Entrevista: Gradient Geothermal utiliza el potencial geotérmico de los yacimientos petrolíferos

Entrevista: Cómo Gradient Geothermal aprovecha el potencial geotérmico de los yacimientos petrolíferos

Oscar Llamosa Ardila 21 Jan 2025

Ya se ha dicho mucho sobre los altos costos de perforación y el riesgo de descubrimiento de recursos como dos de las principales barreras para la adopción generalizada de la energía geotérmica. Gradient Geothermal, con sede en Colorado, está superando estas barreras con un enfoque novedoso pero razonablemente práctico: producir energía geotérmica a partir de fluidos producidos en pozos existentes en yacimientos de petróleo y gas.

La empresa había anunciado recientemente la implementación de su tecnología HXC Geothermal System para generar energía geotérmica en los activos de petróleo y gas de Chord Energy en Dakota del Norte. Suficientemente intrigados, nos reunimos con Benjamin Burke, director ejecutivo de Gradient Geothermal, para aprender más sobre su tecnología, modelo de negocios, proyectos actuales y la posición única que ocupa la empresa dentro de la industria geotérmica.

Aprovechamiento de la energía geotérmica de los yacimientos de petróleo y gas

El negocio de Gradient Geothermal (Gradient) se puede resumir brevemente como el despliegue de unidades geotérmicas modulares y móviles en yacimientos de petróleo para generar energía y proporcionar servicios de refrigeración. Esto cumple dos objetivos: refrigeración por fluidos, que consume mucha energía en la producción de petróleo y gas, y generación de energía geotérmica. Con la tecnología de Gradient, los operadores pueden beneficiarse de la reducción de emisiones de carbono, menores costos de servicios públicos y la disponibilidad de una fuente de energía más resistente.

“En cualquier caso, generamos energía, pero realmente podemos cumplir con los objetivos de nuestros clientes de manera flexible”, dijo Burke. “La energía geotérmica es un gran vehículo para que logren todos esos objetivos”.

“Para la mayoría de nuestros clientes, la energía geotérmica que generan en el sitio significa que consumen menos de la red o necesitarán generar menos energía a partir de diésel o gas natural. Existe valor en términos de compensación de emisiones de carbono y de generación de energía asequible y confiable en el sitio.

Gradient también está explorando la posibilidad de suministrar calor a partir de su tecnología bajo un modelo de uso en cascada, donde el calor residual de la generación de energía puede ser utilizado por el operador o un socio. Un socio bajo este modelo puede estar en la industria de la agroindustria, la acuicultura, el secado industrial o cualquiera de los numerosos usuarios de calor directo convencionales. Existe una limitación en el sentido de que estas instalaciones deben estar ubicadas cerca del yacimiento petrolífero, pero la empresa está ansiosa por asociarse con diferentes industrias.

Tecnología flexible y fácil de implementar

El trineo HXC patentado es el núcleo de las soluciones para yacimientos petrolíferos que ofrece Gradient. El trineo consta de un intercambiador de calor, una unidad ORC y un enfriador seco. El sistema fue diseñado para ser modular, resistente y capaz de manejar diferentes tipos de fluidos sin requisitos de pretratamiento. Esto permite que la tecnología se implemente en condiciones de fluidos desafiantes, o incluso en temperaturas que no son muy altas.

“Trabajamos con nuestros clientes en un proceso de precalificación, pero el obstáculo no es terriblemente alto”, comentó Burke.

Las áreas preferidas para la generación de energía tienen temperaturas de más de 200 °F (93 °C), pero la tecnología puede funcionar con temperaturas de al menos 165 °F (74 °C). En términos de caudal, Gradient necesita al menos unos 2000 barriles por día, o el equivalente a 3,2 litros por segundo para la generación de energía. En caso de que el caudal de un pozo no sea suficiente, se puede agregar el flujo de varios pozos en un campo petrolífero para satisfacer este requisito. Gradient funciona en pozos de petróleo y gas, así como en instalaciones centrales en los casos en que se utilizan varios pozos. Sin embargo, esto puede presentar nuevos desafíos.

“La acumulación de fluidos lejos del pozo puede provocar pérdida de calor, por lo que trabajamos con los clientes para ayudarlos a comprender dónde se está produciendo la pérdida de calor. Si la agregación de fluidos es un aspecto realmente importante del proyecto, entonces trabajamos con ellos para ayudar a aislar el sistema”.

