Potencial geotérmico de México y caso especial de Araró, Michoacán

Al menos desde la década de los setenta se han efectuado diversas estimaciones sobre el potencial geotérmico de México. Por ejemplo, en 1975 Héctor Alonso [1] estimó una capacidad geotermoeléctrica total del orden de los 4000 MWe, considerando diversas zonas geotérmicas de alta temperatura ubicadas en la Faja Volcánica Mexicana (entre ellas Ixtlán de los Hervores, Los Negritos, Los Azufres, Cerritos colorados, San Marcos, Hervores de la Vega, La Soledad y Los Humeros), además del potencial del campo geotérmico de Cerro Prieto y sus alrededores, en el cual, ya operaban para esa fecha las dos primeras unidades geotermoeléctricas de 37.5 MWe cada una. Cabe advertir que de tales zonas, sólo la de San Marcos, Jal., resultó fallida, pues las demás o ya han sido desarrolladas (Los Azufres, Mich., Los Humeros, Pue.) o siguen siendo consideradas a la fecha con alto potencial geotermoeléctrico. De igual manera, en el año de 1976 Sergio Mercado [2] calculó un potencial superior a los 13,000 MWe, mediante un proceso simplificado que incluía una estimación del volumen de roca porosa y permeable en cada zona geotérmica.

Hacia el año de 1985 Héctor Alonso [3] publica una nueva estimación de cerca de 12,000 MWe para el potencial geotérmico total del país; compuesto por 1,340 MWe de reservas probadas, 4,600 MWe de reservas probables y 6,000 MWe de reservas posibles. Al mismo tiempo, Sergio Mercado [4], presentó una evaluación del potencial geotérmico del país para recursos de temperatura intermedia (125 a 135°C), que llegaba a casi 46,000 MWe.

El Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), por su parte, ha realizado diversos cálculos para evaluar el potencial geotérmico de México. Uno de los más recientes fue publicado por Iglesias y Torres [5] en 2004. Este incluye una estimación aplicando un método volumétrico sobre un total de 276 localidades termales distribuidas en 20 estados de la república para las cuales se contaba con datos confiables. Para el análisis volumétrico se asignó a cada localidad un área mínima de 1 km2, máxima de 3 km2 y más probable de 2 km2, además, se asumió un espesor uniforme mínimo de 1 km, máximo de 2.5 km y más probable de 1.5 km. El calor específico volumétrico para la roca lo supuso de 2,500 kJ/m3°C y la porosidad del yacimiento de 15% en todos los casos. Las temperaturas probables del yacimiento se asignaron en función de los datos de geotermometría disponibles. Obtuvieron una distribución de temperaturas de fondo más probables para las 276 localidades, cuya media resultó ser de 111°C, la moda de 110°C, y la desviación estándar de 20.5°C. Como resultado de la estimación se obtuvo un volumen total de calor almacenado hasta una profundidad máxima de 3 km, de entre 308 y 345 EJ (Exajoules) térmicos, con un intervalo de confianza de 90%. Aplicando un factor de recuperación del 25%, llegó a una estimación del potencial térmico total entre 77 y 86 EJ térmicos. Desde luego, en este caso se trata de la energía térmica total almacenada en el subsuelo, y no de un potencial geotérmico en términos de capacidad instalada aprovechable en usos directos.

