mercredi 1 er decembre 2010 impact hydrodynamique dun stockage géologique de co 2 de taille...
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Mercredi 1er decembre 2010
Impact hydrodynamique d’un stockage géologique de CO2 de taille industrielle
Gestion des conflits d’intérêts avec d’autres usages de l’espace souterrain
E.Pesquet-Ardisson
Chaire CTSC – Nogent sur Marne
> 2
Contexte de la mission professionnelle
Mission professionnelle
Financement: Chaire CTSCOrganisme d’accueil
Institutions
FRANCE CHINE
Mastère Specialisé en Gestion environnementale(EnvIM)
DiplômesMaster of Engineering (Tsinghua University)
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Natural Risks and CO2 storage Safety division
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Problematique
> Quel sont les ordres de grandeur de l’impact
hydrodynamique d’un stockage géologique de
CO2 a l’échelle industrielle?
> Quels sont les conflits d’intérêts qui peuvent
survenir avec les autres usages de l’espace
souterrain?
Evaluation du risque
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Natural Risks and CO2 storage Safety division
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Evaluation du risque
Adapted from Bouc, 2008Mercredi 1er decembre 2010
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Etapes de l’étude
> Etablir une typologie des réservoirs souterrains
> Modéliser l’impact hydrodynamique d’un stockage géologique de CO2 en aquifère profond
> Gestion des conflits d’interêts
=> Recommandations
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Typologie des reservoirs souterrains
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Typologie des réservoirs: Méthodologie
> Identifier les différentes techniques propre chaque exploitation/stockage.
> « Filtrer » celles susceptibles d’être menacée par un stockage de CO2.
> Détailler les caractéristiques géologiques, hydrogéologiques et d’usage de chaque exploitation.
> Application au bassin de Paris
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Modélisation hydrodynamique
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> 8Mercredi 1er decembre 2010
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Modélisation hydrodynamique
> Objectifs:
- Analyse de sensibilité sur des paramètres critiques du stockage.
- Ordre de grandeur de la perturbation en pression sur le réservoir.
- Ordre de grandeur de la perturbation sur la drainance.
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Modélisation hydrodynamique
Analyse de sensibilité
(5 paramètres) :
Taux d’injection
Durée d’injection
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Modélisation hydrodynamique
> Application secteur PICOREF
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SENS
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Modélisation hydrodynamique
> Domaine et paramètres
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- Paramètres:
Epaisseur des couches, Perméabilité, Salinité, Température
Modèle 2D axi-symetrique
11 couches6 Aquiferes5 Aquitards
Extension lateral 100 km
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Modélisation hydrodynamique
> Outils:
- MARTHE (BRGM): Modélisation hydrogéologique, régime permanent => Calage des perméabilités + simulation de la charge hydraulique.
- TOUGH2 (LBNL): module ECO2N, Multiphasique, régime transitoire => Etude de la surpression réservoir + Aquifères sus-jacents.
> Maillage et temps de calcul: ~30 000 mailles
=> ~ 6h CPU
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Modélisation hydrodynamique
> Scenario de référence
> 10 Scenarios, combinaison des 4 paramètres.
- Scenario kc= 10-16 m²; kr = 0.1 D, taux injection => 2 Mt/an, temps d’injection jusqu’a 34 ans.
=> Limites numériques (maillage…)
Parameters Scenario (X4)
Cap-Rock permeability 10-18 m²
Reservoir permeability 0.2 D
CO2 injection rate 1 Mt /year
Time of injection 20 years
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1D= 10-12 m²
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Modélisation hydrodynamique
> Résultats: Extension de la bulle de CO2
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kc 10-18 m²
kr 0.2 D
CO2 injection rate 1 Mt /year
Time of injection 20 years
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Modélisation hydrodynamique
> Résultats: Perturbation du champ de pression dans le réservoir.
0.1 bar< 70 km
1 bar18 km
Cap-rock
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kc 10-18 m²
kr 0.2 D
CO2 injection rate 1 Mt /year
Time of injection 20 years
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Modélisation hydrodynamique
> Perturbation en pression dans les aquifères supérieurs.
0.1 barSemi-permeableKimmeridgien1 bar
Cap-rock Callovo-Oxfordien
Kimmeridgien semi-permeable
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kc 10-16 m²
kr 0.2 D
CO2 injection rate 1 Mt /year
Time of injection 20 years
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Modélisation hydrodynamique
> Résultats: modification de la charge hydraulique (MARTHE)
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Modélisation hydrodynamique
Limites du modèle
> Couches homogènes
> Pas de prise en compte des failles, puits abandonnés
> Pas de prise en compte de l’ecoulement regional.
> Données plus précises => bassin de Paris.
Perspectives
> Model 3D => Prise en compte de l’écoulement régional, des puits, des failles, scenarios multi-puits.
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Gestion des conflits d’intérêts
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> 20Mercredi 1er decembre 2010
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Gestion des conflits d’intérêts
> Identification des conflitsCONFLICT USE
Direct
IndirectIntrinsic
ParametersResource
Use
Reservoir
Geology Hydrogeology
Expected Impact
Unexpected Behavior
Hydrodynamic impact
Leakage via Infrastructures
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GE: Geothermal energyO&G: Oil and gasGW: Groundwater NGS: Natural Gas Storage
Tuesday, January 19, 2010
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Gestion des conflits d’intérêts
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> Identification des conflits dans le Dogger du bassin de Paris
CCS CONFLICT USE
Direct
IndirectIntrinsic
ParametersResource
Use
Reservoir
Geology Hydrogeology
Expected Impact
Unexpected Behavior
Hydrodynamic impact
Leakage via Infrastructures
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GEO&G
GEO&G
O&G
GEO&G in the reservoir
GW
GEO&GNGS
Contexte actuel, des conflits identifiés entre CCS Vs. autres usages de l’espace souterrain => Conflits gérables…
Evolution future des usages souterrains à l’horizon 2020-2030:
- Contexte environnemental : Changement climatique
- Contexte économique: Prix du pétrole…
- Contexte géopolitique: Augmentation des stockages et indépendance énergétique....
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Gestion des conflits d’interets
> Recommandations
- Déterminer un périmètre d’exploitation, de protection prenant en compte la perturbation en pression => distance minimum entre deux sites.
- De façon plus générale, considérer l’espace souterrain avec une approche intégrée et non sectorielle => Rôle d’un organisme public.
- Utilisation d’outils de gestion spatiale 3D (SIG)=> Approche volumique de l’usage de l’espace souterrain.
- Développer les recherches sur le régime hydrodynamique du bassin de Paris (Cf Violette et al, UPMC) => modèle plus réaliste.
- Développer des synergies des usages souterrains (EOR, EGS).
=> Les conflits ne sont pas que d’ordre technique….
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Merci de votre attention!
Questions?
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Modélisation hydrodynamique
Permeabilite du cap-rock
Duree d’injection
Tauxd’injection
Permeabilite du reservoir
Conditions aux limites
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> Perturbation en pression dans le reservoir de stockage.
Sensibilité des paramètres
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> 27Mercredi 1er decembre 2010