Le projet ANR CO2-DISSOLVED, qui a duré 3 ans (2013-2016), a démontré la faisabilité d’associer le stockage de CO2 sous forme dissoute en aquifère salin profond, et la récupération d’énergie géothermique a fait savoir le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) dans un communiqué.
Les projets de stockage géologique du CO2 prévoient généralement une injection sous forme supercritique (état intermédiaire entre gaz et liquide) permettant de maximiser les quantités stockées (plusieurs millions de tonnes par an). En l’absence de site répondant aux critères de sécurité et de pérennité du stockage à proximité des gros émetteurs industriels, on doit prévoir de transporter le CO2 jusqu’à son lieu d’injection, d’où des coûts induits supplémentaires très élevés. Le projet CO2-DISSOLVED étudie une option différente et complémentaire consistant à injecter dans des aquifères profonds salés le CO2 sous forme dissoute, à proximité immédiate de la source émettrice, ce qui est envisageable pour de petits émetteurs industriels.
L’infrastructure à mettre en place repose fondamentalement sur un doublet géothermique standard (ensemble de deux puits), permettant de pomper la saumure chaude d’un aquifère salin profond (via le puits "producteur") puis de la réinjecter à plus basse température après en avoir récupéré la chaleur et l’avoir saturée en CO2 dissous (via le puits "injecteur"). Avec ce procédé, on s’affranchirait ainsi des problèmes inhérents à l’approche "classique" du stockage de CO2 qui oblige à choisir un réservoir avec de très bonnes caractéristiques d’étanchéité, pour prévenir tout risque de remontée du CO2 vers les formations géologiques supérieures par simple effet gravitaire (la "bulle" de CO2 étant beaucoup moins dense que la saumure). De plus, la récupération de chaleur associée permet une production énergétique utilisable localement pour les besoins propres de l’industriel émetteur de CO2 ou pour alimenter un réseau de chaleur proche. L’inconvénient majeur de cette nouvelle approche réside dans la quantité de CO2 injectable qui est physiquement limitée par la solubilité du CO2 dans la saumure. L’étude de faisabilité technico-économique réalisée dans le cadre du projet montre néanmoins que la mise en oeuvre de cette technologie est pertinente à proximité immédiate d’émetteurs industriels faibles à moyens (10 000 à 150 000 tonnes de CO2 par an). En s’appuyant sur les caractéristiques habituelles d’un doublet géothermique basse température du Bassin parisien (avec un débit de 200-350 m3/h, et une température de 60 à 90°C) et sur les données de solubilité du CO2 dans ces conditions, un unique doublet permettrait en effet de dissoudre un maximum de 150 000 t/an de CO2.
Un inventaire des sites industriels potentiellement compatibles, c’est-à-dire émettant moins de 150 000 t/an de CO2 et situés au droit de ressources géothermales avérées, a été mené sur la France, l’Allemagne et les Etats-Unis. Plus de 650 sites ont ainsi été identifiés rien qu’en France, soit l’équivalent de près de 20% de nos émissions industrielles nationales de CO2. Ces petits émetteurs constituent ainsi une nouvelle cible, jusqu’ici non considérée, qui renforce le caractère novateur de l’approche CO2-DISSOLVED tout en la rendant complémentaire de l’approche "classique", adaptée aux gros émetteurs (plusieurs millions de tonnes de CO2 par an).
Expérimentations et simulations pour tester l’impact sur l’aquifère
Une des principales questions traitées par le projet portait sur la quantification de l’impact, sur la roche constitutive de l’aquifère, des réactions chimiques induites par l’injection d’une saumure acidifiée par sa teneur élevée en CO2 dissous. A cet effet, une installation expérimentale reproduisant un puits à échelle décimétrique a permis d’effectuer des tests avec des minéraux gréseux et carbonatés, caractéristiques des principaux aquifères profonds ciblés en France. Sur les échantillons de type "calcaire", on a ainsi pu observer la formation d’un réseau de chenaux suite à la dissolution de la roche induite par la circulation de l’eau acidifiée. Sur les échantillons gréseux, l’impact est bien moindre, comme cela était attendu. Ces observations viennent corroborer les résultats des simulations numériques réalisées en parallèle, qui montrent des proportions comparables de volumes minéraux dissous. Toutefois, même dans le scénario le plus défavorable en termes d’impact (sur un cas d’étude avec réservoir carbonaté), l’étude de risque menée conjointement a montré que les conséquences mécaniques en surface de ces dissolutions minérales autour du puits d’injection sont a priori négligeables, étant donnée la profondeur à laquelle ces dissolutions ont lieu.
Une évaluation économique détaillée a enfin été menée sur le cas-test de la sucrerie-distillerie d’Artenay (Loiret) pour lequel on a étudié la viabilité d’un scénario, fictif, d’implantation d’un système "CO2-DISSOLVED". La performance économique du système y est apparue bien plus intéressante qu’avec une technologie de captage-stockage de CO2 habituelle, déjà étudiée il y a quelques années dans le cadre d’un précédent projet, du fait notamment du bénéfice lié à l’utilisation de l’énergie géothermique. L’évaluation montre une viabilité économique de l’opération dans le cas d’un scénario "moyen" et pour une large plage de variabilité du coût supposé de la tonne de CO2 (5 à 50 €). La phase suivante du projet, déjà sélectionnée pour un financement dans le cadre du groupement d’intérêt scientifique Géodénergies, permettra de compléter les connaissances acquises et de sélectionner un site industriel pour l’implantation future d’un pilote de démonstration.
A propos du projet CO2-DISSOLVED
Le projet CO2-DISSOLVED (CO2 Dependable injection and storage system optimized for local valorization of the geothermal energy delivered) a été financé par l’ANR (Agence nationale de la recherche) entre 2013 et 2016. Coordonné par le BRGM (Bureau de recherches géologiques et minières), il a été mené en partenariat avec le BGR (Allemagne), CFG Services (France), Geogreen (France), GeoRessources (France), LEO (France), Partnering in Innovation, Inc. (USA).
( src – CP – BRGM )
