Réinventer les puits de pétrole et de gaz inactifs comme stockage d'énergie renouvelable – Étude USC

Le professeur Iraj Ershaghi et une équipe de chercheurs de l'Université de Californie du Sud (USC) ont trouvé un moyen d'utiliser les puits de pétrole et de gaz inactifs pour le stockage d'énergie — l'une des préoccupations majeures pour la production d'énergie solaire et éolienne.

Tech Briefs : D'où vient cette idée ?

Professeur Iraj Ershaghi : Un problème majeur dans ce pays est de savoir quoi faire du grand nombre de puits de pétrole et de gaz qui ont atteint la fin de leur vie productive et doivent être abandonnés définitivement. L'abandon des puits est un problème majeur auquel font face toutes les compagnies pétrolières. Je parle des majors — les entreprises de taille plus petite qui ne peuvent parfois pas se permettre le coût de l'abandon peuvent simplement déclarer faillite et partir. Cela devient alors une responsabilité pour l'État, et le coût de l'abandon peut être énorme.

Il y a plus de 37 000 puits actuellement inactifs en Californie, et dans l'ensemble des États-Unis, on parle de plus d'un million. Je m'intéressais depuis longtemps à la question de l'abandon des puits et à réfléchir à ce que la communauté d'ingénieurs peut faire pour réduire les coûts d'abandon et le faire plus efficacement.

Un problème est que lorsqu'un puits est mal abandonné, il peut devenir une source de fuite de gaz. Non seulement c'est mauvais en raison de sa contribution aux gaz à effet de serre, mais ce n'est pas amusant de construire sans le savoir une maison au-dessus d'un puits abandonné et de subir ensuite des fuites de gaz dans le garage.

J'avais étudié la question de savoir pourquoi cela se produit. L'une de mes pensées était que peut-être il n'avait pas été correctement abandonné, peut-être que le ciment utilisé n'était pas approprié. Donc, une partie de mon intérêt a été de savoir comment le faire plus efficacement et plus responsable. Dans de nombreux cas, il est même difficile de localiser un puits abandonné car lorsqu'on l'abandonne, on coupe la tête de puits pour qu'elle puisse être cachée.

Puis une entreprise nous a approchés et a dit qu'elle serait intéressée à travailler avec l'USC pour voir si nous pouvions l'aider avec un problème significatif auquel l'industrie des énergies renouvelables est confrontée — le stockage d'énergie. Ils avaient l'impression que peut-être les réservoirs de pétrole et de gaz vides pourraient être utilisés comme stockage. Ma première réponse a été : n'y pensez même pas. Il n'est pas prudent d'injecter de l'air comprimé, avec de l'oxygène, dans des réservoirs d'hydrocarbures.

Je savais que la McIntosh Power Company à McIntosh, en Alabama, avait foré dans d'énormes structures géologiques faites de sel, appelées dômes de sel. Ils ont créé des cavités dans ces dépôts de sel pour stocker de l'air comprimé pendant les périodes où une source d'énergie produit un excès d'énergie non nécessaire. Lorsqu'ils ont besoin d'utiliser l'énergie stockée, ils libèrent l'air comprimé pour faire tourner une turbine qui produit de l'électricité.

Bien que nous n'ayons pas de dômes de sel en Californie, nous savons qu'en allant de la surface jusqu'aux zones d'hydrocarbures souterraines, il y a des couches de grès remplies d'eau de mer saline ancienne. Ce sont des sédiments qui ont été déposés à l'époque où la Californie était couverte par l'eau, donc la teneur en eau de ces couches géologiques est saline. Nous avons eu l'idée que peut-être nous pourrions utiliser l'approche de McIntosh, mais au lieu de cela, stocker l'air comprimé dans ces dépôts de sable contenant de l'eau saline. Un de nos collègues, le Dr Jha, a calculé que si l'on pouvait descendre en dessous de 1 200 mètres (4 000 pieds), on pourrait avoir assez de stockage pour produire 5 à 10 mégawatts d'électricité dans un rayon de 600 mètres (2 000 pieds) autour d'un puits inactif reconverti en puits d'injection. Il y a de nombreux acre-pieds de couches autour des puits en Californie qui peuvent être utilisés pour une grande quantité de stockage.

