Mercredi 1 er decembre 2010 Impact hydrodynamique dun stockage géologique de CO 2 de taille industrielle Gestion des conflits dintérêts avec dautres usages.

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1 Mercredi 1 er decembre 2010 Impact hydrodynamique dun stockage géologique de CO 2 de taille industrielle Gestion des conflits dintérêts avec dautres usages de lespace souterrain E.Pesquet-Ardisson Chaire CTSC – Nogent sur Marne

2 > 2 Contexte de la mission professionnelle Mission professionnelle Financement: Chaire CTSC Organisme daccueil Institutions FRANCE CHINE Mastère Specialisé en Gestion environnementale (EnvIM) Diplômes Master of Engineering (Tsinghua University) Mercredi 1 er decembre 2010

3 Natural Risks and CO2 storage Safety division > 3 Problematique > Quel sont les ordres de grandeur de limpact hydrodynamique dun stockage géologique de CO 2 a léchelle industrielle? > Quels sont les conflits dintérêts qui peuvent survenir avec les autres usages de lespace souterrain? Evaluation du risque Mercredi 1 er decembre 2010

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

5 Natural Risks and CO2 storage Safety division > 5 Etapes de létude > Etablir une typologie des réservoirs souterrains > Modéliser limpact hydrodynamique dun stockage géologique de CO 2 en aquifère profond > Gestion des conflits dinterêts => Recommandations Mercredi 1 er decembre 2010

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

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

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

9 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

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

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

12 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

13 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: ~30 000 mailles => ~ 6h CPU Mercredi 1 er decembre 2010

14 Natural Risks and CO2 storage Safety division > 14 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 dinjection jusqua 34 ans. => Limites numériques (maillage…) ParametersScenario (X4) Cap-Rock permeability10 -18 m² Reservoir permeability0.2 D CO2 injection rate1 Mt /year Time of injection20 years Mercredi 1 er decembre 2010 1D= 10 -12 m²

15 Natural Risks and CO2 storage Safety division > 15 Modélisation hydrodynamique > Résultats: Extension de la bulle de CO 2 Mercredi 1 er decembre 2010 kc 10 -18 m² kr 0.2 D CO2 injection rate1 Mt /year Time of injection20 years

16 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 10 -18 m² kr 0.2 D CO2 injection rate1 Mt /year Time of injection20 years

17 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 10 -16 m² kr 0.2 D CO2 injection rate1 Mt /year Time of injection20 years

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

19 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 lecoulement regional. > Données plus précises => bassin de Paris. Perspectives > Model 3D => Prise en compte de lécoulement régional, des puits, des failles, scenarios multi-puits. Mercredi 1 er decembre 2010

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

21 Natural Risks and CO2 storage Safety division > 21 Gestion des conflits dintérêts > 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

22 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 dintérêts 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

23 Contexte actuel, des conflits identifiés entre CCS Vs. autres usages de lespace souterrain => Conflits gérables… Evolution future des usages souterrains à lhorizon 2020-2030: - 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

24 Natural Risks and CO2 storage Safety division > 24 Gestion des conflits dinterets > Recommandations - Déterminer un périmètre dexploitation, de protection prenant en compte la perturbation en pression => distance minimum entre deux sites. - De façon plus générale, considérer lespace souterrain avec une approche intégrée et non sectorielle => Rôle dun organisme public. - Utilisation doutils de gestion spatiale 3D (SIG)=> Approche volumique de lusage de lespace 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 dordre technique…. Mercredi 1 er decembre 2010

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

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

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