energía geotérmica en 2010.

Como se ha señalado anteriormente, es extremadamente difícil realizar cualquier tipo de

predicción sobre que podría ocurrir en el futuro y esperar que esta sea medianamente precisa.

Sin embargo, a pesar de esto, se han realizado estimaciones a través de varias organizaciones

basadas en la pequeña experiencia acumulada en este campo hasta la fecha. Uno de los

mayores desconocimientos es cuantificar los futuros balances de energía, en lo que a la

contribución de los sistemas EGS se refiere. Sin ningún sistema comercial en la actualidad, y

sólo con instalaciones de investigación montadas en distintas partes del mundo, es

simplemente muy incierto realizar cualquier hipótesis sobre la aportación que esta nueva

tecnología podría tener en un futuro cercano.

(Bertani, 2010) ha realizado predicciones basadas en un amplio rango de hipótesis asumibles.

En la Tabla 2 se presentan las predicciones en términos de capacidad eléctrica probable. Los

resultados no son disonantes con los que realizó la Massachusetts Institute of Technology

(MIT, 2006).

Tabla 2, Resumen de la capacidad eléctrica estimada de la actividad geotérmica para 2050.

Cabe destacar la alta capacidad que los sistemas de generación de electricidad a partir de

energía geotérmica EGS se estiman que tendrán en 2050. (Bertani, 2010) asume que en cuanto

al uso de generación de electricidad los sistemas EGS serán los más eficientes de los sistemas

geotérmicos, ya que aún estando en clara minoría respecto a otros sistemas geotérmicos que

ya se encuentran extendidos por toda la tierra de una manera mucho más generalizada, éstos,

serán capaces de tener la capacidad de generación más alta que los primeros.



16

2.3. SISTEMAS GEOTÉRMICOS MEJORADOS (EGS).

La energía en forma de calor, esta naturalmente presente en todas las partes de la Tierra. El

MIT (Massachusetts Institute of Technology) ha estudiado y calculado las cantidades de calor

que se pueden encontrar en función de la profundidad sobre la superficie de la tierra en la que

nos encontremos. Con el conocimiento actual de las propiedades térmicas de la tierra, este

estudio realizado por el MIT es totalmente sólido y ha sido ratificado por posteriores estudios

realizados en el mismo campo. Para todos ellos, el calor y la energía que potencialmente posee

la tierra es tan grande que podríamos considerarla prácticamente inagotable.

En zonas poco profundas, por lo general de menos de 5 km, la coincidencia de fluidos

rodeados por roca de baja permeabilidad, junto con el calor existente en dichas

profundidades, provoca reservas naturales de fluido caliente.

Antes de continuar, dejaremos claro el concepto de permeabilidad. La permeabilidad es una

medida de la facilidad de flujo de un fluido a través de la roca (en este caso). La permeabilidad

en la roca varía debido a los poros, fracturas, fallas y otras aberturas que permiten que los

fluidos se muevan a través de la roca. Una alta permeabilidad implica que los fluidos pueden

fluir a través de la roca rápidamente, mientras que una baja permeabilidad implica que los

fluidos encuentran serias dificultades para poder atravesar las rocas, las cuales en estos casos

se encuentran actuando como tanques de estos fluidos al impedir su paso.

Estas reservas geotérmicas tienen fronteras impermeables o de bajo flujo o ciertos rasgos

geológicos estructurales que impiden la migración de los fluidos. Además, a menudo estos

depósitos geotérmicos poseen una capa que recubre o sella la roca que limita el tanque y de

esta forma, actúa como un aislante térmico, permitiendo una mayor retención del calor. Si

estos depósitos hidrotermales contienen los suficientes fluidos a altas temperaturas y

presiones, los fluidos pueden ser extraídos a través de pozos de extracción hasta la superficie

con el objeto de generar electricidad en grandes cantidades.

Por lo tanto, tradicionalmente, el proceso para la generación de energía eléctrica en grandes

cantidades a partir de la energía geotérmica ha estado siempre ligado a la búsqueda de

grandes reservas hidrotermales. Esto sin duda nos plantea un gran problema. En primer lugar

debemos realizar una búsqueda de dicha reserva, por lo que tendremos que invertir en la

tecnología necesaria para poder llegar a dichas reservas y extraer el fluido que las mismas

contienen para la transformación de la energía geotérmica que dicho fluido posee en energía

eléctrica. Pero el gran hándicap consiste en que podremos explotar dicha reserva hasta que

esta se agote, es decir, hasta que la mayor parte del fluido que la reserva geotérmica contenía

haya sido extraído para la generación de energía eléctrica. Por crear un paralelismo, estas

reservas tienen una gran similitud a los yacimientos de petróleo, es decir, primero tenernos

que invertir en localizarlos, en segundo lugar tenemos que comprobar que contienen el

volumen suficiente de fluidos como para hacer la inversión rentable, seguidamente tenemos

que proceder al montaje de la instalación y a la extracción de los recursos existente, para

finalmente llegar al agotamiento del recurso y el fin del proceso.



17

Después de unos 30 años de exploración por todo el planeta, el potencial total estimado no ha

aumentado significativamente, y algunos destacados analistas han concluido que los

yacimientos geotérmicos naturales son limitados. El recurso geotérmico natural depende, en

última instancia, de la coincidencia de cantidades considerables de calor, fluidos y bajas

permeabilidades en los embalses, y el estado actual del conocimiento sugiere que esta

coincidencia no es muy común en la tierra.

Por lo tanto, todas estas limitaciones han obligado a los científicos a la búsqueda de una

solución alternativa que minimice todos estos problemas y que siga haciendo de la energía

geotérmica una energía viable, funcional y de gran proyección. De esta manera se ha llegado a

alcanzar la alternativa a la dependencia de las reservas geotérmicas que ocurren

naturalmente, y el ser humano ha propuesto la creación de estas reservas geotérmicas de

manera artificial. Esta alternativa se conoce como "Sistemas Geotérmicos Mejorados", o EGS.

El concepto es el siguiente; en primer lugar se buscan zonas propicias en donde la temperatura

de la roca a profundidades de entre 4-5 km sea lo más alta posible. En este caso ya no estamos

buscando una reserva geotérmica, sino una zona de roca con altas temperaturas, por lo que el

número de zonas en donde aplicar esta tecnología se incrementa exponencialmente.

Seguidamente mediante la perforación de pozos en la roca caliente, procederemos a la

estimulación de dicha roca con el objeto de producir una fracturación en la roca lo

suficientemente alta como para que el fluido que posteriormente introduciremos pueda

circular a través de ella. Una vez fracturada, el fluido fluye a lo largo de las vías permeables

generadas en la roca, recogiendo calor in situ, y siendo extraído de la roca a través de los

pozos de producción. Una vez extraído el fluido caliente a la superficie, este pasa a través de

una planta de energía donde se genera electricidad. Al salir de la planta de energía, el fluido se

devuelve al subsuelo a través de pozos de inyección para cerrar el bucle de circulación y

proceder de esta forma al calentamiento de nuevo del fluido. Además si la planta utiliza un

ciclo binario de bucle cerrado para generar electricidad, ninguno de los fluidos es emitido a la

atmósfera. La planta no tendrá ningún gas de efecto invernadero en emisión, a excepto el

vapor de agua que podría utilizarse para la refrigeración.



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Figura 6, Esquema básico de una instalación geotérmica EGS.

Como se puede apreciar en la Figura 6, una instalación geotérmica EGS incluye una compleja

instalación superficial y subterránea. El componente de superficie (Power Plant) representa

una fracción significativa del coste global de un EGS comercial y será un factor importante en la

viabilidad económica determinado en última instancia. Sin embargo, con mucho, las mayores

brechas de conocimiento y de tecnología se centran en las incertidumbres que involucran la

reserva geotérmica generada de manera artificial en la zona subterránea y es en esta parte en

donde el estudio y la investigación de los EGS se centran, siendo clave el desarrollo de la

tecnología necesaria para hacer de los EGS la energía del futuro a gran escala.



19

3.- DESARROLLO DE UNA INSTALACIÓN GEOTÉRMICA EGS.

El estudio del Instituto Tecnológico de Massachusetts prosee una base firme con la que

evaluar cómo llevar al éxito la comercialización de la tecnología EGS.

El desarrollo del depósito geotérmico EGS ha sido representado como un proceso de varios

pasos. La meta del proceso es crear un depósito EGS que pueda operar de manera viable. Los

pasos lógicos que deben ser tomados para completar un proyecto viable del depósito son: (1)

encontrar un sitio; (2) crear el depósito; y (3) operar el depósito. Los pasos son ilustrados en

la Figura 7, señalando las tareas que deben ser realizadas.

Figura 7, Esquematización de los pasos que deben de ser completados para la puesta en marcha y funcionamiento

de una instalación geotérmica mejorada.

A cada paso, se debe de lograr una cierta medida de actuación para permitir que el proyecto

avance hacia el siguiente nivel. Estas medidas de actuación, dependerán normalmente de las

condiciones del lugar y las propiedades operacionales deseadas del depósito EGS. El estudio

del Instituto Tecnológico de Massachusetts usó dos modelos independientes para considerar

viable una instalación geotérmica EGS, pero esos modelos no especificaron las medidas

exactas de actuación para cada paso del proceso a desarrollar.



20

3.1.- Encontrar el Sitio – Caracterización del Sitio

El primer paso para crear un depósito EGS es encontrar un sitio adecuado. A esta hora, la falta

de experiencia en el desarrollo de instalaciones geotérmicas EGS presenta un problema en

definir lo que es “adecuado”. La caracterización del sitio se inspirará en el conocimiento

existente del sitio y sus alrededores con los datos disponibles. En función de la calidad de las

bases de datos, la información sustancial para el pre desarrollo puede ser obtenida acerca de

las propiedades técnicas y no técnicas con las que se cuente. El calor del terreno debe ser

obviamente el necesario para el desarrollo de la aplicación, pero la profundidad a la cual

deberemos acceder es fundamental por razones económicas. Las principales propiedades del

sitio que deberían ser conocidas para la creación exitosa del depósito incluyen:

1. El rango de temperaturas y el calor que fluye.

2. La historia geológica.

3. La actividad sísmica.

4. La disponibilidad para el asentamiento en dicho terreno.

5. Las características demográficas.

La lista es ilustrativa del rango de propiedades a conocer. Varias de estas propiedades pueden

ser conocidas si se han taladrado pozos en el lugar y los datos son correctamente recogidos. La

información adicional puede ser recogida in situ mediante análisis y/o estudios, como la

reflexión sísmica y el mapeo geológico. Las tecnologías de estudio superficiales que están

disponibles, pueden proporcionar una gran cantidad de información acerca de muchas

características del sitio, pero la información a recoger de las zonas profundas se hace mucho

más complicada.

La Tabla 3 recoge las necesidades de información para la caracterización del sitio y la

tecnología disponible para encontrar esas necesidades. Ésta, nos muestra las tareas a realizar,

la tecnología disponible y su nivel de fiabilidad o de uso en otros campos y la idoneidad del uso

de esta tecnología en una instalación geotérmica EGS.



21

Tabla 3, Tareas a realizar, tecnologías disponibles y su adecuación para el uso en el campo geotérmico, para la

caracterización del sitio en el que se puede montar una instalación geotérmica EGS.



22

Como se aprecia en la tabla, la tecnología actual puede usarse para caracterizar sitios

potencialmente propicios para la instalación geotérmica EGS. A medida que la comercialización

del EGS aumente, serán necesarias nuevas tecnología que permitirán realizar la caracterización

de los sitios de una manera menos costosa y de mayor fiabilidad.

3.2.- Encontrar el Sitio – la Caracterización del Pozo Exploratorio y del Depósito

Mientras las técnicas anteriormente citadas nos proporcionan un conocimiento inicial de

primer orden sobre el sitio, éstas no nos confirman la idoneidad del terreno para el desarrollo

del depósito EGS. Su estudio debe de continuar. Esto debe hacerse con un pozo exploratorio.

Este pozo está dirigido a medir y/o confirmar las propiedades iniciales del depósito; y no será

necesariamente parte del depósito final EGS. Podremos realizar un pozo exploratorio de mayor

o menor diámetro. Un diámetro pequeño tiene la ventaja de un coste inferior, mientras un

diámetro grande podría servir finalmente como uno de los pozos operativos finales del

depósito. La diferencia refleja el grado de confianza (y el nivel de financiación) que el promotor

tiene en completar el proyecto.

A través del taladrado, llegar al corazón de la roca es clave para poder obtener los datos

necesarios que caractericen la roca del depósito. Una vez en la roca será necesario realizar un

“minifrac”, una pequeña fractura creada hidráulicamente, para determinar la tensión

superficial existente in situ. Finalmente se realizará una prueba en la que se determinará el

flujo de fluido que es capaz de atravesar la roca para de esta forma hacer una estimación de la

permeabilidad y la productividad que el depósito sería capaz de ofrecernos. Todas estas

técnicas deben de ser usadas en las primeras perforaciones realizadas en el proyecto y en

todas ellas deben de recopilarse todos los datos posibles para ir actualizando las predicciones

de funcionamiento sobre la marcha.

La Tabla 4 recoge de manera análoga a la anterior, las tareas a realizar, la tecnología disponible

y su nivel de fiabilidad o de uso en otros campos y la idoneidad del uso de esta tecnología en

una instalación geotérmica EGS.



23


caracterización del pozo exploratorio y del depósito de una instalación geotérmica EGS.

Las tecnologías, materiales, y herramientas necesarias para el taladrado de los pozos a altas

temperaturas ya se encuentran disponibles en la actualidad y con un alto grado de fiabilidad

debido a su uso en otros campos durante décadas. De todas formas, es fundamental que estas

tecnologías se desarrollen con el tiempo, para que de esta forma, se disminuyan los costes de

estas operaciones y permitan aumentar la accesibilidad a zonas de mayor profundidad,

haciendo estos procesos más fiables.

3.3.- Creación del Depósito – Pozos de Inyección

Una vez que se han completado las actividades preliminares de caracterización, el desarrollo

del depósito puede seguir con la perforación del pozo de inyección inicial. La información

acerca de la roca del depósito (por ejemplo; temperatura, tensión, estructura…) es



24

fundamental a la hora de planificar los trabajos de perforación. Al igual que para el pozo de

exploración, la tecnología perforadora está consolidada y comercializada, aunque a medio

plazo se confía que aparezcan nuevas e importantes mejoras, especialmente en la adaptación

de maquinaria y equipo a las altas temperaturas del ambiente geotérmico.

La Tabla 5 recoge de manera análoga a las anteriores, las tareas a realizar, la tecnología

disponible y su nivel de fiabilidad o de uso en otros campos y la idoneidad del uso de esta

tecnología en una instalación geotérmica EGS.



25


perforación de los depósitos de inyección de una instalación geotérmica EGS.

Las actividades durante la construcción del depósito EGS son similares a las empleadas en la

industria del gas o en la industria petrolífera, pero hay diferencias substanciales. Los pozos

geotérmicos son típicamente taladrados a mayores temperaturas con diámetros superiores en

roca más dura. Estas diferencias y el tamaño pequeño de la industria geotérmica han retrasado

el desarrollo de la tecnología geotérmica respeto a la tecnología de la industria del gas o a la

industria petrolífera. Sin embargo, la industria geotérmica se ha desarrollado a pesar de estas

desventajas.

El siguiente comentario explica en detalle las puntualizaciones realizadas en la tabla anterior,

haciendo especial hincapié en las deficiencias que ha día de hoy la industria geotérmica

presenta y que están por mejorar:

Los cabezales de corte PDC destacan en la perforación debido a que la tasa de

penetración (ROP) “Rate of Penetration” es alta y constante durante el uso de los

mismos, pero, sin embargo, les falta estar preparados para afrontar ambientes

geotérmicos con mayores temperaturas. Por otro lado, esta tecnología robusta ha sido

utilizada durante los últimos años y su principal inconveniente es que es lenta y por lo

tanto es costoso llegar a grandes profundidades, por lo que serán necesarios nuevos

avances para poder afianzar la comercialización para instalaciones geotérmicas EGS.

Las altas temperaturas son el obstáculo principal para el desarrollo de la tecnología

geotérmica frente a otras tecnologías consolidadas como la de perforación para

búsqueda de pozos de gas o petróleo. Las temperaturas de trabajo de un EGS superan



26

los 200 °C, las cuales son mayores que las temperaturas existentes en la industria del

gas o del petróleo. Los intentos para usar herramientas más avanzadas no han dado

los resultados deseados, por lo que es necesaria la mejora de la tecnología existente

para poder dar el salto cualitativo necesario para el asentamiento de dichas

maquinarias y equipos.

La estructura y los costos del hormigonado de los pozos representan el 30 % del costo

total del pozo. Reducir la cantidad de hormigón y armadura utilizado, es una meta en

todas las operaciones de perforación. Los tubulares expandibles, el casing-

whiledrilling, y otros sistemas de envoltura de pozos se encuentran actualmente

emergiendo en la industria del gas. Estas nuevas tecnologías son muy interesantes, ya

que podrían ser aplicables para la construcción de pozos geotérmicos.

Los problemas de control de flujo en los pozos requieren frecuentemente medidas

directas en zonas específicas del pozo (por ejemplo, a través del control de pérdidas de

fluido en las recirculaciones). Los sistemas de sellado desarrollados para ambientes

geotérmicos sólo funcionan a bajas presiones, o no están comercialmente disponibles

debido a que todavía se encuentran en fases experimentales, por lo que también en

este punto es necesario un desarrollo de la tecnología.

