Technical and Economic Feasibility Analysis of Power Generation from Low-enthalpy Geothermal Sources

Abstract

Poços de petróleo e gás possuem uma vida útil limitada e, após a exaustão econômica dos recursos, tornam-se passivos ambientais e financeiros devido à complexidade e aos altos custos do seu fechamento. No entanto, a profundidade desses poços garante a presença de temperaturas elevadas em suas camadas internas, criando uma oportunidade para o aproveitamento da energia geotérmica de baixa e média entalpia como fonte para geração de eletricidade com baixas emissões de gases de efeito estufa. Este trabalho propõe e avalia a viabilidade técnico-econômica da implantação de uma usina geradora de energia elétrica que utiliza a energia térmica residual de um poço desativado, considerando uma fonte de temperatura que entrega água a 90°C.

O sistema modelado é baseado no ciclo Rankine orgânico e contempla três arquiteturas distintas: simples, com regeneração e com reaquecimento. Quatro fluidos de trabalho foram considerados (R245fa, R1234yf, R1234ze(E) e R123), avaliados sob diferentes condições operacionais, como temperatura de condensação, eficiências isentrópicas dos componentes e pinch point dos trocadores de calor. A modelagem termo econômica foi desenvolvida em Python, incorporando simplificações comumente adotadas na literatura e incluindo cálculos termodinâmicos dos estados do ciclo, dimensionamento dos trocadores de calor e estimativas de custo dos principais componentes.

Com o objetivo de acelerar o processo de otimização e reduzir o custo computacional, redes neurais artificiais foram treinadas com os dados simulados para cada fluido e arquitetura. Os modelos apresentaram alto desempenho preditivo (coeficientes de determinação R2 ≈ 1), sendo capazes de reproduzir com precisão os resultados da simulação para diferentes combinações de entrada. Com isso, foi possível empregar algoritmos genéticos para realizar uma otimização multiobjetivo, com o intuito de maximizar a potência líquida gerada e minimizar os custos de implantação. A fronteira de Pareto resultante evidenciou o comportamento de compromisso entre potência e custo, permitindo identificar os arranjos mais eficientes e economicamente viáveis.

A partir da seleção de um cenário ótimo da fronteira, foi conduzida uma análise econômica detalhada com base no cálculo do NPV ao longo de 20 e 30 anos. A análise demonstrou que o retorno do investimento na planta supera o rendimento acumulado de uma aplicação financeira baseada na taxa SELIC a partir do 12° ano de operação, atingindo um lucro acumulado aproximadamente 36% superior ao final de 20 anos. A extensão da vida útil da planta para 30 anos revelou-se economicamente vantajosa, com um incremento adicional de 13% no lucro acumulado.

Dessa forma, este estudo apresenta uma alternativa sustentável, tecnicamente viável e economicamente atrativa para o reaproveitamento de poços desativados de petróleo e gás, contribuindo para a diversificação da matriz energética e a mitigação das emissões de carbono.

Oil and gas wells have a limited lifespan and, after the economic depletion of resources, become environmental and financial liabilities due to the complexity and high costs associated with their decommissioning. However, the depth of these wells ensures the presence of high temperatures in their internal layers, creating an opportunity for harnessing low- and medium-enthalpy geothermal energy as a source for electricity generation with low greenhouse gas emissions. This study proposes and evaluates the technical and economic feasibility of implementing a power generation plant that utilizes the residual thermal energy of a decommissioned well, considering a heat source that supplies water at 90°C.

The modeled system is based on the Organic Rankine Cycle and comprises three different configurations: simple, with regeneration, and with reheating. Four working fluids were considered (R245fa, R1234yf, R1234ze(E), and R123), evaluated under various operating conditions, such as condensation temperature, isentropic efficiencies of the components, and heat exchanger pinch points. The thermoeconomic modeling was developed in Python, incorporating simplifications commonly adopted in the literature, and includes thermodynamic state calculations, heat exchanger sizing, and cost estimates of the main components.

To accelerate the optimization process and reduce computational cost, artificial neural networks were trained with the simulated data for each fluid and architecture. The models exhibited high predictive performance (coefficients of determination R2 ≈ 1), accurately reproducing simulation results for different input combinations. This enabled the use of genetic algorithms to perform a multi-objective optimization, aiming to maximize net power output and minimize implementation costs. The resulting Pareto front highlighted the trade-off behavior between power and cost, allowing the identification of the most efficient and economically viable configurations.

Based on the selection of an optimal scenario from the Pareto front, a detailed economic analysis was carried out using Net Present Value (NPV) calculations over 20 and 30 years. The analysis showed that the plant's investment outperforms the cumulative return of a financial application based on the SELIC rate from the 12° year of operation, reaching a cumulative profit approximately 36% higher at the end of 20 years. Extending the plant’s operational life to 30 years proved economically advantageous, with an additional 13% increase in cumulative profit.

Thus, this study presents a sustainable, technically feasible, and economically attractive alternative for repurposing decommissioned oil and gas wells, contributing to the diversification of the energy matrix and the mitigation of carbon emissions.