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Sáinz-García, Álvaro. Dynamique de stockage souterrain de gaz. Aperçu à partir de modèles numériques de dioxyde de carbone et d'hydrogène

Sáinz-García, Álvaro (2017). Dynamique de stockage souterrain de gaz. Aperçu à partir de modèles numériques de dioxyde de carbone et d'hydrogène.

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Résumé en francais

L'atténuation du changement climatique est l'un des défis majeurs de notre époque. Les émissions anthropiques de gaz à effet de serre ont augmenté de façon continue depuis la révolution industrielle, provoquant le réchauffement climatique. Un ensemble de technologies très diverses doivent être mises en œuvre pour respecter les accords internationaux relatifs aux émissions de gaz à effet de serre. Certaines d'entre elles ont recours au sous-sol pour le stockage de diverses substances. Cette thèse traite plus particulièrement de la dynamique du stockage souterrain du dioxyde de carbone (CO2) et de l'hydrogène (H2). Des modèles numériques de transport réactif et multiphasiques ont été élaborés pour mieux comprendre la migration et les interactions des fluides dans des milieux poreux de stockage souterrain. Ils fournissent des recommandations pour améliorer l'efficacité, la surveillance et la sécurité du stockage. Trois modèles sont présentés dans ce document, dont deux dans le domaine du captage et du stockage du CO2 (CCS pour Carbon Capture and Storage), et le troisième s'appliquant au stockage souterrain de l'hydrogène (UHS pour Underground Hydrogen Storage). Chacun d'entre eux traite plus spécifiquement un aspect de la recherche : Modèle multiphasique appliqué au CCS L'efficacité et la sécurité à long terme du stockage du CO2 dépend de la migration et du piégeage du panache de CO2 flottant. Les grandes différences d'échelles temporelles et spatiales concernées posent de gros problèmes pour évaluer les mécanismes de piégeage et leurs interactions. Dans cet article, un modèle numérique dynamique diphasique a été appliqué à une structure aquifère synclinale-anticlinale. Ce modèle est capable de rendre compte des effets de capillarité, de dissolution et de mélange convectif sur la migration du panache. Dans les aquifères anticlinaux, la pente de l'aquifère et la distance de l'injection à la crête de l'anticlinal déterminent la migration du courant gravitaire et, donc, les mécanismes de piégeage affectant le CO2. La structure anticlinale arrête le courant gravitaire et facilite l'accumulation du CO2 en phase libre, en dessous de la crête de l'anticlinal, ce qui stimule la mise en place d'une convection et accélère donc la dissolution du CO2. Les variations de vitesse du courant gravitaire en raison de la pente de l'anticlinal peuvent provoquer la division du panache et une durée différente de résorption du panache en phase libre, qui dépend de l'endroit de l'injection. L'injection à faible distance de la crête de l'anticlinal minimise la taille du panache mais retarde l'immobilisation du CO2. Au contraire, l'injection à grande distance de la crête de l'anticlinal crée des panaches à empreinte étendue et leur division en plusieurs panaches en phase libre. Plus la distance à la crête est grande, plus le risque de fuite augmente. Cependant, elle favorise grandement le piégeage par capillarité, qui résulte en une immobilisation plus rapide du CO2 en phase libre. Modèle de transport réactif sur les mélanges convectifs en CCS. La dissolution du dioxyde de carbone dans des fluides de la formation pendant le captage et le stockage (CCS) peut générer une instabilité lorsqu'un fluide riche en CO2 plus dense se trouve au-dessus du fluide de moindre densité existant dans l'aquifère. Cette instabilité favorise le mélange convectif, augmente la dissolution du CO2 et va dans le sens d'une meilleure sécurité du stockage. Le mélange convectif a été largement étudié dans le domaine du CCS durant la dernière décennie, mais les interactions entre le mélange convectif et la géochimie restent insuffisamment traitées. Cette relation est examinée à l'aide d'un modèle totalement couplé, qui prend en compte les variations de porosité et de perméabilité dues aux réactions de dissolution-précipitation dans un système géochimique réaliste, sur la base du projet relatif au site CCS potentiel à Hontomín, en Espagne. Ce système se trouve dans une roche hôte constituée de gypse, de dolomite et de calcite. Il a été analysé et de nombreuses valeurs Rayleigh et Damköhler ont été relevées. Les résultats montrent que les réactions chimiques tendent à accroître la dissolution du CO2. Le modèle illustre les premières étapes du développement d'un chenal de porosité, ce qui démontre l'importance du mélange convectif dans le développement de motifs de porosité. L'influence de composés inorganiques sur la dissolution du CO2 constatée dans cette étude, démontre le besoin de modèles cinétiques et chimiques réalistes, permettant aux modèles physiques de représenter avec précision le processus d'injection du dioxyde de carbone. Modèle multiphasique appliqué à l'UHS saisonnière dans le nord de l'Espagne. L'un des plus grands inconvénients des énergies renouvelables est qu'ils présentent des fluctuations, entraînant des déséquilibres entre la demande et l'approvisionnement en électricité. La transformation en hydrogène de l'énergie en excès et son stockage dans le sous-sol représente l'une des solutions pour y pallier. Cette étude évalue le stockage de l'hydrogène obtenu à partir de la production éolienne dans la région de Castille-et-León, dans le nord de l'Espagne. Un aquifère salin est analysé à l'aide d'un modèle numérique multiphasique en 3D. Différentes configurations de puits d'extraction sont étudiées sur une période de trois ans de cycles d'injection-production. Les résultats montrent que le stockage souterrain de l'hydrogène dans les aquifères salins peut être exploité avec des taux de récupération raisonnables. Un taux maximal de récupération de l'hydrogène de 78 % a été atteint, ce qui correspond à une efficacité énergétique globale de 30 %. Le risque majeur posé par le stockage en aquifère salin est l'intrusion, qui peut cependant être évitée en situant les puits d'extraction à proximité de la surface supérieure de l'aquifère. Des structures géologiques à fort pendage semblent constituer un critère essentiel d'efficacité d'un stockage d'hydrogène.

Sous la direction du :
Directeur de thèse
Oelkers, Eric H.
Grandia, Fidel
Ecole doctorale:Sciences de l'Univers, de l'environnement et de l'espace (SDU2E)
laboratoire/Unité de recherche :Géosciences Environnement Toulouse (GET), UMR 5563
Mots-clés libres :Stockage géologique du gaz - Modélisation numérique - Transport réactifs - Flux multiphasique - Captage au stockage du CO2 - Stockage souterrain de l'hydrogen
Sujets :Sciences de la terre
Déposé le :27 Apr 2018 11:28