Herramientas para la medición de temperatura, presión, flujo, tensión superficial y

otras características del terreno solo pueden ser utilizadas en ambientes geotérmicos

durante pequeños periodos debido a las temperaturas existentes. Mientras otras

industrias perforadoras trabajan fuera de estas limitaciones, en la industria

geotérmica, son necesarias más herramientas robustas capaces de operar a

temperaturas de más de 200 °C. Así mismo, el tiempo de monitorización de las

características del terreno también es limitado debido a que los equipos no nos

ofrecen un trabajo estable a largo plazo, por lo que se aconsejan avances en los

componentes, en las tecnologías de baterías de los equipos, calidades de los

materiales y métodos operativos.

La viabilidad económica requiere el diseño y construcción de pozos que exploten

eficazmente los recursos geotérmicos. El espacio de diseño para la construcción de

pozos en una instalación geotérmica EGS debe incluir opciones para una alta

derivación direccional de los pozos, realización de maniobras multilaterales, zonas de

complejidad múltiple y así sucesivamente.

La tecnología actual está disponible y es utilizable en el EGS pero presenta huecos o amplios

márgenes de mejora que deben ser abordados para la viabilidad de este tipo de plantas. El

desarrollo económico de EGS requerirá avances en un número considerable de tecnologías que

maximicen la efectividad de estimulación , inyección, y la producción de depósitos EGS.



27

3.4.- Creación del Depósito – la Estimulación Hidráulica

Una vez que el primer pozo de inyección ha sido correctamente taladrado y completado, la

roca del depósito puede comenzar a ser estimulada. La estimulación requiere un acceso

directo a la zona a fracturar, la cual ha sido estudiada detenidamente en las etapas anteriores

a través de la información obtenida en la caracterización del sitio.

Las tareas que se requiere para estimular el depósito han sido estudiadas por el Instituto

Tecnológico de Massachusetts siendo mostradas en la Tabla 6. La realización de estas tareas

debe llevar a cabo la fracturación de un gran volumen de roca. El fluido que provoca la

fracturación debe ser bombeado a altas presiones y altos caudales. De la misma forma, será

imprescindible contar con un sistema fiable y de alta calidad de monitorización sísmica para

controlar en todo momento esta fase de estimulación la cual es crítica en la construcción del

depósito geotérmico EGS.

Tabla 6, Principales tareas a realizar para la estimulación de un depósito geotérmico EGS en una instalación

geotérmica EGS.



28

El conocimiento existente para la estimulación de la reserva geotérmica a día de hoy tiene sus

limitaciones. Algunos expertos creen que una estimulación exitosa provoca la fracturación

favorable en grietas existentes o zonas de debilidad. Estos defienden que la fracturación debe

de seguir este guión, es decir, debe ser una fractura “natural” inducida, basada en la fractura

de las zonas débiles o previamente fracturadas de la roca mediante la aplicación de presiones

hidráulicas moderadas en vez de buscar la fractura en zonas robustas de la roca a través de

altas presiones. Para que el EGS se convierta en una tecnología universal, la estimulación debe

tener éxito en una variada relación de ambientes, los cuales, obviamente, tendrán distintas

tensiones superficiales en la roca a fracturar.

La tecnología necesaria está disponible para estimular tanto los depósitos geotérmicos como

los depósitos de petróleo o gas, aunque la comercialización de esta tecnología en el caso de la

industria geotérmica está muy a la zaga respecto a la industria petrolífera o del gas. La

tecnología necesaria para poseer la capacidad de crear un sistema de circulación altamente

productivo y estable térmicamente a lo largo de los años todavía no ha sido consolidada.

La Tabla 7 identifica la idoneidad de las diferentes tecnologías para completar la estimulación

de manera satisfactoria en la industria geotérmica.



29


estimulación de un depósito geotérmico EGS en una instalación geotérmica EGS.

El fin fundamental del proceso de estimulación del depósito geotérmico EGS, es proporcionar

los caminos necesarios para conseguir el flujo del fluido desde los pozos de inyección hasta los

pozos de producción de una manera eficiente. Estas zonas de transito de fluido deben permitir

el paso del mismo con las menores presiones posibles para, de esta forma, recortar las



30

necesidades de bombeo del fluido a través de la reserva, pero al mismo tiempo deben

permanecer el tiempo adecuado en la roca y atravesar la superficie necesaria de roca para

alcanzar la temperatura necesaria para su posterior trabajo en la planta eléctrica de

generación de energía.

El siguiente comentario explica en detalle los puntos mencionados en la tabla anterior,

haciendo especial hincapié en las deficiencias que a día de hoy la industria geotérmica

presenta y que están por mejorar:

El diseño de la estimulación hidráulica implica la selección de las zonas dónde situar los

pozos a través de los cuales se estimulará la roca caliente, así como también la

selección de la tasa de penetración, las presiones, y los volúmenes a inyectar. El tipo

de fluido de estimulación y su uso también debe ser considerado. La industria del gas

rutinariamente emplea aplicaciones específicas para el diseño de nuevas herramientas

para su estimulación. Sin embargo, en la industria geotérmica, mientras que el diseño

de dichas herramientas existen, las mismas no son lo suficientemente robustas para su

uso en procesos hidrológicos, termales, mecánicos y químicos. Serán requeridos

nuevos diseños de herramientas para el desarrollo comercial del EGS. La experiencia

de campo y los datos recogidos serán de vital importancia para el desarrollando de

tales herramientas.

Trazar un mapa de la evolución o el crecimiento de fracturas durante la estimulación

es de gran importancia. La monitorización sísmica de la superficie, la gravimetría y el

control de las inclinaciones son realmente importantes para el control del proceso de

fracturación. La utilidad de estas medidas depende directamente del tipo de la

fractura; por ejemplo, las medidas de inclinación son más útiles en fracturas aisladas

que en fracturas múltiples. La exactitud y resolución de estas técnicas de mapeo

requieren herramientas que pueden resistir las temperaturas asociadas con el EGS.

Mientras los sistemas remotos de control de fractura a través del análisis de micro

sismicidad indican los posibles caminos a atravesar por el fluido, la habilidad de poder

mapear directamente el flujo creado a través del depósito no está desarrollada

actualmente. Por lo tanto, métodos de seguimiento de los flujos de fluido deberían ser

investigados y desarrollados.

La industria del gas ha demostrado que el control y ajuste en tiempo real del proceso

de estimulación es vital para su éxito. El desarrollo de controladores inteligentes

requiere la comprensión tanto de los términos teóricos como de los casos prácticos

obtenidos a partir de las estimulaciones múltiples en un variado rango de situaciones.

El propósito de la estimulación es crear los caminos necesarios por los que el fluido

pueda circular, minimizando las pérdidas de fluido a través de los mismos y alcanzando

a su vez las necesidades térmicas operacionales. Como previamente se sugirió, el

método de estimulación es fundamental en el desarrollo de una red óptima de

fracturas.



31

Las técnicas químicas de estimulación son también necesarias para regular la

permeabilidad cerca de los pozos y lejos del campo de fractura. Nuevas técnicas están

usando métodos de deflagración con el objeto de mejorar la fracturación de la roca.

Estas técnicas todavía están bajo estudio.

La creación del depósito a través del proceso de estimulación es un aspecto crítico del

desarrollo del EGS. La tecnología necesaria, como el control en tiempo real de la estimulación,

se puede adoptar de otras industrias en las que ya se encuentra consolidada como la industria

petrolera o del gas. Las necesidades específicas del EGS, deben tener un carácter general de

aplicabilidad, incluyendo el conocimiento y control de los caminos por los que el flujo debe

transitar a través del uso de técnicas de visualización técnicas que a día de hoy se encentran

sin consolidar.

3.4.1. EL POTENCIAL DEL USO DE FLUIDOS DENSOS PARA LA INICIACIÓN DE LA

ESTIMULACIÓN HIDRÁULICA [FALLAS EN EL TERRENO].

La estimulación hidráulica, es sin duda, el factor determinante que nos permitirá obtener un

mejor o peor grado de aprovechamiento de la instalación geotérmica EGS que estamos

utilizando. Por lo tanto, del éxito de esta fase dependerá la viabilidad de la instalación, siendo

por lo tanto la fase más importante de todas con meridiana claridad.

Por esto, creemos de vital importancia profundizar en este campo y para ello, nos vamos a

centrar en el tremendo potencial que el uso de fluidos densos nos da a la hora de realizar la

estimulación hidráulica de una manera más eficiente y controlada.

3.4.1.1. INTRODUCCIÓN.

La estimulación hidráulica es un método usado para crear un intercambiador subterráneo de

calor que ofrezca la menor resistencia posible al paso del fluido por la roca caliente en un

sistema geotérmico mejorado. El proceso de estimulación tiene tres objetivos fundamentales:

1. Mejorar el inyectado y productividad de los pozos de inyección y producción en un

sistema geotérmico mejorado para alcanzar un ratio de circulación del fluido de

garantías y económicamente rentable.

2. Realizar mejoras importantes en los caminos subterráneos por los que el fluido debe

de circular para adquirir la mayor temperatura posible.

3. Realizar mejoras de la permeabilidad en los caminos subterráneos por los que el fluido

debe de circular, con el objeto de disminuir uniformemente las pérdidas de fluido y las

interrupciones en el circuito entre los pozos de inyección y los de producción.

El intercambio de calor en los sistemas geotérmicos mejorados está situado a grandes

profundidades, por lo que el fluido adquiere un incremento de temperatura al circular a través

de una red de vías subterráneas naturales potenciadas mediante el proceso de estimulación

hidráulica. Por lo tanto, la mejora de la permeabilidad en la masa de roca caliente significa

aumentar el número de vías naturales, originadas a través de la fractura de la roca caliente, a



32

través de un proceso de sobrepresiones hidráulico que estimula la generación de estas

fracturas en la roca. La fracturación de la roca acompañada por la liberación de la tensión que

este proceso origina, conlleva a la posibilidad de generaciones de micro-sismicidades en la

zona.

Técnicamente, la sobrepresión en la superficie puede ser solamente controlada por el volumen

de fluido bombeado, el control de los periodos de inyección de fluido y la densidad del fluido

elegido para la realización de la estimulación hidráulica. Este último factor se controla,

generalmente, por los disolventes sólidos que contiene (NaCl por ejemplo) y también, aunque

de una manera menos fiable, por la temperatura que alcanza en el interior de la reserva

geotérmica.

Durante la fase inicial de la estimulación, por ejemplo, una densa salmuera podría ser utilizada

para abrir preferentemente las fracturas situadas en la parte más profunda del volumen de

roca caliente a fracturar. Esta técnica fue aplicada en la planta de Soultz-sous-Forêt. La

estimulación a 5 km de profundidad de los pozos GPK2 y GPK3 comenzó con la inyección de

una solución salina saturada NaCl con densidades cercanas a los 1200 kg/m3 a 10ºC, tal y como

se puede observar en la Figura 8.

Figura 8, Datos de la zona superficial del pozo GPK3 durante las primeras 24 horas de estimulación. Q: ratio del

flujo; Pwh; presión en el pozo.



33

Los efectos del inyectado de esta salmuera durante la primera fase de la inyección, son

analizados, usando los datos de presión en las diferentes zonas de los pozos y los datos de

eventos sísmicos ocurridos de forma simultánea o con relación alguna a estas pruebas para los

pozos GPK2 y GPK3 de la instalación de Soultz-sous-Forêt. Estudiaremos los dos siguientes

tipos de resultados:

1. La importancia de la profundidad a la hora de calcular la presión requerida para

comenzar el proceso de fracturación e iniciar los eventos de fracturación cerca de los

pozos de inyección y/o producción.

2. Los efectos provocados por el uso de fluidos densos para provocar la fractura selectiva

a grandes profundidades durante la fase inicial de la estimulación hidráulica.

3.4.1.2. METODOLOGÍA Y DATOS.

Durante la estimulación, el único punto en la roca caliente a fracturar donde la presión puede

ser medida con una alta precisión es en los pozos o en sus inmediaciones. Un micro-sismo

cercano a la zona en la que se ubica el pozo, durante el proceso de inyección de fluido a altas

presiones, puede ser interpretado como el resultado de las tensiones superficiales producidas

en las fracturas y grietas que se están originando como consecuencia del proceso.

La precisión en la localización de los eventos micro-sísmicos no es exacta. Se considera un

valor global de + - 25 metros posicionales de margen de error a la hora de localizar su posición.

A continuación se muestra, en la Figura 9, un ejemplo de los pequeños movimientos micro-

sísmicos que se han dado durante la estimulación hidráulica en la instalación de Soultz-sous-

Forêt. En ellos se muestran como círculos cerrados aquellos que se detectan en un perímetro

inferior a 25 metros del pozo GPK2, como círculos abiertos aquellos que se localizan a una

distancia de entre 25 y 50 metros y finalmente como puntos aquellos que se localizan a más de

50 metros de dicho pozo.



34

Figura 9, Eventos de micro-sismos durante las primeras 24 horas de estimulación en el GPK2 a unas distancias

horizontales de dicho pozo, menores de 25 metros (círculo cerrado), entre 25 y 50 metros (círculo abierto) y

mayores de 50 metros (punto). También se muestra las proyecciones verticales de las localizaciones de dichos

eventos en el plano horizontal, quedando a la vista la sección abierta.

DATOS DE PRESIÓN DEL FLUIDO.

La presión del fluido a estas profundidades y en los lugares en donde ocurren los micro-sismos,

ha sido calculada a través del simulador HEX-B (Mégel, 2005). Este software calcula la

temperatura y la presión a lo largo de los pozos basándose en los datos superficiales de los

mismos, que recordemos son los más precisos. Dentro de estos datos se encuentran el flujo de

fluido, la presión, la densidad del fluido (NaCl) y la temperatura del mismo. El modelo

paramétrico usado, los procesos implementados y la diferencia de sensibilidades en las

mediciones considerado por el software HEX-B están descritos en detalle en (Mégel, 2005).



35




eventos en el plano horizontal, quedando a la vista la sección abierta.

3.4.1.3. RESULTADOS.

RESULTADO 1. DEPENDENCIA DE LA PROFUNDIDAD PARA LA FALLA ESTRUCTURAL

El 27 de mayo de 2003 la estimulación en el pozo GPK3 comenzó con un continuo y lento

incremento de la presión en la zona más profunda de dicho pozo durante 24 horas. De este

modo, cada uno de los eventos que se registraron en la cercanía del pozo pudo ser

correlacionado con una determinada presión en el pozo, lo cual nos permite calcular la

dependencia de la profundidad en las fallas estructurales originadas en el terreno y pilotadas a

través de las altas presiones inducidas en el GPK3 (Figura 11).



36

Figura 11, Presiones iniciales en el interior del pozo (Pdh) y profundidades de los eventos (micro-sismicidades) de

las zonas cercanas al pozo (a una distancia horizontal del mismo <25 metros y de entre 25-50 metros) durante las

primeras 24 horas de prueba el 27 de mayo del 2003 en el pozo GPK3. También se muestran indicadas las presiones

a las cuales se han producido las fallas estructurales calculadas a través de la ley de fricción de Coulomb para las dos

orientaciones más frecuentes de falla estructural en las cercanías del pozo (Pfail70/80 y Pfail280/70) y las tensiones

de campo y los coeficientes de fricción dados en la tabla 8.

Tabla 8, Parámetros para la presión estimada en la que se produce la falla estructural en las inmediaciones del pozo

GPK3 usando las teorías de Mohr-Navier-Coulomb.

El estudio de los datos obtenidos en el proceso de estimulación hidráulica en el pozo GPK3 nos

permite revelar dos importantes puntos:

1. La presión desencadenante de las fallas estructurales en las inmediaciones del pozo

GPK3 se incrementan desde 52 a 60 MPa entre los 4700 y los 5100 metros de

profundidad. Si asumimos que las orientaciones de las fracturas tienen una cierta

distribución regular en las cercanías del pozo, y además, se produce un incremento



37

lineal del coeficiente de fricción a través de un factor estimado en torno a 1.5; se

concluye que de alguna manera el incremento de la presión desencadenante de las

fallas estructurales en el terreno es dependiente de la profundidad y de la tensión

superficial de la zona a fracturar.

2. Para cualquier profundidad, la presión desencadenante de las fallas estructurales varia

en un rango de 2 a 5 MPa. La variación es probablemente debida, al menos en parte, a

los cambios en la orientación de las fracturas activadas hidráulicamente a una

determinada profundidad.

La presión desencadenante de las fallas estructurales del terreno, con una orientación y con un

coeficiente de fricción dados, pueden ser también calculadas mediante la asunción del

comportamiento de la roca caliente y seca de acuerdo a las teorías de Mohr-Navier-Coulomb

para el fallo estructural y la rotura. Para esta estimación, se ha usado la presión

desencadenante de las fallas estructurales calculada para las orientaciones más frecuentes

(Pfail70/80 y Pfail280/70) en las cercanías del pozo GPK3. Utilizando el conjunto de parámetros

de la Tabla 8, se ha obtenido unos fiables resultados de presiones de falla estructural en las

inmediaciones del pozo GPK3 (Figura 11).

Comparando los valores de las presiones desencadenantes de las fallas estructurales del

terreno con los valores de presiones iniciales en el pozo GPK3, calculados para valores de

molaridad de NaCl y perfiles de temperatura similares a los existentes en el pozo GPK2 (Figura

12), una sobrepresión de aproximadamente 7 MPa parece ser requerida para provocar las

fallas estructurales del terreno en las inmediaciones del pozo. Los primeros dos eventos

ocurridos en las inmediaciones del pozo GPK3 (Figura 12) no están indicados en la Figura 11, ya

que la presión medida en las profundidades del pozo GPK3 durante los primeros 20,000

segundos es solamente de una precisión limitada, y por lo tanto, deficiente.



