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Existencia de alrededor de 1,748 pozos geotérmicos en los Estados Unidos, la mayoría en California

ThermaSource Rig 108, The Geysers (Source: ThinkGeoEnergy)
carlos Jorquera carlos Jorquera 2 Apr 2019

En un exhaustivo análisis, Matt Uddenberg de Stravan Consulting LLC, nos entrega una revisión muy interesante acerca de los pozos geotérmicos perforados en U.S., ingresos promedios y mantenimiento requerido.

En un gran artículo general, Matt Uddenberg, de Stravan Consulting LLC, analiza el mantenimiento de los pozos geotérmicos en los EE. UU. Él amablemente permitió volver a publicar su artículo aquí en ThinkGeoEnergy.

El análisis de los datos públicos disponibles ha revelado que hay aproximadamente 1,748 pozos geotérmicos en los Estados Unidos, la mayoría de los cuales se encuentran en California. Se puede observar la ubicación de las centrales eléctricas en los Estados Unidos y un desglose de los pozos geotérmicos utilizables por Estado. La producción eléctrica total de la industria geotérmica en 2017 fue de 15,976,000 MWh por año [1]. El precio promedio de PPA en California, que es el mercado más grande, es de $ 70.3/MWh [2]. Dados estos valores, los ingresos estimados para la industria de la energía geotérmica de EE. UU. En 2017 fueron de $ 1.16 mil millones. Considerando los últimos 10 años de datos proporcionados por la Administración de Información de Energía de EE. UU., El crecimiento anual promedio para el mercado geotérmico es de aproximadamente 0.8% de una combinación de optimización de planta, reparación de pozos y adición de nuevos pozos de producción.

Los costos anuales de Operación y Mantenimiento (O&M) se han calculado para la industria geotérmica de los EE. UU. Para estimar el tamaño potencial del mercado para el mantenimiento de pozos. La ecuación (1) se eligió para aproximar los costos de O&M porque se desarrolló utilizando datos publicados y conocimientos anecdóticos recopilados por Geothermex Inc. [3]. En la mayoría de los casos, los costos de O&M no están disponibles al público dada su sensibilidad. Esto hace que la estimación del costo promedio de O&M en la industria sea extremadamente difícil. A pesar de que la Ecuación (1) se basa en datos de 2003, proporciona una visión rara de cómo se distribuyen los costos de O&M en toda la industria.

Co = 2.0e-0.0025 (P-5) (1)

dónde:

Co = Costo de O&M

P = Potencia (total) generada en términos de MW/año.

Los costos de operación y mantenimiento para cada planta se calcularon en dólares de 2003 y luego se ajustaron a la inflación. El costo total estimado de O&M para la industria geotérmica de los EE. UU. En 2017 fue de aproximadamente $ 268,706,200. Para calcular mejor el tamaño del mercado para el mantenimiento de pozos, los porcentajes del presupuesto de O&M para la remediación y el mantenimiento de pozos se estimaron entre el 5% y el 15% según la experiencia profesional (los datos reales no están disponibles). Estos valores se basan en el conocimiento y la experiencia anecdóticos con las operaciones de las centrales eléctricas. Esta suposición excluye el costo de los “epush-pulls” de la bomba: el reemplazo de las bombas que pronto fallarán o fallarán en el pozo. Por lo tanto, una estimación general del mercado total de mantenimiento de pozos geotérmicos en 2017 fue de entre $ 13,435,300 y $ 40,305,900. Se necesitan más detalles para determinar cómo priorizar y dirigirse a clientes potenciales para compañías que esperan aprovechar esta oportunidad.

Figure 1. Overview of power plant locations, state ranking in terms of power production and non-abandoned commercial wells. Location of geothermal plants in Alaska and Hawaii are not shown, there is one power plant in each of these states.

Hay 414 pozos de vapor de producción activa en California, que poseen más del 95% de los pozos de vapor en los Estados Unidos. No hay buenos datos sobre la frecuencia de falla de estos pozos en California, pero una encuesta de pozos geotérmicos en el sudeste asiático perforados durante la década de 1990 muestra que los pozos de una sola cadena fallan a una tasa de aproximadamente el 2,5% anual, y pozos con revestimiento. la vuelta falla a una tasa de alrededor del 9% anual [4]. Es probable que estas tasas observadas subestimen la tasa de falla real ya que no hubo datos adecuados de alta resolución y alta frecuencia para todos los pozos cubiertos en el estudio.

Los pozos de vapor también están afectados de precipitados de scaling de minerales que inhibe la producción. El scaling resulta de la ebullición del agua dentro del pozo o la interacción del vapor con agua que se infiltra en la carcasa a través de una infiltración. La precipitación de minerales en el pozo es un problema común y, a menudo, no se clasifica como una fuga, aunque es probable que las fugas sean en el casing o el cemento y sean una razón subyacente de su aparición. Incluso si incluimos ejemplos de estos eventos de precipitación como fallas de casing, es probable que la tasa de falla no supere el 10% anual. Por lo tanto, en el extremo superior, hay 40 pozos potenciales que requieren la mitigación de fugas en el casing en reservorios dominados por vapor.

