Memoria para optar al título de Geólogo / Las ciudades de San Fernando y Pichidegua se encuentran en la Depresión Central, en los 34,5°S aproximadamente. Las zonas de estudio presentan intensa actividad agrícola, que se sustenta por medio de las aguas subterráneas aprovechadas mediante pozos. La presencia de agua y de perforaciones son las que han llevado a la realización de esta memoria cuyo objetivo general es analizar en detalle los acuíferos para evaluar el potencial geotérmico asociado a estas aguas subterráneas. La idea es proporcionar datos y, mostrar potenciales aplicaciones que contribuyan a la difusión del uso directo de la geotermia en las áreas estudiadas. En las zonas de estudio no existe una caracterización de detalle de este recurso, por lo tanto, después de recopilar antecedentes geológicos e hidrogeológicos se realizaron terrenos para medir la temperatura y la conductividad eléctrica del agua subterránea (logs verticales) en pozos disponibles y, la resistividad eléctrica de los sedimentos con técnicas geofísicas (TEM y ERT). A partir del análisis de los perfiles de temperatura medidos, se define un acuífero detrítico cuya influencia externa no desaparece a los 10-15 m como es usual, sino que se observan comportamientos de pozos en los que las temperaturas medidas en invierno y verano se mantienen diferentes a los 40 m indicando que el comportamiento del acuífero es muy variable. Esto se puede relacionar a que los primeros 40 m del acuífero, en ambas zonas de estudio, están sujetos a posibles procesos de recarga durante todo el año. A partir de aproximadamente 5 m de profundidad, la temperatura del acuífero es superior a los 17°C en Pichidegua y superior a los 16°C en San Fernando. Usando estos valores de temperatura y, los caudales otorgados por la DGA, se ha estimado una energía extraíble del acuífero de 279,1 kW, con lo que se puede suplir la potencia energética demandada de 6,5 invernaderos de 150 m² de tomates y 10 invernaderos de lechugas, con las mismas dimensiones. El número de viviendas tipología T2 (peor caso) cuya demanda es factible suplir en Rengo (cercanías de Pichidegua) es de 9,8, mientras que en San Fernando es de 10,6. Con respecto a las viviendas más comunes, se obtuvo que en Rengo-Pichidegua se puede suplir la demanda de 129,2 viviendas T5, y 206,7 viviendas T8 en San Fernando.

Ingeniera Civil Eléctrica / En este trabajo de título se estudiará la ingeniería conceptual de sistemas de transmisión colectores para la integración de generación de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), considerando únicamente la energía geotérmica y mini-hidráulica. Inicialmente se realiza una recopilación de todos los proyectos en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental hasta el 18 de febrero del 2016, para contar con una primera visión de la potencia a instalar a corto plazo de este tipo de energía. Posteriormente, se estudia los potenciales futuros de las zonas, obtenidos mediante la actualización de la base de datos de Derechos de Aprovechamiento de Agua No Consuntivos (DAANC), y estudios realizados por el Centro de Excelencia Geotérmica de los Andes. Del cruzamiento de esta información se identifican los polos de desarrollo de estos tipos de generación en el Sistema Interconectado Central (SIC), con fines de producir economías de escala para su inyección en el Sistema Troncal de manera confiable. Una vez identificados los dos polos de desarrollo en las regiones VIII, IX, X y XIV, y sus capacidades energéticas actuales y futuras, se encuentran dos polos de desarrollo, denominados caso 1 y caso 2, que proceden de una combinación de proyectos de las regiones nombradas. Para cada uno se definen ubicaciones óptimas de las subestaciones colectoras mediante el método Fuzzy C-Means. Posteriormente se realizan los trazados de las líneas de transmisión que las conectan con el SIC, buscando generar una metodología de ubicación de la línea que disminuyera los costos. Luego se realiza la ingeniería conceptual de los proyectos, se definen las características de las líneas (conductor y tipo de aislación). Se define el modelo de subestación, la cantidad de paños y las características de los equipos primarios que los componen. Finalmente, se obtuvo el costo total de cada uno de los proyectos, mediante el valor de inversión de líneas y subestaciones de Transelec, resultando en USD 48.419.225 para el caso 1 y de USD 15.170.695 para el caso 2, correspondientes a 413 MW y 151 MW. Este este tipo de soluciones son tienen un menor coste que soluciones individuales de transmisión para cada proyecto, y además se suman los beneficios de evitar líneas de transmisión paralelas que responden solo a necesidades individuales de los proyectos.

