Energía Geotérmica-J.L. SIERRA, G. PEDRO

Energía Geotérmica-J.L. SIERRA, G. PEDRO

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TABLA DE CONTENIDOS

1. Consideraciones generales. .....................................................................................................5

1.1 Origen de los sistemas geotermales.....................................................................................5

1.2 Flujo de calor y gradiente geotérmico. ................................................................................8

1.3 Campos geotérmicos. ..........................................................................................................9

1.4 Sistemas geotermales. .......................................................................................................11

2. Exploración de los recursos geotérmicos. .............................................................................13

2.1 Fases de un proyecto geotérmico.......................................................................................13

2.1.1 Estudio de reconocimiento. .......................................................................................14

2.1.2 Estudio de Prefactibilidad. ........................................................................................14

2.1.3 Estudio de factibilidad...............................................................................................14

2.2 Metodología de exploración..............................................................................................15

2.2.1 Geología. ...................................................................................................................15

2.2.2 Geoquímica. ..............................................................................................................15

2.2.3 Geofísica....................................................................................................................16

2.2.4 Pozos exploratorios. ..................................................................................................17

2.3 Evaluación del recurso. .....................................................................................................19

3. Usos de la energía geotérmica. ..............................................................................................23

3.1 Antecedentes y situación actual.........................................................................................23

3.2 Generación de energía. ......................................................................................................25

3.3 Usos no eléctricos..............................................................................................................32

4. Consideraciones económicas (*) .............................................................................................35

4.1 Costos de la energía geotérmica. .......................................................................................35

4.1.1 Costos de exploración. ..............................................................................................35

4.1.2 Costos de perforación................................................................................................35

4.1.3 Costos de transmisión del vapor................................................................................35

4.1.4 Costo de una central. .................................................................................................35

4.1.5 Costo del kWh...........................................................................................................36

4.2 Evaluación económica de una central de 50 MW. ............................................................36

4.2.1 Costo inicial...............................................................................................................37

4.2.2 Inversión total............................................................................................................37


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4.2.3 Costo de generación. .................................................................................................37

4.2.4 Costo total de la generación. .....................................................................................38

5. Energía geotérmica: Contaminación y Corrosión. ................................................................43

5.1 Contaminación. .................................................................................................................43

5.2 Corrosión...........................................................................................................................45

6. La geotermia en la República Argentina. ..............................................................................49

6.1 Reseña histórica y situación actual de la geotermia en la República Argentina. ..............49


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Introducción

El término geotérmico se refiere al calor contenido en el interior de la tierra asociadocon el sustrato móvil debajo de la delgada corteza sólida.

Las grandes placas que constituyen la corteza terrestre, "flotan" sobre este sustratocaliente formando una capa rocosa que lo cubre como un manto aislante.

El calor telúrico es conducido hacia arriba, a través del manto, con un flujo promediode 63 milivatios por metro cuadrado (mW/m2), el cual es demasiado difuso para aplicacionesprácticas. Sin embargo la corteza no es homogénea y transmite más calor en lugaresespecialmente delgados o compuestos de materiales de alta conductividad.

Los gases y magmas que suben a través de la corteza a los largo de fracturas,principalmente en los bordes de las placas corticales, llevan grandes cantidades de calor hacia lasuperficie.

El agua subterránea, al ser calentada, forma sistemas convectivos que transportanhacia arriba el calor de las profundidades; si además se da la condición de tener estratos de rocaporosa o fracturada, limitadas por rocas impermeables, se obtiene un "Reservorio Geotérmico¨,el que puede o no manifestarse en superficie.

El conocimiento sistemático de los procesos terrestres, permite pronosticar laubicación de zonas favorables para la exploración geotérmica. Es así que en usualmente se centrala atención en los terrenos con un alto flujo de calor, cerca de volcanes jóvenes, de fuentestermales y próximos a fallas geológicas. En general, estas condiciones se producen cerca de laszonas de contacto entre las placas corticales.

Los recursos geotérmicos pueden ser: vapor, agua caliente, rocas secas calientes,rocas geopresionadas, es decir rocas porosas que contienen una mezcla de agua y gases a elevadapresión y temperatura y rocas fundidas (magma).

Por razones económicas los fluidos con temperaturas inferiores a 150 °C se destinana usos térmicos directos y cuando la temperatura es superior a la producción de energía eléctrica.


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1. Consideraciones generales.

1.1 Origen de los sistemas geotermales.

La tierra está formada por tres capas concéntricas: la más externa, denominadacorteza terrestre, tiene un espesor de unos 35 km. bajo los continentes y menos de 10 km. en losocéanos. Debajo de ella, y hasta aproximadamente los 2900 km. de profundidad, se encuentra elmanto de composición ultrabásica y por último el núcleo, el cual se supone de naturalezametálica. Fig.1.1.

Es indudable que la tierra no se comporta como un cuerpo rígido, sino que se hallasometida a grandes cambios y transformaciones, los continentes están en movimiento constante,a la vez que el fondo de los océanos está en continua expansión.

En la corteza oceánica existen dos tipos de estructuras: las dorsales oceánicas y lasfosas abisales, Fig.1.2.


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Las dorsales oceánicas son extensas cordilleras submarinas, construidas conmateriales volcánicos, que tienen en su parte central una fosa o rift en constante expansión através de la cual se produce el ascenso de materiales fundidos procedentes del manto, los queoriginan la corteza oceánica. Las dorsales oceánicas forman un sistema continuo que se extiendepor más de 50.000 km. de longitud y son zonas de numerosos terremotos y erupcionesvolcánicas.

Las fosas abisales son grandes depresiones de los fondos oceánicos de poco ancho ygran longitud. La profundidad de estas fosas supera los 6000 metros.

Asociadas a ella aparecen los arcos insulares, con importante actividad volcánica ylas cadenas montañosas de edad reciente.

Debe señalarse además que las dorsales oceánicas aparecen cortadas trans-versalmente por grandes fallas, denominadas de transformación, que las dividen en segmentosdesplazados unos respecto a otros.

El conocimiento de estas estructuras condujo a la formulación de la teoría conocidacomo ¨Tectónica de Placas¨ o ¨Tectónica Global¨; según esta teoría, la parte más externa de latierra (la corteza terrestre y el manto superior) estaría formada por un reducido número defragmentos de esfera, denominados placas, en continuo movimiento.


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Los límites de estas placas son las dorsales oceánicas, las fosas abisales y las fallas detransformación.

En las primeras se produce el movimiento divergente de las placas, comoconsecuencia del ascenso de material fundido procedente del manto, en tanto que las fosasabisales son las zonas donde dos placas chocan hundiéndose una debajo de la otra yreabsorbiéndose en el manto. Estas zonas se conocen como Zonas de Subducción.

En las fallas de transformación las placas se deslizan unas a lo largo de las otras.

Sobre la superficie terrestre se existen seis grandes placas: Pacífica, Norteamericana,Eurasiática, Africana, Sudamericana e Indoaustraliana, Fig.1.3.

E nergía G eotérmica - J . L . S I ER R A . G . P ED R O��

En los bordes o límites de estas placas se producen los principales procesosgeológicos: se forman los grandes sistemas montañosos, hay terremotos, fenómenos volcánicosy es allí donde están las principales áreas geotérmicas del mundo.

La fuerza impulsora del movimiento de las placas se atribuye a grandes movimientosde materia, denominados corrientes de convección, originados como consecuencia de lavariación de sus densidades con las altas temperaturas, a la energía liberada durante eldecaimiento radioactivo de ciertos elementos en el interior de la tierra y el calor liberado durantelos cambios de fase de los materiales en el manto.


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1.2 Flujo de calor y gradiente geotérmico.

La temperatura de la corteza terrestre aumenta con la profundidad y se denominaGradiente Geotérmico al número de grados centígrados en que se incrementa la temperatura cada100 metros de profundidad. Su valor promedio es de 3 °C cada 100 m.

De una región a otra el gradiente varía con del espesor de la corteza, presencia o node una intrusión magmática, sistema de fallas profundas, la existencia de acuíferos que puedentransportar el calor en sentido vertical, etc.

Otros factores que afectan el valor del gradiente geotérmico son la conductividadtérmica de las rocas, el tipo de reacciones químicas que tienen lugar en las mismas, la posiciónde una región respecto a los mares, la forma en que se disponen las rocas y la concentración deelementos radioactivos en las mismas.

El producto del gradiente (G) por la conductividad térmica de la roca (K) es el Flujode Calor (Q). Este se mide en forma perpendicular a la superficie de la tierra y tiene un valormedio de 1,5 milicalorias por centímetro cuadrado cada segundo (mcal/cm2.seg) ó 63 milivatios

por metro cuadrado (mW/m2).

Q = - K.dT/dZ = K.G

Esta ecuación es válida para un medio impermeable, donde la transferencia de calora la superficie se efectúa por conducción, donde :

Q = Flujo de calor (mcal/cm2 seg ó mW/m2)

K = Conductividad térmica de las rocas (mcal/cm seg °C ó W/m °C)

G = Gradiente geotérmico (°C/cm ó °C/m)

En estratos permeables, sin embargo, el calor se transmite casi exclusivamente porconvección, esto es, a través del movimiento del fluido presente en el estrato.

Sobre el área continental el flujo de calor se origina en gran parte en la desintegraciónde elementos radioactivos de larga vida media, U-238, U-235, Th-232 y K-40 contenidos en lacorteza terrestre. Otra fracción proviene del manto; ésta sería la fuente principal de calor sobre elárea oceánica.

Otros aportes al flujo total son : la conversión en energía térmica de la energíagravitacional, la energía producida por fricción producto de la marea terrestre y el calorproveniente del núcleo.


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1.3 Campos geotérmicos.

Los campos geotérmicos son aquellas zonas limitadas de la corteza terrestre en lascuales existe un flujo anormal de calor que produce el calentamiento de las aguas contenidas enlos estratos de rocas permeables. Están cubiertos por una capa rocosa impermeable que impideel escape de fluido caliente Fig.1.4.

Debe señalarse que hay campos geotérmicos en zonas de flujo de calor normal cuyaexplotación se justifica por el hecho de estar formados por grandes acuíferos permeables,ubicados en zonas donde existe una gran demanda de fluido con temperaturas inferiores a los 100°C para usos no eléctricos.

Fuente de calor.

En general la fuente de calor en los sistemas geotermales es una masa de magma aalta temperatura (600-900 °C) a profundidades del orden de los 7-15 km. de la superficieterrestre.

La masa de magmática originada en el manto asciende por las fracturas de la corteza,pudiendo formar la cámara de un volcán central o sistemas volcánicos, o bien puede quedaratrapado en la corteza, como una intrusión magmática, sin producir volcanismo, aunque afectan-do las estructuras superficiales con formación de Sistemas de Horst y Graben; este volcanismo escaracterístico de las zonas de compresión de la corteza terrestre ( zonas de subducción).


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En estos casos la cámara magmática es la fuente principal de calor del campogeotérmico.

