L’hydrogène est un gaz à combustion propre qui pourrait aider à lutter contre le changement climatique en réduisant notre dépendance aux combustibles fossiles. Mais le stockage et le transport de l’hydrogène sont coûteux et techniquement difficiles, nécessitant généralement des réservoirs de gaz à haute pression ou des systèmes cryogéniques fonctionnant à des températures très basses.
Une alternative prometteuse consiste à incorporer l’hydrogène dans des molécules à base de carbone connues sous le nom de Vecteurs Organiques Liquides de l’Hydrogène (LOHC), qui sont plus sûrs et plus faciles à manipuler que le gaz lui-même. Des chercheurs de KAUST ont montré que certains LOHC pourraient stocker de manière fiable l’hydrogène sous terre dans des champs pétrolifères épuisés, et ensuite aider à récupérer le pétrole résiduel de ces réservoirs.
« Ensemble, ces avantages font des LOHC une alternative convaincante aux technologies conventionnelles de stockage de l’hydrogène », explique Hussein Hoteit, qui a dirigé l’équipe de recherche.
Les systèmes LOHC utilisent un catalyseur pour combiner chimiquement l’hydrogène avec une molécule organique liquide, formant un liquide hydrogéné qui peut être stocké ou transporté comme un carburant conventionnel. Une seconde réaction catalytique est ensuite utilisée pour libérer l’hydrogène et régénérer la molécule vectrice initiale.
Il est crucial de noter que les LOHC peuvent être manipulés en utilisant les infrastructures pétrochimiques existantes, telles que les pipelines, les pétroliers et les installations de stockage à grande échelle. « Cela réduit considérablement le coût et la complexité de la construction de nouvelles infrastructures spécifiques à l’hydrogène, qui constituent l’un des principaux obstacles au déploiement à grande échelle de l’hydrogène », indique Zeeshan Tariq, membre de l’équipe.
Les chercheurs ont simulé la performance de deux systèmes LOHC différents dans un réservoir de grès épuisé à une profondeur d’environ 2 200 mètres, typique des champs pétrolifères d’Arabie Saoudite. Leurs calculs ont inclus un large éventail de facteurs, notamment la viscosité, la stabilité et la capacité de stockage d’hydrogène des molécules LOHC.
Dans le premier système, l’hydrogène est combiné avec du toluène en surface pour produire du méthylcyclohexane. Les deux molécules sont stables, largement disponibles et déjà utilisées dans des installations LOHC en surface. Le toluène stocke environ 6,2 % de son poids en hydrogène, tandis que le méthylcyclohexane a une faible viscosité qui lui permet de s’écouler facilement sous terre.
Dans une simulation, le méthylcyclohexane a été injecté dans le réservoir pendant cinq mois, laissé pendant deux mois, puis extrait sur cinq mois. Le cycle d’un an a été répété 15 fois. Les calculs suggèrent qu’environ les trois quarts du méthylcyclohexane pourraient être récupérés après chaque cycle. À la fin de la simulation, plus de la moitié du pétrole résiduel piégé dans le champ avait également été récupérée. Ce pétrole supplémentaire compenserait les coûts de stockage, et les chercheurs estiment que l’ensemble du projet générerait 70 millions de dollars de plus en valeur qu’il n’en a consommé.
Le second système LOHC pourrait stocker plus d’hydrogène par molécule, mais sa viscosité plus élevée a causé une plus grande résistance pendant l’injection et l’extraction, conduisant à des performances bien inférieures.
Bien que la récupération du pétrole résiduel entraînerait à terme des émissions de CO2 , celles-ci seraient faibles par rapport aux avantages climatiques offerts par l’utilisation à grande échelle de l’hydrogène. « Le stockage par vecteur ne compromet pas les objectifs climatiques », affirme Hoteit. « Au contraire, il permet de déployer le stockage d’hydrogène à grande échelle dès aujourd’hui, en utilisant les infrastructures existantes, tout en soutenant une transition progressive et économiquement viable vers un système énergétique à faible émission de carbone ».
L’équipe prévoit maintenant d’étendre son étude aux systèmes de réservoirs à multiples puits, dans lesquels plusieurs puits d’injection et de production fonctionnent simultanément sur un champ pétrolifère épuisé.
Tariq, Z., AlSubhia, M., Alia, M., Kumara, N., Alissab, F., Ghamdi, A. and Hoteit, H. Techno-economic assessment of field-scale storage for liquid organic hydrogen carriers: dual benefits of energy storage & incremental oil recovery. Fuel 410, 137906 (2026).| article.
Source : Kaust