Magíster en Ciencias, Mención Geología / La región de Aysén, ubicada en la Patagonia chilena, presenta las condiciones óptimas para la formación de sistemas geotermales: i) la existencia de variadas fuentes de calor, ii) abundantes precipitaciones (~ 1200 mm/año), y iii) sistemas de fallas activas que favorecen la circulación y el ascenso de fluidos profundos. Tales características han propiciado la surgencia de numerosas fuentes termales localizadas principalmente a lo largo del sistema de falla Liquiñe-Ofqui (SFLO) en rocas generalmente plutónicas del Batolito Nor-Patagónico (BPN) tanto en zonas interiores como costeras. Si bien, estudios previos han catastrado y caracterizado estas fuentes termales, poco se conoce sobre el origen de los fluidos y los procesos formadores involucrados, más aún, ni su hidrogeoquímica ha sido investigado en profundidad. Por ello, la presente tesis realiza un análisis químico e isotópico de las muestras de aguas termales, meteórica y de fiordo tomadas en la región con el objeto de responder a estas incertezas y entender la relación que existe entre estos fluidos. Las características fisicoquímicas de los manantiales termales junto con análisis estadísticos multivariable revelaron la presencia de 3 grupos hidrogeoquímicos (G1, G2 y G3). G1 y G3, de tipo Na-Cl, comprende las fuentes termales ubicadas en los bordes de los fiordos con conductividades eléctricas (CE) mayor a 1000 µS/cm y pH cercanos al neutro, mientras que G2, de tipo Na-Cl-HCO3, está formado por manantiales termales ubicados en zonas interiores con CE menores a 1000 µS/cm y pH ligeramente alcalinos. Junto con lo anterior, se identificaron dos procesos hidrogeoquímicos dominantes que controlan el quimismo de las fuentes termales: F1 asociado a la mezcla con agua de fiordo variando entre 1.5% y 45.0% y F2 relacionado con disolución de rocas silicatadas y/o aporte de fluidos magmáticos a elevadas temperaturas. Los datos isotópicos de δ2H and δ18O indican procesos de recarga actual y limitado intercambio isotópico de oxígeno durante los procesos de interacción agua-roca, las razones isotópicas de 87Sr/86Sr indican que las rocas plutónicas del BNP junto con el agua meteórica actual son las fuentes predominantes de Sr, y los datos de δ13CTDIC sugieren contribución de CO2 profundo asociado a las fuentes termales de G3, probablemente debido a contribución de fluidos magmáticos. Esto último, es consistente con las mayores temperaturas de equilibrio estimadas a partir de los geotermómetros de sílice y cationes. Por último, las condiciones tectónicas e hidrogeoquímicas de las fuentes termales de la región de Aysén no muestran indicios de la existencia de un reservorio geotermal como tal, sino más bien sugieren una circulación de agua meteórica actual a profundidades intermedias a través de rocas plutónicas fracturadas del BNP, con patrones de circulación y tiempos de residencias relativamente cortos. / Este trabajo ha sido financiado por el Centro de Excelencia en Geotermia de los Andes (FONDAP 15090013) en el marco del proyecto "Estimación y valorización del potencial geotérmico de Aysén" (Gobierno Regional de Aysén, Proyecto BIP 30346723-0)

Ingeniero Civil Mecánico / El consumo de energía es uno de los grandes medidores del progreso de una sociedad. Dentro de los próximos 30 años el uso de energías renovables como fuente principal se hace imperioso. Es por esto, que en este trabajo de título se busca evaluar la factibilidad técnica y económica en un proceso industrial alimentado por una fuente de energía renovable: la energía geotermal. Específicamente se buscará evaluar técnica y económicamente la factibilidad de un secador de arándanos en la localidad de Liquiñe, Región de Los Ríos, Chile. En este sector se encuentra la falla Liquiñe-Ofqui, un conjunto de fallas geológicas que controla varios volcanes en la zona. La existencia de volcanes facilita enormemente la extracción de energía geotermal. Incluso en lugares como Liquiñe se generan afluentes de agua a altas temperaturas. Debido a esta facilidad de extracción de energía, se selecciona esta localidad para implementar el secador de arándanos, fruto que se produce en gran cantidad en la zona y que deshidratado adquiere un gran valor agregado para su posterior comercialización. Dentro de la literatura, los secadores de frutas se han empleado extensamente, siendo en la mayoría de los casos, el secador en horno convectivo, el tipo seleccionado, que se basa en aire a alta temperatura fluyendo dentro de una cámara donde se encuentra el fruto, extrayendo mediante transferencia de calor y masa el agua desde el interior del fruto. La metodología en este trabajo, consiste en generar un modelo transiente en el software TRNSYS que captura el comportamiento