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INTRODUCCIÓN
Los combustibles fósiles como el carbón, el petróleo y el gas natural, principales fuentes de producción de energía, son considerados generadores de emisiones de partículas y gases contaminantes a la atmosfera que favorecen el efecto invernadero (Gurney et al., 2009; BP, 2019; REN21, 2019). La modificación de los patrones de precipitación, el deshielo de los glaciares, el aumento en el nivel del mar, los cambios en las corrientes oceánicas, la acidificación de las aguas, y la ocurrencia de tormentas más poderosas y de mayor duración son algunos de los impactos generalmente asociados al fenómeno, relacionados con el aumento en la temperatura del océano y la atmosfera terrestre (Conde-Álvarez y Saldaña-Zorrilla, 2007).
Para mitigar estos impactos, las energías renovables son una solución eficiente y efectiva (Dincer, 2000), son consideradas alternativas prometedoras y limpias a nivel mundial ya que son producidas a partir de fuentes naturales no sujetas al agotamiento, como el sol, el viento, las olas, las mareas, la energía potencial del agua y el calor de la Tierra; además son consideradas neutras en carbono, liberando relativamente pocas emisiones a la atmosfera (Elum y Momodu, 2017).
La energía geotérmica, asociada al calor terrestre, tiene múltiples formas de aprovechamiento, entre las que se destacan la generación de electricidad (ChamorroCamazón, 2009), la calefacción o enfriamiento en los edificios (Ruíz-Calvo, 2015), el secado de productos agrícolas y la calefacción de invernaderos, entre otros (Popovska-Vasilevska, 2003). Su utilización para producción de electricidad se ha limitado históricamente a sitios específicos, ya que para hacer posible el aprovechamiento convencional de este recurso es indispensable encontrar una zona de la corteza terrestre con las siguientes características naturales (DiPippo, 2012), que se muestran en la Figura 1:
Una gran fuente de calor a una profundidad técnica y económicamente viable
Un reservorio permeable
Suficiente suministro de fluido geotérmico (agua al estado líquido o vapor)
Una capa sello superior (roca impermeable)
Un mecanismo de recarga confiable
Las zonas en la corteza terrestre que cumplen con estos cinco requerimientos se denominan yacimientos geotérmicos, y pueden clasificarse según su temperatura como: yacimiento de baja entalpia (< 90ºC), media entalpia (90ºC - 150ºC) y alta entalpia (> 150ºC) (Hochstein, 1988).
En la actualidad no todas estas condiciones deben cumplirse para el aprovechamiento energético del calor, ya que, para la producción de electricidad, la necesidad de una alta temperatura puede compensarse con una mayor profundidad de perforación y la ausencia del agua circulante en el reservorio puede solucionarse con su inyección desde la superficie (Chamorro-Camazón, 2009). Ha sido entonces posible que el aprovechamiento del calor se concrete, gracias a la implementación de técnicas que permiten asegurar la permeabilidad y circulación de fluidos a través de los Sistemas Geotérmicos Mejorados (EGS de sus siglas en inglés) (Bendall et al., 2014). Esta tecnología ha sido desarrollada desde el año 1970 con el concepto HDR (Hot Dry Rock) (Tenzer, 2001), lo que permite garantizar la viabilidad en la extracción de calor y generación de energía mediante la perforación a grandes profundidades y creación de fracturas en la formación geológica impermeable (Brace, 1980). Para esto, se requiere la ayuda de procesos de fracturación hidráulica, un proceso que busca generar fracturas en la roca, y/o aumentar el tamaño, la extensión y la conectividad de las existentes (Burton et al., 2014). Esta práctica es utilizada para la optimización de la productividad en pozos donde la alta temperatura y la permeabilidad se dan simultáneamente (Olasolo, 2014), y para la estimulación donde los recursos hidrotermales no se encuentran presentes (McClure y Horne, 2014). Las principales etapas de desarrollo de un sistema EGS se muestran esquemáticamente en la Figura 2.