Se ha encontrado que aproximadamente 823 pozos se describen como pozos de agua a alta temperatura en California. Según los datos del Departamento de Petróleo, Gas y Recursos Geotérmicos de California (DOGGR), 150 de estos pozos están inactivos y 656 están activos (Figura 2). Los pozos inactivos son aquellos que no se están produciendo pero que no se han abandonado; en muchos casos, están conectados a una planta de energía a través de tuberías. Las razones para el ralentí de un pozo generalmente se dividen en cinco categorías: falta de presión, falta de conectividad al recurso, falla u obstrucción del pozo, falta de temperatura o cortocircuito. La inactividad de un pozo de producción ocurre por dos razones principales:

  1. La presión del yacimiento se reduce en una cantidad suficientemente significativa como para que el pozo ya no pueda ser bombeado a niveles económicos sin cavitar la bomba.
  2. La temperatura de los fluidos producidos está por debajo del umbral económico. Esto es a menudo causado por un cortocircuito dentro del reservorio.

El ralentí de un pozo de inyección también ocurre por dos razones principales:

  1. El pozo no ofrece suficiente apoyo de presión a la parte productora del campo.
  2. Se encuentra que el pozo causa cortocircuito dentro del reservorio.

Los operadores de plantas geotérmicas siempre intentan optimizar la producción de su campo de pozos. Para las centrales eléctricas binarias, los operadores buscan maximizar el flujo de producción sin causar un rápido descenso de la temperatura. Los pozos de inyección que tienen una buena comunicación con la parte productora del campo proporcionarán el soporte de presión necesario para maximizar el flujo. Sin embargo, los pozos de inyección demasiado estrechamente conectados a la producción causarán cortocircuitos o un rápido descenso de la temperatura. Un operador debe equilibrar estas dos fuerzas para maximizar la producción durante la vida útil de la planta de energía, un esfuerzo complicado por el hecho de que la comunicación entre pozos también puede evolucionar con el tiempo. La presión y el efecto térmico de la inyección de agua fría en un reservorio pueden aumentar la permeabilidad de las vías de fractura, lo que podría crear nuevas vías de cortocircuito.

igure 2. Active vs. idle wells for all geothermal wells located in California. A) All wells; B) Comparison of high temperature water wells used in binary power plants. Data from the California Division of Oil, Gas and Geothermal Resources.

De la base de datos proporcionada por DOGGR, no hay una manera clara de cuantificar por qué un pozo se ha quedado inactivo. Sin embargo, es posible determinar si un pozo inactivo está ubicado cerca de una zona de producción, en cuyo caso el pozo no es muy permeable o ha provocado un cortocircuito. Los pozos afectados por el cortocircuito presentan una gran oportunidad. Al realizar el mantenimiento de los pozos o sellar las zonas de fractura específicas asociadas a los cortocircuitos, los pozos podrían volver a ponerse en servicio con pequeñas inversiones de capital. Pequeñas mejoras en la producción pueden compensar rápidamente el costo del trabajo en pozos. Este período de amortización es a menudo bastante sencillo para el modelo. En el conjunto de datos de California, aproximadamente el 18% de los pozos de agua de alta temperatura están inactivos, Figura 3. Un estudio de todas las bases de datos disponibles encontró ~ 1,320 pozos de agua de alta temperatura en los EE. UU., Por lo que se estiman ~ 232 pozos inactivos.

La mitigación de cortocircuitos no se limita a pozos inactivos. Los pozos de producción que experimentan descensos rápidos o insostenibles de la temperatura también son candidatos para mejoras. Sin embargo, es probable que una pequeña parte de estos sean buenos candidatos para un buen trabajo o medidas de mitigación. Esto se debe a que es menos probable que los operadores quiten los pozos de producción fuera de línea o se arriesguen a dañar estos pozos debido a las actividades de recuperación. A diferencia del campo de vapor, los pozos en reservorios dominados por el agua solo necesitarán tratarse una o varias veces durante toda su vida útil.

Figure 3. The distribution of different types of wells for both active and idle wells. Data from the California Division of Oil, Gas and Geothermal Resources.

Notas:

La información que se comparte se ha recopilado de repositorios de datos públicos y comunicados de prensa. Esta información debe ser una representación bastante precisa, con una precisión> = 90%, del mercado actual. No todos los estados requieren informes sólidos sobre los activos geotérmicos, lo que dificulta el logro de una alta precisión del 100%.

Parte de la información presentada se recopiló para proyectos financiados por AltaRock Energy, Inc.

[1] EIA, 2018. Cost and Performance Characteristics of New Generating Technologies, Annual Energy Outlook 2018. US Energy Information Association, February, 3pp.

[2] GEA, 2016. 2016 Annual U.S. & Global Geothermal Power Production Report. Geothermal Energy Association, March, 36 pp.

[3] Sanyal, S. 2004. Cost of Geothermal Power and Factors That Affect it. Proceedings, Twenty-Ninth Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford University, January, SGP-TR-175.

[4] Southon, J. 2005. Geothermal Well Design, Construction and Failures. Proceedings World Geothermal Congress 2005. Antalya, Turkey, April, 6pp.

Source: Matt Uddenberg, “Geothermal Well Maintenance” via Medium