termodinámico del secador durante la temporada de arándanos (diciembre - marzo), para luego seleccionar los equipos reales a utilizar y finalmente realizar un análisis económico del proyecto. Los resultados de la simulación arrojaron que efectivamente es posible instalar un secador de arándanos en Liquiñe utilizando como fuente de calor el agua a alta temperatura de la zona, en el cual se pueden procesar hasta 641 kilogramos de arándanos frescos al día, los que generan 177 kilogramos de arándanos deshidratados en un proceso que tarda 10 horas. Una vez obtenidos los resultados de simulación y los equipos seleccionados, el análisis económico del proyecto, con un horizonte de evaluación de 7 años, arrojó que es necesaria una inversión de \$11.140.000 con lo cual se obtiene un VAN de \$16.056.000, siendo la compra de arándanos frescos el costo operacional más elevado llegando a ser \$1.282.000 diarios. Se concluye que el proyecto técnicamente es factible utilizando la surgencia principal de las Termas de Hipólito Muñoz y que existe la cantidad de arándanos frescos en la zona para cargar el secador durante la temporada. Económicamente hablando, el hecho de utilizar una fuente geotermal en vez de una fuente convencional para calentar el aire hace que el proyecto sea factible, de otra forma, bajo las mismas condiciones, el VAN del proyecto resulta negativo.

Memoria para optar al título de Ingeniera Civil Mecánica / El potencial energético que posee el recurso geotérmico y solar en el norte de Chile, en conjunto con el interés de promover el uso de energías renovables en el país, han sido los motivos de llevar a cabo este trabajo de investigación, en el cual se evalúa la integración de la tecnología solar de concentración a una central geotérmica de ciclo binario basada en el mecanismo de operación de Cerro Pabellón, la primera planta geotérmica de Chile y Sudamérica. El modelo propuesto tiene el objetivo de aumentar la potencia eléctrica de la central geotérmica a través de la integración de un segundo bloque de potencia que utiliza el fluido geotermal y la potencia térmica suministrada por la tecnología termosolar para la generación de trabajo útil. Dicha integración se realiza procurando no alterar las condiciones de operación del ciclo orgánico, donde se considera además minimizar el riesgo de precipitación de sílice al interior del nuevo ciclo de potencia. Con relación a la tecnología termosolar implementada, esta corresponde a la tecnología de colectores cilindro parabólicos, para la cual, se proponen diferentes magnitudes de potencia térmica, múltiplo solar, horas de almacenamiento térmico y temperaturas nominales de operación del fluido de trabajo. La combinatoria de estos parámetros da lugar a diferentes configuraciones híbridas, las cuales son evaluadas a nivel termodinámico y económico. Para llevar a cabo dicha evaluación, se realiza en primer lugar la construcción del modelo termodinámico del sistema geotérmico en el programa Engineering Equation Solver, donde posterior a su validación, se procede a construir el modelo termodinámico del sistema híbrido. Las diferentes configuraciones híbridas son simuladas en régimen estacionario y transiente, donde, para llevar a cabo esta última, se complementa el programa Engineering Equation Solver con el programa System Advisor Model. A partir de la simulación realizada en régimen estacionario, se obtiene que con una potencia térmica del campo solar igual a 60 MWt, es posible aumentar la potencia eléctrica de la central en un 50% aproximadamente. A nivel exergético, se determina adicionalmente que los equipos con mayor destrucción de exergía en el nuevo bloque de potencia corresponden a los intercambiadores de calor, a los cuales se les atribuye cerca de un 72% de la exergía neta destruida en este nuevo ciclo. Por otro lado, a partir de la simulación transiente se obtiene que a medida que el valor del múltiplo solar y las horas de almacenamiento térmico aumentan conjuntamente, aumenta la producción eléctrica anual del ciclo geotérmico-solar. Con relación al factor de capacidad en función de estos dos parámetros, se determina que es posible aumentar su magnitud desde un 18% a un 71% cuando las magnitudes del múltiplo solar y horas de almacenamiento térmico corresponden a los máximos valores considerados. Por último, la evaluación económica realizada en base a la estimación del LCOE, arroja que las configuraciones híbridas alcanzan valores competitivos a pesar de las diferentes restricciones consideradas en este estudio para llevar a cabo la integración del recurso solar a la central geotérmica, donde, el mínimo valor obtenido es 81,19 US$/MWh, el cual es un 9,8% menor al mínimo LCOE estimado para una central geotérmica de 20 MWe instalada en Chile.