En 2011, la Gerencia de Proyectos Geotermoeléctricos (GPG) de la CFE [6] publicó una estimación volumétrica del potencial geotérmico total de México, con base en un catálogo de 1,300 manifestaciones termales. Estas fueron clasificadas, de acuerdo a la estimación de sus temperaturas de fondo con base en geotermómetros, en tres rangos de temperatura: alta (>200°C), media (200–150°C) y baja (150–90°C). En cada zona de manifestaciones se asumió una superficie de 1 km2, un espesor de 2 kilómetros, una porosidad de 15%, un factor de recuperación de calor del 25%, factores de eficiencia de conversión de energía térmica a eléctrica de 0.18 (más de 200°C), 0.125 (200-150°C) y 0.11 (150-90°C), un factor de planta de 0.95 y un tiempo de vida útil de 30 años. Datos con los cuales, se calculó un potencial geotérmico probable (reservas tipo 2P) de 2,077 MWe y uno posible (reservas tipo 3P) de 7,423 MWe, en ambos tipos para recursos de baja a alta entalpía (90 a más de 200°C). Por su parte, las reservas probadas (tipo 1P) se consideraron como los proyectos de ampliación de capacidad instalada en los cuatro campos en operación actual (Cerro Prieto, B.C.N., Los Azufres, Mich., Los Humeros, Pue., y Las Tres Vírgenes, B.C.S.) más el potencial evaluado en el campo de Cerritos Colorados, Jal., obteniendo así un potencial de 186 MWe, adicionales a los 958 MWe de capacidad instalada actual.

Respecto a Araró, Michoacán, la CFE ha realizado distintos estudios geológicos, geoquímicos y geofísicos de detalle, tanto en la zona de mayor interés como en otras zonas cercanas a la misma. Los estudios se han llevado a cabo en dos etapas, una en la década de los setenta y otra en la de los ochenta. Como conclusión de la primera etapa se perforó un pozo exploratorio en 1981, fuera de la zona de mayor interés. Como terminación de la segunda etapa se perforo otro pozo, denominado Z-3 (perforado en el año de 1991 y con una profundidad de 1,344 m). En este último pozo se registraron 101°C de temperatura al fondo, con un máximo de 135°C a los 550 m de profundidad. La mineralogía hidrotermal reveló que las temperaturas en el pasado debieron estar entre 250 y 300°C, mientras que los estudios de inclusiones fluidas indican paleo-temperaturas entre 218 y 247°C. Por otra parte, se llevó a cabo la estimación del potencial preliminar con el método Volumétrico-Montecarlo, dando un potencial de 21 MWe con una desviación estándar de 10 MWe y un intervalo de confianza de 90%. De igual manera, aplicando el método de descompresión gradual el campo presentó un potencial de 32 MWe.

Extracción de energía geotérmica por métodos no convencionales

En la actualidad, existen distintas técnicas para extraer energía geotérmica. La técnica más usual, es mediante la inducción del pozo geotérmico, esto es, mediante la inyección de aire a un pozo, lo cual provoca que exista un diferencial de presiones y el pozo empiece a fluir por si solo de manera continua. Cabe mencionarse, que la técnica anterior es aplicada cuando el pozo no fluye de manera natural. Existen casos en los cuales el pozo geotérmico no se mantiene fluyendo de manera constante, ya sea de manera natural o empleando la inducción, lo cual presenta un grave problema para su explotación, pero esto no implicando que la energía contenida en el pozo no pueda ser aprovechada, limitándose el problema a la forma de transportar esta energía geotérmica contenida en el reservorio hacia la superficie.

Normalmente, las técnicas para la explotación no convencional de un yacimiento geotérmico, se dividen de acuerdo al empleo del fluido contenido en el pozo geotérmico. Se dividen en métodos no convencionales para la explotación de un yacimiento geotérmico empleando el fluido contenido en el pozo y sin cambio en el nivel del fluido en el pozo geotérmico. Dentro de la clasificación de métodos no convencionales para la explotación de un yacimiento geotérmico empleando el fluido contenido en el pozo, se encuentran los sistemas de bombas verticales tipo sumergibles, bombas centrífugas tipo turbina y el sistema Air-lift, entre otros. Por otra parte, los métodos no convencionales para la explotación de un yacimiento geotérmico sin cambio en el nivel del fluido en el pozo geotérmico, se caracterizan por el empleo de intercambiadores de calor geotérmicos (concéntricos y en U), los cuales solamente extraen la energía geotérmica contenida en el reservorio, sin cambiar el contenido de fluido dentro del pozo.