38

Figura 12, Superior: pozos GPK2 y GPK3. Presión en el interior del pozo entre los 4500 y 4900 metros de

profundidad durante las primeras 24 horas del inicio de la estimulación hidráulica. Central: (GPK2) y Inferior:

(GPK3); eventos de micro-sismicidad registrados a distancias horizontales de los pozos a menos de 25 metros

(círculos sólidos), entre 25 y 50 metros (círculos abiertos) y más de 50 metros (puntos).



39

Figura 13, Temperaturas y molaridades de NaCl iniciales en el pozo GPK2 antes de comenzar la estimulación

hidráulica del 30 de junio del 2000. Las profundidades se encuentran expresadas en Measured Depth (m).

Sin embargo, la estimulación del 30 de junio del 2000 en el pozo GPK2 comenzó con una

presión de entre 55 y 62 MPa en una profundidad de entre 4400 y 5100 metros. Por

consiguiente, todas las fracturas en las inmediaciones del pozo para cada una de las distintas

profundidades en las que se producen son objeto de una presión hidráulica cercana a la

presión de falla estructural desde el comienzo de las micro-sismicidades, ocurriendo a lo largo

del recorrido del pozo a sus distintas profundidades de una manera casi inmediata. Por lo

tanto, en este caso fue imposible determinar la dependencia de la presión de falla estructural

con respecto a la profundidad.

RESULTADO 2. EFECTO DEL USO DE LA SALMUERA EN LA PRODUCCIÓN DE FRACTURAS EN

EL TERRENO.

El objeto de inyectar salmuera NaCl en el fluido con el que se va a producir la estimulación

hidráulica es incrementar el gradiente de presión en la parte más profunda del pozo de

inyección de forma que las fracturas a altas profundidades sean las primeras en aparecer. La

presión de falla estructural determinada en la estimulación del test 27 de mayo del 2003

realizada en el pozo GPK3 tiene un gradiente de entre 5 MPa/400 m y 10 MPa/400m (Figura

11). La inyección de salmuera NaCl - saturada en la primera fase de la inyección en las pruebas

realizadas en los pozos GPK2 y GPK3 produjo unas presiones de falla estructural de 4,6

MPa/400 m en el pozo GPK2 y de 4,4 MPa/400 m en el pozo GPK3 (ver la parte superior de las

Figuras 14 y 15 respectivamente).



40

Figura 14, Pozo GPK2. Superior: gradiente de presión entre 4500 y 4900 m TVD para las primeras 10 horas de

estimulación del test del 30 de junio del 2000 con uso de salmuera, y para una supuesta inyección de agua. Central:

diferencia entre el gradiente de presión en una sección abierta del pozo de inyección para una inyección de agua y

otra con el uso de salmuera. Inferior: eventos micro sísmicos medidos a distancias horizontales del pozo de

inyección, siendo los círculos cerrados los que se encuentran a menos de 25 metros del pozo, los círculos abiertos

los que se encuentran a una distancia de entre 25 y 50 metros y los puntos a una distancia superior a 50 metros. Las

dos líneas etiquetadas como Pdh calc indican las dos profundidades cuyas presiones fueron usadas para calcular el

gradiente de presión.



41


estimulación del test del 27 de mayo del 2003 con uso de salmuera, y para una supuesta inyección de agua. Central:






gradiente de presión.



42

En ambos pozos, fue supuesto un incremento lineal de la concentración respecto a la

profundidad en el estado de equilibrio (Figura 13 para el pozo GPK2). Esta suposición fue

confirmada en el pozo GPK4 mediante el uso de dichos valores en las pruebas realizadas en

septiembre de 2004. En los dos pozos, el gradiente de la presión en la sección abierta del pozo

de inyección disminuyo después de la inyección inicial (Figuras 14 y 15). Esto es debido a la

reducción de densidad en la columna de líquido resultante por el movimiento del descenso del

líquido hacía las profundidades del pozo. Este efecto supera al incremento de densidad

causada por la disminución de la temperatura del fluido. Tan pronto como la inyección de la

concentración de NaCl alcanza la parte más profunda del pozo, la diferencia de temperatura

entre la zona superficial y la zona más profunda del pozo aumenta debido a la alta densidad

del fluido inyectado.

Si no hubiésemos inyectado salmuera en el fluido, el gradiente de presión hidráulica hubiese

sido inferior, unos 0,7 MPa/400 m menos en el pozo GPK2 (Figura 14) y unos 0,6 MPa/400 m

menos en el pozo GPK3 (Figura 15). Esto muestra el aumento extra que obtenemos en el

gradiente de presiones debido al uso de fluidos densos y nos permite determinar una

herramienta (la densidad del fluido) para poder jugar con las presiones que estimamos

necesarias para que una correcta fractura hidráulica tenga lugar en las zonas más profundas

de los pozos en donde estamos estimulando la fracturación del terreno.

3.4.1.4. CONCLUSIONES.

La precisión que podemos alcanzar en la localización de eventos micro-sísmicos asociados con

la estimulación hidráulica a través de los pozos de inyección es todavía muy limitada. La

determinación de los eventos en las proximidades de las profundidades de los pozos es, por lo

tanto, bastante incierta y la distinción entre las distancias acotadas a 25 y 50 metros arbitraria.

Comparando las dos estrategias de simulación utilizadas en los pozos GPK2 y GPK3 podemos,

sin embargo, establecer algunos comportamientos sobre el papel que juega la inyección de

NaCl durante la fase de estimulación:

1. Considerando solamente la localización de los eventos asociados con la estimulación

del test 30 de junio del 2000 en el pozo GPK2 que ocurrieron a una distancia horizontal

de menos de 25 metros del pozo de inyección, puede ser observada una predominante

tendencia de eventos hacia el interior del pozo. Esta tendencia comienza en el

momento en el que se produce el suficiente gradiente de presión causado por la

inyección de la salmuera, haciéndose evidente esta diferencia de presión en la sección

abierta del pozo de inyección (Figura 14). Considerando y asumiendo la influencia de la

profundidad a la hora de obtener una presión determinada en el pozo GPK3 (Figura

11), se puede tomar también como válido para los resultados obtenidos en el pozo

GPK2, en donde la presión en la sección abierta del pozo GPK2 fue la suficiente como

para alcanzar la falla estructural del terreno en las inmediaciones de la sección abierta

de dicho pozo, casi desde el comienzo de la prueba de estimulación hidráulica. Por lo

tanto, la tendencia de eventos controlables en la parte más profunda del pozo se



43

consigue a través de la regulación de la densidad del fluido mediante el cual

realizamos la estimulación hidráulica.

2. Durante la estimulación del test del 27 de mayo del 2003 en el pozo GPK3, cuando el

gradiente de presión se incrementaba como consecuencia de la inyección de salmuera

en el fluido de estimulación hidráulica, la presión absoluta en la sección abierta del

pozo de inyección a 4900 m TVD fue menor de 56 MPa en todo momento. La presión

de falla estructural localizada a una profundidad menor de 4850 m TVD nunca fue

excedida durante el periodo de prueba (Figura 11). De esta manera se consigue

controlar la presión para provocar la fracturación hidráulica en la parte más

profunda del pozo de inyección (sección abierta del pozo de inyección), reduciendo

al máximo posible eventos micro-sísmicos o fracturas en zonas de menor superficie.

Incrementando la presión del fluido de estimulación, se mejorará el inyectado y productividad

de un pozo a grandes profundidades a través de la inducción al fallo estructural del terreno,

mediante su fracturación en las inmediaciones de las paredes de los pozos. A parte de la

presión del fluido, el comportamiento de estas facturaciones también dependerá de otros

factores como la orientación la tensión superficial y el coeficiente de fricción. Normalmente el

comportamiento mecánico de la fallas en una determinada zona, será desconocido antes de

que la primera prueba de estimulación sea realizada y sus resultados sean medidos. Es, por

lo tanto importante que incrementemos la probabilidad de una fractura a altas profundidades

mediante la inyección de un fluido denso a través de la inyección de una solución saturada de

NaCl, tal y como se ha realizado en las instalaciones de Soultz-sous-Forêt. Esta técnica ofrece la

doble ventaja de ser relativamente económica y medioambientalmente respetuosa.

Posteriores fallas pueden ser calculadas en las zonas deseadas a través de simulaciones con los

datos obtenidos de las primeras pruebas realizadas sobre el terreno mediante la dosificación

de una mayor o menor densidad del fluido de estimulación hidráulica, consiguiendo la

sobrepresión necesaria para provocar las fallas necesarias en los puntos requeridos.

3.5.- Creación del depósito – Campo de pozos

Una vez que el volumen inicial ha sido estimulado a través de las aberturas de las fracturas

existentes o a través de la creación de nuevas fracturas, la circulación puede comenzar a

establecerse mediante la perforación de un pozo de producción. Se deben tomar muchas

precauciones en el taladrado de este pozo; se requiere un control direccional del taladrado

para insertarlo en la zona donde se han creado las fracturas durante la fase de estimulación

anterior. Mediante una medición de señales conseguiremos delimitar la zona de fracturación

que hemos generado en la fase anterior. Actualmente, no está consolidada la tecnología que

nos permite delimitar de una manera precisa la zona fracturada. Por lo tanto, es fundamental

conocer la zona fracturada para poder de esta manera realizar la perforación del pozo de

producción a la distancia adecuada del pozo de inyección, para conseguir el calentamiento

necesario del fluido para su posterior utilización en la planta de producción eléctrica.



44

Además nos hemos de asegurar que los caminos abiertos en la roca son lo suficientemente

impermeables para evitar la pérdida de fluido durante su transición a través de la roca

caliente, así como comprobar la correcta interconectividad entre los pozos de inyección y los

pozos de producción creados. Lógicamente, el número de pozos taladrados (inyección y

producción) dependerá del tamaño del depósito, la productividad de los pozos, y el plan de

desarrollo. En términos generales, un nuevo proyecto de una instalación geotérmica EGS

deberá contar con un número de pozos situado entre un rango de 3 y 6, los cuales deberán ser

constantemente estudiados para permitirnos obtener los parámetros de funcionamiento de

los mismos, y una vez que tengamos la certeza de que todo está funcionando correctamente,

si la reserva es potencialmente grande, podremos ampliar el número de pozos de inyección y

producción colocándolos en las zonas idóneas que se estimen a través de un completo estudio

de los datos suministrados por los pozos iniciales.

Los pozos de producción seguirán básicamente los mismos criterios de construcción que los

pozos de inyección anteriormente perforados. Las principales diferencias son el control

direccional en la perforación de los mismos, la finalización de los pozos, y la fijación de los

mismos con los elementos constructivos necesarios para acomodarlos a las tensiones que el

terreno tenga en la zona de mayor profundidad de los pozos.

Figura 16, Vista real de un campo de pozos de producción en una instalación geotérmica EGS.



45

Para tener éxito en la fase de construcción de los pozos de inyección y producción que

completen el campo de pozos de nuestra instalación, es fundamental contar con la

herramienta de cálculo que permita predecir de una manera fiable los flujos de fluido que

circulan por la roca caliente y que son inyectados o recogidos por los pozos creados,

manteniendo el fluido en la roca caliente el tiempo suficiente y poniéndolo en contacto con la

roca caliente a través de la superficie necesaria para poder obtener un fluido de trabajo

óptimo en la parte superficial de los pozos de producción.

3.6.- Funcionamiento y Mantenimiento del Depósito

La clave económica de la tecnología EGS es la capacidad para producir energía en largos

periodos sin recurrir a acciones reparadoras caras, como la perforación no programada de

pozos adicionales. La experiencia en el funcionamiento y mantenimiento de los depósitos EGS

es limitada, y actualmente no hay un conocimiento consolidado para la toma de decisiones.

Los problemas críticos en este punto para el desarrollo de un depósito EGS incluyen la

circulación del fluido, la disolución o precipitación de minerales alterando las características

del depósito EGS, la acumulación de sólidos y gases disueltos, la ineficiencia en la transmisión

de calor, la sismicidad inducida que podría generar inestabilidad sísmica, y las pérdidas de

fluido en el depósito. La industria petrolera y la industria del gas se han ocupado de la mayoría

de estos asuntos, si bien sus experimentaciones y avances no se han realizado en ambientes

geotérmicos. A falta de suficiente experiencia de trabajo en los depósitos EGS, las respuestas

para estas cuestiones mayormente deben ser prueba y error, hasta que podamos consolidar, a

través de la experiencia, estas situaciones.

Operacionalmente, los pozos de un sistema EGS tienen que funcionar a altas presiones y con

altos ratios de inyección y producción de fluidos durante años. El bombeo de fluidos es

necesario para mantener un adecuado flujo de trabajo. Bombas sumergibles que sean capaces

de trabajar a altas temperaturas y de una manera consistente, son uno de los puntos que los

expertos demandan como mejorables, objetivo que ha avanzado enormemente en estos

últimos años. La idoneidad de la tecnología existente para alcanzar los requisitos operacionales

que un depósito EGS demanda, están señalados en la Tabla 8.



46



47

Tabla 8, Tareas a realizar, tecnologías disponibles y su adecuación para el uso en el campo geotérmico, para el

funcionamiento y mantenimiento de un depósito geotérmico EGS en una instalación geotérmica EGS.

El objetivo de la dirección de un sistema EGS es conseguir mantener los ratios de fluido

caliente de salida durante la vida útil para la que ha sido proyectada la planta. Para alcanzar

este objetivo hay que optimizar la extracción de calor, mantener una adecuada tasa de

producción, impedir la pérdida de fluido a lo largo del depósito y minimizar las pérdidas en la

generación de energía eléctrica. La gerencia exitosa del depósito geotérmico EGS requerirá de

un monitoreo cuidadoso de todas las variables anteriormente mencionadas, de la

minimización de pérdidas de calor durante la extracción del mismo del depósito, así como de

la eficiencia de la central eléctrica en la generación de electricidad.

A estas alturas, cada problema o barrera a la que un sistema EGS debe de hacer frente tiene su

solución, aunque alguna de ellas no son todo lo exitosas que cabría esperar, y por lo tanto

tienen que continuar evolucionando. De esta forma, como se muestra en Tabla 8, varios

avances tecnológicos serán necesarios para asegurar un éxito económico:

Las bombas eléctricas sumergibles controlarán las pérdidas de fluido debidas a su uso

a altas presiones en la inyección. Es necesario cubrir las necesidades que las



48

instalaciones geotérmicas EGS demandan, como operaciones en pozos a alta

temperatura y altas profundidades, avances técnicos en las conexiones de la bomba o

materiales para el sellado de las mismas. Las bombas eléctricas sumergibles con

motores de entre 1,000-3,000 caballos de vapor, deben tener una vida útil superior a

los 3 años bajo unas condiciones de trabajo de más de 200 ºC.

Las herramientas endurecidas para altas temperatura, que trabajan en la

monitorización en tiempo real de la temperatura, presión y flujo, son de una

importancia capital permitiendo el control hidrológico del depósito, la evolución

termal del mismo, el control de la interacción entre la roca y el fluido y la provisión de

los datos necesarios para la validación y actualización de los modelos de simulación de

la reserva.

El funcionamiento de un depósito EGS implica de forma inevitable la inyección de

fluidos que no se encuentran en equilibrio con la masa de roca caliente que se

encuentra en las profundidades de la instalación. Como consecuencia se producen

procesos de degradación de los pozos, especialmente en su parte final en la cual entra

en contacto con la roca caliente, estando los tratamientos disponibles en la actualidad

lejos de permitir la operatividad de los pozos a largo plazo de una forma eficiente,

necesitando por lo tanto periodos de parada para proceder con las tareas de

mantenimiento planificadas.

Aunque la investigación impulsada por el US Department of Energy (DOE) ha

significado un avance en la modernización y el uso de trazos para la caracterización de

los sistemas geotérmicos, el desarrollo de estos sistemas está todavía por completar y

consolidar. Por ejemplo, sistemas eficientes que puedan medir y monitorizar la

superficie de la roca caliente en la que se realizan los intercambios de calor entre el

depósito y el fluido no tienen la precisión idónea que demandarían, limitando de esta

forma la capacidad de cuantificar y predecir el volumen de extracción de calor de

manera eficiente.

La sismicidad inducida es un asunto con potencial para paralizar, si no poner punto

final a un proyecto, como por ejemplo se han paralizado en Soultz-sous-Forêt, Francia,

y Basilea, Suiza. Los estudios sobre la sismicidad, incluyendo uno publicado por orden

de la Agencia Internacional de Energía, concluyen que es muy improbable que el

trabajo en un depósito geotérmico EGS pueda deparar en terremotos potencialmente

peligrosos. No obstante, la sismicidad que una instalación geotérmica EGS podría

provocar, puede tener consecuencias fuertemente negativas en la realización de

proyectos de EGS cerca de zonas pobladas. En el caso de los EEUU, el impacto inicial

sería muy bajo ya que este país cuenta con inmensas zonas, prácticamente aisladas, y

que dan el perfil necesario para la implantación de un depósito geotérmico EGS. El

estado actual de conocimiento no nos aporta soluciones tecnológicas ante la aparición

de actividad sísmica, lo cual es un gran riesgo ya que la aparición de estos movimientos

puede provocar el fracaso del proyecto en una etapa avanzada del mismo.