Otras veces el ascenso de magma se produce en forma rápida y directa, sin formaciónde cámara ó intrusión magmática, originando basaltos, andesitas y rocas afines, con grandispersión del calor , razón por la que no dan lugar a la formación de sistemas geotérmicossuceptibles de ser utilizados. Este tipo de vulcanismo es propio del sistema de dorsalesoceánicas.

Reservorio.

El reservorio geotérmico está formado por roca de alta permeabilidad, con unvolumen suficiente para contener una cantidad de fluido que asegure su explotación comercial.En algunos casos la permeabilidad se debe a la fractura de rocas impermeables, a esto se lollama permeabilidad secundaria.

El agua contenida en el reservorio generalmente es de origen meteórico. Parte de ellapuede ser magmática o juvenil, esto es, vapor de agua producido como resultado de la evolucióndel magma.

En las áreas de recarga, es decir, en las zonas donde se produce el afloramiento de lacapa permeable, tiene lugar el ingreso de aguas meteóricas, manteniéndose, al menosparcialmente, el balance hidrológico, a pesar de la remoción natural de fluido (manantialestermales).

Capa Rocosa (Cap rock).

La capa rocosa situada encima del reservorio geotérmico posee una baja per-meabilidad. En general, esta impermeabilidad es el resultado de la actividad hidrotermal, por ladeposición de minerales de la solución, fundamentalmente sílice, o bien los productos dealteración hidrotermal que obturan poros y fracturas.

Manifestaciones Superficiales.

En algunos campos geotérmicos el fluido alcanza la superficie a través de fallas en lacapa rocosa originando manifestaciones en superficie, éstos son: fuentes termales, géiseres, etc.La composición química de las mismas depende de la temperatura y el estado físico del fluido enprofundidad (agua ó vapor).

La fuentes termales son emanaciones de agua, vapor de agua y mezcla de gases :hidrógeno (H2), metano (CH4), sulfuro de hidrógeno ( SH2), anhídrido carbónico (CO2), etc. aelevada temperatura.


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Los géiseres se forman en grietas o fisuras profundas, las que se llenan de agua freáti-ca, debido a las altas temperaturas existentes en profundidad entran en ebullición y sonproyectadas violentamente hacia el exterior, este es un proceso intermitente, una vez expulsadael agua de la columna, ésta se llena nuevamente y se reinicia el ciclo.

Las fumarolas son emanaciones gaseosas que se producen en zonas cercanas avolcanes activos, a diferencia de las anteriores, su origen es volcánico, es mezcla de vapor deagua y gases tales como : ácido clorhídrico (ClH), anhídrido carbónico (CO2) y compuestossulfurados. Cuando predominan los compuestos sulfurados se denominan solfataras y producenimportantes depósitos de azufre (S); en las cuales el mayor componente es el anhídridocarbónico (CO2) se llaman mofetas.

Las presencia de vapor y gases de reservorio en superficie son un indicio de laposible existencia de un campo geotérmico, no obstante, existen campos geotérmicos en los queno hay manifestaciones termales en superficie.

1.4 Sistemas geotermales.

Según el mecanismo de transferencia de calor los sistemas geotermales se clasifican en:

1. Sistemas geotermales convectivos: la convección es el mecanismo más importante detransferencia de calor, debido a la circulación de fluido. Se pueden distinguir:

1.a. Sistemas hidrotermales, generalmente relacionados a intrusiones magmáticas.

1.b. Sistemas de circulación, en los que las aguas alcanzan alta temperaturadebido a la circulación profunda en áreas con flujo de calor normal o mayor.

2. Sistemas geotermales conductivos: el mecanismo principal de transferencia de calor esla conducción. Pueden ser:

2.a. Acuíferos profundos en lechos sedimentarios donde, si bien la formación espermeable, la transferencia de calor convectivo es baja debido a bajastemperaturas y espesor pequeño del horizonte permeable.

2.b. Roca seca caliente. La formación es impermeable y el agua debe introducirsea través de fracturas producidas artificialmente.

Los sistemas hidrotermales, en función de las características del fluido producido se dividen en:

a) Campos que producen agua caliente

El agua del reservorio tiene una temperatura entre 60-100°C. Pueden encontrarse enáreas de flujo de calor normal o ligeramente superior al normal.


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Para su explotación comercial la profundidad del reservorio no debe superar los2.000 metros, utilizándose el fluido con fines agrícolas e industriales, así como para calefacción ysuministro de agua caliente.

Hay campos de este tipo en Argentina, Uruguay, Hungría, Francia, Islandia, UniónSoviética, Italia, etc.

b) Campos que producen vapor húmedo

En estos campos, conocidos como de "líquido-dominante", el reservorio contieneagua a una temperatura mayor de 100 °C y una pequeña cantidad de vapor. Durante la extracciónse produce una disminución de presión que origina una vaporización parcial del agua,obteniéndose así una mezcla de agua y vapor en la condiciones de saturación, con una bajaconcentración de gases incondensables.

La utilización principal es la generación de energía eléctrica, además de los otrosusos posibles del agua caliente residual.

Como ejemplo pueden citarse los campos de Wairakei (Nueva Zelandia), CerroPrieto (México), Salton Sea (EE.UU.), Otake (Japón) y Ahuchapán (El Salvador).

c) Campos que producen vapor sobrecalentado

Estos campos también denominados de "vapor-dominante", producen vapor seco,generalmente sobrecalentado, con gases, con una relativamente alta cantidad de gasesincondensables, como : hidrógeno (H2), metano (CH4), sulfuro de hidrógeno ( SH2), anhídridocarbónico (CO2), nitrógeno ( N2), etc.

El grado de sobrecalentamiento pueden alcanzar hasta 50°C y se utiliza el vapor parala producción de energía eléctrica.

Los campos que producen vapor sobrecalentado son: Larderello y Monte Amiata (Ita-lia), Matsukawa (Japón), The Geysers (EE.UU.) y Copahue (Argentina).

En la Fig.1.5 se representa la frecuencia en que se encuentran reservorios en relacióncon su temperatura, para un rango entre 90 a 330 °C, en el mismo se puede apreciar claramente,que la probabilidad de encontrar un reservorio geotérmico de alta temperatura es una funcióninversa de la misma. Así por ejemplo, un 30 % tienen temperaturas comprendidas entre 90 y110 °C, siendo estos, los de menor temperatura, los que se encuentran con mayor frecuencia.


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2. Exploración de los recursos geotérmicos.

2.1 Fases de un proyecto geotérmico.

Diversos métodos de exploración, geológicos, geoquímicos y geofísicos se utilizanpara la ubicación y caracterización de un campo geotérmico.

En virtud de la gran extensión de las áreas inicialmente sometidas a estudio y de loscostos de la exploración es necesario la planificación de la misma en etapas, en las que vandefiniendo progresivamente las zonas de mayor interés. Se determina así la conveniencia o no deseguir la investigación con métodos cada vez más precisos y más costosos.

Las fases de un proyecto geotérmico completo propuesto por la OLADE (Orga-nización Latinoamericana de Energía) se muestran en el siguiente cuadro:

1. Estudio de reconocimiento

Área: 10000-100000 km2

2. Estudio de Prefactibilidad

Área: 500-2000 km2

3. Estudio de Factibilidad

Área: 10-100 km2


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4. Desarrollo

5. Explotación

Las tres primeras fases son de exploración, mientras las dos últimas son etapas de explotación.

2.1.1 Estudio de reconocimiento.

Se lleva a cabo en una región cuya extensión puede variar entre 10000 y 100000 km2,con el objetivo de evaluar las posibilidades geotérmicas a nivel regional, seleccionar áreas máspequeñas de mayor interés y planificar las etapas siguientes de exploración. En esta etapa serealiza:

• La recopilación y evaluación de toda la información existente, esto es, geologíaregional, mapas geológicos y topográficos, fotografías aéreas e imágenes de satélite,datos geofísicos, meteorológicos, hidrológicos e información sobre manifestacionestermales.

• El reconocimiento de campo, que incluye la toma de muestras, tanto de rocas como deaguas, para su posterior análisis.

2.1.2 Estudio de Prefactibilidad.

El estudio de prefactibilidad abarca un área entre 500 y 2000 km2. En esta fase sepretende lograr una evaluación preliminar del recurso y, eventualmente, ubicar los sitios para laperforación de pozos exploratorios profundos.

Los estudios geológicos, hidrogeológicos y geoquímicos se orientan a ladeterminación de la presencia y origen de la anomalía térmica, las características del reservorio yde la formación rocosa superior.

2.1.3 Estudio de factibilidad.

El objetivo del estudio de factibilidad es la delimitación del campo geotérmico, laestimación de las reservas explotables, el estudio de los fluidos geotérmicos y sus usos posibles.


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En ésta etapa se realizan los primeros pozos exploratorios, estudios del reservorio,estudios económicos y diseño de planta piloto.

La extensión del área de estudio se halla entre 10 y 100 km2.

2.2 Metodología de exploración.

2.2.1 Geología.

El estudio geológico de un campo geotérmico está dirigido a la ubicacar ycaracterizar de la anomalía térmica (fuente de calor), el reservorio y la capa sello.

En las etapas iniciales de la exploración se hacen estudios aerofotogeológicos, losque consisten en la interpretación de imágenes aéreas y satelitarias, posibilitando elconocimiento en forma rápida de la geología superficial, sistemas de fallas y relaciones vulcano-tectónicas.

En los campos geotérmicos en los que la anomalía térmica es producida por unaintrusión magmática en la corteza terrestre, la relación entre las estructuras volcánicas y loslineamientos tectónicos permite la detección de trampas en las que pueden localizarse cuerposmagmáticos.

Con el estudio petrológico de lavas y otros productos volcánicos caracteriza la na-turaleza del magma, especialmente su grado de acidez y diferenciación.

A través de estudios estratigráficos se establecen las características del reservorio yde la capa de cobertura.

Por su parte, las técnicas hidrogeológicas, que integran los estudios geológicos y deaguas subterráneas, determinan el sistema estratigráfico y estructural, el sentido de circulación delos fluídos en profundidad y el área de recarga.

2.2.2 Geoquímica.

La composición química e isotópica de los fluidos termales proporcionaninformación a cerca de la composición y distribución de los fluidos en profundidad, sutemperatura, presión y estado físico (vapor o agua), rocas subsuperficiales asociadas, origen ytiempo de residencia del fluido, dirección de circulación, permeabilidad y flujo natural de calor.

Los métodos geoquímicos son de gran utilidad durante las etapas de exploracióndebido a su bajo costo en relación con los métodos geofísicos.

La metodología empleada involucra tres etapas:


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• La tarea de campo, en la que se toman muestras de agua, gases y condensados, y seefectúan mediciones de temperatura, pH, conductividad y caudal, entre las másimportantes.

• Análisis de laboratorio.

• Procesamiento e interpretación de los datos.