La tecnología tampoco es selectiva en términos del corte de agua de los fluidos. “Podemos utilizar 100% de agua. “Podríamos utilizar 100% petróleo o gas. Podríamos utilizar cualquier proporción intermedia”, explicó Burke sucintamente. Es posible que sea necesario cambiar el diseño y la metalurgia del intercambiador de calor en función de la composición de los fluidos, pero Gradient trabaja con los clientes para abordar este desafío de ingeniería.

El intercambiador de calor es el único punto de contacto directo entre el trineo HXC y los fluidos del pozo. Puede manejar todo lo que esté en la corriente de fluido del yacimiento petrolífero, ya sea gas o sólidos, y, por lo tanto, protege todos los demás componentes del trineo HXC. En general, los operadores de yacimientos petrolíferos tratan sus fluidos para mitigar la formación de incrustaciones o precipitar minerales no deseados. Cualquier programa químico que pueda implementar el operador funciona bien con la tecnología de Gradient.

“Si funciona para el operador, entonces es bueno para nosotros. El fluido no necesita pasar por ningún tratamiento previo especial para nuestro equipo”.

En términos de tiempo de implementación, la evaluación inicial para nuevos clientes puede demorar entre uno y tres meses, dependiendo de qué tan rápido quiera avanzar el cliente. Una vez que la unidad se ha personalizado y está lista para su implementación, la instalación en el sitio lleva solo un día. El sistema puede comenzar a funcionar con bastante rapidez, tanto en el lado eléctrico como en el lado de la plomería de fluidos.

Lecciones del sitio de Blackburn y planes futuros

El proyecto inicial de Gradient en el sitio de Blackburn en Nevada funcionó desde mayo de 2022 hasta abril de 2024. La unidad del sitio de Blackburn se ha transferido desde entonces a Dakota del Norte, pero el sitio de Blackburn todavía está activo como parte del estudio Blackburn Wells of Opportunity del Departamento de Energía de EE. UU. Este es un proyecto de tres fases con el Departamento de Energía que ahora acaba de pasar a la segunda fase, que implica la adquisición, la instalación y la puesta en servicio.

El sitio de Blackburn es un campo petrolífero maduro convencional que se descubrió en la década de 1980 y ahora tiene más del 99 % de flujo de agua. Hay muchos campos petrolíferos como este en todo el mundo y en los EE. UU. El proyecto Blackburn fue una valiosa experiencia de aprendizaje para Gradient en términos de anticipar la infraestructura de superficie necesaria para ampliar un campo petrolífero para la generación de energía geotérmica.

“La geotermia necesita un mayor flujo de masa térmica, por lo que hay que tener en cuenta los sistemas de recolección de fluidos, los tanques y los recipientes de separación”, dijo Burke. “También tuvimos que considerar la infraestructura existente en el campo. Es posible que parte de ella solo necesite ser aumentada en lugar de ser reemplazada. Analizar todos estos factores con el operador y ver qué se puede aumentar o reemplazar fue un gran aprendizaje para nosotros, y estamos entusiasmados de compartirlo con el público”.

Durante el transcurso del estudio de viabilidad en Blackburn, se realizaron varios ensayos para optimizar la generación de energía de la unidad de 175 kW en el sitio. En la generación máxima de energía, el equipo pudo alcanzar aproximadamente 2/3 de la capacidad de la unidad de generación de energía. El próximo objetivo de Gradient es aumentar la escala del flujo y optimizar la ubicación de la unidad para alcanzar 250 kW de generación de energía neta o un poco más de 300 kW de generación de energía bruta.

La misión del proyecto Blackburn es demostrar el camino hacia la generación de energía geotérmica de 1 MW en un yacimiento petrolífero existente. Gradient ha realizado mucho trabajo de superficie y subterráneo para documentar los diversos escenarios y desafíos que se presentan en los yacimientos petrolíferos de los EE. UU. y su ampliación para la producción geotérmica, o para que un yacimiento petrolífero al final de su vida útil continúe como un yacimiento geotérmico. “Hemos aprendido mucho y estamos emocionados de compartirlo con el DOE y el público a medida que avanzamos”, dijo Burke.

Proyectos en Dakota del Norte

Como se mencionó, Gradient ha implementado su tecnología en un yacimiento petrolífero en Dakota del Norte operado por Chord Energy. Sin embargo, la empresa también ha comenzado a trabajar con otros operadores en la región de la cuenca.

Con estos nuevos proyectos, Gradient continúa adquiriendo más experiencia que ayuda a mejorar sus tecnologías y procesos. Por ejemplo, trabajar con pozos nuevos puede ser muy diferente a trabajar con pozos que han existido durante más de 40 años. “En algunos casos, puede haber mucho flujo de arena u otros tipos de escombros que fluyen hacia los pozos nuevos. Aprender a manejar sólidos ha sido una gran parte de nuestra experiencia”.