49

La gerencia del depósito geotérmico EGS y la operatividad del mismo descansan sobre

robustos modelos de simulación que pueden predecir con cierta precisión el

comportamiento del depósito geotérmico EGS. Para una operatividad óptima del

depósito geotérmico EGS, un completo y robusto modelo hidrológico, térmico,

mecánico y químico (H-T-M-C) será necesario para la exacta previsión del

comportamiento del fluido de trabajo, de las transferencias térmicas, los procesos de

fracturación que se dan en la roca caliente y las reacciones químicas existentes

durante el trabajo en el depósito geotérmico EGS.

Los requisitos específicos de tecnología en esta etapa de desarrollo del depósito geotérmico

EGS permanecen inciertos debido a la corta y todavía insuficiente experiencia operativa. Una

muestra de la novedad de estos sistemas es que la experiencia operacional es medida, en

muchos casos, en meses en vez de en años. Las soluciones tecnológicas que se vayan dando en

los próximos años, marcarán de una manera muy acusada el futuro de este tipo de energía, el

cual además de ser una energía totalmente limpia, posee un potencial asombroso, pero como

todo sistema necesita tener a su alcance el desarrollo tecnológico necesario para poder

alcanzar la viabilidad económica.



50



51

4.- DRILLING TECHNOLOGY.

El principal obstáculo que tiene los sistemas geotérmicos mejorados para su consolidación a

nivel productivo a gran escala, consiste en contar con la tecnología y la maquinaria adecuada

para construir y permitir el funcionamiento de las centrales de una manera económicamente

viable. Este es el punto decisivo que marcará el futuro en las próximas décadas de este tipo de

energía debido a que actualmente tanto la tecnología como las herramientas y maquinarias

empleadas para la realización del taladrado a grandes profundidades tienen un amplio margen

de mejora.

Hemos escogido el drilling o taladrado por ser el proceso más costoso que nos encontramos

en la instalación y puesta en marcha de una instalación geotérmica EGS. Por lo tanto es un

proceso clave que actualmente está siendo ampliamente investigado y del que se confía

fervientemente, se obtengan grandes mejoras y resultados en los próximos años.

A continuación vamos a dar una visión general sobre la herramienta de corte que lleva a cabo

el proceso de drilling, con el objeto de tener una visión general sobre su composición,

funcionamiento y desarrollo.

4.1. CABEZAL DE CORTE PDC.

El cabezal de corte PDC, Figura 17, ha ganado popularidad en la perforación para petróleo

debido a su larga vida junto con su capacidad para mantener una alta tasa de penetración

(ROP) “Rate of Penetration”. La acción de cizalladura inducida por corte fijo, nos ha

demostrado ser más eficaz para penetrar la roca que el efecto de trituración de los dientes de

los rodillos. Sin embargo, los cabezales de corte PDC tradicionalmente han tenido limitaciones

cuando se enfrentan a materiales duros. En el caso que nos ocupa, es decir, en el caso de la

energía geotérmica mejorada, la cual es vista como una de las fuentes energéticas

prometedoras en los EE.UU., se sufre de una baja tasa de penetración y el alto desgaste de las

herramientas de corte que realizan la perforación de los diferentes pozos de la instalación.



52

Figura 17, Vista de un cabezal de corte PDC.

La mayoría de los cabezales de corte PDC se componen de un cuerpo de matriz dura que se

fresa en un bloque sólido de acero. La matriz es fresada de tal forma que las cuchillas ubicadas

en los cabezales de corte tengan la mayor eficiencia posible, respetando las áreas abiertas para

que el material y el flujo de lodo cortado pueda escapar de la corona circular.

Figura 18, Vista esquemática del camino circular de corte que realiza una sola cuchilla de un cabezal de corte PDC a

través del movimiento de rotación del propio material



53

Figura 19, Vista esquemática de una chuchilla de un cabezal de corte PDC, en donde se aprecian los parámetros que

actúan en la operación de corte.

En las Figuras 17, 18 y 19 se muestra un cabezal de corte PDC típico de 8 ½ de diámetro de uno

de los fabricantes principales de cabezales de corte PDC del mercado. En la Figura 17, se puede

apreciar que en los cabezales de corte PDC se ubican unas láminas de corte de color oro. Las

vías de flujo para la evacuación de material y barro cortado son de color azul. Cada cuchilla

está fijada en el cabezal y la roca es cortada cuando el cabezal se pone en funcionamiento

siguiendo una trayectoria circular. La Figura 18 muestra un esquema de la trayectoria circular

para una cuchilla del cabezal PDC al girar la broca. En la Figura 19 se muestra un dibujo en el

plano vertical de una única cuchilla. La cuchilla penetra en la roca a través del punto de carga

en cada movimiento de corte y mediante la aplicación de un peso sobre la broca (WOB)

“weight on the bit”. El cortador está ligeramente inclinado con un ángulo, φ, con respecto a la

roca. El ángulo, φ, es la inclinación del respaldo de la cortadora. El grado de eficiencia que un

cabezal de corte PDC posee depende de los siguientes factores:

El aumento de dureza de roca reduce la tasa de penetración.

El aumento de peso sobre el cabezal y de las rpm provoca un aumento de la tasa de

penetración, siempre y cuando el material cortado se evacue de manera eficiente.

El número de cuchillas, su inclinación del respaldo y otras características de diseño de

la broca también afectará a la tasa de penetración.

Y, por último, el material con el que está elaborado el cabezal de corte PDC y su diseño

afectará a la tasa de penetración.

Por ejemplo, cuchillas elaboradas de finas láminas de diamante de 10 μm de tamaño, poseen

mejores tasas de penetración y menores índices de abrasión que aquellas elaboradas con

láminas de mayor tamaño (70 μm). Adicionalmente, redondeando las esquinas o aristas vivas

de las cuchillas e incrementando la presión en la sinterización se consigue una herramienta



54

más estable térmicamente que proporciona un rendimiento dramáticamente mejorado en el

caso de perforaciones en rocas duras.

4.2. EFICIENCIA DE CORTE.

Una manera adecuada de mejorar el cabezal de corte PDC consiste en relacionar la eficiencia

de corte con el volumen de roca eliminada por el cortador y con la potencia empleada en la

acción de corte. Para poder describir la eficiencia de corte, introduciremos un nuevo término

denominado volumen específico. Este viene definido como el cociente entre el volumen de

roca eliminado en una determinada acción de corte y la potencia empleada para la realización

de dicha acción de corte.

Lógicamente, cuanto mayor sea este cociente, mejor será el corte realizado y, por lo tanto,

mayor eficiencia tendrá el corte, mientras que por el contrario; cuanto menor sea este

cociente, peor será el corte realizado y, por lo tanto, menor eficiencia tendrá el corte. Este

valor será un indicador de referencia a la hora de evaluar el trabajo realizado por un cabezal de

corte PDC.

4.3. CONCLUSIONES.

El análisis de la eficiencia de corte de un cabezal PDC arroja dos importantes conclusiones a

tener en cuenta en todo proceso de perforación.

1. La inclinación de respaldo de la cortadora, φ (Figura 19), con la que debe trabajar un

cabezal de corte PDC se debe ubicar entre 0 y 25 grados. Teniendo en cuenta que

cuanto mayor sea la aproximación del valor de este ángulo a 0 grados, mayor es la

eficiencia del cabezal de corte PDC, concluimos que el ángulo ideal debe estar

comprendido entre 0 y 5 grados.

2. La profundidad de corte, hc (Figura 19), debe de ser lo más grande posible para

obtener una mayor eficiencia de corte. Sin embargo, una profundidad de corte

demasiado grande causará problemas en el cabezal de corte PDC ya que someterá a

este a un esfuerzo mucho mayor. Por lo tanto, concluimos que la profundidad de corte

ideal debe estar comprendida entre 0.04 y 0.06 pulgadas.



55

5.- INNOVACIONES

5.1. TÉCNICAS INNOVADORAS EN LOS SISTEMAS GEOTÉRMICOS MEJORADOS (EGS).

Son muchas las técnicas innovadoras que se están estudiando en estos últimos años en el

campo de los Sistemas Geotérmicos Mejorados, con el objeto de mejorar su rendimiento,

aumentando y facilitando la viabilidad de dichas instalaciones. Cada día está más cerca el

momento en el que se alcance la rentabilidad económica de este tipo de instalaciones y

podamos empezar a comprobar cómo se construyen las primeras instalaciones geotérmicas

EGS comerciales. Desde luego las inversiones realizadas por las grandes potencias mundiales

en este campo, especialmente por EEUU, permiten albergar muchas esperanzas sobre el

futuro a medio plazo de esta fuente de energía renovable.

De entre las técnicas innovadoras que se están desarrollando, hemos elegido plasmar en este

documento dos de ellas, que son las que consideramos de mayor importancia. En primer lugar,

la sustitución del agua como fluido de trabajo en la estimulación hidráulica de la reserva

geotérmica por el uso de fluidos densos, los cuales permiten optimizar de manera acusada el

proceso de fracturación de la roca caliente y seca, abriendo mayores vías de flujo entre los

pozos de inyección y producción y minimizando los riesgos de movimientos sísmicos, en el que

es, sin duda, el punto clave de la puesta en funcionamiento de una instalación geotérmica EGS.

En segundo lugar, entendemos también que está siendo una innovación y un avance de gran

importancia la sustitución del agua como fluido de trabajo en la instalación geotérmica EGS

por el CO2. Explicamos los recientes estudios que se han realizado sobre el tema en los que se

obtiene el notable beneficio de aumentar los ratios de extracción de calor de la reserva

geotérmica EGS, por lo que aumentamos la capacidad potencial de generación de energía

eléctrica y la gran ventaja de poder controlar de una manera más eficaz el proceso de

decrecimiento térmico que se produce en toda instalación geotérmica EGS a lo largo de su uso;

pudiendo regular, de esta forma, el equilibrio entre el ratio de extracción de calor y el ratio de

flujo de masa del fluido de trabajo que está directamente relacionado, con la aparición del

decrecimiento térmico de la reserva geotérmica EGS, para obtener la proporción de

generación eléctrica que más nos interese a lo largo de su uso en función de los usos que

vayamos a dar a dicha energía.

5.1.1. USO DE FLUIDOS DENSOS EN LA ESTIMULACIÓN HIDRÁULICA.

En este punto nos centraremos en la explicación de una de las innovaciones más potentes que

han sido y están siendo estudiadas, su nombre, uso de fluidos densos para el comienzo de la

estimulación hidráulica “use of dense fluids for initiating hydraulic stimulation”.

Para mejorar principalmente la permeabilidad de las fracturas generadas en las zonas más

profundas de una reserva geotérmica, un fluido denso puede ser inyectado durante la fase

inicial de la estimulación hidráulica. El ejemplo más claro en Europa lo tenemos en el sistema

geotérmico mejorado de Soultz-sous-Forêt (Francia), en donde para conseguir una mejora en

el proceso de permeabilización del sistema a una profundidad de unos 5.000 metros, se



56

inyectó un fluido denso basado en un concentrado de NaCl (cloruro de sodio, Figura 20). Los

efectos de esta inyección han sido estimados usando técnicas de medida hidráulicas y de micro

sismicidad.

Figura 20, Cloruro de Sodio (NaCl).

La estimulación hidráulica es el método actualmente usado para crear un intercambio de calor

a altas profundidades con la menor resistencia hidráulica posible para un sistema geotérmico

mejorado basado en la fractura de roca caliente. El proceso de estimulación tiene

principalmente los siguientes tres objetivos:

Mejorar el inyectado y productividad de los pozos perforados para alcanzar un ratio de

flujo de masa de circulación económicamente viable.

Mejorar los circuitos por donde el fluido transita a altas profundidades, en los pozos de

producción y, en particular, alcanzar la mayor temperatura posible de producción en el

fluido de trabajo, lo que incrementará la capacidad potencial de generación eléctrica.

Mejorar la impermeabilidad en la roca caliente con el objeto de minimizar al máximo

la posibilidad de pérdidas en el circuito entre los pozos de inyección y los pozos de

producción.

La superficie de intercambio de calor en un EGS se encuentra situada a grandes profundidades

en donde el fluido obtiene dicho intercambio de calor a través de su circulación por la inmensa

red de fracturas creadas en la roca caliente y seca. Por lo tanto, la disminución de la

permeabilidad de estas vías, significará directamente un incremento de la eficiencia del



57

sistema ya que el fluido será capaz de recorrer todas estas vías con menores pérdidas de

fluido, y por lo tanto, mayores eficiencias. De la misma manera un proceso de

permeabilización de la roca caliente, lleva de la mano consecuentemente, otro proceso de

nuevas aperturas de fracturas en la roca caliente. El proceso de fracturación es acompañado

por la liberación de tensión, la cual puede ser frecuentemente detectada y localizada como un

evento de micro-sismicidad.

Técnicamente, la sobrepresión, desde la superficie, puede ser controlada a través de la presión

de bombeo que se esté utilizando, las etapas de inyección y la densidad del fluido utilizado. La

densidad del fluido utilizado puede ser modificada mediante la adicción de contenido sólido

(NaCl en el caso de la planta de Soultz-sous-Forêt) y también, aunque de una forma menos

viable, a través de su temperatura.

Durante la fase inicial de la estimulación, por ejemplo, un fluido denso podría ser inyectado

para abrir un determinado número de fracturas situadas en la parte más profunda de la roca

caliente. Esta técnica fue aplicada en el proyecto de Soultz-sous-Forêt. La estimulación a través

de las perforaciones de hasta 5 km de profundidad comenzó con la inyección de una disolución

de NaCl con una densidad cercana a los 1200 kg/m3 a 10 ºC de temperatura.

Los efectos producidos por la inyección de este fluido denso durante la primera fase fueron

estudiados a través de modelos de presión y de micro sismicidades, siendo destacables los dos

resultados siguientes:

La dependencia, en instalaciones a altas profundidades, de la presión local requerida

para provocar la falla de corte de las fracturas.

El efecto en el uso de fluidos densos para inducir de manera selectiva, fracturas a

grandes profundidades, durante la fase inicial de estimulación hidráulica.

5.1.2. USO DEL DIÓXIDO DE CARBONO (CO2) COMO FLUIDO DE TRABAJO.

La utilización de CO2 en lugar de agua como fluido de trabajo a altas presiones, es un nuevo

concepto de funcionamiento de una instalación geotérmica EGS, propuesto por (Brown, 2000).

Como (Brown, 2000) señala, el CO2 tiene ciertas propiedades químicas y termo-físicas que lo

hacen atractivo como medio de transferencia de calor. Las pérdidas de agua presentan un

obstáculo para la comercialización de instalaciones geotérmicas EGS basadas en el uso de agua

como fluido de trabajo (Abé, Duchane, Parker, Kuriyagawa, 1999), mientas que las pérdidas de

fluido en una instalación geotérmica EGS operada con CO2 podrían alcanzar un almacenaje

geológico de CO2 con beneficios secundarios.

Un factor adicional para la explotación de CO2 como fluido de trabajo es que las instalaciones

geotérmicas basadas en el uso de agua como fluido de trabajo, presentan importantes

dificultadas debido a la disolución de minerales y a las fuertes reacciones químicas que pueden

existir entre la masa de roca y los acuíferos a altas temperaturas [(Durst, 2002), (Bächler,

2003), (Xu, Pruess, 2004), (Rabemanana, Vuataz, Kohl, André, 2005), (André, Rabemanana,

Vuataz, 2005)]. Esto nos conduce al doble problema de una corta circulación a través de las



58

grietas y caminos abiertos en la masa de roca durante la estimulación hidráulica y la formación

de taponamiento de alguno de dichos caminos debido a las reacciones químicas que pueden

darse en el interior. Por otro lado, el CO2 no es una disolución iónica, por lo que no existen

problemas significativos de disolución-precipitación (Fouillac, Sanjuan, Gentier, Czernichowski-

Lauriol, 2004). En la Tabla 9 se muestra una comparación resumida del CO2 y el agua para su

utilización como fluido de trabajo en una instalación geotérmica EGS. Las propiedades

consideradas favorables están mostradas en cursiva.

Tabal 9, Comparación resumida del CO2 y el agua para su utilización como fluido de trabajo en una instalación

geotérmica EGS.

Se muestra en la referencia (Pruess, 2006) una primera e inicial exploración cuantitativa de la

extracción de calor de una instalación geotérmica EGS. Simulaciones de un hipotético uso de

CO2 como fluido de trabajo para la extracción de calor en la instalación geotérmica EGS de

Soultz-sous-Forêt muestran aproximadamente un aumento en un 50% del ratio de extracción

de calor en comparación con el uso de agua como fluido de trabajo, con la ventaja de que el

CO2 es también más eficiente a bajas temperaturas. Para una instalación geotérmica EGS

basada en agua como fluido de trabajo, la mayor parte del diferencial de presión entre el pozo

de inyección y el pozo de producción es usado para mover el fluido (con una alta viscosidad) en

las inmediaciones del pozo de inyección. Por el contrario, la viscosidad del CO2 como fluido de

trabajo se incrementa mucho menos a bajas temperaturas, por lo que una gran parte de la

presión empleada en el caso anterior es aprovechable en el pozo de producción.