El estudio de la composición química de las aguas posibilita la identificación de lasmismas con el propósito de diferenciar acuíferos, detectar las posibles mezclas del fluido termalcon aguas frías más superficiales.

La composición química de las aguas termales que alcanzan la superficie estádeterminada por las reacciones de interacción agua-roca-gas, cuyos equilibrios se alcanzan a altastemperaturas, por esta razón las concentraciones de ciertos componentes reflejan la temperatura ala cual se alcanzó el equilibrio, esto es, la temperatura en profundidad.

El origen del fluido y la ubicación del área de recarga se determinan a partir de laconcentraciones de los isótopos oxígeno 18 (180) y deuterio (D).

Con el contenido de tritio (T) se estima el tiempo de residencia, o sea el tiempotranscurrido desde la infiltración del agua.

En los reservorios de “vapor-dominante”, cuyas manifestaciones superficiales estánconstituidas por gas y vapor, la composición química e isotópica de estas muestras pueden usarsepara el cálculo de las temperaturas en profundidad.

Otras técnicas aplicadas a estos campos se basan en el análisis de elementos volátilestales como mercurio (Hg) ligados al suelo y aire del suelo, pues su distribución está relacionada ala actividad geotérmica, indicando en algunos casos fallas o fisuras en el área.

2.2.3 Geofísica.

Los métodos geofísicos se emplean durante las etapas de exploración con el objetivode conocer las condiciones geológicas del campo, las estructuras generales y particulares, comoasí también la presencia de fluidos termales.

Esto se hace midiendo las variaciones de ciertas propiedades físicas de las rocas talescomo densidad, resistividad eléctrica, conductividad térmica, etc.

Entre los métodos más usuales en la prospección geotérmica señalamos: gravimetría,sísmica, geoeléctrica y determinación de flujo de calor.

• Gravimetría


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El método gravimétrico estudia las variaciones en los valores de gravedad que seproducen como consecuencia de la diferencia de densidades de las distintas formaciones geoló-gicas.

Mediante la interpretación de los datos se obtiene información a cerca de lasestructuras profundas, localización de fallas, zonas de fracturas o alteración, etc.

• Sísmica

La prospección sísmica consiste en la medición de las ondas sísmicas reflejadas orefractadas, generadas por pequeños terremotos producidos natural o artificialmente.

Se obtiene información de las discontinuidades litológicas como también sobre lossistemas de estructuras presentes.

• Goeléctrica

La técnica geoeléctrica se basa en el estudio de la resistividad eléctrica de las rocas,introduciendo en el terreno una corriente de intensidad conocida y midiendo la diferencia depotencial producida.

La resistividad disminuye al aumentar la temperatura, por la presencia de rocasalteradas, pero fundamentalmente por la presencia de aguas salinas.

Es éste, por lo tanto, un método adecuado para detectar zonas alteradas, como asítambién la existencia de aguas calientes.

• Flujo de Calor

El objetivo de los cálculos de flujo de calor es reconocer las zonas de mayor ano-malía térmica.

La prospección se lleva a cabo mediante la perforación de pozos de poca profundidad(100 metros aprox.) en los que se efectúa la medición de temperaturas, para calcular el gradientegeotérmico. Sobre los testigos obtenidos se mide de la conductividad térmica de la roca.

Con esta información se calcula el flujo de calor en cada punto, la evaluaciónposterior de los conduce a la detección de las zonas de mayor interés geotérmico.

2.2.4 Pozos exploratorios.

La perforación de pozos exploratorios es una tarea que se hace en la última fase de laexploración geotérmica.

El número, ubicación y profundidad de los mismos estará determinado por losresultados obtenidos en las etapas previas, esto es, después de conocer las condiciones geológico-


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estructurales del campo, las zonas de mayor anomalía térmica, la probable ubicación delreservorio y el patrón tentativo de circulación del agua subterránea.

El objetivo de estas perforaciones es: corroborar, ampliar y eventualmente modificarlos conocimientos obtenidos en la fase de exploración superficial.

Durante la perforación de pozos exploratorios se efectúan siguientes tareas:

Reconstrucción de la secuencia estatigráfica.

El control de esta secuencia es muy importante para la programación de lasoperaciones de perforación: elección de trépanos, fluido de perforación, programa de perforación,diseño del pozo, etc.

Consiste en las siguientes operaciones:

• Muestras de recortes para el control estratigráfico (generalmente cada 5 metros).

• Coronas para una más detallada información de la litología y textura de la roca,basándose en la información deducida a partir de los recortes.

• Coronas para análisis de las características físicas de las rocas (porosidad,permeabilidad, densidad, conductividad térmica, conductividad eléctrica, etc.).

Muestreo de fluido.

Tiene por finalidad detectar todos los estratos productores atravesados durante laperforación con el fin de reconstruir el esquema hidrológico.

Medidas de temperatura.

Permiten diferenciar las zonas del pozo en las cuales la transmisión de calor se hacepor conducción (horizontes impermeables) y otras en las que predominan los fenómenosconvectivos (horizontes permeables).

Con las mediciones de temperatura en el pozo en reposo, se calcula de la temperaturade la formación (temperatura con tiempo de reposo tendiendo a infinito).

Medidas de presión.

Tienen como objetivo conocer:

• Nivel del fluido en el pozo.

• Presiones de formación de los fluidos.

• Presión en el pozo en función de las condiciones de cabeza de pozo (durante lainyección o producción).


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Logs eléctricos ( IES, DLL ).

Se usan para conocer la verdadera resistividad de la formación y reconocerhorizontes fracturados o variaciones litológicas en la secuencia estatigráfica.

Logs sónicos ( SL, BHC ).

Se determina la velocidad de propagación de las ondas sonoras en las formaciones.Son útiles para reconocer las variaciones litológicas y horizontes fracturados en las secuenciasestratigráficas. En algunos casos se puede llegar a estimar la porosidad de la roca.

Logs Radioactivos.

- Log Neutrónico ( CNL ).

Tienen una fuente emisora de neutrones, estos al ser capturados por átomos de hi-drógeno presentes en la formación investigada, emiten un rayo gamma. Un detector registraestas emisiones.

Estos logs son utilizados para medir la porosidad de las rocas cuando éstas sonfracturadas y contienen fluidos.

- Log de Densidad ( FDC ).

Miden la densidad de la formación y usan una fuente de rayos gamma de medianaenergía. Estos rayos colisionan con los electrones, algunos se desvían y otros arriban al detector.Las cantidad de rayos gamma medidos es proporcional a la densidad de la formación.

- Log de Rayos Gamma.

Mide la radioactividad natural del terreno. Es particularmente útil para determinarsecuencias arcilla-rocas ígneas.

2.3 Evaluación del recurso.

El reservorio geotérmico se puede considerar, en una primera aproximación, comouna "caja cerrada", en la que entra una masa de agua (m0), llamada Recarga, una cantidad decalor (Q0), aportada por la Fuente de Calor, y desde la que salen : una masa (m1) y una cantidadde calor (Q1) transportadas por las manifestaciones superficiales, así como también una cantidadde calor (Q') irradiada por la superficie.

La incógnita es: qué capacidad tiene el reservorio? Para responder esto se construyeun "Modelo de Reservorio".


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Para ello debe conocerse el volumen del mismo, flujos de calor, recarga, porosidad,permeabilidad, temperatura profunda, estado físico del fluido (vapor o agua caliente), sentido decirculación, cantidad y calidad de los gases contenidos en el mismo, etc.

Otra de las preguntas es: ¿se trata de un recurso renovable?

Se puede aproximar el sistema esquematizado más arriba a un sistema en equilibriopara lapsos relativamente cortos, esto es tiempos industriales, no geológicos. También es fácildemostrar que si a un sistema como el propuesto, si se extrae una cantidad de fluido tal, que elcalor perdido por el reservorio sea el doble que el flujo natural de calor (Q1+Q'), no seintroducirán cambios importantes en el mismo.

Explotado de esta manera el yacimiento, se puede decir entonces, que es éste unrecurso renovable.

Pero si se perfora una gran cantidad de pozos, el reservorio se puede agotar en untiempo corto, el recurso sería entonces, no renovable.

La tendencia es explotar el campo geotérmico entre estos dos extremos, tratando deno agotarlo prematuramente, pero con una intensidad tal que permita hacer de esto una actividadrentable.

En el desarrollo del campo se procede paso a paso, se toma primero el área máspromisoria, se efectúa la exploración superficial y luego la profunda.

Con la información de los pozos perforados durante la exploración profunda, seprograman los pozos de producción para abastecer al primer módulo (usualmente menor o igual a35 MW), luego se va extendiendo la exploración profunda a las zonas aledañas, se perforannuevos pozos productores y se instalan nuevos módulos, interconectados entre sí mediante líneaseléctricas.

Este proceder tiene algunas ventajas:


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• Las inversiones son escalonadas, es decir, no es necesario hacer una gran inversióninicial para luego comenzar a producir energía. (P.Ej. Una central hidroeléctrica sedebe construir, luego llenar el embalse y finalmente comienza a funcionar).

• La instalación del primer módulo permite generar mientras se realizan las pruebas deIngeniería de Reservorio, sin necesidad de ventear vapor.

• Se prueban materiales y se desarrolla tecnología, dado que las reparaciones ocorrecciones son siempre menos costosas en plantas pequeñas.

• Se puede programar el mantenimiento en una forma más cómoda, pues se van sacandode servicio pequeños módulos sin ser una gran central la que deja de producir, lo quepodría ocasionar problemas en el sistema eléctrico.

• Finalmente si se adoptan máquinas similares, disminuye el lote de repuestos necesariospara el mantenimiento.

Como desventajas se debe señalar que:

• El rendimiento de las máquinas pequeñas es menor.

• Las inversiones son mayores.

Estimaciones preliminares del Potencial de un Campo Geotérmico.

Como se mencionó anteriormente una de las cuestiones fundamentales en lainvestigación geotérmica es la determinación de la capacidad del reservorio. Para ello existendiversos métodos, entre ellos:

Método del Flujo de Calor Superficial.

Se basa en la determinación del calor que pierde el campo en superficie (Qt) porconducción (Qc) y el transportado por los efluentes termales (Qm).

La energía total (Qt = Qc+Qm) se supone que se disipa durante toda la vida útil delcampo, 104 - 105 años.

El producto de estos dos valores permite estimar la energía total presente en elcampo.

Se estima un factor de recupero (siempre menor que el 25 %) y se obtiene la cantidadde calor que puede utilizarse.

El método carece de precisión, pero es muy útil como una primera aproximación.


22

Método del Volumen.

Se divide el campo en partes homogéneas de similar temperatura, porosidad, etc., secalcula la energía contenida en cada una de las partes, se estima un factor de recupero (Rg) y conél la energía que se puede extraer.

La precisión del método aumenta a medida que se van conociendo con mayorexactitud los parámetros geométricos y físico-químicos del campo.

Cuando el campo se halla en la fase de exploración se determina un potencial conuna incertidumbre considerable, la que va disminuyendo con la exploración profunda y luego laexplotación. En la práctica, estos cálculos comienzan con las primeras fases de exploración yfinalizan con la explotación.

