La production d’électricité par le système géothermique amélioré attire de plus en plus l’attention des chercheurs depuis une cinquantaine d’années. Le système géothermique amélioré consiste à extraire l'énergie thermique des roches chaudes et sèches par injection d'eau sous forte pression dans un réservoir artificiellement créé pour la production d'électricité. La géothermie profonde est une énergie durable, propre, et renouvelable. L’énergie géothermique est aussi une alternative aux énergies fossiles. La modélisation des différents processus dans un système géothermique amélioré est très complexe et nécessite beaucoup de recherches, développements numériques et beaucoup de temps de calcul. Dans cette thèse, plusieurs modèles sont développés pour plus de réalisme. Le réservoir géothermique considéré est anisotrope en perméabilité, hétérogène et la perte d’eau est prise en compte. La rentabilité du système géothermique amélioré dépend de plusieurs facteurs dont l’analyse est très importante en vue d’améliorer la performance du système. Plusieurs facteurs abordés dans cette thèse influencent la performance et la rentabilité du système : l’hétérogénéité du réservoir d’un système géothermique amélioré, les pertes d’eau inévitables dans le réservoir vers la formation environnante, l’espacement entre les puits d’injection et de production, l’épaisseur de fracture, l’inclinaison des puits d’injection et de production, la direction de l’écoulement régional, la disposition des puits d’injection et de production lorsque plusieurs puits sont mis en oeuvre pour la production optimale d’électricité, la sélection du fluide secondaire dans un cycle Organique de Rankine (ORC) couplé au réservoir, les stratégies d’injection du fluide dans le réservoir et sa récupération qui nécessite une analyse approfondie.
Dans les études antérieures, l’injection du fluide dans le réservoir du système géothermique amélioré est basée sur les expériences issues de l’industrie pétrolière et gazière. La stratégie d’injection est un facteur clé de succès ou d’échec d’un système géothermique amélioré. Il importe d’explorer toutes les possibilités d’injection et de récupération du fluide. L’analyse des stratégies d’injection et de récupération permet d’éviter une rupture thermique prématurée qui peut écourter la durée de vie du réservoir. La durabilité et la rentabilité d’un système géothermique amélioré sont très préoccupantes pour intéresser les gouvernants et investisseurs. Il est donc important de fournir à l'industrie une gestion améliorée des stratégies d'injection de fluide dans le réservoir afin de maximiser l'extraction de chaleur. C’est pour cette raison que la première partie de cette thèse est axée sur six scénarios en vue d’étudier les stratégies d’injection et de récupération du fluide avec un modèle de fractures discrètes sur 40 ans de production d’électricité. En se basant sur les conditions aux limites et paramètres utilisés dans cette thèse, les résultats ont montré que le scénario 1 est le meilleur avec une puissance électrique effective de 9,65 MWe. Dans ce meilleur scénario, la température de production augmente de 167,9 °C à une valeur maximale de 170,4 °C, puis diminue au fur et à mesure que l'injection continue et elle atteint 166 °C à la fin de la production. L'impédance d'écoulement du réservoir est d'environ 0,22 MPa/(kg/s). Une analyse de sensibilité a été conduite en étudiant l’influence de l’ouverture de fracture, la conductivité thermique de fracture, la distance entre fractures sur la température de production et la puissance électrique effective. Lorsque les valeurs d'ouverture de fractures sont supérieures à 0.1 mm, on constate une diminution de la température de production, de la puissance électrique effective et du temps de rupture thermique. Une distance entre fractures hydrauliques de 25 m donne des résultats intéressants et cette valeur est fortement recommandée. Les résultats obtenus dépendent fortement des propriétés physiques de la formation géologique et des propriétés thermodynamiques du fluide géothermal. La méthodologie adoptée dans cette étude peut être mise en oeuvre pour tout réservoir d’un système géothermique amélioré.
Dans un réservoir de système géothermique amélioré, la pré-existence de fractures naturelles, de petites fissures, et la variabilité des propriétés pétrophysiques rendent le réservoir hétérogène. La pré-existence de petites fissures et l’injection de l’eau sous forte pression provoque des pertes d’eau inévitable vers la formation géologique environnante. Ces deux phénomènes (hétérogénéité et pertes d’eau) sont difficiles à quantifier et ils rendent la modélisation complexe. La variabilité de la perméabilité dans toutes les directions fait que le réservoir est anisotrope en perméabilité. Pour ainsi évaluer le potentiel de production d’électricité du système géothermique amélioré, la prise en compte de l’anisotropie en perméabilité, l’hétérogénéité du réservoir et les pertes d’eau est capitale pour une production durable réelle. Dans la deuxième partie de cette thèse, l’hétérogénéité du réservoir, les pertes d’eau inévitables et l’anisotropie en perméabilité sont prises en compte. Une analyse de sensibilité sur une période de 40 ans de production a été conduite afin d'évaluer l'influence des pertes d'eau et de l'hétérogénéité du réservoir pendant toute la production. L'impact de l'inclinaison du puits, de la distance entre les puits d'injection et de production sur la température de production, et sur la puissance électrique effective a également été étudié. En négligeant les pertes d’eau dans la modélisation, la performance du système est surestimée et la durée de vie du système peut arriver plutôt que prévue. En supposant que le réservoir est homogène alors qu’il est hétérogène en réalité, la performance du système est surestimée ce qui rend la prédiction douteuse. Dans le but de quantifier l’effet de l’hétérogénéité du réservoir sur la performance du système, trois cas hétérogènes (H1, H2, H3) et un cas homogène (H4) ont été adoptés. Une combinaison de couches a été proposée et les propriétés pétrophysiques sont calculées sur la base de moyenne pondérée. Sept (7) critères de comparaison ont été établis : la température de production (comparaison de sa variation durant tout le processus d’extraction), la baisse de la température de production au puits de production qui devrait être comprise entre 5% et 15%, l’écart relatif entre la puissance électrique effective moyenne dans le cas homogène et celle obtenue dans les trois différents cas hétérogènes étudiés, la pression de production, l’impédance du réservoir qui est la chute de pression requise pour circuler 1 kg d’eau du puits d’injection au puits de production, la puissance électrique effective moyenne et le taux d’extraction de chaleur. De tous les critères établis, seul le taux d’extraction de chaleur permet de déterminer le niveau d’hétérogénéité du réservoir. Le taux d'extraction de chaleur varie de 0 à 39,4%, de 0 à 41,1%, de 0 à 42,9% et de 0 à 45,3% pour les cas H1, H2, H3 et H4, respectivement. Il sort des résultats que le cas H1 est plus hétérogène. L'inclinaison du puits a une faible influence sur la température de production. La puissance électrique effective plus élevée est obtenue dans le cas des puits verticaux dans lesquels la puissance électrique effective augmente de 9,47 MWe à 9,83 MWe en 19,3 ans et diminue de 9,83 MWe à 9,20 MWe. Plus la distance entre les puits d'injection et de production est grande, plus le réservoir doit être grand et les pertes d'eau deviennent importantes. La puissance électrique efficace maximale est obtenue pour les puits verticaux avec un espacement de 540 m, la durée de rupture thermique est de 25,6 ans et la puissance électrique effective moyenne est de 9,7 MWe. Le temps de rupture thermique augmente avec l'augmentation de l'espacement des puits. L'augmentation de la perte d'eau de 0% à 10% pour un espacement de puits de 500 m se traduit par une diminution de l'efficacité énergétique du système géothermique amélioré de 2,4-2,2 à 2,3-2,1. La direction du flux régional du puits de production au puits d'injection améliore les performances du système.
La troisième partie de ce projet de thèse aborde la possibilité d’utiliser plusieurs puits d’injection et de production pour maximiser l’extraction de la chaleur du réservoir. La disposition des puits d’injection et de production joue un rôle capital dans l’évaluation du potentiel de production d’électricité en considérant la poroélasticité du réservoir. Dans la troisième partie de cette thèse, une conception et un choix optimal de plusieurs puits d’injection et de production ont été mis en oeuvre. Neuf (9) scénarios ont été envisagés en considérant pour référence le système conventionnel à un puits d’injection et un puits de production (cas 1), un puits d’injection et deux puits de production (cas 2), un puits d’injection et trois puits de production (cas 3), trois puits d’injection alignés et un puit de production (cas 4), trois puits d’injection alignés et deux puits de production alignés (cas 5), trois puits d’injection alignés et trois puits de production alignés (cas 6), deux puits d’injection alignés et un puit de production (cas 7), deux puits d’injection alignés et deux puits de production (cas 8), deux puits d’injection alignés et trois puits de production alignés (cas 9). Toutes ces configurations ont été étudiées afin d'extraire une quantité d'énergie suffisante et de permettre au fluide d'atteindre un plus grand volume dans le réservoir hétérogène. Des résultats de l’étude, il ressort que la configuration avec trois puits d'injection et deux puits de production alignés correspondant au cas 5 offre la meilleure performance du système géothermique. L'augmentation du débit de fluide d'injection de 75 l/s à 125 l/s avec une température d'injection de 60 °C conduit à une diminution de la puissance électrique de 10,40 - 9,40 MWe à 6,84 - 4,53 MWe car plus le débit volumique est élevé, plus les pertes en eau sont grandes. La température de production moyenne après une période de 40 ans est de 164,8 °C et réduite de 3,1%, ce qui est acceptable. La température du fluide injecté et le gradient hydraulique ont une faible influence sur la température de production et le taux d'extraction de chaleur. L'effet du gradient hydraulique sur la température du fluide produit est perceptible pour une valeur de gradient hydraulique supérieure à 10 mm/m.
La quatrième partie de ce projet de thèse est réservée à l’analyse de performance et à la sélection du fluide secondaire adéquat pour la production d’électricité en couplant la centrale géothermique et le réservoir pour une utilisation durable et efficace du système géothermique amélioré à fractures multiples sur 40 ans de fonctionnement. Vingt fluides de travail ont été choisis afin de sélectionner le meilleur en fonction du rendement énergétique et du rendement exergétique. Les résultats montrent que les fluides de travail ont un effet significatif sur la température de réinjection du géofluide et un léger effet sur la température de production. La température de réinjection varie de 56,5 °C à 108,4 °C selon le fluide de travail utilisé. Le fluide de travail le plus performant était le R1233zd(E), un réfrigérant hydrofluorooléfine, ininflammable avec un impact nul sur l'appauvrissement de la couche d'ozone et un très faible potentiel de réchauffement climatique. Dans les conditions de fonctionnement du réservoir EGS, une combinaison d'une pression d'entrée maximale de la turbine de 1,6 MPa, d'un débit massique maximal de réfrigérant de 50 kg/s et d'une température de condensation de 25 °C évite une formation de gouttelettes dans la turbine. Cette combinaison donne de meilleures performances avec un rendement énergétique de 15,8 – 16,0%, un rendement exergétique de 43,5 - 44,6%, une température d'entrée de la turbine de 121,3 - 156,3 ° C, une puissance électrique nette de 1,97 - 2,32 MW sur les 40 ans de production. Le rendement énergétique et le rendement exergétique diminuent avec l’augmentation de la température du condenseur.
| Date | 13 nov. 2020 |
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| langue originale | Français |
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| Établissement diplômant | - École de technologie supérieure
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| Superviseur | Louis Lamarche (Directeur(-trice)) |
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