Las simulaciones realizadas en los diferentes estudios descritos en la referencia (Pruess, 2006),

comparan el uso de CO2 y agua como fluido de trabajo de una instalación geotérmica EGS para

un rango de condiciones termodinámicas limitado; por ejemplo, la presión inicial de la reserva

geotérmica tiene un valor de 500 bar (1 bar = 105 Pa) en todos los casos. Existen otras

limitaciones de la misma manera, tales como el uso de un área de modelado bidimensional

(2D) para la reserva geotérmica EGS. Tal modelo podría ser adecuado para un sistema

geotérmico EGS que use agua como fluido de trabajo, pero sin embargo en el caso de usar CO2

como fluido de trabajo, la diferencia de densidades entre el fluido caliente cercano a los pozos

de producción y el fluido frío cercano a los pozos de inyección es mucho mayor que para el

agua, por lo que esto significa que podrían sucederse efectos tridimensionales (3D).



59

5.1.2.1. DEPENDENCIA DE LA PRESIÓN EN EL COMPORTAMIENTO DEL FLUIDO EN LA

RESERVA.

Consideramos una reserva geotérmica fracturada ideal con los parámetros representativos de

las condiciones existentes en la instalación geotérmica EGS de referencia (Soultz-sous-Forêt,

Tabla 10). Tomaremos como parámetros de funcionamiento los cinco puntos ubicados en la

zona fracturada de masa de roca de la reserva geotérmica de esta instalación y que son

mostrados en la siguiente tabla.

Tabla 10, Parámetros de cinco puntos ubicados en la zona fracturada de masa de roca de la reserva geotérmica de

esta instalación y que son mostrados en la siguiente tabla.

La Figura 21, muestra la simulación de los ratios de extracción de calor para una temperatura

inicial de la reserva geotérmica de 200ºC y unas presiones de 500, 200, 100 y 45 bar

respectivamente. Aunque en condiciones geológicas normales, las temperaturas de 200ºC solo

serían encontradas a grandes profundidades, en torno a 5 km de profundidad, tales

temperaturas también podrían ser encontradas a menores profundidades, correspondiendo a

pequeñas zonas de fluidos presurizados entre zonas rocosas de gran dureza o a pequeñas

reservas geotérmicas marginales. Tales sistemas podrían suponer buenas oportunidades de

explotación. Para la comparación que mostraremos a continuación, simularemos la extracción

de calor en sistemas que tienen la misma temperatura y presión, así como los mismos

parámetros de funcionamiento y de explotación de la reserva geotérmica. Resulta que el

comportamiento de la producción en sistemas geotérmicos EGS con agua como fluido de

trabajo es altamente insensible a la presión inicial de la reserva, tal y como la curva etiquetada



60

como “wáter” en la Figura 21 representa en el completo rango de presiones estudiado. Parece

evidente que los ratios de extracción de calor, para sistemas que usen CO2 como fluido de

trabajo, cuando la presión de trabajo es superior a la crítica (P>Pcrit=73,82 bar), presiones

supercríticas, son considerablemente más duraderas en el tiempo que los sistemas que usan

agua. Para presiones subcríticas (P<Pcrit=73,82 bar), se obtiene un ratio mucho menor de

extracción de calor, como era de esperar, debido a que la densidad es mucho más baja en el

CO2 gaseoso en comparación con el CO2 supercrítico. Por lo tanto, el trabajo con CO2 a tan

bajas presiones se considerará ineficiente y no es considerado una alternativa al uso de

agua, ya que los ratios de extracción de calor a través de CO2 a tan bajas presiones son

inferiores a los ratios de extracción de calor a través de agua.

Figura 21, Simulación de los ratios de extracción de calor para diferentes presiones en la reserva geotérmica para

una temperatura de 200ºC. La curva etiquetada como “wáter” muestra el comportamiento de la producción de un

sistema geotérmico EGS que use agua como fluido de trabajo.

La evolución de los ratios de extracción de calor a lo largo del tiempo cuando usamos CO2

como fluido de trabajo presenta las siguientes situaciones según se puede observar en la

Figura 21.

En el caso de emplear una presión de 500 bar, existe una clara disminución del ratio de

extracción de calor a lo largo del tiempo. Inicialmente el ratio de extracción de calor es

muy alto, pero progresivamente va disminuyendo a lo largo de los años si proseguimos

con el trabajo con estas presiones.

Cuando empleamos una presión de 200 bar, el ratio de extracción de calor permanece

constante y con valores altos durante los primeros 15 años, para continuar con un

rápido decaimiento de este valor. Durante los primeros 15 años el ratio de extracción

de calor es óptimo, aunque su descenso posterior es muy acusado.



61

En el caso de emplear una presión de 100 bares, el ratio de extracción de calor,

inicialmente es moderadamente bueno, siendo la gran ventaja de trabajar a estas

presiones el progresivo aumento de la extracción de calor durante los primeros 30

años, lo que te permite obtener valores globales de extracción de calor óptimos. A

partir del año 30 comienza una moderada caída del valor de extracción de calor a estas

presiones.

En cualquiera de los tres casos anteriores los valores de extracción de calor son

notablemente superiores a los ratios de extracción de calor que podemos obtener mediante

el uso de agua como fluido de trabajo en una instalación geotérmica EGS, lo que hace del uso

de CO2 una alternativa muy competitiva para su utilización en futuras instalaciones

geotérmicas EGS. Este sorprendente y contundente comportamiento puede ser entendido por

la peculiar movilidad del CO2;

(densidad / viscosidad); respecto a la temperatura y la

presión (Figura 22). Las líneas trazadas en la Figura 22, muestran el rango de condiciones

termodinámicas desde la temperatura inicial de la reserva geotérmica a 200ºC hasta la

temperatura inicial de la inyección a 20ºC que el fluido encontrará durante su circulación por la

instalación geotérmica EGS.

Figura 22, Movilidad

del CO2 en unidades de 106 s/m-2 en función de la temperatura y la presión. Las líneas

trazadas indican el rango de condiciones termodinámicas encontradas por el fluido de trabajo a diferentes

temperaturas y presiones de la reserva geotérmica EGS.

Al parecer, a 500 bar de presión, el decrecimiento de las temperaturas de la reserva

geotérmica causará una disminución de la movilidad del fluido de trabajo CO2. Esto provoca un

decrecimiento del ratio de flujo de masa con el tiempo para el caso de trabajar a 500 bar, tal y

como puede comprobarse en la Figura 23. Para una presión de trabajo de 200 bar en la reserva



62

geotérmica EGS, la movilidad del fluido se incrementa a medida que la reserva geotérmica EGS

se va enfriando debido a la extracción de calor, causando un continuo incremento en los ratios

de flujos de masa con el tiempo (Figura 23). Esto prácticamente compensa la reducción del

potencial térmico de la reserva, obteniendo ratios de extracción de calor que permanecen

prácticamente constantes durante un largo periodo de tiempo (Figura 21). El decrecimiento

final de los ratios de extracción cuando se trabaja a 200 bar, ocurre cuando el efecto de la

pérdida de potencial térmico en la reserva se vuelve más acusado que el incremento del ratio

de flujo de masa. En el caso de una presión de 100 bar, los ratios iniciales de extracción de

calor y masa son más pequeños que en el caso de trabajar a una presión de 200 bar, debido a

que la movilidad del fluido es menor, pero sin embargo, existe un incremento acusado en la

movilidad del fluido con el tiempo, cuando se produce un decrecimiento del delta de

temperatura entre la inyección y producción a través de las vías por las que el fluido de trabajo

se mueve. Esto provoca un aumento del ratio de extracción de calor, superando al obtenido

para una presión de trabajo de 200 bar.

Figura 23, Simulación de los ratios de flujo de masa de CO2-EGS para diferentes presiones de trabajo en la reserva

geotérmica a una temperatura de 200ºC. La curva etiquetada con el nombre de “wáter” el comportamiento

productivo de un sistema basado en agua, el cuál es insensible a la presión de la reserva geotérmica.

Los efectos de la temperatura dependientes de la movilidad del fluido están ilustrados en la

Figura 24, la cual muestra los perfiles de presión a lo largo de una línea que conecta el pozo de

inyección y el de producción para unas presiones de 100 y 500 bar, respectivamente. Para la

presión de 500 bar, el gradiente de presión cerca del pozo de inyección (parte derecha de la

Figura 24) es considerablemente más alto que aquel que se encuentra cerca del pozo de

producción, ya que la temperatura en la inyección es menor que la que se obtiene en la

producción y por lo tanto la movilidad del fluido es más alta en la zona de producción. De la



63

misma manera también se muestra el comportamiento cuando la presión de trabajo en la

reserva geotérmica es de 100 bar.

Figura 24, Perfiles de presión para los casos de 100 y 500 bar (CO2-EGS) después de 25 años de circulación de fluido.

El pozo de producción se encuentra a una distancia 0 (origen del gráfico), mientras que el pozo de inyección se

encuentra a una distancia de 707,1 metros.

La conclusión que podemos obtener, es que el comportamiento de una instalación EGS que

funcione con CO2 como fluido de trabajo es mucho más sensible a la presión de trabajo con

la que se opere en la reserva geotérmica que en el caso de que la instalación EGS funcione

con agua como fluido de trabajo. La movilidad del agua es altamente dependiente de la

viscosidad y disminuye acusadamente con las caídas de temperatura. Sin embargo, en el caso

del CO2, tanto la viscosidad como la densidad dependen significativamente de las

temperaturas y, de esta forma, el comportamiento es distinto para diferentes regímenes de

presiones de trabajo. Esto conduce a fuertes variaciones en la movilidad del fluido de trabajo

que pueden realmente incrementar los ratios de extracción de calor a lo largo del tiempo para

presiones constantes de trabajo en los pozos de inyección, en la reserva geotérmica y en los

pozos de producción.

5.1.2.2. EFECTOS DE DISCRETIZACIÓN DEL ESPACIO.

Las simulaciones realizadas hasta el momento usan un espacio de discretización basto. El

modelo utilizado tiene 36 bloques de 5 puntos cada uno, lo que hace un total de 180 puntos de

discretización, dividiendo la distancia desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción

de 707,1 metros en diez cuadrículas de 70,71 metros cada una de ellas. En un esfuerzo por

examinar la posible sensibilidad de los resultados en función de los efectos producidos por la



64

discretización del espacio, adicionalmente fueron desarrolladas dos cuadriculas

bidimensionales de 144 bloques, con un total de puntos, por lo tanto de 720. Los resultados de

la simulación para los ratios de flujo de masa y de extracción de calor de la reserva geotérmica

EGS para unas condiciones de (T, P) = (200 ºC, 200 bar) con los fluidos de trabajo de CO2 y

Water respectivamente, son mostrados en la Figura 25. Las diferencias entre una

discretización baja o basta y una discretización alta o fina son sorprendentemente pequeñas.

Figura 25, Comparación del ratio de flujo de masa (arriba) y el ratio de extracción de calor (abajo) para una reserva

geotérmica que opera en unas condiciones de (T, P) = (200 ºC, 200 bar) con los fluidos de trabajo CO2 y Water

respectivamente usando una discretización basta o fina según los datos indicados arriba.

Debe hacerse notar que para el mismo diferencial de presión aplicado entre el pozo de

inyección y el pozo de producción, con una discretización fina se reduciría los ratios de flujo de

masa y de extracción de calor, debido al hecho de que las presiones de inyección y producción

están aplicadas a un radio más pequeño desde sus respectivos pozos. En la discretización fina

mostrada en la Figura 25, se compensa este efecto mediante el incremento de la diferencia de

presión entre la inyección y la producción. En la discretización basta (36 bloques) el resultado

del ratio de flujo de masa es de 184,6 kg/s mientras que la discretización fina (144 bloques) el

resultado del ratio de flujo de masa es de 148,9 kg, un resultado 0,807 veces menor. Se puede



65

compensar esta diferencia a través de un incremento en la presión entre inyección y

producción de 20 bar de forma que (20/0,807) = 24,8 bar. Los cálculos isotérmicos para CO2

usando la discretización basta y la discretización fina, muestran respectivamente, ratios de

flujo de masa muy similares cuando aplicamos esta presión de corrección. Como era esperado

y es confirmado por los resultados de los cálculos mostrados en la Figura 25, la presión

correctora provoca, prácticamente, idénticos ratios de flujo de masa y de extracción de calor

en los primeros años. Según el tiempo avanza, las variaciones que se producen son mínimas y

tienden a desaparecer con el paso del tiempo.

De esta forma concluimos que existe una mínima sensibilidad de la simulación de reservas

geotérmicas fracturadas respecto al tamaño de la discretización utilizada para su cálculo. De

esta forma utilizaremos un tamaño de cuadrícula para la realización de los cálculos del modelo

razonable no siendo necesario realizar una discretización fina para la obtención de buenos y

fiables resultados.

5.1.2.3. EFECTOS TRIDIMENSIONALES.

El modelo bidimensional expuesto en la sección anterior ignora el efecto del flujo vertical y no

tiene en cuenta la posible dependencia del flujo horizontal respecto a la profundidad. Esta

sería una buena aproximación cuando los efectos gravitatorios en la reserva geotérmica sean

débiles, como es en el caso de un fluido de trabajo cuya densidad varíe débilmente con la

temperatura y la presión. Por ejemplo, para el agua, la densidad en el pozo de inyección y en

pozo de producción con condiciones de (T, P) = (20ºC , 210 bar) y (T, P) = (200ºC , 190 bar) es

de 1007,6 y 877,5 kg/m3 respectivamente (IFC, 1967), lo cual supone una diferencia del 14,8%,

lo cual es considerado como una variación pequeña. Sin embargo, en el caso de utilizar como

fluido de trabajo el CO2, las densidades en estas condiciones fluctúan de 943,2 a 245,0 kg/m3

respectivamente (Altunin, 1975), lo cual supone una diferencia del 385%. Por lo tanto, en el

caso de CO2, nosotros podríamos esperar efectos en el flujo muy significativos al aplicar un

modelo tridimensional al fluir el líquido denso en la zona de inyección, no solamente

horizontalmente hacía la zona de producción, sino que también fluye verticalmente. Podrían

surgir importantes efectos tridimensionales de la dependencia del diferencial de presión entre

los pozos de inyección y los pozos de producción respecto a la profundidad de las zonas

estudiadas.

Se desarrolla un análisis tridimensional del flujo en una instalación EGS operada con CO2

usando las mismas propiedades de la reserva geotérmica que en la sección anterior y la misma

discretización que en el caso anterior del modelo bidimensional. Adicionalmente se realiza una

discretización del espesor de la reserva geotérmica EGS de 305 metros en cinco capas de 5x50

metros y una capa en la parte inferior de 55 metros. La reserva geotérmica EGS se encuentra

inicialmente a una temperatura de 200ºC y a una presión de 200 bar. La Figura 26 muestra el

perfil inicial de la presión en la reserva, junto con los perfiles de presiones estáticas en la

inyección para una temperatura de 20ºC y de producción para una temperatura de 200ºC,

correspondientes a unas presiones de 210 y 190 bar, respectivamente en la primera de las

capas de la reserva geotérmica. La Figura 26 muestra que debido a la gran densidad del fluido



66

en las condiciones de inyección, las presiones aumentan con la profundidad de una manera

mucho más acusada en la zona de inyección de lo que lo hacen en la zona de producción

donde la densidad es claramente inferior. Exactamente se produce un diferencial de presión

entre la inyección y la producción en la capa más alta que representa a la reserva geotérmica

de (210 – 190) = 20 bar mientras que en la capa más baja profunda que representa a la reserva

geotérmica existen un diferencial de presión entre la inyección y la producción de (233,5 –

192,2) = 37,3 bar. De esta forma un sistema de inyección producción con ambos pozos

abiertos durante el completo espesor de la reserva geotérmica EGS, generará ratios de flujo

de masa que sustancialmente se incrementarán con la profundidad. El decrecimiento térmico

de la reserva geotérmica EGS será entonces más rápido a grandes profundidades y por lo tanto

es posible que el fluido de trabajo CO2 que fluye por la zona de mayor profundidad de la

reserva consiga un menor ratio de extracción de calor que el fluido que fluye por la parte

menos profunda de la reserva.

Figura 26, Perfil de presiones en una reserva geotérmica con CO2 como fluido de trabajo a una temperatura de

200ºC y una presión de 200 bar en la capa menos profunda de la reserva geotérmica (25 metros por debajo de la

parte más alta). También se muestran los perfiles de presiones en los pozos de producción y de inyección relativos a

las presiones de producción e inyección en los pozos de 190 y 210 bar respectivamente. Las temperaturas asumidas

en estos puntos son de 200ªC para en el pozo de producción y de 20ºC en el pozo de inyección.

Estas previsiones son confirmadas por los resultados de la simulación numérica. La Figura 27

muestra los ratios de flujo de masa para las diferentes capas en la zona del pozo de producción

y la Figura 28 muestra las temperaturas a las que se produce el CO2 resultante. La capa 6 (la

que se encuentra en la parte inferior de la reserva geotérmica) tiene los mayores ratios de

flujo de masa, lo cual muestra un substancial incremento sobre el tiempo del enfriamiento de

la reserva geotérmica en esta zona y por lo tanto de la disminución del ratio de extracción de

calor del fluido de trabajo la zona más profunda. El aumento del flujo de fluido hacia la zona

más profunda de la reserva ocasiona un deterioro térmico temprano con un considerable



67

decrecimiento de la temperatura de producción después de solamente 5 años. Frontalmente

se sitúa el flujo que atraviesa la capa 1 (la que se encuentra en la parte superior de la reserva

geotérmica) y que tiene los menores ratios de flujo de masa, los cuales además disminuyen

con el tiempo y provocan que el decrecimiento térmico no llegue nunca antes de los 25 años

de funcionamiento.

