Mercredi 1 er decembre 2010 Impact hydrodynamique d’un stockage géologique de CO 2 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 CTSC Organisme d’accueil Institutions FRANCE CHINE Mastère Specialisé en Gestion environnementale (EnvIM) Diplômes Master of Engineering (Tsinghua University) Mercredi 1 er decembre 2010

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 3 Problematique > Quel sont les ordres de grandeur de l’impact hydrodynamique d’un stockage géologique de CO 2 a l’échelle industrielle? > Quels sont les conflits d’intérêts qui peuvent survenir avec les autres usages de l’espace souterrain? Evaluation du risque Mercredi 1 er decembre 2010

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 4 Evaluation du risque Adapted from Bouc, 2008 Mercredi 1 er decembre 2010

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 5 Etapes de l’étude > Etablir une typologie des réservoirs souterrains > Modéliser l’impact hydrodynamique d’un stockage géologique de CO 2 en aquifère profond > Gestion des conflits d’interêts => Recommandations Mercredi 1 er decembre 2010

Typologie des reservoirs souterrains Natural Risks and CO2 storage Safety division > 6 Mercredi 1 er decembre 2010

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 7 Typologie des réservoirs: Méthodologie > Identifier les différentes techniques propre chaque exploitation/stockage. > « Filtrer » celles susceptibles d’être menacée par un stockage de CO 2. > Détailler les caractéristiques géologiques, hydrogéologiques et d’usage de chaque exploitation. > Application au bassin de Paris Mercredi 1 er decembre 2010

Modélisation hydrodynamique Natural Risks and CO2 storage Safety division > 8 Mercredi 1 er decembre 2010

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 9 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. Mercredi 1 er decembre 2010

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 10 Modélisation hydrodynamique Analyse de sensibilité (5 paramètres) : Taux d’injection Durée d’injection Mercredi 1 er decembre 2010

Modélisation hydrodynamique > Application secteur PICOREF Natural Risks and CO2 storage Safety division > 11 SENS Mercredi 1 er decembre 2010

Modélisation hydrodynamique > Domaine et paramètres Natural Risks and CO2 storage Safety division > 12 - Paramètres: Epaisseur des couches, Perméabilité, Salinité, Température Modèle 2D axi-symetrique 11 couches 6 Aquiferes 5 Aquitards Extension lateral 100 km Mercredi 1 er decembre 2010

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 13 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: ~ mailles => ~ 6h CPU Mercredi 1 er decembre 2010

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 14 Modélisation hydrodynamique > Scenario de référence > 10 Scenarios, combinaison des 4 paramètres. - Scenario kc= m²; kr = 0.1 D, taux injection => 2 Mt/an, temps d’injection jusqu’a 34 ans. => Limites numériques (maillage…) ParametersScenario (X4) Cap-Rock permeability m² Reservoir permeability0.2 D CO2 injection rate1 Mt /year Time of injection20 years Mercredi 1 er decembre D= m²

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 15 Modélisation hydrodynamique > Résultats: Extension de la bulle de CO 2 Mercredi 1 er decembre 2010 kc m² kr 0.2 D CO2 injection rate1 Mt /year Time of injection20 years

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 16 Modélisation hydrodynamique > Résultats: Perturbation du champ de pression dans le réservoir. 0.1 bar < 70 km 1 bar 18 km Cap-rock Mercredi 1 er decembre 2010 kc m² kr 0.2 D CO2 injection rate1 Mt /year Time of injection20 years

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 17 Modélisation hydrodynamique > Perturbation en pression dans les aquifères supérieurs. 0.1 bar Semi-permeable Kimmeridgien 1 bar Cap-rock Callovo- Oxfordien Kimmeridgien semi-permeable Mercredi 1 er decembre 2010 kc m² kr 0.2 D CO2 injection rate1 Mt /year Time of injection20 years

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 18 Modélisation hydrodynamique > Résultats: modification de la charge hydraulique (MARTHE) Mercredi 1 er decembre 2010

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 19 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. Mercredi 1 er decembre 2010

Gestion des conflits d’intérêts Natural Risks and CO2 storage Safety division > 20 Mercredi 1 er decembre 2010

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 21 Gestion des conflits d’intérêts > Identification des conflits CONFLICT USE Direct Indirect Intrinsic Parameters Resource Use Reservoir Geology Hydrogeology Expected Impact Unexpected Behavior Hydrodynamic impact Leakage via Infrastructures Mercredi 1 er decembre 2010

GE: Geothermal energy O&G: Oil and gas GW: Groundwater NGS: Natural Gas Storage Tuesday, January 19, 2010 Natural Risks and CO2 storage Safety division > 22 Gestion des conflits d’intérêts Natural Risks and CO2 storage Safety division > 22 > Identification des conflits dans le Dogger du bassin de Paris CCS CONFLICT USE Direct Indirect Intrinsic Parameters Resource Use Reservoir Geology Hydrogeology Expected Impact Unexpected Behavior Hydrodynamic impact Leakage via Infrastructures Mercredi 1 er decembre 2010 GE O&G GE O&G GE O&G in the reservoir GW GE O&G NGS

 Contexte actuel, des conflits identifiés entre CCS Vs. autres usages de l’espace souterrain => Conflits gérables…  Evolution future des usages souterrains à l’horizon : - Contexte environnemental : Changement climatique - Contexte économique: Prix du pétrole… - Contexte géopolitique: Augmentation des stockages et indépendance énergétique.... Natural Risks and CO2 storage Safety division > 23 Mercredi 1 er decembre 2010

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 24 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…. Mercredi 1 er decembre 2010

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 25 Merci de votre attention! Questions? Mercredi 1 er decembre 2010

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 26 Modélisation hydrodynamique Permeabilite du cap-rock Duree d’injection Taux d’injection Permeabilite du reservoir Conditions aux limites Mercredi 1 er decembre 2010 > Perturbation en pression dans le reservoir de stockage. Sensibilité des paramètres

Natural Risks and CO2 storage Safety division > 27 Mercredi 1 er decembre 2010