Soutenance mémoire
Le gaz naturel représente 14 % de la consommation d’énergie primaire en France. Acheminé principalement de Norvège, des Pays-Bas, de l’Algérie et de la Russie, le gaz est stocké en attente de son utilisation, soit en surface, soit sous terre
En stockage souterrain, le gaz naturel est présent dans différentes structures géologiques servant de réservoir. Ces structures géologiques (ou massifs) sont des cavités salines, des gisements épuisés ou d’anciens aquifères. Le stockage souterrain présente différents atouts tel que la sécurité, le volume de stockage et la réactivité lors de pointes de consommation. En exploitation, des variations saisonnières de la pression du gaz sont observées. Elles sont marquées par une diminution moyenne en hiver due à une plus forte consommation, et une augmentation moyenne en été lors du renouvellement des réserves. Ces variations de pression peuvent conduire à un phénomène indésirable de venue (ou production) de solides, ou de sable pour les solides de taille sub-millimétrique. Ce phénomène correspond à un endommagement de la roche hôte du site de stockage, en lien avec les variations saisonnières de pression de gaz. Les venues de sable surviennent dans des réservoirs constitués de roches peu consolidées, telles que les grès ou les roches carbonatées. Potentiellement, s’il s’étend de façon significative dans le massif, cet endommagement diminue la capacité de production du puits. Les circuits d’écoulement du gaz peuvent se boucher partiellement, et entraîner une dégradation prématurée des installations. De façon complémentaire, les réservoirs de stockage voient la localisation des nappes d’eau souterraines varier périodiquement. Ce phénomène peut entrainer des flux et des reflux de liquides généralement salins (saumures) ou d’eau douce (issus d’aquifères ou de nappes phréatiques) dans le massif. Il est également à l’origine d’un endommagement de la roche réservoir.
Economie et typologie du stockage de gaz
En 2016, dans le monde, le gaz naturel est la troisième énergie primaire la plus produite aprèsle pétrole et le charbon, selon l’IEA (International Energy Agency) , avec une production de près de 3 milliards de tonnes équivalent pétrole (Mtep). De plus, toujours selon l’IEA, la consommation de gaz naturel a été multipliée par 2,5 entre 1971 et 2016. Dans ce contexte, le stockage de gaz permet aux pays ne possédant pas, ou peu, de gisements de pétrole ou de charbon, de disposer de cette ressource en continu. En effet, avec une production régulière au cours de l’année, le stockage du gaz permet de réagir aux fluctuations de consommation. la demande en gaz est plus importante durant les mois d’hiver, notamment pour le chauffage des bâtiments. Pendant les mois de plus faible consommation, principalement en été, le gaz est stocké, pour être disponible et remis sur le réseau lorsque la demande augmente (lors de l’hiver suivant).
Les cavités salines (6 % du volume total des stockages souterrains). Il s’agit de cavernes creusées dans un gisement de sel gemme par lessivage, Pour créer la cavité artificielle d’un volume de grande taille (entre 100 000 et 1 million de m³ ), le sel est dissous par injection d’eau douce. Celle-ci est ensuite extraite par pompage, laissant de la place pour stocker du gaz. Le sel gemme étant naturellement très peu perméable, il permet de conserver le gaz sous pression jusqu’à son utilisation. Ce type de stockage en poche souterraine a une capacité de soutirage très importante (avec des débits 5 à 6 fois supérieurs aux autres modes de stockage), et permet d’assurer les fortes hausses saisonnières de consommation. Cependant, le volume utilisable des cavités salines est moins important que celui des autres types de stockage (voir ci-dessous). Par ailleurs, le sel cristallin est un milieu qui se déforme dans le temps, de façon différée, par un phénomène dit de fluage. Celui-ci conduit, sans précaution, à la diminution progressive de volume de la poche créée initialement (phénoène de convergence), jusqu’à sa fermeture [Cornet et al. 2018].
Les gisements déplétés (81 % du volume total), c’est-à-dire les gisements d’hydrocarbures épuisés.