Figura 27, Ratios de flujo de masa de producción en las diferentes capas (1 capa menos profunda, 6 capa más

profunda) que simulan la reserva geotérmica para una instalación EGS que trabaja con un CO2.

Figura 28, Temperaturas de producción en las diferentes capas (1 capa menos profunda, 6 capa más profunda) que

simulan la reserva geotérmica para una instalación EGS que trabaja con un CO2.



68

El fuerte incremento en los ratios de flujos de masas sobre el tiempo en la capa 6 se produce,

en parte, debido a la propia auto-regulación de la instalación. De hecho, a medida que la

reserva geotérmica se enfría, la movilidad del fluido aumenta proporcionando la respuesta

adecuada para poder mantener unos ratios de producción de energía similares a los que

inicialmente se generaban. Por lo tanto, cuanto mayor potencial geotérmico, es decir, de

temperatura tiene la reserva, mayor es la dificultad de aumentar los ratios de flujo de masa en

la producción, mientras que a medida que la reserva geotérmica se va enfriando, por

contrapartida, más sencillo es poder hacer fluir mayor cantidad de CO2 por la instalación e

intentar compensar por un tiempo esta caída térmica que se acentúa de manera progresiva.

Esto puede observarse en la Figura 29 en donde se muestra la extracción total de calor y los

ratios de flujo de masa con los que se puede trabajar en una instalación EGS que trabaje con

CO2 a lo largo del tiempo.

Figura 29, Ratios de extracción total de calor y de flujo de masa en el pozo de producción de una instalación

geotérmica que trabaje con CO2 a una temperatura de 200ºC.

La temprana declinación térmica de la reserva geotérmica que se produce en las capas más

bajas de la reserva geotérmica que hemos visto y discutido anteriormente sugiere, que sería

beneficioso plantearnos alternativas en la forma de trabajar. En el caso anterior, tanto el pozo

de inyección como el pozo de producción estaban abiertos en la reserva geotérmica a todas las

alturas, es decir, en todas sus capas. La sugerencia a la que llegamos consiste en que el pozo

de producción solo fuera abierto en la reserva geotérmica en sus capas más altas para obligar

de esta forma a aumentar el ratio de flujo de masa por las capas superiores. La Figura 30

muestra el ratio de extracción de calor de la reserva geotérmica y el ratio de flujo de masa de

una manera global (para las seis capas planteadas), considerando que el pozo de producción

solo se encuentra abierto a la reserva geotérmica en sus capa 1 (la menos profunda de todas



69

ellas). Se comprueba que este factor evita la aparición temprana de declinaciones térmicas en

la reserva geotérmica manteniendo un ratio constantes de extracción de calor cercano a los 70

MW durante los primeros 25 años de vida, seguida de un pequeño decrecimiento térmico de la

reserva geotérmica, fruto del uso de la instalación y evitando de esta forma las declinaciones

térmicas prematuras de la reserva geotérmica.

Figura 30, Ratios de extracción de calor y de flujo de masa en el pozo de producción, estando éste abierto en su

capa 1 (menos profunda), considerando una instalación que opera a 200ºC en su reserva geotérmica y utiliza el CO2

como fluido de trabajo.

La comparación con el caso bidimensional para las condiciones (T, P) = (200ºC, 200 bar)

muestra menores ratios de extracción de calor y de flujo de masa debido al hecho de que el

pozo de producción ahora está abierto solamente en su capa 1, mientras que en el modelo

bidimensional se encuentra abierta en toda la reserva geotérmica. Después de dos años de

funcionamiento, los ratios de extracción de calor y de flujo de masa para el modelo

tridimensional son aproximadamente de 67 MW y 195 kg/s respectivamente, mientras que en

el modelo bidimensional los valores son de 95 MW y 270 kg/s, confirmando que en ambos

casos los ratios de extracción de calor y de flujo de masa son mayores en el modelo

bidimensional por un factor de 1.44. Sin embargo, a medida que el tiempo de funcionamiento

de la instalación EGS avanza el comportamiento bidimensional pierde eficacia debido a un

mayor decrecimiento térmico en la reserva geotérmica, pasando el comportamiento

tridimensional a obtener mejores resultados.

Independientemente de esto, y para mejorar los resultados del modelo tridimensional, se

desarrolla otra simulación tridimensional en el que de nuevo el pozo de producción solo se



70

encuentra abierto en la capa 1, pero en donde las permeabilidades de los caminos por los que

fluye el CO2 mejoran en un factor de 1.44.

Por supuesto, en una reserva geotérmica, la permeabilidad es un parámetro que puede ser

incrementado a través de la estimulación hidráulica o química. Nuestro propósito es evaluar a

través de un modelo tridimensional un caso en el que realizamos una mejora de la

permeabilidad de la reserva geotérmica para poder obtener el mismo ratio de extracción de

calor y de flujo de masa que el que obtuvimos con el modelo bidimensional anteriormente

analizado y entonces, poder comparar de una manera más real el decrecimiento térmico que

se da en la reserva geotérmica para los modelos tridimensional y bidimensional. Los resultados

son mostrados en la Figura 31 y como se puede comprobar los resultados obtenidos son muy

parejos.

Figura 31, Ratios de extracción de calor y de flujo de masas para dos modelos tridimensionales y uno bidimensional.

Las curvas etiquetadas como “3-D A” son para un sistema que trabaja con el pozo de producción abierto solamente

en su capa 1 (la menos profunda), mientras que las curvas etiquetadas como “3-D B” son para un sistema que

trabaja con el pozo de producción abierto para todas sus capas, es decir, para las diferentes profundidades a las que

se encuentra la reserva geotérmica.

5.1.2.4. CONCLUSIONES.

Los resultados de las simulaciones numéricas expuestas en esta sección confirman las ventajas

del uso de CO2 frente al agua como fluido de trabajo de una instalación geotérmica EGS. Se ha

confirmado que la capacidad de extracción de calor de la misma instalación geotérmica EGS,

presenta mayores ratios cuando el fluido de trabajo es el CO2, en el caso de aplicar las

mismas presiones de trabajo en los pozos de inyección y producción.



71

La movilidad (densidad/viscosidad) del CO2 depende tanto de la temperatura como de la

presión de trabajo, lo cual nos permite poder controlar de una manera más eficaz los ratios

de extracción de calor y de flujo de masa a través de la variación de la misma. A determinadas

presiones en la reserva geotérmica, los ratios de extracción de calor pueden incrementarse por

un determinado tiempo debido a un fuerte incremento de la movilidad del fluido, incluso

cuando la reserva geotérmica entra en un momento de decrecimiento térmico.

En este estudio se ha presentado una simulación tridimensional del comportamiento de la

inyección y producción de una instalación EGS operada con CO2. Como era de esperar, debido

a la mayor expansión térmica del CO2 en comparación con el agua, los efectos gravitatorios son

mayores y más severos en el fluido frío, el cual se encuentra en la parte inferior de la reserva

geotérmica y provoca un desgaste térmico mayor que en las partes más superficiales de la

reserva. Nuestros resultados sugieren que los pozos de producción no deben ser abiertos en

la totalidad de las profundidades de la reserva geotérmica, sino que por el contrario deben

ser abiertos en las zonas superficiales de la reserva geotérmica, para que de esta forma se

estimule el ratio de flujo de masa en las capas superficiales de la reserva geotérmica y se alivie

la carga de trabajo de las zonas más profundas, retrasando de esta manera el deterioro

térmico de la reserva geotérmica y obteniendo mejores ratios de extracción de energía.

Los estudios desarrollados hasta ahora han mostrado el gran potencial que las instalaciones

geotérmicas mejoradas EGS que utilizan CO2 como fluido de trabajo tienen, aunque sin

embargo, queda mucho trabajo pendiente por realizar y la tecnología disponible todavía debe

de avanzar. Por ejemplo, la comprensión de cómo la continua circulación de CO2 a través de

una reserva geotérmica, puede eliminar el agua existente en el centro de dicha reserva y

producir una reserva seca de CO2, con los parámetros de funcionamiento que esto implica, es

una tarea fundamental para futuros trabajos de investigación.

Lo expuesto se ha centrado en los aspectos de extracción de calor de una reserva geotérmica

EGS a través del uso de CO2 como fluido de trabajo. Futuros trabajos deberán también

cuantificar las posibles pérdidas de CO2 a través de la reserva en su continua recirculación por

la misma, así como resolver la pregunta de que si las pérdidas de CO2 en la reserva geotérmica

pudieran tener alguna consecuencia negativa de cara al medioambiente a través de los

movimientos de las mismas hacia las zonas más superficiales a través de los acuíferos

pertinentes, tema en el cual y hasta el momento no se han encontrado consecuencias

negativas.



72



73

6.- ESTUDIO ECONÓMICO

6.1. ESTUDIO ECONÓMICO BASADO EN DOE & MIT

Esta sección presenta los resultados del estudio, de ocho meses de duración, del US

Department of Energy (DOE) en colaboración con el Massachusetts Institute of Technology

(MIT), realizado en el año 2008 concerniente a los requerimientos necesarios para la

comercialización a gran escala de la energía eléctrica producida por los sistemas geotérmicos

mejorados.

Cada elemento del análisis económico tuvo un nivel diferente de riesgo, así como diferentes

requisitos de cálculo. Dentro de las hipótesis realizadas, se consideraron diferentes parámetros

para cada elemento de un sistema geotérmico mejorado, incluyendo la productividad de la

reserva, las técnicas de perforado, los coste de la instalación, la profundidad de los recursos,

los intereses de la inversión inicial realizada, etc. La conexión con la red eléctrica se supuso que

no sería un problema y por lo tanto no se tuvo en cuenta.

Por otro lado, aunque la estimulación y la conectividad del depósito permanecieron como los

temas principales del estudio, los medios que se dedicaron a la creación del depósito fueron

asumidos como eficientes, así como los parámetros técnicos con mayor incertidumbre y el

riesgo en cuanto a la estabilidad del caudal de producción, así como la tasa de reducción

térmica (tiempo de vida de la reserva).

El estudio estimó la posibilidad de retorno del proyecto del 17%, el cual corresponde al

riesgo de que la puesta en marcha del proyecto no tenga éxito. El modelo que calculó los

costes de perforación, consideró un factor de seguridad de contingencia del 20% para costos

adicionales. En este tipo de simulación económica, la planta eléctrica de la superficie no fue

diseñada en detalle, ya que los riesgos o dificultades en la construcción y funcionamiento de la

planta en la superficie, a todas luces, son despreciables frente a los principales retos a nivel de

subsuelo que esta nueva técnica pone sobre la mesa.

Algunas de las hipótesis de importancia fueron realizadas considerando futuros suministros y

demandas eléctricas. De los 90 GWe de energía nuclear producidos en las plantas existentes

en EEUU, en torno a la mitad fueron consideradas como no operativos en el marco temporal

en que se realiza el estudio, y sobre 50 GWe de energía procedente de centrales que usan

carbón como combustible también fueron considerados como no operativos. Esta hipótesis

concedió la oportunidad de suplir todo este volumen de generación de electricidad con EGS,

con un montante de desarrollo de generación energética de 100GWe.

El estudio consideró que será aplicada en 10 años una tasa de 10$/t equivalente de carbón y

por lo tanto la tuvo en cuenta para el estudio en todas las formas de obtención de energía que

de ella depende. Esta tasa fue incluida como consideración de las políticas medioambientales

que previsiblemente serían adoptadas por la emisión de CO2. Sin la consideración de esta tasa,

la predicción económica de la ventaja que el uso del EGS tendría sobre otras formas de

generación de energía sería reducida, así como su ratio de penetración en el mercado.



74

Los autores del estudio del Massachusetts Institute of Technology (MIT) basaron sus técnicas

de cálculo en los resultados de estudios de campo disponibles, artículos e informes publicados,

así como de la teoría establecida. En términos globales estas hipótesis son consideradas

actualmente como razonables y equilibradas para el correcto análisis de la materia a estudio.

Los resultados encontrados marcaron que la producción de 100,000 MWe a través de la

tecnología de EGS en 50 años vista es creíble. Pero por otro lado, el estudio señala que existen

dificultades significativas y que deberán ser mejoradas en la creación de la suficiente

conectividad entre los pozos de producción para poder llegar a alcanzar los objetivos

económicos propuestos y mejorar la productividad y la vida de la instalación. Estas constantes

deberán ser substancialmente estudiadas en las venideras plantas de EGS, considerándose

viable la obtención de importantes mejoras durante los próximos 50 años. Consecuentemente,

la conclusión inicial del estudio de que se deberán invertir en los próximos años entre 300 y

400 millones de dólares, para el desarrollo y la mejora de la producción en las plantas de EGS,

aumentando de esta forma su competitividad, es ampliamente optimista. La conclusión final

del estudio arrojó que la inversión necesaria debe situarse entre los 800 millones y el billón

de dólares durante los próximos 15 años para desarrollar suficientemente la tecnología

necesaria y poder alcanzar las metas productivas marcadas a 50 años vista.

6.2. ESTUDIO ECONÓMICO BASADO EN EL SOFTWARE EURONAUT.

Los sistemas geotérmicos a grandes profundidades no son aún completamente entendibles y

controlables por la ciencia estando todavía en un proceso claro de evolución. Solamente unas

pocas plantas geotérmicas a grandes profundidades están en funcionamiento sobre la tierra y

todas ellas tienen todavía un carácter experimental y de investigación, debido al gran potencial

que estas poseen, y será la viabilidad económica la llave que marque el futuro de esta

tecnología. La evaluación económica de los Sistemas Geotérmicos Mejorados (EGS) es

compleja debido a las múltiples dependencias físicas y financieras. Las características

financieras están determinadas a través de propiedades físicas, geológicas e hidrotermales. Las

primeras estimaciones económicas sobre sistemas de generación eléctrica en Hot Dry Rock

(HDR) fueron inicialmente realizadas por (Tester, 1982) y posteriormente por (Smolka,

Kappelmeyer, 1991).

Antes de que el software Euronaut (que se tratará a continuación) fuera desarrollado, un

software llamado HDRec (Hot Dry Rock economic evaluation, Heidinger, 2006) con similares

prestaciones ya existía. Los cambios en la estrategia y en las continuas mejoras de los

elementos de la planta, llegaron a ser más y más difíciles de implementar en el código del

software, debido al creciente número de dependencias y número de variables que se debían

tener en consideración en el código elaborado a través de un lenguaje de programación

(Fortran 77). Finalmente el software fue reescrito partiendo de cero, mediante el uso del

lenguaje Java. El principal objeto de este nuevo software era la habilidad de asimilar, cambiar y

crecer. La raíz del programa es la estimación económica a través de los distintos flujos de caja

discontinuos. Todas las demás aplicaciones de cálculo están desarrolladas como módulos

separados, los cuales pueden ser unidos a través de distintos interfaces. Los módulos pueden



75

ser cambiados o recalculados con un simple click del ratón. La modularidad del software

facilita los cambios en su desarrollo, mejorando e implementando los resultados desde otros

programas. Todos los elementos de un sistema EGS, están implementados en módulos y no en

el Software Euronaut por sí solo. Por lo tanto, Euronaut no está limitado para el cálculo de una

instalación geotérmica EGS en exclusividad, sino que también puede manejar y trabajar con

evaluaciones económicas de otro tipo. Los pagos efectuados durante el tiempo de vida de las

distintas fases del proyecto: las inversiones, los costes de operación, los ingresos y los costes

de desmantelamiento son aplicados a la evaluación. Los resultados principales son la red de

valor actual neto (NPV, Net Present Value), los beneficios de la inversión (ROI, Return on

Investment) y los costes primarios. Los costes primarios de las plantas de generación eléctrica

están definidos como el coste efectivo total de generación de 1 kWh de electricidad. Los

cambios en el modelo físico o en el esquema financiero se encuentran limitados a los módulos

relacionados y de esta forma pueden ser implementados y desarrollados de una manera más

rápida y sencilla. En base a las experiencias reunidas en Soultz-sous-Forêt, Euronaut creó dos

estructuras. La primera es un módulo que simplifica un sistema de doble pozo en donde todas

las variables son dependientes de la profundidad de la reserva geotérmica, principalmente la

temperatura del fluido para la extracción del calor, los costes de perforación y la

permeabilidad de las rocas. Como resultado se obtiene la dependencia de la profundidad en

relación a la obtención de los costes de funcionamiento de la planta. La segunda parte es un

modelo de la actual situación de la instalación EGS en Soultz-sous-Forêt con los datos

individualizados de cada uno de los cuatro pozos GPK1, GPK2, GPK3 y GPK4 existentes en esta

planta. Este modelo puede ser usado para todos los tipos de análisis que clarifiquen el impacto

de algunos componentes de la instalación o para encontrar las operaciones óptimas de la

planta.

6.2.1. LA ESTRUCTURA DE UNA INSTALACIÓN GEOTÉRMICA EGS.

Una planta EGS está formada por algunos componentes principales como la reserva

geotérmica, los pozos de inyección y producción, las bombas hidráulicas y la planta de

generación eléctrica. Este esquema general es mostrado en la Figura 32. Con el objeto de

obtener una lista de parámetros de entrada, dependencias y costes; no solamente se muestra

a continuación la estructura de una planta EGS, sino que también el comportamiento

cuantitativo y cualitativo de los componentes principales, así como las normas individuales de

operación y financiación.



76

Figura 32, Esquema general de una planta EGS: la reserva geotérmica, los pozos de inyección y producción y la

planta de generación eléctrica.