Figura 2 Etapas de un EGS. A. Un pozo de inyección es perforado en un basamento de alta temperatura, de baja permeabilidad y con poca cantidad de fluidos. B. Se inyecta agua con suficiente presión para asegurar un nuevo fracturamiento o la apertura de las fracturas existentes. C. Se continúa el bombeo de agua al interior del reservorio para expandir las fracturas. D. Un pozo de producción es perforado con la intención de interceptar el sistema de fracturas para extraer el calor del yacimiento estimulado. E. Pozos de producción adicionales son perforados para extraer grandes volúmenes de calor y utilizar estos recursos para la generación eléctrica, entre otros usos (tomado y modificado de U.S. Department of Energy, 2004)
La implementación de cualquier tecnología tiene complejidades técnicas e impactos asociados, en los EGS, los desafíos ambientales están relacionados con el consumo de agua (Clark et al., 2009) y la sismicidad inducida (Lacirignola y Blan, 2013). Estos impactos deben estudiarse detalladamente con el fin de entender su proceso, las posibles soluciones o alternativas a estos impactos y el beneficio que presenta el uso de estas técnicas en reemplazo de los combustibles convencionales. A través de este artículo se pretende ofrecer al lector una introducción sobre dichos aspectos, gracias a la revisión bibliográfica realizada.
PRINCIPALES PROYECTOS EGS EN EL MUNDO
Las características principales de los EGS considerados más representativos y analizados en este trabajo están resumidas en la Tabla 1 y su localización puede observarse en la Figura 3. Los sitios descritos son Soultz-sous-Forêts en Francia, Basilea en Suiza, Groß Schönebeck en Alemania, Habanero en Australia y el proyecto Fallon FORGE en Estados Unidos.
Otros sitios en los cuales se han realizados algunos estudios e investigaciones son Ogachi (Japón), New Berry (Estados Unidos) y Rosemanowes (Reino Unido). El proyecto Ogachi fue llevado a cabo por el Instituto Central de Investigación de la Industria de Energía Eléctrica (CRIEPI), situado en el sur de Akita, Japón (Kaieda, 2012). De 1989 a 2002 se crearon dos reservorios a diferentes profundidades desde un pozo de inyección de 1000 m de profundidad y se perforaron dos pozos de producción para penetrar en los reservorios (Kaieda et al., 2005). El proyecto Newberry, ubicado en el flanco occidental del volcán Newberry en el centro de Oregón, Estados Unidos, tiene como objetivo mejorar la viabilidad de las tecnologías y aplicaciones de EGS (Cladouhos et al., 2018). El proyecto HDR Rosemanowes fue realizado de 1983 a 1991 cerca de Penryn en Cornwall, Inglaterra. Se perforaron tres pozos y se llevaron a cabo varios experimentos de estimulación (DECC, 2013). Los yacimientos creados obtuvieron profundidades de hasta 2500 m.
Fenton Hill (Estados Unidos)
El primer acercamiento a los EGS, tiene su origen en el laboratorio nacional de Los Álamos (LANL), ciudad de Nuevo México, en Estados Unidos, con el proyecto Fenton Hill (Olasolo et al., 2016) que fue llevado a cabo entre los años de 1974 a 1995 (Xia et al., 2017). El área fue seleccionada porque las rocas precámbricas cristalinas, formación objetivo, son térmicamente aisladas por depósitos sedimentarios paleozoicos de grano fino y de gran espesor, a su vez recubiertos por lava y toba volcánica de flujos de ceniza del Campo Volcánico de Jemez, ubicado a 15-40 km de LANL (Kelkar et al., 2016). Las investigaciones y trabajo de campo fueron desarrollados en un yacimiento de 3000 m de profundidad con una temperatura de aproximadamente 200°C, donde 13 perforaciones permitieron ubicar un área de alto flujo de calor (Lu, 2018). El pozo GT-1 fue perforado a 785 m de profundidad y diseñado para medir el flujo de calor en el sitio, adquirir muestras de rocas y probar técnicas de fracturación hidráulica (Reiter et al., 1976). En 1979 la perforación del pozo EE2 alcanzó un depósito más profundo (4400 m) y más caliente (300°C) (Kelkar et al., 2016).
Aunque este lugar fue cerrado debido a que no alcanzó la capacidad de producción esperada (Tester et al., 2006), logró el mejoramiento de la tecnología para la extracción de calor (Barbier, 2002) y suministró resultados importantes, como la verificación de la viabilidad técnica de la perforación a 5000 m de profundidad y la confirmación de que la fracturación hidráulica se puede utilizar para incrementar el aprovechamiento del calor (Lu, 2018). La conclusión más importante fue que un sistema EGS se puede formar a cualquier profundidad, con temperatura y conectividad suficiente a través de las fracturas creadas o estimuladas (Brown, 2009). Beneficiándose de la experiencia y el interés generado por el proyecto pionero, otros países experimentaron con el desarrollo del concepto de crear un reservorio geotérmico en otros entornos geológicos (Tester et al., 2006).