Ingeniero Civil Eléctrico / Los actuales niveles de crecimiento de la demanda energética del mundo y los efectos del cambio climático impulsan nuevos desafíos para la comunidad global. Con el estado actual de alta dependencia de combustibles fósiles y el daño que ello significa para nuestro entorno es de suma importancia buscar nuevas formas de energía más amables con el medio ambiente. Esta realidad motiva un creciente esfuerzo por cambiar nuestra actual matriz energética por una con mayor participación de energías renovables. Para avanzar en esta transición, es necesario explorar nuevos proyectos de generación renovable que sean viables y capaces de enfrentar las dificultades de nuestro plano local. A medida que las tecnologías de generación son investigadas, se ha observado una complementariedad muy interesante entre la energía solar termal y la generación geotérmica. Ambas tecnologías operan en base a un ciclo termodinámico para producir energía y al operar juntas aumentan su eficiencia operacional frente a cambios en la temperatura ambiente. Si a esto sumamos los beneficios de compartir infraestructura, capacidad de transmisión y capital humano, la complementariedad solar-geotérmica resulta una alternativa atractiva de explorar. El objetivo principal de esta memoria es analizar la factibilidad de instalar una planta híbrida solar-geotérmica en Chile y simular su operación económica en el mercado eléctrico, de manera de determinar la viabilidad del proyecto. Para ello se analizan 6 casos de estudio correspondientes a la instalación de plantas geotérmicas, híbridas de tipo solar PV-geotérmica, y CSP-geotérmica ubicadas en la zona norte y sur del país. Se calcula la generación anual de energía para cada escenario, basándose en datos climáticos, perfiles de generación, investigaciones recientes y simulaciones. Posteriormente se calculan los ingresos y costos durante la vida útil del proyecto, para realizar una evaluación económica para cada escenario de estudio. Como resultado, en cualquiera de los 6 escenarios y considerando venta de energía al precio de costo marginal de la barra, ni los proyectos geotérmicos ni los proyectos híbridos son rentables. Sin embargo, a medida que se instala capacidad de generación solar fotovoltaica en una planta híbrida se obtiene un mejor valor actual neto del proyecto comparado con una planta geotérmica de igual capacidad en similares condiciones.

Geóloga / En la presente memoria se muestran los resultados de la simulación del funcionamiento de pozos geotérmicos en la zona noreste de Santiago, más precisamente en las inmediaciones de la comuna de Vitacura. La simulación utilizada para analizar si la instalación de pozos logra otorgar la demanda térmica necesaria para calefacción y refrigeración de un hotel en dicha zona. Primero se ha realizado una revisión bibliográfica para establecer los parámetros geológicos de la zona, para implementarlos en los modelos con sistema abierto de pozos en 3D usando el programa FEFLOW. Así mismo, se utiliza información bibliográfica de la posible demanda térmica respecto al sistema de calefacción y refrigeración en función de los metros cuadrados construidos. Con estos datos, se genera el modelo en 3D, y se simulan diferentes escenarios, en los cuales se varía el número de pozos ya sea de bombeo o de inyección de agua. Los resultados permitieron establecer ciertos parámetros importantes a la hora de diseñar un sistema de pozos geotérmicos y las dimensiones alcanzadas en la zona de afectación termal (TAZ). Los caudales de los pozos, sobre todo el de inyección, tienen una fuerte influencia en el tamaño y forma de la TAZ generada alrededor del pozo de bombeo. El valor del caudal calculado depende a su vez de distintos factores como la demanda térmica, la cual es función del clima en la zona de estudio y las condiciones estructurales del edificio a temperar. Otros parámetros relevantes estudiados son la distancia que hay entre los pozos de bombeo y de inyección y el flujo de aguas subterráneas. Las propiedades térmicas e hidráulicas también tendrían influencia en la forma de la TAZ, pero no son examinadas en profundidad en este trabajo. En cuanto a los resultados de los distintos casos estudiados, se puede concluir que las diferentes opciones simuladas pueden ser implementadas en la realidad. Considerando que a consecuencia del agua inyectada al acuífero se observan variaciones en la temperatura del agua bombeada, dichas variaciones no sobrepasan los 0,5°C si la temperatura del acuífero está próxima a 16°C. Una consideración importante al