En concreto, en la implementación de los sistemas de bombas verticales tipo sumergibles y bombas centrífugas tipo turbina para la extracción del fluido contenido en el pozo, el cual lleva consigo la energía geotérmica contenida en el reservorio, la literatura no reporta nada hasta el momento acerca de la implementación de este tipo de tecnología para pozos geotérmicos. Por otra parte, respecto a la tecnología Air-lift, la literatura reporta que los estudios están dirigidos principalmente para su implementación en reactores de biomasa y para el transporte tanto de petróleo como de gas en pozos, siendo nulos sus estudios en el campo geotérmico.

Respecto a los métodos no convencionales para la explotación de un yacimiento geotérmico sin cambio en el nivel del fluido en el pozo geotérmico mediante intercambiadores de calor geotérmicos tanto concéntricos como en U, no solamente la literatura reporta estudios teóricos, sino prácticos de su implementación en pozos geotérmicos. Para los intercambiadores de calor geotérmicos concéntricos, Morita [7], instaló el primer intercambiador de calor concéntrico para demostrar su factibilidad para el aprovechamiento de energía geotérmica y producción de energía eléctrica, lo anterior sin realizar un diseño térmico para dicho propósito. El intercambiador de calor tuvo una longitud de 876.5 m y fue introducido en un pozo con una profundidad de 1,962 m, sellando el pozo a una profundidad de 879.6 m. Con un flujo de inyección de 80 l/min, la mayor temperatura obtenida a la salida fue de 98°C y se obtuvo una extracción de calor bruto de 540 kWt y un neto de 370 kWt. Por otra parte, Tago [8], realizó una simulación numérica de un intercambiador de calor concéntrico a escala real. Determinó como afectan los distintos materiales de los que puede ser construido un intercambiador de calor concéntrico sobre la extracción de calor. Además, concluyó que manteniendo fijo el diámetro del pozo y el flujo másico, el diámetro de la tubería concéntrica afecta en gran medida la extracción de calor cuando el flujo se transporta en el sentido contrario al normal. Para los intercambiadores de calor geotérmicos en U, los estudios están enfocados a intercambiadores de calor para alimentar bombas de calor, mas no para la extracción de energía de un yacimiento geotérmico, tales ejemplos de esto es [9-11].

Justificación

La geotermia es, con toda probabilidad, la gran desconocida entre las denominadas energías renovables. Las razones para ese desconocimiento pueden estar relacionadas con su origen y procedencia, de ese subsuelo igualmente poco conocido. También se esgrime como causa del desconocimiento, esa aparente falta de proximidad. El sol, el viento y las mareas se aprecian como cercanos; de la geotermia, sin embargo, se ignora que los manantiales termales, ampliamente distribuidos en el territorio y suficientemente conocidos, no son sino indicios de la existencia de recursos geotérmicos, ya que constituyen en muchos casos aliviaderos de los yacimientos geotérmicos.

A lo largo de miles de años, el calor interno de la Tierra y sus manifestaciones en superficie se han considerado como un fenómeno caprichoso de la naturaleza. Lo que sí es un hecho cierto es que la cantidad de energía existente en el interior del globo, en forma de energía calorífica, es inmensa. En general se clasifica a los recursos geotérmicos en recursos de alta temperatura (T≥200°C) y recursos de temperatura intermedia a baja (T<200°C). Esta clasificación obedece a la aplicabilidad de estos recursos. Los de alta temperatura pueden utilizarse para la generación de energía eléctrica. Los de temperatura intermedia a baja son más apropiados para aplicaciones directas del calor geotérmico.

En el caso de México, este cuenta con abundantes recursos geotérmicos, debido a sus particulares características geológico-estructurales. Actualmente se cuenta con una base de datos que incluye 2,332 manifestaciones geotérmicas distribuidas en 27 de los 32 estados Mexicanos.