Soultz-Sous-Forêts (Francia)
La zona de Soultz se caracteriza por un gradiente excepcionalmente alto cerca de la superficie, alrededor de 110°C/km, aproximadamente tres veces más alto que lo normal (DiPippo, 2012).
Este proyecto es el resultado de 20 años de investigación activa basada en la geología, geoquímica, geofísica, hidráulica y modelación: estos estudios y el uso de buenas técnicas permitieron la instauración de una planta piloto, siendo la primera en el mundo de este tipo en producir electricidad (Bertani, 2012). La zona geotérmica Soultz se encuentra en el Graben del Alto Rin, que forma parte del sistema europeo de rift cenozoico que se extiende desde el Mediterráneo hasta la costa del Mar del Norte. En Soultz, el basamento granítico fallado está cubierto por 1400 m de sedimentos (Genter et al., 2010).
En la primera fase del proyecto, se realizó la exploración y estimulación a una profundidad de 2000 m (Cuenot et al., 2008). Con los resultados obtenidos, se procedió a la perforación de 3 pozos a una profundidad aproximada de 5000 m, alcanzando temperaturas de 200°C (Dubois et al., 1996). Dos de los pozos son de producción y se usan para bombear agua que se reinyecta a una menor temperatura en el tercer pozo de inyección (Cuenot et al., 2008). Entre 2004 y 2009 se construyó la planta geotérmica binaria con ciclo orgánico de Rankine que utiliza un fluido de trabajo de baja ebullición (isobutano). Un esquema de los principales elementos de una central binaria se presenta en la Figura 4, donde se puede observar que el fluido extraído por el pozo de producción pasa por el sistema de precalentador y evaporador (intercambiador de calor) y es enviado directamente al pozo de reinyección, sin que entre en contacto con la turbina ni con la atmosfera. De hecho, el fluido geotérmico en este sitio es altamente salino, lo que no permite su vaporización directa en la turbina ni la temperatura de producción esperada (Genter et al., 2010), por lo que se requiere utilizar un fluido de trabajo. El geofluido es una salmuera de cloruro de sodio con aproximadamente 100.000 ppm de sólidos totales disueltos, un pH de 4,9 y una temperatura de 200°C; cuando llega a la planta, la temperatura desciende a 175°C (DiPippo, 2012). La central se caracteriza por una capacidad de 1,5 MW de potencia eléctrica.
La estimulación hidráulica fue la principal técnica utilizada para aumentar la permeabilidad del reservorio (Schill et al., 2017). Este proyecto es un ejemplo de estimulaciones exitosas, mostrando la importancia de estos tratamientos. La planta de energía en Soultz se abrió en 2008, con un caudal de 35 l/s y una temperatura de producción de 175°C (Schindler et al., 2010).
Basilea (Suiza)
El proyecto Basilea, ubicado en la misma ciudad suiza, tuvo como objetivo crear plantas de generación eléctrica a nivel comercial (Lu, 2018). Fue un proyecto EGS liderado por la empresa Geopower Basel AG que durante el 2006 llevó a cabo una prueba de estimulación hidráulica a una profundidad aproximada de 5000 m (Wyss y Rybach, 2010) en un basamento granítico (2600 m), recubierto por 2400 m de sedimentos del Cuaternario, Terciario, Mesozoico y Pérmico y alrededor de 100 m de limolita roja y granito alterado; el basamento es la continuación meridional del macizo montañoso de la Selva Negra, constituido únicamente por rocas plutónicas, sin presencia de rocas metamórficas (Häring et al., 2008).
Figura 4 Esquema simplificado de una central geotérmica binaria con ciclo orgánico de Rankine (tomado y modificado de DiPippo, 2012).
Antes de perforar el pozo Basel-1 de 5009 m de profundidad, donde se llevó a cabo la estimulación en correspondencia del basamento cristalino granítico, se perforó un pozo de reconocimiento a 2755 m y se instaló un sistema de monitoreo microsísmico con cinco pozos menos profundos con distancias entre 300 y 2750 m. Este sistema de monitoreo no solo se instaló para conocer la actividad microsísmica que podría tomar lugar durante la estimulación, sino para observar de igual manera la sismicidad natural del sitio (Häring et al., 2008). Las mediciones de temperatura se adquirieron poco después de alcanzar la profundidad final, cuando la temperatura del reservorio todavía estaba perturbada por la perforación: diferentes métodos de extrapolación permitieron estimar una temperatura del reservorio de 190°C a 5000 m de profundidad (Häring et al., 2008). La prueba de estimulación fue detenida ya que ocasionó problemas de microsismicidad con un sismo de magnitud 3.4 (Häring et al., 2008), causando daños estructurales en el sitio y generando miedo en la población, por lo que el proyecto se interrumpió (Lu, 2018). Gracias a lo sucedido, la Comisión Europea cofundó junto con la coordinación del Centro Internacional de Investigación Geotérmica (GEISER), un proyecto para regular los EGS integrando la mitigación de la sismicidad inducida en los reservorios (Zang et al., 2014).