momento de elegir uno de los modelos simulados es la dimensión de la zona de afectación termal ya que esta puede interferir en el uso de otros posibles sistemas en los alrededores de la zona estudiada. El tiempo necesario para recuperar la inversión está entre 2 y 12 años dependiendo del sistema de calefacción con el que se compare. Además, para comparar los resultados del sistema abierto se simularon pozos con sistema cerrado. La simulación indica que un pozo de 100m puede extraer 3,75 kW. Esto equivale a la necesidad de instalar cerca de 68 pozos para suplir la demanda térmica del hotel. La falta de espacio en la zona y el alto costo de inversión de este modelo solo dejan como opción viable a realizar los escenarios propuestos con pozos de sistema abierto. / Este trabajo se enmarca dentro del Centro de Excelencia en Geotermia de Los Andes (CEGA), proyecto FONDAP CONICYT N° 15090013

Memoria para optar al título de Geólogo / Osorno se ubica en la Región de Los Lagos, entre los 40°21 S y 40°46´S. Actualmente, es una de las ciudades chilenas con mayor índice de contaminación atmosférica de material particulado (MP2,5 y MP10) y otros agentes, como consecuencia del abuso de leña en el sector residencial. Se proponen sistemas de bombas de calor geotermales acopladas a intercambiadores de calor como alternativa para satisfacer la demanda térmica, reduciendo la emisión de contaminantes atmosféricos. Se estudian los parámetros hidrogeológicos y termales de aguas subterráneas y del suelo para determinar el potencial de extracción de calor que poseen. Se recopila información de expedientes de pozos profundos publicados por la Dirección General de Aguas y se reconocen potenciales acuíferos para la extracción de calor. La unidad principal presenta niveles estáticos entre 5,5 [m] y 44,6 [m] de profundidad y una dirección del flujo de agua hacia el oeste y el norte. Además, posee valores de transmisividad en el rango de 10 a 105 [m2/d], alojándose en los sedimentos más gruesos de una compleja configuración estratigráfica que presenta unidades con características de acuitardo o acuicludo. En general, la temperatura del acuífero oscila entre los 13,3 y 14 [°C]. La demanda térmica se ha definido mediante una correlación entre tipologías de viviendas definidas para estándares chilenos y tipologías de viviendas de Osorno. Tomando el Plan Regulador Comunal, se establecen 6 zonas de interés relacionadas a las tipologías de viviendas que más se aproximan al uso residencial de suelo permitido. A partir de la temperatura ambiental, se estima la temperatura anual del suelo a 1,5 [m] de profundidad, obteniendo un COP cercano a 3,8 y se calcula la superficie necesaria para satisfacer la demanda térmica en cada zona de interés mediante colectores horizontales cerrados (GCHP horizontal). Por otra parte, el 90% de la población posee un caudal de al menos 2 [L/s], generando un COP de 5,9 y una energía de 30,1 [kW], lo que satisface al menos 4 veces la demanda en sistemas verticales abiertos (GWHP). Finalmente, a partir de la estratigrafía de pozos, se obtiene el sHE promedio que permite estimar la profundidad de perforación necesaria, para extraer la energía que sustente la demanda térmica por medio de sistemas verticales cerrados (GCHP vertical). Estos tres sistemas presentan ciertos alcances. En primer lugar, se opta por el sistema más económico (GCHP horizontal), pero su aplicación sólo es factible en la zona de interés E. Luego, si se dispone del recurso hídrico y, además, la profundidad de perforación de pozos en sistemas GWHP es menor que la profundidad de perforación en sistemas GCHP verticales, entonces se opta por sistemas GWHP. El alcance legal se limita a la petición de derechos no consuntivos de aguas. Según los resultados obtenidos, la solución más eficiente es generar agrupaciones distritales de viviendas para sistemas GWHP, ya que tienen la capacidad de generar la suficiente energía para satisfacer la demanda térmica de un agrupamiento, reduciendo los costos de perforación. Entonces, los GWHP pueden satisfacer la totalidad de la demanda térmica de Osorno. / Centro de Excelencia en Geotermia de Los Andes, CEGA. Proyecto FONDAP 15090013