Método de la Cámara Magmática.

Desarrollado por Noguchi (1970), basa su idea en la presencia de cámarasmagmáticas más o menos cercanas a la superficie. Calcula cada cuantos años se produce unevento volcánico, un tamaño medio de cámara y un tiempo medio de enfriamiento; con ellocalcula la energía involucrada en el volcanismo de una extensa zona.

Permite una estimación a escala regional, pero con un margen de errorconsiderablemente alto.


23

3. Usos de la energía geotérmica.

3.1 Antecedentes y situación actual.

Sin duda el primer uso, desde tiempos prehistóricos, que se le dio a la geotermia fueel balneoterápico. Luego comenzó la explotación de las sales asociadas a las manifestacionesgeotermales. Es por todos conocido el uso, que de ellas hacían los Etruscos para sus trabajos decerámica.

El aprovechamiento para generar electricidad, es por supuesto reciente. La primeramáquina que generó energía eléctrica, alimentada por vapor geotérmico fue instalada enLarderello (Italia) en 1904, por el Príncipe P. Conti y tenía una potencia de 10 kW. Fue Italia elúnico país que explotó este recurso por más de 50 años, en 1913 se instala una central de 250 kWy en 1950 tenía ya 350 MW instalados.

Al finalizar esta década se incorporan a la producción Nueva Zelandia, EstadosUnidos y Japón. Durante la década del 60 lo hacen Unión Soviética, Islandia, China, México,Turquía, El Salvador, Filipinas, Indonesia, Portugal y en la década del 80, Kenia, Nicaragua,Guadalupe, Grecia y Argentina.

El aumento de la potencia instalada entre 1922 y 1978 fue de un 7-8 % anual.

En 1973 sobreviene la crisis del petróleo, y las formas alternativas para obtenerenergía adquieren importancia; la geotermia se revaloriza y cinco años más tarde se concretan losnuevos proyectos. El impulso adquirido en aquella época aún se mantiene.

Esta crisis energética persuade a los gobiernos que es conveniente la diversificaciónde las fuentes de energía con el fin de no quedar tan fuertemente ligados a las oscilaciones delprecio internacional del petróleo.

Se desarrolla tecnología, metodología de exploración, ingeniería de plantas y dereservorio y se valora su escaso impacto ambiental.

Además se llega a la conclusión de que es un muy buen complemento de la energíahidroeléctrica, al utilizar esta última como energía de punta y la geotermia como energía de base.

En la Fig.3.1 se muestra la evolución en la Potencia Instalada en el mundo desde1950 hasta la actualidad.


24

Fig. 3.1 Potencia Instalada desde 1950

024

68

10

1950 1960 1970 1980 1990 2000año

Pot

enci

a (x

100

0 M

w)

En la Tabla N° 3.1, se detalla por país la potencia instalada hasta el año 1992 y lasprevisiones para 1995.

Tabla N° 3.1 Potencia instalada hasta el año 1992

PAIS 1992 (MW) 1995 (MW)

Estados Unidos 2979 3200

Filipinas 894 2164

México 725 950

Italia 637,3 700

Nueva Zelandia 286 342

Japón 270 270

Indonesia 143 380

El Salvador 105 180

Nicaragua 70 100

Islandia 50 110

Kenia 45 105

China 31 50

Turquía 20 40

Rusia 11 70

Francia 4 4

Portugal 3 3

Grecia 2 12

Rumania 1,5 1,5

Argentina 0,7 0,7

Tailandia 0,3 3,3

Zambia 0,2 0,2

TOTALES 6.278 8.685,7

ReferenciasMW: Megavatios Instalados

Fuente: Energia Geotermica de Ambiente, E. Barbier, 1994.-


25

3.2 Generación de energía.

Uno de los usos más importantes de los fluidos geotérmicos es la producción deEnergía Eléctrica.

La elección del ciclo para la conversión de la energía contenida en el agua y vapor enenergía eléctrica depende de sus condiciones físico-químicas, de las características del campo yde la potencia eléctrica generable.

La eficiencia de las plantas geotérmicas, esto es, la fracción del calor contenido en elfluido que es transformado en electricidad, oscila entre 10 y 17 %. La baja eficiencia se debe alhecho de que los fluidos geotérmicos tienen temperaturas relativamente bajas si se compara conel vapor producido en las calderas de las plantas de energía térmica convencional.

No obstante, el costo del calor es competitivo comparado con otros combustibles,pero debe considerarse como una ventaja la mínima contaminación que asociada a suexplotación.

El dimensionamiento y diseño de una central geotérmica es un aspecto de sumaimportancia, pues de el dependerá el costo del kWh producido.

El costo del kW instalado disminuye al aumentar las dimensiones de la instalación,pero se debe tener en cuenta que una central más grande requiere de un número más elevado depozos, mayores gastos, fundamentalmente para la construcción de las líneas de vapor, ymantenimiento de la central más dificultoso.

Existen centrales geotérmicas de poca potencia (2-3,5 MW), de costo relativamentebajo y de rápida instalación que se adaptan particularmente a las fases iniciales de la explotaciónde un campo.

El tamaño apropiado de la planta dependerá de la productividad de los pozos y de lapotencia total estimada del recurso. Es usual la construcción de plantas en módulos de 40-50MW cuando la producción por pozo es de 4-5 MW.

Existen diversos ciclos de generación de energía geotérmica, pero se puedenclasificar en dos grandes grupos, ciclos a contrapresión y ciclos con condensador. Fuera de estaclasificación se hallan los denominados ciclos binarios.

Ciclos a contrapresión.

Es el más simple y económico de todos los ciclos geotérmicos. El vapor seco delpozo, o previa separación de agua si es vapor húmedo, se envía a la turbina y luego se descarga ala atmósfera.


26

Su rendimiento es bajo, el consumo varía entre 20 y 30 kg de vapor/kWh,principalmente por el hecho de que la turbina descarga directamente a la atmósfera, pero seadapta bien para plantas de pequeña capacidad o cuando el contenido de gases no condensablesen el vapor es superior al 10 %, esto último se debe al elevado consumo de energía que senecesita para extraer estos gases del condensador en un ciclo a condensación.

En las Fig.3.2 y 3.3 se representan esquemáticamente una central a contrapresiónalimentada con vapor seco y una que recibe una mezcla de agua y vapor respectivamente.

En este último caso, la mezcla líquido-vapor se introduce en un separador en el cualel vapor es separado del líquido.


27

El líquido residual puede reinyectarse o someterse a una separación (flash) paraproducir una cantidad adicional de vapor que se envía a un punto secundario de admisión en laturbina o bien a otra turbina con menor presión de trabajo.

Ciclos con condensador.

En estos ciclos, el vapor, luego de pasar por la turbina, es descargado a uncondensador, a una presión de aproximadamente 0,1 atm, aumentando de esta manera el salto depresión entre la entrada y la salida de la turbina, Fig.3.4.

El rendimiento es más elevado, prácticamente el doble del que se obtiene en unacentral a contrapresión; el consumo es de aproximadamente 7-10 kg de vapor/kWh.

La condensación se produce con un fluido frío, que proporciona la torre deenfriamiento, este absorbe el calor de condensación y luego se retorna a la torre donde se enfríanuevamente.

Como se mencionó anteriormente una de los dificultades más serias que afectan elrendimiento del ciclo está dada por la concentración de gases incondensables en el vapor.Cuando ésta es elevada, el costo de la remoción de gas del condensador justifica el uso decentrales sin la etapa de condensación.


28

Cuando el fluido que alimenta la central es una mezcla de líquido y vapor, es posibletambién aprovechar el agua caliente para producir mayor cantidad de vapor a través de una o másetapas de separación, Fig.3.5.

Un ciclo con dos etapas de separación produce entre 20-30 % más energía que unciclo con una etapa. No obstante, este aumento en la performance del ciclo debe ser evaluadofrente al costo adicional que implica el ingreso de vapor secundario en la turbina. El costo de laslíneas de vapor y válvulas de control requeridas pueden exceder la ventajas obtenidas con elaumento del rendimiento en la turbina.

En la Fig. 3.6 se muestran, para una turbina alimentada con vapor saturado seco, unaserie de curvas que representan la energía generada, en kWh/tn vapor, en función de la presión deentrada en la turbina y para diversas presiones de salida en la misma (descarga a la atmósfera,condensador con presiones de trabajo de 4" Hg, 2 1/2" Hg, 2" Hg y 1 1/2" Hg). También setrazaron las curvas correspondientes al consumo de vapor, en kg vapor/kWh.


29

No se ha considerado la energía consumida por el equipo de extracción de gas,bombeo de agua de enfriamiento y otros equipos auxiliares, la cual puede variarconsiderablemente de acuerdo a la concentración de gases no condensables en el vapor, el vacíoproducido en el condensador y el método de enfriamiento.

Para el caso que se tenga vapor sobrecalentado, la energía generada no puede serrepresentada mediante una serie de curvas simples como en el caso anterior, debido a que lamisma depende del grado de sobrecalentamiento del vapor.

Ciclos Binarios.

Estos ciclos se utilizan en los casos en que se dispone de agua a una temperatura de80 a 150°C.

El agua caliente se envía a un evaporador para evaporar y sobrecalentar un fluidosecundario de bajo punto de ebullición, tal como isobutano, y es posteriormente reinyectada enun pozo cercano.

El fluido secundario evaporado se expande entonces en la turbina y se descarga luegoa un condensador desde donde, en estado líquido, es bombeado para reiniciar el ciclo, Fig.3.7.


30

Estos ciclos tienen la ventaja de utilizar fluidos geotérmicos de más baja temperatura,aún aquellos químicamente desfavorables o que tienen altas proporciones de gasesincondensables.

Los inconvenientes tales como corrosión o incrustación, se reducen al intercambiadorde calor. Tienen la ventaja, además, de admitir mezclas de agua/vapor sin previa separación.

Sin embargo, tienen las desventajas de requerir de un fluido secundario muy volátil yel uso de bombas que absorben una cantidad importante de la energía generada.

En cuanto al costo, éste debería ser más elevado, dado que son más complejas; sinembargo, por su versatilidad se las construye en serie y no bajo pedido, pudiéndoselas adquirir enel mercado a un costo relativamente bajo.

.

Ejemplo de una Unidad Típica de The Geysers con 110 MW de Capacidad Neta.

La planta es alimentada por 15 pozos que le entregan 978 toneladas por hora devapor, a 179,5 °C y a 8 atmósferas absolutas de presión.

El generador tiene una potencia bruta de 114 MW, de los cuales 4 MW se destinan aequipos auxiliares, resultando una potencia neta de 110 MW, que la planta entrega al sistema.


31

Esta usina se considera de gran tamaño, y con un alto rendimiento (8,9 kW-h/kgvapor), si se tienen en consideración los valores habituales en plantas geotérmicas.