El proyecto esperaba ser una de las primeras plantas de energía comercial basadas en la tecnología EGS (Häring et al., 2008). Los primeros micro sismos fueron detectados en el 2006, donde se produjeron más de 160 eventos de los cuales solo cuatro pudieron ser ubicados y ocurrieron cuando el agua era bombeada fuera del pozo para reducir la presión (Kraft et al., 2009). Todos los sismos localizables ocurrieron en una distancia de menos de 100 metros del pozo de inyección, a una profundidad aproximada de 4400 m, donde en análisis posteriores se detectó la zona de infiltración del reservorio (Häring et al., 2008). De este proyecto se pueden determinar los criterios de selección de los sitios para la implementación de los sistemas EGS: evitar áreas densamente pobladas, zonas con actividad sísmica natural media-alta, y que se encuentren a una distancia de al menos un kilómetro de distancia de las zonas de fallas regionales o principales (Meier et al., 2015).
Groß Schönebeck (Alemania)
La plataforma de investigación geotérmica GFZ Groß Schönebeck está situada al noreste de Berlín, en el extremo sur de la cuenca del norte de Alemania (Lu, 2018). Con el fin de generar electricidad geotérmica a partir de yacimientos de baja entalpía el reservorio de la cuenca fue elegido para desarrollar la técnica EGS (Huenges et al., 2006). El reservorio profundo consiste en una secuencia de areniscas, conglomerados y rocas volcánicas con fluidos a 150°C y porosidades hasta el 10%, recubiertos por 2370 m de sedimentos cuaternarios a triásicos y 1492 m de sales de Zechstein (ENGINE, 2008).
En este sistema, dos pozos de exploración forman un doblete geotérmico, donde se usa un pozo para la extracción del fluido y otro para su reinyección una vez el calor ha sido extraído. Se explotan acuíferos a profundidades entre 3900 y 4400 m con temperaturas de hasta 150°C (Min et al., 2015). El pozo denominado Groß Schönebeck 3/90, originalmente terminado en 1990, fue perforado de nuevo en 2000, estimulado hidráulicamente en 2002 y 2003, y probado en 2003, 2004 y 2005. En abril de 2006, comenzó la perforación en un segundo pozo para mejorar el flujo másico (Huenges et al., 2006).
Este proyecto se realizó con el fin de establecer un laboratorio in-situ para desarrollar métodos de estimulación adecuados para aumentar la permeabilidad (Blöcher et al., 2015).
Paralana (Australia)
Este proyecto fue desarrollado por la empresa Petratherm Limited, ubicado 600 km al norte de la ciudad de Adelaida, en el sur de Australia (Bendall et al., 2014). Petratherm Limited es una empresa que inicialmente buscaba construir una planta de energía geotérmica con una producción entre 3,75 - 7,5 MW de potencia eléctrica (King et al., 2009). El proyecto Paralana explora los recursos viables en el graben de Poontana, donde las rocas del basamento están recubiertas por una espesa secuencia de sedimentos neoproterozoicos, cámbricos y terciarios.
Se inició con las actividades de exploración en la región con la perforación de un pozo de prueba (Paralana 1B) a 491m. En junio de 2006, se profundizó el pozo Paralana 1B a 1807 m para evaluar los gradientes de temperatura de los estratos geológicos más profundos, en donde se registró una temperatura de 109ºC y un flujo de calor calculado de 129 mW/m2 (Reid et al., 2012). En la segunda mitad de 2009, un pozo geotérmico, Paralana 2, fue diseñado para ser un pozo inyector y perforado a 4003 m de profundidad (Bendall et al., 2014). Se realizaron operaciones de estimulación hidráulica en 2011. En 2014 se programó la perforación de un tercer pozo, incluyendo la fracturación hidráulica y la circulación de fluidos y en 2015 se programó la construcción de una planta de generación eléctrica de ciclo binario de 3.5 MW de potencia eléctrica (Lu, 2018).