6.2.1.1. LA RESERVA GEOTÉRMICA.

La reserva geotérmica es parte del modelo HDR finalmente conocido como EGS. El fluido que

se circula desde los pozos de inyección a los pozos de producción, producen un enfriamiento

gradual de la masa de roca caliente. Esto depende de las propiedades térmicas de la masa de

roca y del fluido, la geometría de los caminos por los que el fluido fluye y, de una manera más

acusada, el caudal de circulación del fluido. Las ecuaciones que describen el modelo HDR han

sido desarrolladas por (Heuer, 1988). La combinación de los modelos de HDR y EGS hacía una

mejora analítica que permita una mejor interpretación de este intercambiador de calor natural

son explicados en detalle por (Heidinger, 2006). Para los siguientes cálculos, fue considerada

una superficie interna de masa de roca caliente del intercambiador de calor conectada por dos

pozos de 3.4 km2. Esta superficie es modelada. La distancia horizontal entre las secciones

abiertas de los pozos es de 600 metros; la conectividad está establecida en un 50 % aunque

distintas pruebas con trazas han determinado que la conectividad puede llegar a alcanzar

hasta el 80 % (Sanjuan, 2006). Se muestra en la Figura 33 la pequeña declinación térmica que

una reserva situada a 5 km de profundidad sufre con el paso de los años para un flujo de

circulación de 25 l/s (temperatura en el interior del pozo de producción). Para mayores flujos

de circulación o para conectividades menores en la instalación, la declinación térmica puede

ser más acusada en menor tiempo.



77

Figura 33, Situación actual del sistema de doble pozo (GPK2 y GPK3) en Soultz-sous-Forêt. Predicción de la

generación de energía eléctrica bruta y neta de la planta y temperatura de entrada al pozo de producción durante

25 años de operación con un radio de circulación de fluido de 25 l/s.

Dependiendo de la profundidad a la que se encuentre HDR de la instalación EGS, la

temperatura de trabajo varía, según los datos recogidos en Soultz-sous-Forêt, tal y como se

muestra en la Figura 34.

Figura 34, Perfil de temperatura en Soultz-sous-Foret. Hasta la profundidad de 5000 metros, los datos de

temperatura han sido medidos. Para profundidades mayores se realiza una extrapolación.



78

6.2.1.2. OPERACIÓN DE TALADRADO.

Los costes de taladrado de los pozos crecen exponencialmente con la profundidad; este

comportamiento es descrito de forma empírica por (Garnish, 1987); y por (Legarth,

Wohlgemuth, 2003). Los precios de acero y los costes energéticos se han disparado durante los

últimos años (la maquinaria perforadora utiliza generadores eléctricos de gasoil). La

dependencia de los costes respecto a la profundidad de taladrado, considerando la

movilización necesaria de las máquinas y plataformas de taladrado para la realización de dos

pozos se muestra en la Figura 35.

Figura 35, Dependencia de los costos de perforación respecto a la profundidad que se desea dotar a dichos pozos

para un sistema doble de trabajo (2 pozos incluido en el cálculo la movilización de maquinaría y plataformas).

Los costes para dos pozos de 5 km de profundidad serían realmente de unos 17 M€, mientras

que realizar esos dos mismos pozos a una profundidad de 3 km serían realmente unos costes

de solamente 6 M€. Esto muestra de una manera evidente el crecimiento exponencial de los

costes de la operación de taladrado, sin duda, una de las operaciones críticas en la

construcción de una instalación geotérmica EGS.

6.2.1.3. BOMBAS Y POZOS.

El consumo eléctrico de las bombas y los cambios de temperatura en el fluido de trabajo

durante su circulación a través de la instalación es un claro ejemplo de la variabilidad de los

parámetros que se dan en una instalación geotérmica EGS. Cuando el fluido de trabajo

asciende hacia la superficie por un pozo de producción, este se enfría debido a que cede calor

a la masa de roca que se encuentra en su ascensión. Con el tiempo, estas zonas de roca que se

ubican en torno a los pozos de producción se calientan y por lo tanto se produce una menor

perdida de temperatura en el fluido de trabajo durante su ascenso. De esta forma, la

temperatura del fluido de trabajo a la salida del pozo de producción asciende con el tiempo. La



79

influencia del ratio de flujo de masa en la evolución de la temperatura del fluido de trabajo

durante su descenso y ascenso en busca de la masa de roca caliente fue descrita a través de

una aproximación analítica por (Ramey, 1962). Esto, junto con la declinación térmica que se

produce en la reserva geotérmica, lleva a la conclusión de que el pico máximo de producción

de energía eléctrica no se da ni en los primeros ni en los últimos años del funcionamiento de

la instalación, sino en su etapa de vida intermedia. Estos cambios de temperatura no afectan

exclusivamente a la producción de energía eléctrica de la planta, sino que también a los

consumos eléctricos que las bombas de circulación requieren. La energía eléctrica necesaria

por las bombas para mantener el fluido en circulación depende de varios factores, tales como:

el ratio de flujo, la productividad o inyección con la que se encuentra trabajando el pozo, las

perdidas por fricción y el efecto de flotabilidad. El efecto de flotabilidad es producido por las

diferentes densidades entre las columnas de agua responsables de la presión hidrostática

existentes en la reserva geotérmica y las columnas de agua de los pozos. La densidad de un

fluido depende de la presión, la temperatura y la composición química del mismo (Champel,

2006) y está recogida en la base de datos (ASPEN, 1988). Sin embargo, se estima que la

dependencia de la composición química es constante durante toda la vida de la planta EGS. Las

pérdidas de presión fueron calculadas por primera vez por (Stelzer, 1974).La presión del fluido

en el sistema de bombeo en la superficie desde la salida de la bomba del pozo de producción,

hasta entrada de la bomba del pozo de inyección, es de 16 bar con el objeto de prevenir

problemas de cal, corrosión y cavitación (aspiración en vacío). En la Figura 36 se puede ver el

consumo eléctrico para los pozos GPK2 y GPK3 de Soultz-sous-Forêt.

Figura 36, Situación actual del pozo GPK2 (índice de productividad de 9,3 l/s/MPa) y del pozo GPK3 (índice de

productividad de 3,6 l/s/MPa) en la instalación EGS de Soultz-sous-Forêt. Consumo eléctrico de las bombas de

inyección y de producción que poseen dichos pozos para los dos primeros años de funcionamiento, calculadas para

un flujo constante de 23,6 l/s. También se muestra la distribución de temperaturas existentes en la zona superficial

del pozo GPK2.



80

La bomba de producción suele situarse en torno a 400 m de profundidad. La bomba puede

trabajar ubicada en una cámara especialmente diseñada o puede ser una bomba sumergible

en el fluido. En ambos casos las bombas son difíciles de mantener, su esperanza de vida está

fijada en 10 años y los costes de inversión están establecidos en 800,000 €. La bomba de

reinyección está localizada en la superficie, por lo tanto, mucho más fácil de mantener que la

bomba de producción aunque requiere una correcto filtrado del fluido a bombear para evitar

la erosión del rotor de la bomba por partículas minerales. No existe una limitación en el

tiempo de vida de esta bomba y los costes de inversión están establecidos en 100,000 €.

6.2.1.4. CONVERSIÓN DE CALOR EN ENERGÍA ELÉCTRICA.

Para la conversión de calor a energía eléctrica, la temperatura de producción del fluido

geotérmico está por debajo de las temperaturas ideales. La máxima eficiencia posible de un

convertidor de calor en energía eléctrica en una planta queda definida por el coeficiente de

Carnot, aunque en la realidad las eficiencias son siempre menores. Debido a la alta

mineralización del fluido de producción, se requiere un circuito cerrado de trabajo en el que

se realice la cesión de calor a través de un intercambiador de calor para su posterior trabajo en

un ciclo binario de potencia ORC (Figura 37).

Figura 37, ORC Binary Power Cycle.

Este sistema utiliza ciertos parámetros específicos para la conversión de calor en energía

eléctrica para calcular de esta forma la eficiencia estimada en el proceso (Milora and Tester,

1976). Este proceso puede ser adaptado a un modelo de conversión unitario. Con estos

cálculos, se puede tomar la decisión de la localización de la instalación y del tipo de modelo a



81

emplear en la planta generadora de energía. Los costes unitarios son costes específicos ligados

a la producción bruta máxima de electricidad; el valor usado en los siguientes cálculos es de

1.5 M€/MWe. En la Figura 38, se muestra la eficiencia bruta en la conversión de calor a energía

eléctrica en función de la temperatura del fluido de entrada a la planta de generación

eléctrica.

Figura 38, Eficiencia bruta en la conversión de calor a energía eléctrica en función de la temperatura del fluido de

entrada.

6.2.1.5. PERMEABILIDAD.

La permeabilidad de la roca en cada pozo determina el índice de inyectado y de productividad

en cada pozo. Estos índices podrían mostrar grandes variaciones de uno a otro, incluso cuando

ambos se encuentren muy cerca el uno del otro. Las características individuales de los pozos

definen el ratio de circulación máximo posible, así como el consumo eléctrico de las bombas.

Los beneficios de la instalación están directamente relacionados con cada uno de estos efectos

y los índices de inyectado y productividad fácilmente deciden sobre el éxito o el fracaso del

proyecto. Los índices pueden oscilar desde 0 hasta 30 l/s/MPa en la instalación geotérmica de

Landau, Alemania (BMU, 2008), con ratios de circulación de campo de entre 4 l/s y 70 l/s. En la

instalación de Molasse o Bavaria incluso se pueden llegar a alcanzar los 150 l/s (BMU, 2008). El

amplio rango de estos índices es explicado por las características de los caminos naturales

abiertos en la masa de roca caliente por los que fluye el fluido de trabajo y no existe la

posibilidad de realizar estimaciones certeras sobre los índices de inyectado y productividad en

los pozos con anterioridad a que estos sean perforados y creados. Por norma general, la

permeabilidad disminuye cuando la presión aumenta (Rummel, 1990). Extrapolando

resultados desde la reserva geotérmica superior (los mejores valores se encuentran en Evans,

2005) y la reserva geotérmica inferior (valores medios de los pozos GPK2, GPK3 y GPK4, Nami,

2008) en Soultz-sous-Forêt, un perfil del índice de inyectado y productividad de un pozo en

función de su dependencia con la profundidad fue obtenido según se muestra en la Figura 39.



82

Figura 39, Supuesta dependencia de la profundidad en el índice de inyectado y productividad de un pozo en la

instalación Soultz-sous-Forêt.

Generalmente, el índice de productividad o inyectado existente en un pozo puede ser

mejorado de manera artificial mediante una estimulación hidráulica y/o química. Esta

establecido que el proceso de estimulación de la reserva geotérmica tiene unos costes fijos,

independientes de la profundidad de la reserva geotérmica, de 1M€.

6.2.1.6. TARIFAS INCENTIVADAS (ENERGÍA RENOVABLE) EN FRANCIA Y ALEMANIA.

El ingreso de una instalación geotérmica EGS por la energía eléctrica generada, difiere en

función del país en la que se encuentra ubicada, siendo diferente, por ejemplo, en Francia y

Alemania. Depende también de varios parámetros; el tamaño de la planta, cuando fue

construida, el tiempo que lleva operando y ciertos beneficios por ser una fuente de energía

renovable. Generalmente, el valor actual neto (NPV, Net Present Value), el cual es la suma de

todos los flujos de caja discontinuos, es un indicador sobre la cantidad de valor que el proyecto

añade a la inversión inicial y es ampliamente usado en criterios económicos para la evaluación

de proyectos. Aquí, podría no ser un método apropiado a aplicar debido a que el valor actual

neto no está relacionado con la suma de inversiones y los costos de inversiones a altas

profundidades, ya que estos varían enormemente a causa de las caras operaciones de

perforación y taladrado que a su vez, son dependientes de la profundidad a la que se

encuentra la reserva geotérmica. Para este caso, se considera que es mejor criterio el uso de

los costes primarios para la realización del cálculo. Estos costes primarios son los costes

efectivos totales para generar 1 kWh de electricidad. Éstos incluyen los costes de inversión, y

son independientes de las tarifas incentivadas.



83

Las regulaciones que definen la electricidad que puede ser incentivada son diferentes en

Francia y Alemania. En Francia solamente la energía resultante en la red es vendida (energía

eléctrica generada menos la energía parasitaria consumida por la instalación). Mientras que en

Alemania toda la energía generada es susceptible de ser beneficiaria de los incentivos

correspondientes, lo que implica que la electricidad de consumo de las bombas y la

electricidad con la que se realiza la conversión de calor en energía eléctrica puede ser

adquirida a precios muy bajos. Por lo tanto, los costes efectivos son sensiblemente distintos

para el mismo tipo de planta en función de su localización (Francia o Alemania).

6.2.1.7. PARÁMETROS DE ENTRADA RESTANTES.

Los más importantes parámetros de entrada restantes de estudio y que también deben de ser

tenidos en cuenta a la hora de realizar una valoración económica del proyecto son los que se

listan en la Tabla 11.



84



85

Tabla 11, Lista del resto de parámetros de entrada a tener en cuenta.

6.2.2. ANÁLISIS DE LA PROFUNDIDAD DE LOS POZOS Y DE LA RESERVA GEOTÉRMICA.

Todos los componentes descritos son dependientes los unos de los otros y un parámetro de

entrada cambiante puede influir en todos los módulos. El tipo de planta EGS y sus

componentes son mostrados en la Figura 32. Se han tenido en cuenta todas las dependencias y

reglas físicas o financieras descritas en las páginas anteriores. De esta forma, un complejo y

sensible análisis de la profundidad de taladrado de los pozos y de la reserva geotérmica, a una

nueva hipotética profundidad de la instalación a partir de los valores geológicos recogidos en

la planta de Soultz-sous-Forêt, ha sido desarrollado a través de la variación de un único

parámetro: la profundidad de taladrado; todos los componentes anteriormente descritos se

ven afectados directa o indirectamente por este valor; por ejemplo; el coste y el tiempo

necesario para el taladrado de los pozos, la temperatura y el comportamiento de la reserva

geotérmica, la temperatura de producción, los costes y la eficiencia de la unidad de conversión

de calor a energía eléctrica, etc. Para cada profundidad, se desarrolló un ciclo de optimización

con el objeto de encontrar el ratio de circulación que permite obtener la energía eléctrica con

el menor coste unitario posible. Para encontrar un rango de posibles ratios de circulación, se

debe de calcular el flujo máximo posible de producción en primer lugar. Sorprendentemente,

la disminución del índice de productividad con la profundidad no tiene un efecto sobre el ratio

máximo de producción. La razón de este comportamiento es el efecto de flotabilidad, el cual

se vuelve más acusado a mayores profundidades y compensa la reducción de productividad

del pozo. Para el rango de profundidades estudiado, desde los 2,000 metros hasta los 7,000

metros, el máximo ratio de producción posible se sitúa entre los 25 y los 30 l/s. El consumo

eléctrico de las bombas con estos ratios de producción no es lo suficientemente fuerte como



86

para limitar los ratios de circulación para minimizar los costes de generación de energía

eléctrica. Por lo tanto, los mejores resultados económicos para estas plantas están ligados a los

mayores ratios posibles de circulación. Realizando una sencilla comparación y centrándonos en

el impacto del parámetro profundidad, se ha realizado un estudio con un ratio constante de

circulación de 25 l/s. Los resultados calculados con un ratio de circulación adicional no

constante (utilizando el ratio máximo de circulación posible para cada profundidad) son

solamente ligeramente diferentes al resultado presentado aquí y no afecta a las conclusiones

de este análisis. El coste efectivo (bruto y neto), los costes totales de la inversión y la

generación eléctrica media bruta y neta de la planta son mostrados en la Figura 40.

Figura 40, Resultados principales del análisis de sensibilidad de los pozos y la reserva con respecto a la profundidad

a la que se encuentran: costes efectivos (brutos y netos), costes totales invertidos, generación eléctrica media

(bruta y neta).

El factor económicamente más importante; los costes efectivos son altos para pequeñas

profundidades. Para profundidades mayores los costes inicialmente disminuyen para entonces

comenzar a incrementarse de una manera definitiva con la profundidad. Se considera que la

profundidad idónea, a día de hoy, valorando la tecnología y los medios existentes y

considerando las curvas financieras para cada una de las profundidades, es de 5500 metros, la

cual es una profundidad muy similar a la que la instalación de Soultz-sous-Forêt trabaja. La

parte principal de los costes de inversión son los costes de perforación; por lo tanto los

costes de inversión tienen un comportamiento exponencial similar. La generación de energía

eléctrica depende directamente de la temperatura del fluido de producción, que a su vez en

función de los ratios de producción marcan el tiempo de vida de la instalación. Por lo tanto, se

considera que el tiempo de vida medio de una instalación de este tipo con ambiciosos ratios

de producción es de unos 25 años.



87

La estructura EGS implementada a través de estas configuraciones, reacciona con otros

parámetros también. Es importante comprender que estos resultados físicos y económicos son

solamente válidos para la configuración de parámetros de entrada planteados y que no

pueden ser por lo tanto generalizados. Otro mapa de parámetros de entrada distinto (por

ejemplo, otros índices de productividad e inyectado) afectarían notablemente a los resultados

físicos y económicos, pudiendo cambiar el coste efectivo ampliamente.