Ingeniero Civil Mecánico / El desarrollo de la industria y el crecimiento de la población chilena genera constantemente un aumento en la demanda energética del país. Es por esta necesidad que se requiere el aumento de la matriz eléctrica nacional. También es necesario disminuir las emisiones de gases de combustión al ambiente, para contribuir con el cuidado del medio ambiente. Por lo tanto, se requiere que participe en un mayor porcentaje la generación eléctrica a partir de fuentes renovables. Chile presenta un gran potencial para las energías renovables. En el norte del territorio existen dos grandes fuentes de energía limpia: La energía geotérmica por la existencia del anillo de fuego del pacífico, y la energía solar, gracias a los cielos despejados del norte del país. En particular, este trabajo analiza la localidad de Pampa Apacheta, en la región de Antofagasta, que cuenta con la primera planta geotérmica de Sudamérica, Cerro Pabellón. El objetivo de esta memoria es analizar la estrategia de integración de una planta geotérmica de ciclo binario y un campo solar de concentración en el norte de Chile, específicamente en la localidad de Pampa Apacheta. Para realizar el análisis se genera un modelo representativo de una planta geotérmica de ciclo binario de 26 MWe, utilizando los datos de Cerro Pabellón. Además, se desarrolla un modelo de un campo de colectores solares parabólicos en base a la radiación de la localidad de Pampa Apacheta. El calor solar obtenido de los colectores es entregado al ciclo geotérmico para aumentar la cantidad de vapor del fluido geotérmico y la temperatura de vapor a la entrada de la turbina de vapor. Se analiza la operación de la turbina fuera de los parámetros de diseño en base a la Elipse de Stodola, para valores de presión entre los 690 kPa y 1; 500 kPa, temperaturas de entrada entre 438 K y 663 K y títulos de vapor entre 28;64% y 90%. Se evalúan 4 configuraciones de planta híbrida. La configuración 1 logra la generación máxima de la planta híbrida de 73;45 MWe, aumentando un 276% la generación total, utilizando un campo solar de 263;18 MWt. Pero esto no significa lograr un menor costo nivelado de energía LCOE. Por esto se realiza un análisis transiente del funcionamiento de la planta geotérmica-solar para evaluar su LCoE. Se logra disminuir el este índice con un campo solar cuya capacidad de diseño de generación térmico es de 66;13 MWt, obteniendo un LCoE de 87;3 USD/MWh, en comparación al 94;21 USD/MWh de una planta geotérmica en el norte de Chile y un LCOE de 100 ����� 120 USD/MWh de una planta concentradora solar CSP.

Geólogo / La energía geotérmica se presenta como una buena solución frente a los problemas que enfrenta la industria energética y de climatización de espacios hoy en día, entre los cuales destaca la contaminación y el factor de planta. Sin embargo, muchas veces la perforación de los pozos supone costos muy elevados, imposibilitando este tipo de proyectos. Es por esto que en las últimas décadas se ha considerado rehabilitar pozos de gas y petróleo abandonados como pozos geotérmicos, ahorrándose de esta manera los costos asociados a la perforación. El objetivo de este trabajo es desarrollar una metodología que permita cuantificar de manera sencilla el potencial energético extraíble a partir de la rehabilitación de un pozo petrolero abandonado. En este trabajo se considera la rehabilitación de pozos petroleros como intercambiadores de calor verticales cerrados coaxiales. La metodología aquí descrita considera los siguientes pasos: en primer lugar se realiza una preselección de los pozos candidatos según su distancia al poblado o lugar de interés, luego se recolecta la información de pozos relevante para el estudio y, finalmente, se procesan los datos mediante una herramienta analítica para determinar la energía y temperatura que se puede extraer de cada pozo. Adicionalmente, esta metodología fue puesta a prueba ocupando el poblado de Punta Delgada como ejemplo. Para ello se utilizaron los datos de los pozos petroleros pertenecientes a la Empresa Nacional del Petróleo, ubicados en Magallanes. Aplicando esta metodología en Punta Delgada se encontró que el mejor pozo para ser rehabilitado es CHULENGO 1 el cual se ubica a 660 metros del centro del poblado. Para este pozo, se generaron dos escenarios posibles, el primero considerando menores exigencias que el segundo. En ambos casos los resultados fueron positivos, encontrándose ahorros que representan un 97,53% y un 94,97% del consumo anual total de gas destinado a la climatización de espacios de Punta Delgada. Considerando que el gradiente geotermal promedio para la cuenca de Magallanes es de 0,049 [°C/m] y que contiene más de 1400 pozos petroleros en estado de abandono, se postula que este trabajo puede ser replicado en poblados similares, como por ejemplo Cerro Sombrero. / Este trabajo ha sido financiado por el Centro de Excelencia en Geotermia de los Andes (CEGA). proyecto FONDAP CONICYT 15090013