Fallon Forge (Estados Unidos)
El proyecto Fallon FORGE del Observatorio de la Frontera para la Investigación en Energía Geotérmica (FORGE) se encuentra ubicado dentro de la Estación Naval Aérea Fallon al sureste de la ciudad de Fallon, Nevada, en Estados Unidos (Robertson-Tait et al., 2018). La zona se ubica en rocas metamórficas y graníticas de baja permeabilidad y temperaturas mayores de 175°C, aproximadamente a 1700 m de profundidad (Siler et al., 2018). Varios eventos tectónicos afectan a esta región y son relevantes para la geología y la estructura del sitio Fallon que se encuentra en una región sísmicamente activa, pero no se ha producido una sismicidad histórica significativa en el sitio, ni ninguna falla cuaternaria corta unidades de superficial en el área de estudio.
El propósito con el que se realizó este proyecto es el establecimiento y administración del laboratorio de investigación, para que las diferentes comunidades interesadas, como la científica e ingenieril puedan desarrollar y probar diferentes tecnologías o técnicas para el mejoramiento de los EGS (Faulds et al., 2015). La fase 1 del proyecto fue enfocada en desarrollar un modelo geológico conceptual y planear las actividades posteriores. Durante la fase 2, se desarrollaron planes detallados para los experimentos. Las fases 2C y 3 comenzaron a desarrollarse en el 2018 (Ayling et al., 2018). Se anticipa que se perforarán múltiples pozos profundos en el sitio, a profundidades que van desde 1500 hasta 2000 m. Se perforarán pozos poco profundos para monitorear actividades subsuperficiales. En apoyo del trabajo para la fase 3, el equipo está trabajando actualmente con la Oficina de Campo de Stillwater de la Oficina de Administración de Tierra y Naval Air Station Fallon para preparar la documentación ambiental necesaria y recopilar datos para lograr caracterizar el sitio más detalladamente y reducir la incertidumbre geológica (Blankenship et al., 2017).
Aspectos técnicos
Los EGS son creados mediante la estimulación de rocas de baja permeabilidad (Rongved, 2015). Generalmente, hay tres configuraciones básicas de plantas de energía geotérmica: vapor seco, tipo flash (simple, doble y múltiple), y binario.
Los métodos utilizados para estimular estos sistemas se pueden clasificar como estimulación hidráulica, que incluye fracturamiento y cizallamiento hidráulico, estimulación térmica y estimulación química (Watanabe et al., 2017), como se resume en la Figura 5.
La estimulación hidráulica genera nuevas fracturas o abre fracturas existentes debido a la inyección de fluido a alta presión (Darnet et al., 2006). El cizallamiento hidráulico reactiva las fracturas existentes que se encuentran orientadas favorablemente, el desplazamiento por cizalladura a lo largo de los planos de fractura produce aumento de la permeabilidad (Ucar et al., 2018). La estimulación térmica se basa en la inyección de agua fría en rocas de alta temperatura, causando la contracción térmica de las rocas y mejorando la permeabilidad. Por su parte, la estimulación química es basada en tratamientos ácidos para remover las obstrucciones en las fracturas para mejorar la permeabilidad en las proximidades de los pozos (Xu et al., 2009).
La estimulación hidráulica tiene una gran relevancia ya que se compara con el proceso realizado en la extracción de gas, contando esta técnica con numerosos detractores y siendo considerada la causante de múltiples impactos sobre el ambiente (Meng y Ashby, 2014). Existe la fracturación de múltiples etapas en pozos horizontales (Guo et al., 2018) y fracturación simultánea (Waters et al., 2009). Además, se usan diferentes fluidos de inyección (aguas residuales con baja viscosidad) mezclados con algún material apuntalante (Dusseault y McLennan, 2011), constituidos por partículas mezcladas con el fluido de fracturamiento para mantener las fracturas abiertas; además de los granos de arena que aparecen naturalmente. También se pueden utilizar apuntalantes artificiales o de diseño especial, como arena cubierta con resina o materiales cerámicos de alta resistencia como la bauxita sinterizada (Schlumberger, 2019). Aunque la idea básica del fracturamiento de garantizar la conectividad dentro de la red de fracturas tiende a ser la misma en todas las industrias que lo utilizan (Adams y Rowe, 2013), y suele aplicarse en ambientes profundos a varios kilómetros de la superficie (Tester et al., 2006; Healy, 2012; Priestley, 2018), el objetivo de extracción es diferente: por un lado, en geotermia, se busca extraer el calor almacenado en las rocas que es un recurso renovable, y por otro, en la industria de hidrocarburos, el gas de esquisto atrapado en la roca, lo cual es un recurso no renovable (Sun et al., 2017).