6.2.3. SITUACIÓN EN SOULTZ-SOUS-FORÊT, MODELO DE RESULTADOS Y PREDICCIONES.

El modelo usado para el análisis de la profundidad es solamente una pequeña modificación de

la situación real de la planta geotérmica de generación de energía eléctrica en Soultz-sous-

Forêt. La configuración difiere solamente en algunos elementos:

Los diámetros de los pozos no tienen un valor fijado en toda su extensión a distintas

profundidades, siendo la geometría real de cada uno usada (los tamaños y la

geometría puede ser encontrada por ejemplo en Tischner, 2006). La TVD de los pozos

GPK2, GPK3 y GPK4 es de 5026, 5021 y 4972 m respectivamente.

La bomba del pozo de producción no está instalada a 400 m de profundidad, sino que

se encuentra a 350 m. Esto tiene solamente un pequeño efecto en el consumo

eléctrico de la bomba pero reduce el flujo máximo posible de producción; los ratios de

circulación podría ser mucho más altos y por lo tanto el balance energético podría

verse seriamente afectado. Además podría verse afectado el riesgo de aparición de

eventos micro-sísmicos. Por esto, surge la idea de utilizar el pozo GPK1 como un pozo

adicional de inyección. La distribución de la reinyección en los cálculos fue elegida en

función de los índices de inyección individuales con el objeto de obtener los mínimos

consumos eléctricos posibles en los equipos de bombeo de los pozos. El uso adicional

del GPK1 como pozo de reinyección permitió aumentar el ratio de producción sin un

incremento excesivo del consumo eléctrico de los grupos de bombeo. El efecto de esta

decisión en el balance energético y en el de generación de energía eléctrica es notable.

6.2.4. CONCLUSIONES.

El Euronaut ha probado su utilidad y ha desarrollado cálculos y análisis coherentes. Sus

módulos representan partes y componentes de una instalación geotérmica EGS que pueden

ser combinadas y adaptadas de diferentes formas. Los resultados de los diferentes módulos

fueron testados con los datos obtenidos de la instalación geotérmica EGS de Soultz-sous-Forêt.

El software puede ser usado como una herramienta para planificar y evaluar nuevas plantas de

generación de energía eléctrica que usen la geotermia a grandes profundidades. Esto es muy

valioso para un dimensionamiento de los componentes físicos, así como para el conocimiento

sobre los costos y los ingresos estimados durante el tiempo de vida de la planta; las hipótesis

están basadas en todos los parámetros de entrada que recoge el software y los resultados

pueden ser utilizados en la toma de decisiones.

Para que los resultados sean los suficientemente valiosos, es necesario introducir un amplio

número de parámetros de entrada, y algunos de los mismos no son medibles o predecibles con



88

la suficiente precisión sin la realización de la perforación correspondiente; como por ejemplo

las temperaturas, la transmisibilidad, la permeabilidad y el comportamiento a largo plazo de la

reserva geotérmica explotada. Estos factores y otros puntos críticos de importancia (éxito de

las perforaciones o de la estimulación hidráulica, tiempo de vida de las bombas, etc) crearán

sensibles análisis, difíciles de conseguir. Estudios futuros deberían confirmar la flexibilidad de

este software y las dependencias de los modelos, así como su idoneidad para su utilización

como herramienta de toma de decisiones.

La primera configuración implementada por el software Euronaut, representa un sistema EGS

de doble pozo. La mayoría de los parámetros de entrada utilizados son datos experimentados

y obtenidos en Soultz-sous-Forêt; como por ejemplo los costes de perforación, pero también

todos los datos geológicos del subsuelo medido en esta instalación. Mientras que los costes de

taladrado pueden ser aplicable para otras plantas del mismo tipo ubicadas en zonas con

características geológicas similares, las propiedades de la reserva geotérmica como la falla

estructural, el volumen de la reserva, la conectividad, la permeabilidad, los índices de

productividad e inyectado de los pozos, las propiedades de la masa de roca seca y caliente

dependen completamente del lugar en el que se ubique la instalación, existiendo diferencias

notables de unos lugares a otros. Por lo tanto, los resultados específicos obtenidos del

análisis dependiente de la profundidad están limitados a una visión “tipo Soultz-sous-Forêt”

que puede perfectamente no ajustarse a la realidad de otra ubicación, aunque inicialmente

sea otra ubicación con características similares. Los resultados obtenidos derivados de la

influencia de la profundidad a la que se encuentra la reserva geotérmica respecto a los costes

de generación de electricidad son válidos debido a las dos suposiciones que se plantean y que

son válidas en todos los casos. A pequeñas profundidades, la temperatura del fluido de

producción es demasiado baja para la aplicación de una conversión de calor a electricidad;

aunque también debemos de valorar que a mayores profundidades los costes de taladrado de

los pozos de inyección y producción se incrementan de manera exponencial y por lo tanto

aumentan los costes de generación de energía eléctrica. Por lo tanto, en algún punto

intermedio entre pequeñas profundidades y grandes profundidades, se encuentra el punto

óptimo de funcionamiento de una instalación EGS y que varía de unas a otras en función de

las características propias del terreno en el que se plantea ubicar la instalación EGS. Para este

específico análisis, la profundidad óptima de la reserva geotérmica se encuentra a 5500

metros, lo cual se sitúa bastante cerca de la profundidad real a la que se encuentra la

instalación de Soultz-sous-Forêt (4750 metros), que es la instalación de referencia para este

estudio. Los costes de generación eléctrica obtenidos y que tienen un valor de 0.155 €/kWh,

son válidos únicamente para una instalación con los parámetros de entrada utilizados en este

estudio, ya que la variación de estos parámetros de entrada, supone una inmediata

modificación de los resultados.

Una vez que la planta de generación eléctrica a través de energía geotérmica EGS ha sido

construida y los módulos del software han sido configurados en base a los parámetros de

entrada que estos demandan, el software modelizará y predirá el comportamiento de la planta

y de los componentes de la instalación: tales como la disminución de la capacidad térmica de

la reserva geotérmica, el consumo eléctrico de los grupos de bombeo de los pozos de



89

inyección y de producción o la generación unitaria de energía eléctrica en la planta de

conversión de calor a electricidad. Los resultados obtenidos pueden ayudar a encontrar el

mejor esquema de funcionamiento de la planta y ser una pieza clave en la toma de decisiones

a la hora de parametrizar los diferentes elementos de funcionamiento de la misma. Para

mejorar la efectividad de este software, sería necesario realizar este mismo estudio en

diferentes instalaciones geotérmicas EGS con distintas características de terreno y

funcionamiento, con el objeto de poder obtener un sistema de predicción más genérico que

del que actualmente disponemos.



90


Universidad de La Rioja | REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 91

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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Universidad de La Rioja | ÍNDICE DE FIGURAS Y TABLAS 95

ÍNDICE DE FIGURAS Y TABLAS

FIGURAS

Figura 1, Esquema básico de una instalación EGS. ____________________________________________________ 9

Figura 2, Ubicación de Soultz-sous-Forêt en el alto valle del Rin (Francia). ________________________________ 10

Figura 3, Vista esquemática del sistema en modo calentamiento & enfriamiento. El circuito primario (interior del

terreno) está conectado al circuito secundario (interior de la vivienda) usando una Ground Source Heat Pump

(GSHP). ____________________________________________________________________________________ 12

Figura 4, Vista esquemática de un sistema EGS. ____________________________________________________ 13

Figura 5, Vista simplificada de las diferentes formas de obtención de energía geotérmica en función de la

profundidad a la que se obtiene dicha energía y los fines para la que puede ser destinada (E _________________ 14

Figura 6, Esquema básico de una instalación geotérmica EGS. _________________________________________ 18

Figura 7, Esquematización de los pasos que deben de ser completados para la puesta en marcha y funcionamiento

de una instalación geotérmica mejorada. _________________________________________________________ 19

Figura 8, Datos de la zona superficial del pozo GPK3 durante las primeras 24 horas de estimulación. Q: ratio del

flujo; Pwh; presión en el pozo. __________________________________________________________________ 32




eventos en el plano horizontal, quedando a la vista la sección abierta. __________________________________ 34




eventos en el plano horizontal, quedando a la vista la sección abierta. __________________________________ 35

Figura 11, Presiones iniciales en el interior del pozo (Pdh) y profundidades de los eventos (micro-sismicidades) de las

zonas cercanas al pozo (a una distancia horizontal del mismo <25 metros y de entre 25-50 metros) durante las

primeras 24 horas de prueba el 27 de mayo del 2003 en el pozo GPK3. También se muestran indicadas las presiones

a las cuales se han producido las fallas estructurales calculadas a través de la ley de fricción de Coulomb para las dos

orientaciones más frecuentes de falla estructural en las cercanías del pozo (Pfail70/80 y Pfail280/70) y las tensiones

de campo y los coeficientes de fricción dados en la tabla 8. ___________________________________________ 36

Figura 12, Superior: pozos GPK2 y GPK3. Presión en el interior del pozo entre los 4500 y 4900 metros de

profundidad durante las primeras 24 horas del inicio de la estimulación hidráulica. Central: (GPK2) y Inferior:

(GPK3); eventos de micro-sismicidad registrados a distancias horizontales de los pozos a menos de 25 metros

(círculos sólidos), entre 25 y 50 metros (círculos abiertos) y más de 50 metros (puntos). ____________________ 38

Figura 13, Temperaturas y molaridades de NaCl iniciales en el pozo GPK2 antes de comenzar la estimulación

hidráulica del 30 de junio del 2000. Las profundidades se encuentran expresadas en Measured Depth (m). _____ 39


estimulación del test del 30 de junio del 2000 con uso de salmuera, y para una supuesta inyección de agua. Central:






gradiente de presión. _________________________________________________________________________ 40




estimulación del test del 27 de mayo del 2003 con uso de salmuera, y para una supuesta inyección de agua. Central:






gradiente de presión. _________________________________________________________________________ 41

Figura 16, Vista real de un campo de pozos de producción en una instalación geotérmica EGS. _______________ 44

Figura 17, Vista de un cabezal de corte PDC. _______________________________________________________ 52

Figura 18, Vista esquemática del camino circular de corte que realiza una sola cuchilla de un cabezal de corte PDC a

través del movimiento de rotación del propio material ______________________________________________ 52

Figura 19, Vista esquemática de una chuchilla de un cabezal de corte PDC, en donde se aprecian los parámetros que

actúan en la operación de corte. ________________________________________________________________ 53

Figura 20, Cloruro de Sodio (NaCl). ______________________________________________________________ 56

Figura 21, Simulación de los ratios de extracción de calor para diferentes presiones en la reserva geotérmica para

una temperatura de 200ºC. La curva etiquetada como “wáter” muestra el comportamiento de la producción de un

sistema geotérmico EGS que use agua como fluido de trabajo. ________________________________________ 60

Figura 22, Movilidad del CO2 en unidades de 106 s/m-2

en función de la temperatura y la presión. Las líneas

trazadas indican el rango de condiciones termodinámicas encontradas por el fluido de trabajo a diferentes

temperaturas y presiones de la reserva geotérmica EGS. _____________________________________________ 61

Figura 23, Simulación de los ratios de flujo de masa de CO2-EGS para diferentes presiones de trabajo en la reserva

geotérmica a una temperatura de 200ºC. La curva etiquetada con el nombre de “wáter” el comportamiento

productivo de un sistema basado en agua, el cuál es insensible a la presión de la reserva geotérmica. _________ 62

Figura 24, Perfiles de presión para los casos de 100 y 500 bar (CO2-EGS) después de 25 años de circulación de fluido.

El pozo de producción se encuentra a una distancia 0 (origen del gráfico), mientras que el pozo de inyección se

encuentra a una distancia de 707,1 metros. _______________________________________________________ 63

Figura 25, Comparación del ratio de flujo de masa (arriba) y el ratio de extracción de calor (abajo) para una reserva

geotérmica que opera en unas condiciones de (T, P) = (200 ºC, 200 bar) con los fluidos de trabajo CO2 y Water

respectivamente usando una discretización basta o fina según los datos indicados arriba. ___________________ 64

Figura 26, Perfil de presiones en una reserva geotérmica con CO2 como fluido de trabajo a una temperatura de

200ºC y una presión de 200 bar en la capa menos profunda de la reserva geotérmica (25 metros por debajo de la

parte más alta). También se muestran los perfiles de presiones en los pozos de producción y de inyección relativos a

las presiones de producción e inyección en los pozos de 190 y 210 bar respectivamente. Las temperaturas asumidas

en estos puntos son de 200ªC para en el pozo de producción y de 20ºC en el pozo de inyección. ______________ 66

Figura 27, Ratios de flujo de masa de producción en las diferentes capas (1 capa menos profunda, 6 capa más

profunda) que simulan la reserva geotérmica para una instalación EGS que trabaja con un CO2. ______________ 67

Figura 28, Temperaturas de producción en las diferentes capas (1 capa menos profunda, 6 capa más profunda) que

simulan la reserva geotérmica para una instalación EGS que trabaja con un CO2. __________________________ 67

Figura 29, Ratios de extracción total de calor y de flujo de masa en el pozo de producción de una instalación

geotérmica que trabaje con CO2 a una temperatura de 200ºC. ________________________________________ 68

Figura 30, Ratios de extracción de calor y de flujo de masa en el pozo de producción, estando éste abierto en su

capa 1 (menos profunda), considerando una instalación que opera a 200ºC en su reserva geotérmica y utiliza el CO2

como fluido de trabajo. _______________________________________________________________________ 69

Figura 31, Ratios de extracción de calor y de flujo de masas para dos modelos tridimensionales y uno bidimensional.

Las curvas etiquetadas como “3-D A” son para un sistema que trabaja con el pozo de producción abierto solamente



en su capa 1 (la menos profunda), mientras que las curvas etiquetadas como “3-D B” son para un sistema que

trabaja con el pozo de producción abierto para todas sus capas, es decir, para las diferentes profundidades a las que

se encuentra la reserva geotérmica. _____________________________________________________________ 70

Figura 32, Esquema general de una planta EGS: la reserva geotérmica, los pozos de inyección y producción y la

planta de generación eléctrica. _________________________________________________________________ 76

Figura 33, Situación actual del sistema de doble pozo (GPK2 y GPK3) en Soultz-sous-Forêt. Predicción de la

generación de energía eléctrica bruta y neta de la planta y temperatura de entrada al pozo de producción durante

25 años de operación con un radio de circulación de fluido de 25 l/s. ___________________________________ 77

Figura 34, Perfil de temperatura en Soultz-sous-Foret. Hasta la profundidad de 5000 metros, los datos de

temperatura han sido medidos. Para profundidades mayores se realiza una extrapolación. __________________ 77

Figura 35, Dependencia de los costos de perforación respecto a la profundidad que se desea dotar a dichos pozos

para un sistema doble de trabajo (2 pozos incluido en el cálculo la movilización de maquinaría y plataformas). __ 78

Figura 36, Situación actual del pozo GPK2 (índice de productividad de 9,3 l/s/MPa) y del pozo GPK3 (índice de

productividad de 3,6 l/s/MPa) en la instalación EGS de Soultz-sous-Forêt. Consumo eléctrico de las bombas de

inyección y de producción que poseen dichos pozos para los dos primeros años de funcionamiento, calculadas para

un flujo constante de 23,6 l/s. También se muestra la distribución de temperaturas existentes en la zona superficial

del pozo GPK2. ______________________________________________________________________________ 79

Figura 37, ORC Binary Power Cycle. ______________________________________________________________ 80

Figura 38, Eficiencia bruta en la conversión de calor a energía eléctrica en función de la temperatura del fluido de

entrada. ___________________________________________________________________________________ 81

Figura 39, Supuesta dependencia de la profundidad en el índice de inyectado y productividad de un pozo en la

instalación Soultz-sous-Forêt. __________________________________________________________________ 82

Figura 40, Resultados principales del análisis de sensibilidad de los pozos y la reserva con respecto a la profundidad

a la que se encuentran: costes efectivos (brutos y netos), costes totales invertidos, generación eléctrica media

(bruta y neta). ______________________________________________________________________________ 86



TABLAS.

Tabla 1, Resumen de la capacidad comercial y uso anual de la energía geotérmica en 2010. _________________ 15

Tabla 2, Resumen de la capacidad eléctrica estimada de la actividad geotérmica para 2050. _________________ 15


caracterización del sitio en el que se puede montar una instalación geotérmica EGS. _______________________ 21


caracterización del pozo exploratorio y del depósito de una instalación geotérmica EGS. ____________________ 23


perforación de los depósitos de inyección de una instalación geotérmica EGS. ____________________________ 25

Tabla 6, Principales tareas a realizar para la estimulación de un depósito geotérmico EGS en una instalación

geotérmica EGS. _____________________________________________________________________________ 27


estimulación de un depósito geotérmico EGS en una instalación geotérmica EGS. _________________________ 29

Tabla 8, Parámetros para la presión estimada en la que se produce la falla estructural en las inmediaciones del pozo

GPK3 usando las teorías de Mohr-Navier-Coulomb. _________________________________________________ 36

Tabla 8, Tareas a realizar, tecnologías disponibles y su adecuación para el uso en el campo geotérmico, para el

funcionamiento y mantenimiento de un depósito geotérmico EGS en una instalación geotérmica EGS. _________ 47

Tabal 9, Comparación resumida del CO2 y el agua para su utilización como fluido de trabajo en una instalación

geotérmica EGS. _____________________________________________________________________________ 58

Tabla 10, Parámetros de cinco puntos ubicados en la zona fracturada de masa de roca de la reserva geotérmica de

esta instalación y que son mostrados en la siguiente tabla. ___________________________________________ 59

Tabla 11, Lista del resto de parámetros de entrada a tener en cuenta. __________________________________ 85

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