“Nuestras unidades son muy adaptables. No tenemos problemas para manejar cambios abruptos en los caudales y las temperaturas”.

Trabajar en condiciones extremadamente frías con fluidos geotérmicos a temperaturas inferiores a 0 °C también significó que el equipo tenía que estar preparado para condiciones de congelamiento en caso de flujo discontinuo. “Los mismos desafíos que otros operadores encuentran en Dakota del Norte en el ámbito del petróleo y el gas también serán desafíos geotérmicos. Todo va bien cuando todo el sistema está caliente, pero si el sitio tiene que cerrar por un tiempo, hay que estar preparado para condiciones de congelamiento. Tuvimos que trabajar para asegurarnos de que nuestra unidad estuviera lista para aquellos con glicol en el HXC”.

¿Qué más le espera a Gradient Geothermal en el futuro?

Gradient tiene otros proyectos actualmente en la fase de preoperación fuera de los Estados Unidos. Dentro de los EE. UU., la empresa está particularmente entusiasmada con un proyecto de red de energía térmica en Pierce, Colorado, para el cual Gradient recibió una subvención de la oficina de energía del estado.

Gradient realizará un estudio de viabilidad en la ciudad de Pierce, una pequeña ciudad de las llanuras orientales que ha albergado un campo petrolífero desde 1951. Ese campo petrolífero se ha agotado y ahora el operador está buscando otra vida para el campo. Por lo tanto, existe la oportunidad de utilizar el campo petrolífero para proporcionar calor a los residentes y las empresas locales. Este es un ejemplo en el que existe una gran oportunidad de energía térmica directa.

Además, la empresa está estudiando otros ámbitos como parte de su plan de negocios más amplio. La empresa está considerando ir más allá del negocio de arrendamiento de su tecnología y posiblemente crecer hasta convertirse en propietaria y operadora de yacimientos petrolíferos, instalaciones de energía y en vendedora de electricidad a la red o directamente a los usuarios finales a través de PPA.

Centrándose en la tecnología que ya existe

Burke afirma que, tan solo en los EE. UU., hay poco menos de 2,9 millones de pozos que están en funcionamiento actualmente y pozos que han funcionado y a los que se puede volver a acceder. De ellos, aproximadamente medio millón son pozos que tienen la integridad del pozo y el calor y el caudal, posiblemente a través de la agregación, para la generación de energía geotérmica. Esto equivale a un potencial de generación de electricidad de unos 13 GW.

“No solo analizamos pozos individuales, sino oportunidades de campo individuales”, agregó Burke. “Eso realmente cubre todo EE. UU., desde la cuenca de los Apalaches en el este hasta toda la cuenca de la Costa del Golfo. Hay varias cuencas en el Medio Oeste, desde Oklahoma hasta Dakota del Norte, cuencas más pequeñas en las Montañas Rocosas y hasta California y partes de Nevada”.

“Eso es solo pensar desde el punto de vista de la generación de energía estable. Cuando incorporamos la refrigeración por fluidos a los modelos, surgen más pozos y más oportunidades. También hay condiciones geológicas similares en Canadá y en partes de Sudamérica y África.

“Vemos un futuro realmente prometedor para la geotermia sedimentaria o la geotermia de yacimientos petrolíferos, por así decirlo. La repetibilidad en todo el mundo es bastante sólida”.

La geotermia de baja temperatura también se está volviendo cada vez más accesible con capacidades mejoradas y precios más bajos de las unidades ORC. Los costos de los equipos han bajado significativamente en los últimos 10 o 15 años, lo que brinda más oportunidades para aprovechar los recursos geotérmicos a menos de 74 °C.

“Es muy emocionante lo que está haciendo la industria geotérmica con los esfuerzos para aprovechar los recursos ultraprofundos y ultracalientes. Ese ecosistema de innovación es fantástico”, dijo Burke. “La geotermia de baja temperatura es el nicho de mercado que nos hemos marcado, y estamos igualmente entusiasmados con lo que podemos hacer con esta tecnología”.

Según Burke, fue una decisión comercial concertada enfocarnos en tecnologías que ya existen y ya están bien establecidas. “Queríamos decirles a nuestros inversores que estamos listos para comenzar ahora. La tecnología ya está aquí. Este no es un proyecto científico. Podemos salir y generar electrones”.

Fuente de referencia vía nuestra plataforma global ThinkGeoEnergy.