Fluido de fracturación
En el caso de la extracción de gas, el fluido de fracturación que se utiliza necesita un componente que impida que la fractura se cierre completamente una vez terminado el bombeo, y que garantice suficiente conductividad en el canal recién creado (Al-Muntasheri, 2014). Este material se conoce como apuntalante o proppant en inglés (Montgomery y Smith, 2010), y debe poseer características como resistencia a los esfuerzos y a la corrosión, gravedad específica pequeña, entre otras, para asegurar que las fracturas permanezcan abiertas (de Campos et al., 2018).
Usualmente, en los EGS se realiza la estimulación inyectando agua sin apuntalante (Shiozawa y McClure, 2014), debido a que éstos se degradan en los sistemas geotérmicos que se caracterizan por fluidos químicamente agresivos (McClure y Horne, 2014). Aunque los apuntalantes no han sido utilizados ampliamente en proyectos EGS, existen casos donde se han empleado: el primer experimento EGS con apuntalante fue una pequeña inyección en 1974 en Fenton Hill (Brown et al., 2012), mientras que otros experimentos fueron ejecutados en el proyecto Rosemanowes en 1989 (Bennett y Baker, 1989) y en el proyecto Groß Schönebeck (Zimmermann et al., 2010).
Algunos estudios sobre la estabilidad química de los apuntalantes bajo diferentes condiciones geotérmicas han demostrado que estos corren el riesgo de disolución en los sistemas geotérmicos, pero que esto no está relacionado con cambios en la resistencia de los mismos (Brinton et al., 2011). Además, otros trabajos sugieren que, al ser recubierto por materiales específicos, el apuntalante puede ser mucho más resistente a la degradación química y a alta temperatura (Raysoni y Weaver, 2013).
Los fluidos de fracturación para la extracción de gas contienen diferentes aditivos (Broderick et al., 2011) como: apuntalantes, ácidos, biocidas, estabilizadores de arcilla, inhibidores de corrosión, reductores de fricción, agentes gelificantes, entre otros (Meiners et al., 2013). Aunque existe una lista de sustancias químicas que entran en la composición de los fluidos de fracturación, no se proporciona un conjunto completo de datos debido a la privacidad de las empresas que los usan (Sutra et al., 2017). Algunas de estas sustancias han sido consideradas tóxicas (Waxman et al., 2011), incluidos elementos carcinógenos, productos químicos regulados por el agua potable segura y contaminantes atmosféricos peligrosos.
Impactos asociados
Con el desarrollo de las técnicas para la extracción de recursos subterráneos, los impactos ambientales potenciales necesitan ser analizados para garantizar el bienestar económico y de la sociedad, así como la protección de los recursos naturales. Por esta razón, es importante evaluar el riesgo de contaminación, así como los efectos adversos para la salud humana asociados con el proceso de fracturación hidráulica. En general, para reducir todo tipo de impacto, los sitios elegidos para implementar este proceso deberían ubicarse en una zona con una densidad de población relativamente pequeña (Meier et al, 2015). Eso fue destacado por la experiencia de Basilea en Suiza, cuyo proyecto fue desarrollado en un área poblada. Al contrario, por ejemplo, el sitio experimental de Fallon Forge se ubica 16 km al norte de Milford, la ciudad más cercana, y 350 km al sur de Salt Lake City; el área del proyecto es rural y abarca aproximadamente 25 km2. En Fenton Hill, de manera similar, los trabajos de investigación fueron realizados en un área ubicada a 56 km de la ciudad de Los Alamos, lejos de centros urbanos. La ubicación de Paralana en Australia es también aislada de áreas urbanas, cerca de una mina de uranio. Sin embargo, Soultz-Sous-Forêts indica que, con sus 3000 habitantes aproximadamente, no ha tenido problemas de oposición ya que parece ser un caso en el que el proyecto estaba bien arraigado en la historia del territorio y cumplieron con las expectativas de las comunidades (Chavot et al., 2018).