La cantidad de gases incondensables es de aproximadamente el 7 % en peso, lo quesupone una evacuación a la atmósfera de 68 tn/h de gases. El vacío en el condensador se efectúapor medio de eyectores en cascada, intercalando un sistema de condensadores para aumentar laeficiencia.

El vapor geotérmico, después de pasar por la turbina, ingresa a un condensador tipoJet, luego, el agua de enfriamiento mezclada con el condensado se envía a la torre de en-friamiento donde se pierden en forma de vapor 681 tn/h y el exceso, 229 tn/h, se envía areinyección.

En la Fig. 3.8. se incluye un balance de masa y energía.


32

3.3 Usos no eléctricos.

Los fluidos geotérmicos cuyas temperaturas superan los 160 °C son adecuados parala generación de energía eléctrica. En las zonas en las que existen aguas termales con tempera-turas inferiores estas se utilizan en balneoterapia, calefacción de viviendas, agricultura,piscicultura y en una amplia variedad de procesos industriales.

La temperatura mínima requerida para la explotación de las aguas termales dependede varios factores, entre ellos, la laltitud de la zona en cuestión, el uso al cual se destina, ladendidad demográfica, etc. pero en general, pueden ser utilizadas aquellas con temperaturassuperiores a los 50 °C.

En la tabla 3.1. se señalan algunos empleos de los fluidos geotérmicos de acuerdo asu temperatura.

En la agricultura se utilizan fluidos de baja entalpía para establecer y mantener lascondiciones óptimas de temperatura para el cultivo de vegetales.

Esto se lleva a cabo en campos abiertos mediante la irrigación subsuperficialconjuntamente con un sistema de calefacción del suelo a través de cañerías enterradas, así comotambién en espacios cubiertos (invernaderos).

Con ello se logra evitar el deterioro producido por las bajas temperaturasambientales, extendiéndose los períodos de cultivo y aumentando por consiguiente, laproducción.

Como ejemplo se pueden mencionar las experiencias llevadas a cabo en EstadosUnidos y Canadá en las que se obtuvieron un incremento en la cosecha de arroz del 32 al 55 %mediante el aumento en las temperaturas de raíz de 18° a 30°C. Resultados óptimos seobtuvieron también en las cosechas de maíz, papas, soja y tomates.

Otros países como Hungría, Islandia, Unión Soviética, Italia y Japón también utilizaneste recurso para el desarrollo de la actividad agrícola.

En una escala menor, las aguas geotérmicas se emplean para calefaccionar ambientesdestinados a la cría de animales. Los usuarios más importantes de aguas calientes con esta fi-nalidad son Hungría y Japón.

También se las utiliza en piscicultura para mantener de una temperatura adecuadapara la cria de especies exóticas, mejorar la producción y en algunos casos permite hasta duplicarel ciclo reproductivo.


33

Tabla 3.1 Algunos empleos de los recursos geotérmicos según su temperatura

T°C

190 Evaporación de soluciones altamente concentradas.

180 Digestión de pulpa de papel Kraft.

170 Procesamiento de agua pesada y ácido sulfhídrico. Secado de tierras de diatomeas.

160 Secado de maderas.

Secado de harinas y productos similares.

150 Producción de alúmina vía proceso Bayer.

Desecado de verduras a alta velocidad.

140 Enlatado de alimentos.

Evaporación en refinado de azúcar.

130 Extracción de sales por evaporación.

Agua potable por destilación.

120 Evaporación de efectos múltiples, concentración.

Secado y curado de productos de cemento.

110 Desecado de verduras y otras

100 Lavado y secado de telas.

Desecado de pescados.

90 Calentamiento de ambientes.

Refrigeración.

80 Criadero de animales.

Agua caliente sanitaria.

70 Cultivo de hongos

60 Calentamiento de suelos

50 Fermentación. Biodegradación

40 Piscinas

Generación

de

electricidad

Vapor

geotérmico

saturado

Refrigeración

Agua

geotérmica

Usos

directos


34

Otra aplicación interesante la calefacción de viviendas, un ejemplo de esto es laciudad islandesa de Reykjavik, donde 83.160 habitantes (el 98,6 % de la población total), vivenen casas calefaccionadas por fluidos geotérmicos. El agua extraída de los pozos se envía aestaciones donde se desarena, desgasifica y bombea a subestaciones de la ciudad desde lascuales se distribuye a los consumidores. En algunos casos, luego de su utilización el agua se re-torna a las estaciones de distrito, donde es mezclada con los fluidos de alta temperatura de lospozos antes de volver al circuito de distribución.

Otro ejemplo son las instalaciones existentes en Klamath Fall, Oregón, USA, dondese utilizan 400 pozos para calefaccionar aproximadamente 500 edificios, Hungría, Japón, NuevaZelandia y la Unión Soviética también utilizan este recurso para calefacción de ambientes.

Es posible además el aprovechamiento de los fluidos geotérmicos para refrigeraciónmediante ciclos agua-amoníaco ó agua-bromuro de litio.


35

4. Consideraciones económicas (*)

4.1 Costos de la energía geotérmica.

El costo de producción de energía geotérmica está determinado, entre otras, por lasinversiones en : exploración, perforación, líneas de transmisión del fluido y de construcción de lacentral o centrales de generación.

4.1.1 Costos de exploración.

La exploración de los recursos geotérmicos implica, desde el punto de vistaeconómico, un riesgo que puede limitarse desarrollando las mismas en etapas sucesivas, coninversiones graduales y acordes a los resultados obtenidos en cada una de ellas.

Un estudio de este tipo, en un área preseleccionada de 20-30 km2 cuestaaproximadamente 1 a 1,5 millones de dólares.

4.1.2 Costos de perforación.

Estos dependen de la profundidad a la cual se halla situado el reservorio, tipo de rocaa perforar, diámetro , método de cementación, accesibilidad de la zona, etc. Estos valores sonmuy disímiles, según la bibliografía existente varían en un rango de 547.500 a 2.250.000 dólarespor pozo en distintos lugares del mundo.

4.1.3 Costos de transmisión del vapor.

Los montos, según distintos autores, varían entre 30.000 a 240.000 dólares por MW,según la presión y temperatura del fluido a transportar, distancia entre pozos y central, número deseparadores, tipo de acero a utilizar, etc.

4.1.4 Costo de una central.

Las variaciones que se observan en los costos publicados dependen de:

potencia del grupo, rendimiento, ubicación y desarrollo industrial del país.

Como valor indicativo se puede admitir el de Larderello de 480 U$S/kW, el queincluye maquinarias, obras civiles, transformadores, etc.

Goldsmith calcula un valor de 562,5 U$S/kW para una central de 100 MW com-puesta por dos grupos de 50 MW.

(*) Fuente : Fundamentos sobre la Energía Geotérmica - J.L. Sierra, G. Pedro, O. Levi. 1987.


36

Baldo estima un costo para unidades móviles de pequeñas dimensiones de 400 U$S/kW,mientras que una unidad a condensación, de alto rendimiento, con una potencia unitaria de 30-50MW tendría un costo de 1.200-1.400 U$S/kW incluyendo obras civiles, maquinarias, obras paraeliminación de aguas residuales, como así también el costo de investigación y puesta enproducción del campo.

4.1.5 Costo del kW h.

Existen profundas diferencias en la bibliografía sobre los costos de exploración,perforación e instalaciones que componen una central geotérmica. A esto debe sumarse laimposibilidad de estimar un caudal medio por pozo, como así también la cantidad de ellos queserán estériles, lo que hace difícil determinar el número de pozos que deberán perforarse paraobtener una determinada cantidad de fluido.

Armstead calcula una producción media por pozo de 45 tn/h, con una probabilidaddel 66 % de que el pozo perforado sea productivo (dos pozos productivos cada tres perforados).

Goldsmith estima para sus cálculos una producción de 56 tn/h por pozo.

Poli estima una probabilidad del 57 % de obtener un pozo productor (sobre 35 pozosperforados, 15 son estériles) y considera una producción media por pozo de 50 tn/h.

De lo señalado hasta aquí se deduce que cualquier previsión que se quiera hacertendrá un margen de error que estará directamente vinculado con los conocimientos que setengan sobre el campo geotérmico que se analiza. Mientras mejor se conozca un campo, menorserá el error cometido al evaluar los costos.

En cuanto al período de amortización de la central, en general se toman 25-30 años ya los pozos se le asigna una vida útil de 10 años.

Según se trate de plantas telecomandadas o no, o según el modo de operaciónadoptado, puede haber una variación notable en la mano de obra requerida, pero esto nointroducirá grandes errores, pues ésta es un 10-15 % del costo de operación.

Dado que las plantas geotérmicas producen casi siempre energía de base y sumantenimiento es sencillo, el factor de carga es elevado (7.500-8.000 horas/año).

Como ejemplo de cálculo efectuaremos el análisis de costos para una central de 50MW.

4.2 Evaluación económica de una central de 50 MW.

Consideramos una central de 50 MW en un campo cuyo potencial se estima entre375-394,25 GWh/año y que produce fundamentalmente vapor.


37

4.2.1 Costo inicial.

Factibilidad.

Incluye la perforación de 5 pozos exploratorios, ingeniería de reservorio e interesescorrespondientes. Se considera un costo de perforación de . ..U$S 17.357.340 - 21.563.160

Perforación.

Incluye la perforación de 8 pozos, necesarios para mantener la producción. Se considera que un40 % de los pozos resultarán estériles.........................U$S 12.526.210 - 13.454.330

Producción, planta y misceláneas.

El costo de captación y transporte de vapor hasta la planta se adopta en 300.000 U$S/pozo y elcosto de la planta en 650 U$S/kW. Tomando en cuenta los gastos misceláneos y los interesescorrespondientes tenemos........................................U$S 46.807.870 - 50.736.230

4.2.2 Inversión total

Factibilidad.......................................U$S 17.357.340 - 21.563.160

Perforación.......................................U$S 12.526.210 - 13.454.330

Producción, planta y misceláneas..... U$S 46.807.870 - 50.736.230

TOTAL....................................... U$S 76.691.420 - 85.753.720

Dividiendo el costo total inicial por la capacidad instalada se obtiene un valor por cada kWinstalado de .............................................................................U$S/kW 1523,83 - 1715,07.

4.2.3 Costo de generación.

Operación y mantenimiento.

Se considera el 1 % del costo inicial, más los intereses correspondientes ................................................................................mills U$S/kW 2,03 - 2,29.

Mantenimiento de la producción.

Incluye los costos de perforación necesarios para mantener la producción después de iniciadala generación........................................................................mills U$S/kWh 1,56.

Costo de capital.

Teniendo en cuenta un factor de utilización del 85 % y una amortización anual del 8-12 %............................................................................................mills U$S/kWh 16,25 - 27,44.


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4.2.4 Costo total de la generación.

Operación y mantenimiento............mills U$S/kWh 2,03 - 2,29.

Mantenimiento de la producción.....mills U$S/kW 1,56.

Costo de capital.............................mills U$S/kWh 16,25 - 27,44.