En particular, dentro de las zonas que cuentan con potencial geotérmico tanto de media como de baja temperatura, se encuentra Araró, la cual se ubica en la porción nororiental del estado de Michoacán, a unos 40 kilómetros al noreste de Morelia, unos 30 kilómetros al noreste del campo geotérmico de Los Azufres, y al oriente del Lago de Cuitzeo. La zona de interés se localiza entre las coordenadas: 19°52‟30” y 19°55‟ de latitud norte, y 100°48‟ y 100°52‟30” de longitud oeste, y a unos 1900 msnm de elevación. Puede accederse a ella por la autopista de cuota México-Guadalajara. Fisiográficamente, yace en la parte oriental del sector central de la provincia de la Faja Volcánica Mexicana. Además, la zona de Araró se encuentra al interior de una depresión tectónica de dirección general este-oeste, conocida como Graben de Cuitzeo - Maravatío, que parece ser parte de una fosa tectónica más grande, que se extiende desde Chapala, Jalisco, hasta Tepetongo, Estado de México. Las fallas más relevantes, conocidas como Falla Huingo y Falla Araró-Zimirao, presentan esa misma dirección y actúan como conductos para el movimiento de los fluidos hidrotermales, con temperaturas superficiales entre los 31 y 98°C. La actividad volcánica más reciente está representada por lavas y conos cineríticos de composición andesítica y basáltica, con edades entre los 0.6 y 0.7 millones de años, pero afloran también domos y lavas riolíticas y tobas riolíticas con intercalaciones de flujos piroclásticos con edades entre 0.9 y 1.6 millones de años. En la zona se encuentran manantiales termales con escape de gases y zonas de alteración, agrupados en varias áreas, de las cuales la más importante es la conocida como San Nicolás Zimirao (48-99°C en una superficie de 10 hectáreas). Las aguas de los manantiales en esta área son de tipo clorurado sódico con concentraciones promedio de boro de 55 ppm. El geotermómetro de potasio-sodio indica temperaturas promedio de fondo de 205°C y máximas de 228°C.

De igual manera, en base a varios estudios llevados a cabo, se estimó que la zona de Araró cuenta con un potencial geotérmico aproximado de 32 MWe, a pesar de que sus recursos geotérmicos se encuentran en el rango de temperaturas de media a baja. Esto representa, más que una oportunidad, un reto para la explotación de este recurso con fines de generación de energía eléctrica o aplicaciones distintas a la balneología (principal uso de este recurso en la zona). Sin embargo, en esta zona los métodos convencionales de explotación de energía geotérmica son infructuosos, lo cual no solo es característica de esta zona sino de la mayoría de las zonas que cuentan con características geotérmicas similares, lo cual provoca que estas zonas no sean explotadas, a pesar de ser el tipo de recurso geotérmico más abundante en el planeta. Por lo cual, es conveniente contar con sistemas de aprovechamiento del recurso geotérmico que permitan maximizar su extracción, de manera que haga más factible su aprovechamiento. En este sentido se puede considerar que el fluido geotérmico pueda ser extraído con fines de aprovechar su contenido energético, lo cual representa un reto el aprovechamiento del contenido energético. Motivados en estos antecedentes, en el presente desarrollo tecnológico, se pretende realizar una evaluación de diferentes tecnologías existentes, aunque poco probadas en geotermia para la extracción de la energía geotérmica, bien sea extrayendo el fluido geotérmico ( empleando los sistemas de bomba vertical tipo sumergible, bomba centrífuga tipo turbina y la tecnología Air-lift) o solamente el contenido energético del yacimiento (intercambiadores de calor geotérmicos), para la maximización de extracción de energía de yacimientos geotérmicos de mediana y baja temperatura, ubicados específicamente en la zona geotérmica de Araró y, posiblemente, de su zona aledaña, el lago de Cuitzeo, ambos lugares ubicados en el estado de Michoacán. Para cualquier caso, se llevará acabo la implementación de las distintas tecnologías mencionadas anteriormente, de manera que se permita definir, para futuras aplicaciones de aprovechamiento del potencial energético de un yacimiento geotérmico, independientemente del uso que se le dé, cual es la tecnología que maximiza el aprovechamiento de recursos energéticos de los yacimientos geotérmicos de mediana y baja temperatura. Esto permitirá brindar herramientas de decisión a las empresas que pretendan realizar inversiones en el campo de la energía geotérmica, dado que actualmente, la legislación y las normas establecidas para la exploración, perforación y explotación de yacimientos geotérmicos, son bastante estrictas y exigentes.