Fracturación hidráulica (Fracking)
El riesgo potencial de contaminación para el agua proviene de la extracción del gas (Stuart, 2012), del fluido inyectado (Zhang y Yang, 2015) y del agua de retorno liberada durante la extracción (Vengosh et al., 2013). Los productos químicos de fracking incluyen ácido clorhídrico, poliacrilamida, aceite mineral, isopropanol, potasio, cloruro y etilenglicol y bajas concentraciones de tampones de pH, inhibidores de la corrosión, biocidas y agentes gelificantes (Stuart, 2012), entre otros aditivos que no se mencionan públicamente (Sutra et al., 2017) y que pueden causar contaminación en los cuerpos de agua y pueden ser perjudiciales para la salud.
Los grandes volúmenes de agua requeridos varían ampliamente y se estiman entre 10.000-20.000 m3 por pozo (EGEC, 2013) y pueden ejercer presión sobre los recursos de agua con impactos en otros usos y ecosistemas dependientes de esta (Broderick et al., 2011).
El fracking libera gas directamente a la atmósfera (Weinhold, 2012), tanto dióxido de carbono (CO2), como metano (CH4) (Bista et al., 2017), que repercuten en la cantidad de gases de efecto invernadero y por ende en el cambio climático (Howarth et al., 2011).
Los eventos sísmicos constituyen otro problema relacionado con el fracking (Johnston et al., 2016) y están asociados a la eliminación de las aguas residuales de la estimulación y de la salmuera por inyección en pozos profundos (Ellsworth, 2013). Por lo general, estos eventos no son detectables, a excepción de instrumentos sensibles, aunque en ocasiones se han producidos eventos sentidos por la población (Khyade, 2016).
Sistemas Geotérmicos Mejorados (EGS)
En el caso de la geotermia, la generación de energía presenta ventajas frente a otros tipos de recursos, entre las cuales estan las bajas emisiones de gases de efecto invernadero y la pequeña ocupación de territorio. Los fluidos geotérmicos pueden contener minerales disueltos como boro, mercurio y arsénico, que pueden llegar a ser dañinos para la salud, la flora, la fauna y podrían llegar a contaminar las aguas (DiPippo, 2012) si no hay un sistema apropiado de manejo.
En el caso específico de los sistemas EGS, la sismicidad inducida causada por la estimulación es otro impacto que debe ser mitigado, así como la utilización del agua para la estimulación hidráulica (Clark et al., 2011) que puede provenir de los mismos fluidos geotérmicos, lo que representa poco o ningún impacto en las fuentes locales de agua dulce (Kagel et al., 2007). Eventos sísmicos se pueden producir también en los campos geotérmicos tradicionales (no EGS) por la operación de pozos de reinyección (Zang et al., 2014), generalmente son de bajas magnitudes y no son percibidos por las comunidades aledañas, sin embargo, pueden afectar la opinión pública hasta el punto de causar la suspensión o cancelación de un proyecto geotérmico (Evans et al., 2012). Otro impacto que está asociado a los campos geotérmicos tradicionales es la subsidencia del suelo cuando la tasa de extracción del fluido geotérmico es superior a la reinyección o recarga del reservorio, esto se evidenció en el campo Wairakei, Nueva Zelanda, donde no se utilizó la reinyección y las tasas de subsidencia en una parte del campo fueron hasta de 0,48 m por año (Allis, 2000). En el caso de los EGS, el reservorio se mantiene bajo presión continua y la cantidad de fluido en la formación se mantiene constante durante la operación de la planta, por lo que no se esperan impactos de subsidencia para los sistemas EGS (Tester et al., 2006).
Percepción social
El uso de energías alternativas para la mitigación del cambio climático ha encontrado, en algunas ocasiones, oposición debido a aspectos sociales, económicos, ambientales, tecnológicos y científicos (Kępińska y Kasztelewicz, 2015). Los impactos al medio natural, la falta de participación de las comunidades, los asuntos financieros y las dificultades relacionadas con la ubicación de los proyectos han generado resistencia en la aceptación de las técnicas empleadas, como es el caso de la energía nuclear, los sistemas eólicos (Hall et al., 2013), la tecnología de captura y almacenamiento de carbono (Van Noorden, 2010) y los proyectos geotérmicos (Reith et al., 2013).