TOTAL.........................................mills U$S/kWh 19,96 - 31,48.

4.3 Costos comparativos de la energía.

Los valores que se consideran en este apartado son valores internacionales, los quetienen apreciables diferencias con los costos internos actuales de la energía eléctrica, originados apartir de la transformación del sector que se inició a partir del año 1991.

Las eficiencias y costos para la generación de energía geotérmica y otras formas degeneración (convencionales y no convencionales) están indicadas en la Tabla N° 4.1.

A fin de efectuar una comparación más precisa se agruparon en la Tabla N° 4.2 lasplantas que se caracterizan por producir energía de base. Para éstas se señalan los rangos devariación de los costos de capital como así también el valor promedio.

Los rangos más amplios aparecen para las plantas hidroeléctricas ( de gran capacidad,como de pequeña y mediana capacidad).

Las plantas geotérmicas tienen una amplitud en su rango de costo semejante a los delas plantas de vapor y diesel, si bien su costo promedio es mayor en virtud del costo de desarrollodel campo.

En cuanto a los costos de generación, éstos se indican en la Tabla N° 4.3.

Para las formas no convencionales, los valores promedios varían entre 0,0400-0,0465U$S/kWh, los cuales son más bajos que los correspondientes a las plantas convencionales, queoscilan entre 0,0650-0,0780 U$S/kWh.

Para las plantas geotérmicas el costo promedio de generación es de 0,0400 U$S/kWh.


39

Eficiencias y costos para diversas opciones de generación

Tabla N° 4.1

Capacidad CostoCapital

Consumo CostoCombust.

Operación yMantenimiento

CostoPromedio

Tipo de Planta Fijo Variable Generación

MW U$S/kW kg/kWh ól/kWh

U$S/kWh U$S/kWh U$S/MWh U$S/kWh

I. Convencionales

1. Grandes PlantasHidroeléctricas

100 1440 - 3300 --- --- 0.31 --- 0.030 - 0.100

2. Plantas Vapor(Petróleo)

30 1287 0.30 0.0466 2.25 3.60 0.085

3. Plantas Vapor(Carbón)

30 1620 0.49 0.0210 3.00 3.70 0.067

4. Turbinas Gas(Petróleo)

36 370 0.32 0.0900 0.13 1.58 0.113

5. Plantas Diesel 30 1330 0.20 0.0310 3.43 5.00 0.077

II. No Convencionales

1. PlantasGeotérmicas conseparador

15 - 55 1659 -2100

--- --- 1.60 - 2.24 --- 0.035 - 0.045

2. Plantas Geotérmica(Ciclo Binario)

10 2220 --- --- 1.40 --- 0.042

3. PlantasHidroeléctricas(Pequeña y MedianaCapacidad)

5 - 70 860 - 3300 --- --- 0.39 --- 0.017 - 0.070

4. Cogeneración (Ind.Azucarera)

2 - 30 150 - 900 --- --- 2.25 3.60 0.035 - 0.058

5. Eólica -150-330kW CualquierTamaño

900 - 1287 --- --- 2.66 - 4.16 --- 0.045 - 0.073

6. Ptas.Dendrotermales

3 - 10 1550 - 1990 --- 0.0500 7.77 0.63 0.086 - 0.107

7.Solar - Termal67% Solar33% Fósil

35 - 90 2250 - 2500 --- 0.0100 4.76 --- 0.125 - 0.146

Fuente: Calderón Gustavo. The Outlook of Renewable Energy Development in The Americas' Power Sector. 1989.-


40

Costos de capital para diversos tipos de plantas

Tabla N° 4.2

Rango Promedio

U$S/kWh U$S/kWh

Grandes plantas hidroeléctricas 1.400 - 3.300 2.350

Plantas de vapor 1.150 - 1.910 1.530

Plantas diesel 1.026 - 1.513 1.270

Plantas geotérmicas 1.659 - 2.200 1.940

Plantas hidroeléctricas de pequeña ymediana capacidad

860 - 3.300 2.080

Plantas de cogeneración 150 - 900 525

Fuente: Calderón Gustavo, The Outlook of Renewable Energy Development in the Americas' Power Sector. 1989.-

Costos de generación para diversos tipos de plantas

Tabla N° 4.3

Rango Promedio

U$S/kWh U$S/kWh

Grandes plantas hidroeléctricas 0.030 - 0.100 0.0650

Plantas de vapor 0.058 - 0.085 0.0715

Plantas diesel 0.072 - 0.084 0.0780

Plantas geotérmicas 0.035 - 0.045 0.0400

Plantas hidroeléctricas de pequeña ymediana capacidad

0.017 - 0.070 0.0435

Plantas de cogeneración 0.035 - 0.058 0.0465

Fuente: Calderón Gustavo, The Outlook of Renewable Energy Development in the;Americas' Power Sector. 1989.-


41

4.4. Aspectos económicos referentes a plantas con y sin condensador (*)

El método comúnmente utilizado para la producción de energía a partir de vaporgeotérmico, consiste en construir una gran planta con condensador la que es abastecida de fluidopor medio de tuberías que las unen a los pozos productores.

La alternativa sería construir pequeñas plantas de contrapresión situadas en lascercanías de las bocas de pozos y transmitir la energía eléctrica, por medio de un anillo ubicadodentro del campo. Este tipo de plantas requeriría fundaciones más sencillas, no necesitaría con-densadores ni torres de enfriamiento, tampoco serían necesarias las tuberías de alimentación de lalongitud que requiere una gran central, y se minimizan las pérdidas de calor de las mismas.

Las desventajas que presentan es un consumo específico de vapor mayor y por lotanto el número de pozos a perforar sería también más elevado (aproximadamente un 70 % más).

Teniendo en cuenta los factores mencionados se calcula que el costo de producción,en el caso de las pequeñas centrales es un 10 % menor.

¿Por que se construyen grandes plantas con condensador?

Hemos dicho que las pequeñas centrales consumen un 70 % más de vapor, por lo

tanto, si un campo geotérmico es capaz de producir 1 x 109 kWh/año por medio de una central

con condensador, producirá 0,7 x 109 kWh/año utilizando centrales sin condensador.

Supongamos que existe una fuente alternativa de energía que cuesta 35 millsU$S/kWh y que la energía producida por una central geotérmica con condensador cuesta 25 millsU$S/kWh, la geotérmica sin condensación costará 22,5 mills U$S/kWh. El ahorro será:

Para una central con condensador:

1 x 109 (35 - 25) = 10.000.000 U$S/año 1000

Para una central sin condensador:

0,7 x 109 (35 - 22,5)= 7.500.000 U$S/año 1000

Resulta entonces que, explotando el recurso geotérmico con la misma intensidad, aúnsiendo mayor el costo de la gran central con condensador, el ahorro que se realiza, comparandocon otra fuente alternativa, es mayor.

En la Fig.4.1 puede observarse la influencia del tamaño y tipo de planta sobre elcosto de instalación.

(*) Fuente : Fundamentos sobre la Energía Geotérmica - J.L. Sierra, G. Pedro, O. Levi. 1987.


42

La unidad de generación para pequeñas plantas portátiles a contrapresión tiene uncosto menor que el correspondiente a las grandes centrales con condensador, pero esconsiderablemente más elevado el costo de producción de vapor debido a su mayor consumoespecífico.


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5. Energía geotérmica: Contaminación y Corrosión.

5.1 Contaminación.

Los pozos geotérmicos pueden producir vapor o agua caliente a presión. Ello de-pende del tipo de campo en que estén perforados, "vapor-dominante" o "agua-dominante" y laforma en que se los explote.

Si el pozo produce vapor, la única contaminación posible es la atmosférica y teniendoen cuenta que la cantidad de gases asociados es mayor en este caso, se puede afirmar que lospozos productores de vapor contaminan más la atmósfera que los productores de agua caliente.

Cuando el producido es agua caliente, mediante un separador se extrae el vapor. Elagua residual, del orden de 2/3 de la producción total, sería el problema más grave decontaminación, pero esta se usualmentase reinyecta en el reservorio aprovechando pozos estérileso de baja producción o en los perforados a tal fin, disminuyendo notablemente el impactoambiental.

La reinyección, no solamente minimiza la polución, sino también contribuye con larealimentación del campo, presurizándolo. Si bien la reinyección es una práctica habitual, estaoperación se hace con sumo cuidado para no enfriar prematuramente la zona de producción.

En la Tabla N° 5.1 se muestra la contaminación producida por plantas térmicas ygeotérmicas.

Como primera observación se reitera que la contaminación del agua usualmente seelimina con la reinyección.

La contaminación debida al anhídrido carbónico (CO2 ) endógeno es mucho menoren todos los casos, casi 100 veces menor para los campos de “agua-dominante”. En el casoparticular de Copahue, se calculó un valor inusualmente alto. Esto se debe a que es un reservorioestratificado en el cual los poros y fracturas contienen gas y vapor y la explotación ha comenzadoen la zona mas rica en gases ("gas cap"). Esta concentración disminuirá en el futuro y con ello lasemisiones de gas a la atmósfera.

En cuanto a los valores de anhídrido sulfuroso (SO2), éstos se calcularon a partir dela concentración de sulfuro de hidrógeno (H2S) de origen geotérmico.

Estos valores es muy posible que estén sobreestimados debido a que el cálculo da lamáxima concentración posible, pero en nuestra opinión sus concentraciones serán inferiores, y deacuerdo a las siguientes reacciones:


44

1. Gas geotérmico más el oxígeno del aire:

H2S + 3/2 O

2 ←→SO

2 + H

2O

2. Producto y reactivo entre sí:

2 H2S + SO

2 ←→ 2 H

2O + 3 S

Esta última será favorecida si se realiza en presencia de un catalizador, con lo cual lareacción quedaría completamente desplazada a la derecha. De esto se concluye que la con-taminación producida por la generación de energía eléctrica a partir de gases endógenos es muybaja y se la puede disminuir a niveles aún menores utilizando instalaciones adecuadas.

Tabla N° 5.1

Polución causada por Plantas de 50 MW de potencia en Ton/día

Consumo(Ton/día)

Contaminantes de laatmósfera

Contaminantes del agua

CO2

SO2 Cenizas NaCl As B

Gas Natural 320 790 1,7 --- --- --- ---

Fuel oil 317 970 6,3 --- --- --- ---

Carbón 491 1.260 9,8 7,3 --- --- ---

Geotermia (vapor) 10.937 109 8,2 --- --- --- ---

Geotermia (vapor)Copahue (*)

10.937 545 54,5 --- --- --- ---

Geotermia (agua)Wairakei

54.300 28,6 1,1 --- 190 0,255 1,47


31.660 16,7 0,62 --- 111 0,149 0,86


19.000 10,0 0,37 --- 67 0,089 0,514

Geotermia (agua)Domuyo (**)

35.000 11,6 0,30 --- 203 0,110 0,59

Referencias (*) R g/v : 5 % P; H2S: 1 % V

(**) Calculado


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5.2 Corrosión.

