Stockage géologique du dioxyde de carbone dans les veines de charbon : du matériau au réservoir

par Saeid Nikoosokhan

Thèse de doctorat en Sciences de l'ingénieur

Sous la direction de Patrick Dangla.

Le président du jury était Yves Berthaud.

Le jury était composé de Patrick Dangla, Guy Bonnet, Matthieu Vandamme.

Les rapporteurs étaient Behrouz Gatmiri, Annie Grosman.


  • Résumé

    Les émissions de CO2 dans l'atmosphère sont reconnues comme ayant un effet significatif sur le réchauffement climatique. Le stockage géologique de CO2 est largement considéré comme une approche essentielle pour réduire l'impact de telles émissions sur l'environnement. De plus, injecter du dioxyde de carbone dans les veines de charbon remplies de méthane présent naturellement facilite la récupération de ce méthane, un processus connu sous le nom de récupération assistée du méthane des veines de charbon (ECBM en anglais). Mais le gonflement de la matrice de charbon induite par l'adsorption préférentielle de dioxyde de carbone par rapport au méthane conduit à la fermeture du système de cleats (un ensemble de petites fractures naturelles) du réservoir et donc à une perte d'injectivité. Cette thèse de doctorat est consacrée à l'étude de comment cet injectivité évolue en présence de fluides. Nous dérivons deux modèles poromécaniques à double porosité pour une veine de charbon saturée par un liquide pur. Les équations constitutives obtenues permettent de mieux comprendre et modéliser le lien entre injectivité de la veine de charbon et gonflement du charbon induit par l'adsorption. Pour les deux modèles, on considère l'espace poreux du réservoir comme divisé en les cleats macroporeuses et les pores de la matrice de charbon. Les deux modèles diffèrent dans la manière dont l'adsorption de fluide est prise en compte : le premier modèle est limité à une adsorption surfacique, tandis que le deuxième modèle peut être appliqué à l'adsorption dans un milieu possédant un réseau poreux générique, et donc dans un milieu microporeux comme le charbon, pour lequel l'adsorption se déroule principalement par remplissage de micropores. Le second modèle est calibré sur deux charbons avec des propriétés de sorption et de gonflement différentes. Nous effectuons alors des simulations à différentes échelles (du Volume Élémentaire Représentatif, de l'échantillon de charbon, la veine de charbon). En particulier, nous validons notre modèle sur des données expérimentales de variations de perméabilité de charbon induites par l'adsorption. Nous effectuons aussi des simulations de veines dont le méthane serait produit (un processus connu sous le nom de CBM en anglais) ou de veines sans méthane dans lesquelles du CO2 serait injecté. Nous étudions l'effet de différents paramètres tels que les conditions aux limites, la compressibilité de la matrice de charbon, ou la cinétique de transfert de liquide entre les cleats et la matrice de charbon. Dans une dernière partie, le modèle dérivé est étendu aux cas pour lesquels le charbon est en présence de mélanges fluides binaires tels que les mélanges de méthane et le dioxyde de carbone. Nous calibrons entièrement calibré ce modèle étendu sur des données disponibles obtenues expérimentalement et par simulations moléculaires. Des calculs sont alors effectués à l'échelle d'un Volume Élémentaire Représentatif pour prévoir comment sa porosité et sa perméabilité varient en présence de mélanges fluides de méthane et de dioxyde de carbone

  • Titre traduit

    Geological storage of carbon dioxide in the coal seams : from material to the reservoir


  • Résumé

    CO2 emissions into the atmosphere are recognized to have a significant effect on global warming. Geological storage of CO2 is widely regarded as an essential approach to reduce the impact of such emissions on the environment. Moreover, injecting carbon dioxide in coal bed methane reservoirs facilitates the recovery of the methane naturally present, a process known as enhanced coal bed methane recovery (ECBM). But the swelling of the coal matrix induced by the preferential adsorption by coal of carbon dioxide over the methane in place leads to a closure of the cleat system (a set of small natural fractures) of the reservoir and therefore to a loss of injectivity. This PhD thesis is dedicated to a study of how this injectivity evolves in presence of fluids. We derive two poromechanical dual-porosity models for a coal bed reservoir saturated by a pure fluid. The resulting constitutive equations enable to better understand and model the link between the injectivity of a coal seam and the adsorption-induced swelling of coal. For both models, the pore space of the reservoir is considered to be divided into the macroporous cleats and the pores of the coal matrix. The two models differ by how adsorption of fluid is taken into account: the first model is restricted to surface adsorption, while the second model can be applied for adsorption in a medium with a generic pore size distribution and thus in a microporous medium such as coal, in which adsorption mostly occurs by micropore filling. The latter model is calibrated on two coals with different sorption and swelling properties. We then perform simulations at various scales (Representative Elementary Volume, coal sample, coal seam). In particular, we validate our model on experimental data of adsorption-induced variations of permeability of coal. We also perform simulations of seams from which methane would be produced (CBM) or of methane-free seams into which CO2 would be injected. We study the effect of various parameters such as boundary conditions, compressibility of the coal matrix, or kinetics of transfer of fluid between cleats and coal matrix. In a final part, the derived model is extended to cases for which coal is in presence of fluid binary mixtures such as mixtures of methane and carbon dioxide. We fully calibrate this extended model on available data obtained experimentally and by molecular simulations. Calculations are then performed at the scale of a Representative Elementary Volume in order to predict how its porosity and its permeability vary in presence of fluid mixtures of methane and carbon dioxide


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