La tecnología geotérmica todavía se considera emergente para la generación de energía. En Australia, la mayoría de los participantes en una encuesta estuvieron de acuerdo con la implementación de sistemas EGS para generación de energía geotérmica, sin embargo, presentan preocupaciones sobre los riesgos potenciales que podría ocasionar y se prefiere que esta generación se despliegue fuera de las comunidades (Carr-Cornish y Romanach, 2014). En la Península Biga, Turquía, los recursos de energía geotérmica tienen un potencial significativo para diferentes usos, sin embargo, existe una preocupación ya que indican que el conocimiento sobre los efectos ambientales es insuficiente (Çetiner et al., 2016). En países europeos (Hungría, Italia, Macedonia, Polonia, Rumania, Serbia y Eslovaquia), la aceptación pública de las energías renovables y geotérmica prevalece y es evaluada como aceptable o alta (Kępińska y Kasztelewicz, 2015).
En Colombia se desarrolló una encuesta donde se realizaban preguntas relacionadas con las energías renovables incluyendo la geotérmica, los impactos potenciales asociado al desarrollo de este tipo de proyectos y la estimulación hidráulica como técnica a la que se recurre para garantizar la viabilidad de algunos de los proyectos geotérmicos (Ramírez et al., 2017). En los resultados se evidenció que las energías renovables son aceptadas, consideradas como fuentes alternativas a los combustibles fósiles, permitiendo mitigar emisiones de gases contaminantes, sin embargo, no son vistas como prioridad en el país. Además, se observó que la mención y explicación del término fracking cambia la percepción de las personas con respecto a la implementación de este tipo de proyectos (Ramírez et al., 2017). Sin embargo, los sistemas geotérmicos colombianos de interés son de tipo hidrotermal, así que no están planeados sistemas EGS. De hecho, en cuanto al recurso geotérmico, Colombia cuenta con una posición geográfica privilegiada y una geología favorable, dado que parte del territorio se encuentra ubicado en el Cinturón de Fuego del Pacífico, zona donde el gradiente geotérmico es anómalamente alto (Marzolf, 2014). Se han detectado varios puntos con actividad para el desarrollo geotérmico, entre ellos se encuentra el Nevado del Ruiz en la zona de la Nereidas en Caldas, el Azufral de Tuquerres en el departamento de Nariño, Proyecto Geotérmico Binacional TufiñoChiles-Cerro Negro, y Paipa-Iza en el departamento de Boyacá (Arias y Acevedo, 2017). En todas estas regiones, se explotarían potenciales reservorios geotérmicos, sin necesidad de implementar sistemas EGS.
La aceptación de las comunidades donde se podría desarrollar un proyecto geotérmico es de vital importancia para su ejecución exitosa. Para esto es necesario realizar procesos de aprendizaje y participación ciudadana, procesos de socialización y sensibilización a las comunidades ubicadas en el área de influencia.
CONCLUSIONES
Los EGS han avanzado mucho desde sus inicios en los años 70 en Fenton Hill. Este primer proyecto, dio paso a la creación y réplica de la técnica en otros entornos geológicos como Soultz-Sous-Forêts en Francia, Basilea en Suiza, Groß Schönebeck en Alemania, Paralana en Australia, Ogachi en Japón, Rosemanawes en Reino Unido, New Berry y Fallon Forge en Estados Unidos. Los estudios de campo realizados en estos países durante varias décadas, han demostrado que la técnica es factible en términos de producción de energía geotérmica a través de regiones de roca estimulada a profundidades entre de 3000 a 5000 m.
La mayoría de los EGS suponen que la estimulación se produce principalmente por deslizamiento inducido en las fracturas preexistentes (estimulación por cizallamiento puro), pero se ha observado que la estimulación puede ocurrir a través de una mezcla de mecanismos, deslizamiento de fracturas preexistentes y propagación de nuevas fracturas, es decir, se da estimulación mixta. En estos sistemas la composición de los fluidos usados durante la estimulación hidráulica no está definida claramente, a menudo es denominada como agua o fluido, dejando algunas dudas sobre el posible uso de aditivos.
El aprovechamiento de este tipo de energía tiene múltiples ventajas ya que es una energía limpia que permite la generación de electricidad de forma continua y confiable a través de beneficios que incluyen: una menor dependencia en los combustibles fósiles, uso diversificado de la energía y pocas emisiones de gases de efecto invernadero contribuyendo significativamente a la mitigación del cambio climático. Sin embargo, todo tipo de generación de energía genera un cierto impacto sobre el ambiente, que debe ser analizado previamente para ser mitigado.
El empleo de los EGS permite aumentar la viabilidad de los proyectos de explotación de recursos geotérmicos debido al incremento de la permeabilidad del reservorio, mediante la estimulación y creación de redes de fracturas.