Impurezas en el Vapor Geotérmico.

En los reservorios de "líquido-dominante", el agua caliente que fluye a través de unpozo, experimenta, como consecuencia de la reducción de presión, una separación de vapor.

Este vapor contiene impurezas tales como : sílice (SiO2), carbonato de calcio(CaCO3), hierro (Fe), cloruros (Cl-), etc. contenidos en la salmuera y sólidos que arrastra desde elreservorio. La alta corrosividad de la salmuera es el resultado de las altas temperaturas, su altocontenido de sales, la presencia de anhídrido carbónico (CO2) y sulfuro de hidrógeno (H2S)disueltos y su elevado contenido de sulfato de calcio (CaSO4), carbonato de calcio CaCO3 ysílice (SiO2).

Incrustación.

Es uno de los principales problemas en la explotación de los recursos geotérmicos.Los tipos principales son: a) Sílice y silicatos; b) Carbonatos; c) Sulfatos y sulfuros.

Se reconocen tres mecanismos principales de formación:

1. Deposición desde un fluido en una fase (líneas de inyección). La nucleación y cinéticade la deposición depende del grado de sobresaturación, presión, temperatura y efectoscatalíticos o inhibidores producidos por la presencia de elementos menores, lanaturaleza del sustrato, etc.

2. Deposición por separación de fluido, (flash), en pozos, separadores y líneas de dosfases. La separación o ¨flash¨ del fluido se produce por disminución de presión o porcavitación, en flujo turbulento, originando:

a. La sobresaturación por pérdida de vapor, con aumento de la concentración desolutos en el líquido remanente.

b. Caída de temperatura, asociada con el proceso de expansión.

c. Pérdida de gases estables como anhídrido carbónico (CO2) y sulfuro dehidrógeno (H2S), con incremento del pH.

3. Deposición desde el vapor (separadores, turbinas, líneas de vapor). Se origina delarrastre de gotas de agua por el vapor, que luego se evaporan sobre el sustrato. Dadoque la evaporación es completa, las incrustaciones pueden contener además algunosminerales solubles como boratos y halitas.


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Efecto de las impurezas.

Las especies químicas corrosivas presentes en el fluido geotérmico son: hidrógeno

(H+), cloruro (Cl-), sulfuro de hidrógeno (H2S), anhídrido carbónico (CO2), carbonatos (CO3=

),

bicarbonatos (HCO3-), amoniaco (NH3), amonio (NH4

+ ) y sulfato (SO4=).

Los condensados de vapor son corrosivos debido a sus bajas temperaturas y altasconcentraciones de gases ácidos.

Efecto del H+

(pH).

La velocidad de corrosión para aceros de bajo contenido de carbono y de aleaciónaumenta al disminuir el pH.

A pH inferiores a 4 la velocidad de corrosión se incrementa rápidamente. Lospotenciales de corrosión no son afectados significativamente en el rango de pH de mayor interéspara sistemas geotérmicos (4 - 9).

Efecto del los cloruros (Cl-).

La concentración de cloruros (Cl-) en los fluidos geotérmicos oscila entre un 3-15 %(expresado como NaCl). Concentraciones inferiores al 3 % tienen poco efecto sobre la velocidadde corrosión uniforme en aceros pobres en carbono y de baja aleación, pero cuando laconcentración es de 10-30 % (como NaCl) la velocidad de corrosión es mayor.

El cloruro (Cl-) produce la rotura local del film que protege muchos metales. Comoresultado de ello se produce el picado, la corrosión por hendidura y la corrosión por tensión.

Efecto del sulfuro de hidrógeno (H2S).

La presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S) puede aumentar la velocidad de corrosióngeneral en aceros de baja aleación. En presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S) puede formarseuna capa de sulfuro ferroso (FeS) y si parte de esta capa se destruye se intensifica el ataquelocalizado debido a la cupla galvánica. La adsorción de sulfuros (S=) sobre la superficie del acerocataliza la disolución anódica.

Los aceros inoxidables son generalmente resistentes al ataque corrosivo con fluidosgeotérmicos que contienen sulfuro de hidrógeno (H2S). Sin embargo, puede causar el picado deéstos en soluciones ácidas debido al retardo en la formación de la capa pasiva e iniciar un ataquelocalizado en regiones de bajo pH.

La oxidación del sulfuro de hidrógeno (H2S) en aguas aireadas pueden disminuir elpH e incrementar la corrosividad.


47

Su ataque más severo es a ciertas aleaciones de cobre (Cu) y níquel (Ni),especialmente cupro-níquel y otras aleaciones de cobre que contienen níquel (Ni), como elMonels. Estas son aleaciones que resisten la corrosión del agua de mar pero prácticamente no sepueden usar con fluidos geotérmicos que contienen sulfuro de hidrógeno (H2S), el umbral deataque es 30 ppb de sulfuro de hidrógeno (H2S) y los contactos eléctricos de cobre (Cu) o plata(Ag) fallan en esta atmósfera.

Efecto del sulfato(SO4=)

Si la concentración de cloruros (Cl-) es baja, el sulfato (SO4

=) se convierte en el

principal ion agresivo, pero raramente causa un ataque localizado tan severo como el cloruro

(Cl-).

Efecto del oxígeno (O2.)

La velocidad de corrosión uniforme de muchos aceros inoxidables es baja con fluidosgeotérmicos, pero pueden estar sujetos a un severo picado y a corrosión por hendidura enpresencia de cantidades suficientes de oxígeno (O2). La reducción del O2 se convierte en unaimportante reacción catódica, con la formación de celdas diferenciales de oxígeno, la nucleacióny crecimiento de nuevos puntos de picado, favoreciendo el crecimiento acelerado de losexistentes.

Unos pocos materiales, especialmente aleaciones de aluminio (Al), requieren oxígeno(O2) disuelto para mantener su film de pasivación. Estas aleaciones se corroen con fluidosgeotérmicos libres de oxígeno (O2).

.El oxígeno (O2) está presente generalmente a bajas temperaturas, donde puede no serdemasiado peligroso, pero es importante evitar la contaminación con oxígeno (O2 ) en las líneasde reinyección donde la temperatura puede se incrementar con la circulación del fluido hacia lospozos de inyección.

Efecto del anhídrido carbónico (CO2.)

El anhídrido carbónico (CO2) está presente en los fluidos geotérmicos y tiene un im-portante efecto corrosivo sobre aceros al carbono y aceros de baja aleación.

Es una de las especies más importantes en el control del pH de los fluidosgeotérmicos. En muchos casos, el factor que controla la corrosión de las líneas de vapor es elbajo pH que resulta del anhídrido carbónico (CO2) disuelto en el condensado de vapor. Elincremento de la presión parcial de anhídrido carbónico (CO2 ) reduce el pH de la solución.


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Las consideraciones teóricas señalan una muy alta velocidad de corrosión uniforme enpresencia de anhídrido carbónico (CO2) y cloruro de sodio (NaCl) hasta aproximadamente 80°C. Por encima de esta temperatura se forma una película de carbonato de hierro la cualretarda la velocidad de corrosión en comparación con el valor predicho.

Otras Especies.

Entre ellas la más importante es el amonio (NH4+) el cual causa corrosión por tensión en

algunas aleaciones de cobre (Cu) y puede afectar el pH del agua de enfriamiento.

Los iones de metales pesados o de transición pueden ser corrosivos en sus formas oxidadas,pero generalmente en fluidos geotérmicos están presentes en su estado de oxidación más bajo.


49

6. La geotermia en la República Argentina.

6.1 Reseña histórica y situación actual de la geotermia en la República Argentina.

El territorio argentino tiene en el sector occidental, recorrido por la Cordillera de LosAndes, las condiciones hidrogeológicas favorables para la formación de campos geotérmicos dealta entalpía, contando además con recursos de media y baja entalpía, no solamente en el sectorandino, sino también en otras zonas del país.

El interés por la evaluación de estos recursos se remota a los años 50, cuando elgobierno argentino solicita a la firma italiana "Larderello S.A." el estudio preliminar de algunasde las áreas termales del país, arribándose a la conclusión de que varias de ellas, y fundamen-talmente Copahue (Neuquén) podrían corresponder a campos de alta entalpía.

En 1971, con el fin de evaluar la posibilidad de realizar bajo la fórmula de lacooperación internacional a través del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo(PNUD) un proyecto geotérmico en la Argentina, el gobierno solicitó a las Naciones Unidas unamisión de dos expertos, quienes visitaron la zona de Copahue y concluyeron que ésta merecía lamayor atención para la exploración geotérmica.

En 1974 se formó la Comisión Nacional de Estudios Geotérmicos, integrada por laSecretaría de Estado de Energía, Yacimientos Petrolíferos Fiscales y la Provincia del Neuquén.Esta tuvo a su cargo la ejecución de los primeros estudios geológicos y geoquímicos en las áreasde Copahue y Domuyo (Pcia. del Neuquén).

En virtud de los resultados de estos estudios, se decide, en 1976, perforar un primerpozo exploratorio profundo en Copahue. Este pozo (COP I) se terminó a una profundidad de 954metros, detectándose una elevada temperatura de fondo.

La falta de fondos motivó la suspensión de las actividades a fines de 1976.

En 1979, a partir de las propuestas de la Secretaría de Estado de Energía yPlaneamiento de la Nación, el Poder Ejecutivo dictó el decreto N° 3408/79 en el cual se apruebanlos lineamientos del programa denominado "Regionalización Geotérmica 1979" para eldesarrollo geotérmico argentino. Se le asignó una inversión de U$S 12,5 millones para serejecutados durante el período 1980-84. El proyecto contemplaba la realización de 11 estudios dereconocimiento y 12 estudios de prefactibilidad en 12 provincias de la región occidental del país,pero pudo cumplirse sólo parcialmente.

En 1981, se terminó de perforar el pozo Copahue-I (profundidad 1.414 metros), conel cual se descubre un campo geotérmico capaz de producir vapor seco.


50

En 1982, mediante un acuerdo de cooperación técnica entre los gobiernos de laRepública Argentina y del Japón, se iniciaron los estudios de desarrollo geotérmico en la zonaNorte de la Provincia del Neuquén (Cerro Domuyo).

Las tareas se desarrollaron por espacio de tres años, completándose los estudios deprefactibilidad, con resultados muy positivos.

En 1.985, la Secretaría de Energía de la Nación convino con la Provincia delNeuquén y la Universidad Nacional del Comahue, la creación del Centro Regional de EnergíaGeotérmica del Neuquén (C.R.E.G.E.N), en el marco del "Programa de Uso Racional de laEnergía".

El Centro se localizó en la ciudad de Neuquén, en dependencias del Ente Provincialde Energía.

La ubicación de este centro en Neuquén fué en reconocimiento al avance logrado enla exploración, los medios con que cuenta el Ente Provincial de Energía del Neuquén (E.P.E.N) ylas posibilidades concretas de desarrollo a mediano plazo.