Les aquifères (13% du volume total). Ce sont des roches poreuses, capables de stocker de grandes quantités d’eau, et suffisamment perméables pour la laisser circuler librement. Pour utiliser ces milieux comportant des quantités significatives d’eau, le gaz est injecté sous pression dans le volume poreux de la roche non occupé par l’eau, ce qui impose à cette dernière de se déplacer vers la périphérie du réservoir. Environ la moitié du gaz stocké reste à demeure dans la roche, et on parle alors de « gaz coussin ».
Problématique : les venues de solides et d’eau
Les venues de solides décrivent le phénomène de remontée de particules dans le gaz lors du soutirage. Comme expliqué dans l’introduction de ce manuscrit, les venues de solides se présentent sous deux formes : les venues de fines qui correspondent aux particules de taille sub-micrométrique, dites colloïdales [Aji et al. 2012 ; Song et al ; 2016], et les venues de sable, qui sont des particules de taille plus importante, de l’ordre de plusieurs microns à plusieurs dizaines de microns de diamètre. Lorsqu’elles ont lieu, les venues de solides peuvent endommager les installations en surface, et boucher les pores de la formation rocheuse, limitant le débit de soutirage du gaz.
Le problème des venues de sable a été observé depuis le début de l’extraction de pétrole et de gaz dans les réservoirs massifs peu ou pas consolidés [Nouri et al. 2006]. Des millions de dollars sont dépensés tous les ans par l’industrie pétrolière afin de les prévenir [Ranjith et al. 2013 ; Ranjith et al. 2014]. Étant composés des mêmes roches et soumises à des variations de pression de gaz similaires, les sites de stockage de gaz souterrains dans des aquifères ou des gisements déplétés subissent les mêmes phénomènes.
|
Table des matières
Nomenclature
Introduction
Chapitre 1 : État de l’art
1- Contexte et problématique du stockage géologique de gaz
2- Écoulements dans les milieux poreux
3- Solutions existantes pour éviter les venues de solides
4- Les géopolymères
5- Orientations et organisation du travail
Chapitre 2 : Etude d’un liant alcali-activé à base de verre sodo-calcique Are calcium silicate hydrates (C-S-H) present in alkali-activated glass cullet cement?
1- Introduction
2- Material and methods
3- Results and discussion
4- Conclusions
Chapitre 3 : Matériaux et méthodes
1- Matériaux
2- Mise en œuvre de milieux granulaires modèles
3- Caractérisation des réseaux poreux avant et après traitement
4- Formulation des coulis
5- Expérimentations à l’échelle centimétrique
6- Echelle pluri-centimétrique
Chapitre 4 Études préliminaires à la formulation de coulis
1- Choix d’un milieu poreux modèle
2- Affinement de la poudre de métakaolin
3- Viscosité des coulis
Chapitre 5 : Résultats d’optimisation de coulis à l’échelle centimétrique
1- Effet des paramètres de composition du coulis
2- Effet de la mise en oeuvre
3- Effet de la cure
4- Résistance à l’eau
5- Conclusion sur la mise au point de coulis de géopolymères à l’échelle centimétrique
6- Compréhension de la prise
Chapitre 6 : Résultats d’optimisation de coulis de géopolymère à l’échelle pluri-centimétrique
1- Performances du sable compacté : perméabilité et résistance au cisaillement
2- Traitement au coulis de géopolymère
3- Conclusion
Conclusion
Références bibliographiques
Annexes
Annexe 1 : Méthodes de caractérisation expérimentale, notions de rhéologie des fluides et centrifugation
1- Méthodes de caractérisation du réseau poreux
2- Rhéologie des fluides
3- Affinement de la taille des particules en suspension : calcul des tailles de particules après centrifugation
Annexe 2 : Performances mécaniques de mortiers de géopolymères
Annexe 3 : Récapitulatif des échantillon de grès in situ fournis par Storengy
Annexe 4 : résultats complémentaires de formulation de coulis de géopolymères
1- Bilan des coulis mis en œuvre à l’échelle centimétrique
2- Résultats complémentaires de formulation de coulis de géopolymères
Annexe 5 : Brevets déposés suite à la thèse
Télécharger le rapport complet
