APROVECHAMIENTO DE CALOR EN SISTEMAS PETROTERMALES: UN ANÁLISIS NUMÉRICO EN TOUGH2 PARA EL CASO DEL CAMPO GEOTÉRMICO DE ACOCULCO, PUEBLA.
Conforme el mundo avanza a esquemas de generación eléctrica baja en carbono, se ha presenciado una rápida expansión de las energías renovables intermitentes, como energía solar y viento. En contraste, la capacidad instalada de la electricidad geotérmica ha crecido a una tasa mucho menor. Por lo anterior, es necesario proveer a la industria geotérmica de innovación continua, a fin de mantener la competitividad de esta tecnología y contribuir al desarrollo de sistemas de generación eléctrica robustos y flexibles. En este trabajo se propone una estrategia de aprovechamiento de calor para un yacimiento hipotético de Roca Seca Caliente (HDR), el cual toma como referencia el área geotérmica de Acoculco, como sistema que presenta un elevado gradiente geotérmico en condiciones de baja permeabilidad. El modelo conceptual del sistema HDR consiste en un espesor de roca de 250 m confinado por rocas impermeables, se asume que dicho espesor contiene una red de fracturas asociadas al sistema de fallas que atraviesan la zona y cuya permeabilidad puede ser estimulada. Un triplete de pozos conformado por un inyector y dos productores (1000 m de espaciamiento) permite la circulación de un fluido de trabajo a través de la red de fracturas para el aprovechamiento del calor del yacimiento. Se evalúa el desempeño energético del sistema mediante un modelo numérico con el uso del software TOUGH2. El modelo numérico calcula el transporte de calor y masa a través del medio poroso y fracturado mediante el esquema de múltiples continuos (MINC). Adicionalmente, se consideran y comparan dos posibles fluidos de trabajo a un mismo flujo másico: agua pura y CO2, y se evalúa el efecto del espaciamiento en la red de fracturas en el desempeño del sistema. Los resultados muestran que para una temperatura de yacimiento de 300 ºC, el sistema basado en CO2 presenta condiciones de operación adversas, las cuales se traducen en una mayor caída de presión entre los pozos productores e inyector y con ello una mayor demanda energética del sistema de circulación. Esta mayor caída es aproximadamente 20 bar superior a la requerida por el sistema a base de agua. Asimismo, a la temperatura de operación, el CO2 presenta una menor capacidad calorífica, lo que limita la tasa de remoción de calor en comparación con agua. Para un periodo productivo de 30 años, el yacimiento a base de agua presenta un impacto térmico (enfriamiento) que abarca toda la extensión entre pozo inyector y productores, mientras que en el caso de CO2 el impacto térmico es solo en aproximadamente el 60% de la extensión que une a los pozos. Los resultados muestran también que espaciamientos en la red de fracturas de entre 10 y 75 m se comportan de forma semejante en términos de la tasa de remoción de calor por el fluido. Se recomiendan restricciones adicionales para representar el medio fracturado, tales como geometría de la red, porosidad de la matriz de roca y las fracturas, así como la integración de modelos geomecánicos para representar con mayor exactitud las propiedades de transporte del yacimiento.