Este Centro tuvo como principales objetivos:

• Instalación una central de generación geotérmica en Copahue.

• Asistencia técnica a las provincias que así lo requieran en las etapas dereconocimiento en zonas potencialmente aptas para el aprovechamientogeotérmico, alcanzando la prefactibilidad en aquellas áreas en las que losestudios previos así lo aconsejen y existan posibilidades concretas deexploración, dando prioridad a aquellas que se encaminan a cubrir falenciasde tipo energético en áreas de interés social, minero y geopolítico.

• Ser un centro activo de difusión y promoción de las aplicaciones de lastecnologías correspondientes.

• Capacitación de recursos humanos.

Actividades desarrolladas por el Centro Regional de Energía Geotérmica del Neuquén.

Las tareas realizadas por el Centro fueron:

• Perforación del segundo pozo exploratorio profundo (1.240 metros) en el áreade Copahue, (COP II) Febrero de 1986.

• Concreción del proyecto "Calefacción y Provisión de agua caliente a losalbergues de la localidad de Domuyo", finalizado en el mes de Mayo de 1987.


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• Estudio de reconocimiento geotérmico en la zona de Famatina (Provincias deLa Rioja y Catamarca), Mayo de 1987.

• Puesta en marcha de una central geotermoeléctrica piloto de caráctercientífico-tecnológico de 0,6 MW en el pozo Copahue-I, en el campogeotérmico Copahue, Abril de 1988.

• Estudio geotérmico del área Tuzgle, Tocomar, Pompeya (Provincias de Saltay Jujuy), que complementa los realizados con anterioridad por AQUATER(1.980), AQUATER (1981) e HIDROPROYECTOS (1983), referentes a laHidrogeología, Química e Isotopía correspondiente a la mencionada área,Septiembre de 1988.

• Estudio de reconocimiento geotérmico en la zona de Taco Ralo-Río Hondo(Provincias de Tucumán y Santiago del Estero), Noviembre de 1988.

• Estudio de factibilidad técnico-económico en el área de Copahue,conjuntamente con la Agencia de Cooperación Internacional de Japón. Elacuerdo de tres años duración, incluyó la perforación de un pozo exploratorioprofundo, la realización de la Ingeniería de Reservorio y el diseño de unaplanta comercial.

• Capacitación de recursos humanos.

En el año 1990, la Secretaría de Energía de la Nación deja de aportar fondospara los centros Regionales, por ello el CREGEN cesa en sus actividades.

6.2. Campos Geotérmicos de la República Argentina

En la Fig. 6.1 se indican las zonas en las que se han efectuado estudios dereconocimiento: 1) Puna Jujuy, 2) Puna Salta-Catamarca, 3) Santa Bárbara (Jujuy), 4) Tinogasta(La Rioja-Catamarca), 5) Belén (La Rioja), 6) Iglesias (San Juan), 7) Sosneado (Mendoza), 8)Payún Matrú (Mendoza), 9) Copahue y Domuyo (Neuquén), 10) Epulafquen (Neuquén), 11)Puna Salta-Catamarca (Sector Sur), 12) Famatina (La Rioja-Catamarca), 13) Taco Ralo-RíoHondo (Tucumán-Santiago del Estero), 14) Bahía Blanca.


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Campo geotérmico Domuyo (Pcia. del Neuquén).

En Febrero de 1982, por un convenio firmado entre los gobiernos de la RepúblicaArgentina y del Japón, la Provincia del Neuquén y la Agencia de Cooperación Internacional delJapón (JICA) comenzaron los estudios de prefactibilidad en la zona Norte de la Provincia delNeuquén. Se tomó inicialmente un área de 15.000 km2, en la cual se hicieron interpretaciones deimágenes satelitarias, geología y gravimetría regional.


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Luego se seleccionó un área de 200 km2 en la falda Oeste del Cerro Domuyo, y en1983 se realizó en la misma : geoquímica, gravimetría, topografía, geología, hidrogeología yvulcanología.

En 1984 se seleccionó y estudió una superficie de 40 km2 donde se efectuarontrabajos de geoeléctrica y sísmica y se perforaron pozos de gradiente (aprox. 100 metros) y unpozo multipropósito de 376 metros de profundidad.

En 1985 y 1987 se completaron los estudios de geoquímica e isotopía a fin deperfeccionar el modelo de campo geotérmico.

En síntesis los resultados obtenidos son:

• Campo del tipo "agua-dominante" con una temperatura calculada de 220-230 °C, con una muy baja relación gas/vapor.

• En todos los pozos de 100 metros se midió un gradiente mayor de 30 °C.

• Se localizó un reservorio entre 800 y 1.200 metros de profundidad.

Campo geotérmico Copahue (Pcia. del Neuquén).

Los estudios geotérmicos en el área de Copahue se iniciaron en 1973 a cargo deY.P.F., efectuándose geología regional, geoquímica, pozos de gradiente y gravimetría.

En 1976 se perfora el pozo Copahue I hasta una profundidad de 954 metros, se loabandona sin haber detectado el reservorio.

A fin de realizar el estudio de prefactibilidad, a comienzos de 1980 la provincia delNeuquén contrató a Y.P.F para las tareas de perforación y a la empresa Latinoconsult S.A. para laejecución de los estudios tendientes a:

• Verificar la existencia de un reservorio de interés comercial alrededor de los1000 metros de profundidad.

• Evaluar sus características físico-químicas.

• Evaluar la posibilidad de alimentar una planta eléctrica piloto, con el pozoperforado.

• Evaluar la posibilidad de usar los fluidos geotérmicos para la calefacción y labalneoterapia.

Para conseguir dichos objetivos, en el período Febrero-Abril de 1981 fuereacondicionado y profundizado el pozo iniciado en 1976.


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El pozo perforado comprobó la existencia de un primer reservorio geotérmico entre860 y 1060 metros y la probable presencia de un reservorio más profundo a partir de los 1411metros. El pozo Copahue-I produjo inicialmente 17 tn/h de vapor seco, medidas con unapresión de boca de pozo de 7 atmósferas absolutas (7ata).

En Febrero de 1986, se perforó el segundo pozo exploratorio profundo (Copahue-II)bajo la dirección técnica de personal del EPEN y con aporte económico del Centro Regional deEnergía Geotérmica.

La profundidad final fue de 1241 metros comenzando a producir vapor seco a partirde los 736 metros. La producción inicial fue de 15 tn/h medida a 7 ata.

El estudio de factibilidad técnico económico en este área, en conjunto con la Agenciade Cooperación Internacional del Japón (JICA) concluyó con la perforación de un pozoexploratorio profundo, el Copahue III, la evaluación del potencial y el anteproyecto deconstrucción de una central de 30 Mw de potencia.

Planta piloto.

Se trata de una central de ciclo binario, de 0,6 MW de potencia (Ormat TurbinesLtd.), que genera energía eléctrica a partir del vapor producido por el pozo Copahue I.

Además de su carácter demostrativo, esta central permite satisfacer la demanda localde energía eléctrica así como también conocer el comportamiento de la producción del campo.

El vapor del pozo (6.500 kg/h a 171 °C) entra en el evaporador, cede calor al fluidoitermedio y sale de este equipo condensado a 98 °C. El fluido intermedio se expande en laturbina y luego es conducido a un condensador. El agua de enfriamiento para el condensador,450 m3/h de agua a 10 °C, se extrae de la laguna adyacente, esta pasa por un circuito cerrado y seretorna a su lugar de origen. Posteriormente, una bomba envía el fluido intermedio desde elcondensador al evaporador, completandose de esta manera el ciclo.

Campos Geotérmicos Tuzgle - Tocomar. (Provincias. de Salta y Jujuy).

Como complemento de los estudios realizados por AQUATER (1980 y 1981) eHIDROPROYECTOS (1983) personal del CREGEN exploró un área de aproximadamente 400km2.

Se seleccionaron dos áreas de interés primario, una en la localidad de Tocomar y otraen las cercanías del Volcán Tuzgle y una zona de interés secundario en la zona de Pompeya.

Se profundizó la exploración geoquímica, isotópica y geoeléctrica.

Las investigaciones indican :


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Tocomar.

En la zona de las manifestaciones termales se detectó agua y gas proveniente de unreservorio poco profundo constituido por agua en estado líquido a 134°-143°C con un muy bajocontenido de gases disueltos.

Se determinaron las zonas de recarga de fluido y se señaló la zona donde debenperforarse los pozos de gradiente a fin de completar el cálculo de flujo de calor.

Se estima la posibilidad de una explotación comercial del recurso en mediana escala.

Tuzgle.

Se detectó en superficie un fluido mezcla entre un reservorio profundo y aguas deorigen más superficial. Se calculó la altura de recarga para el reservorio geotérmico, el cualestaría constituido por agua a 132°-142°C con bajo contenido de gases.

Se hizo un balance parcial de calor y se recomendó la zona de mayor interés en lacual se deben finalizar los estudios superficiales con la perforación de pozos de gradiente.

Se estima la presencia de un reservorio de potencial similar a Tocomar.

Pompeya.

Se supone un área marginal de interés secundario con temperaturas que no exceden los 70 °C.

Campo geotérmico Taco Ralo - Río Hondo. (Provincias. de Tucumán y Santiago delEstero).

El estudio se realizó en una extensa área de la cuenca de Taco Ralo-Río Hondo en lacual existen una gran cantidad de pozos perforados.

Con los datos existentes y una campaña a fin de completarlos se reconstruyeron losgradientes regionales y se trazaron líneas de isotemperatura.

Se detectó un extenso reservorio de baja entalpía y gradientes geotérmicos que vandesde valores levemente superiores al normal (Arboles Grandes) hasta un valor de 2,4 veces elnormal en las Termas de Río Hondo.

Se concluye en que se está frente a un campo geotérmico muy extendido, donde elagua que circula en profundidad

6.3 Perspectivas para el desarrollo geotérmico en la República Argentina.

Si bien no se han efectuado los estudios específicos tendientes a evaluar el potencialgeotérmico del país, puede afirmarse que el mismo es muy promisorio.


56

En el mes de Noviembre de 1984, el consultor interregional de energía geotérmica Dr. D.Cataldi, del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), reconoció variasáreas geotérmicas del país, expresando en el informe correspondiente lo siguiente:

"La Argentina dispone de importantes recursos geotérmicos concentrados sobre todo en elsector andino del país. A título de primera orientación, los recursos de alta entalpía podríancorresponder a un potencial geotermoeléctrico de al menos 1000 MW por un período de 30-50años, mientras que los recursos de media y baja entalpía resultan seguramente superiores acualquier imaginable valor de la posible demanda de calor".

"Pese a su significado exclusivamente orientativo, estos valores son suficientementeindicativos para justificar un esfuerzo dirigido específicamente a la evaluación sistemática delos recursos geotérmicos de alta temperatura, que tienen perspectivas de producción eléctrica acostos competitivos con otras formas de energía".


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Energía Geotérmica-J.L. SIERRA, G. PEDRO

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