La réglementation californienne exige des services publics, à une certaine date, de disposer d'une grande capacité de stockage d'énergie. Les services publics sous ce mandat législatif luttent car ils comptaient sur les batteries, et à ce jour, la technologie des batteries n'est pas encore assez bonne pour satisfaire ce besoin. C'est alors qu'il nous est apparu qu'une solution plausible en Californie pourrait être d'utiliser l'aquifère salin pour stocker de l'air comprimé.

Nous avons entendu des compagnies pétrolières qu'elles accueilleraient favorablement cette utilisation de certains de leurs puits pour le stockage d'énergie, car cela leur donnerait des crédits carbone négatifs. En Californie, il faut être neutre en carbone — pour chaque baril de pétrole produit, les opérateurs doivent montrer qu'ils atténuent d'une manière ou d'une autre le problème du CO₂.

Nous discutons maintenant avec certains opérateurs qui ont manifesté de l'intérêt pour utiliser leurs puits inactifs pour un projet de démonstration.

Mes collègues et moi sommes très enthousiastes à l'idée que cela pourrait être transformationnel pour faciliter et introduire les énergies renouvelables sur le marché énergétique californien.

Tech Briefs : Où mettez-vous le ciment par rapport à l'aquifère ?

Professeur Ershaghi : Un puits typique a une série de tuyaux menant aux dépôts d'hydrocarbures. Dans un puits inactif, un bouchon de ciment est placé au-dessus de la couche d'hydrocarbures. Cependant, le tubage de surface peut être coupé à 15 ou 20 mètres sous la surface et comblé. Cela peut parfois devenir une préoccupation environnementale nécessitant une remédiation coûteuse.

D'un autre côté, nous proposons une solution qui ne nécessite pas de couper la tête de puits. Le pétrole et le gaz peuvent être à 2 700 mètres (9 000 pieds) verticalement sous la surface, mais il peut y avoir des centaines de pieds de grès contenant de l'eau salée, peut-être à 1 500 mètres (5 000 pieds) sous la surface. Ces dépôts ont été précédemment ignorés en raison de l'eau saline.

Si une source d'énergie solaire produit un excès de puissance, ce serait parfait si elle pouvait être stockée pour une utilisation la nuit ou pour fournir de l'énergie électrique en cas de brownout. Ma proposition est de stocker cet excès de puissance pour une utilisation ultérieure, lorsqu'elle est nécessaire, en l'utilisant pour faire fonctionner un compresseur d'air. L'air comprimé sera alors injecté dans le grès contenant l'eau salée.

Nous faisons quelque chose de similaire à un barrage hydroélectrique, où l'on produit de l'électricité car l'eau libère son énergie potentielle en s'écoulant vers le bas sur le barrage et en actionnant une turbine. Dans ce scénario, l'énergie cinétique de l'air comprimé est transférée à l'eau qui actionne une turbine et ensuite un générateur. Lorsque l'énergie stockée est nécessaire, l'air sous pression remonte à la surface et met sous pression un conteneur d'eau pour faire tourner une turbine.

De plus, nous proposons de placer des capteurs à la surface des puits existants afin de pouvoir également détecter, en temps réel, toute fuite d'hydrocarbures.

Parce que l'eau a une faible compressibilité, sa pression de formation stockée pourrait être, par exemple, de 3 000 psi. Lorsque vous produisez à partir de cela pendant quelques jours, la pression chute très rapidement. Lorsqu'elle tombe à un certain niveau, disons 500 psi, le compresseur démarre automatiquement pour ramener la pression à 3 000 psi en injectant plus d'air.

En mesurant l'épaisseur et la surface des dépôts de zones humides, nous connaissons le volume et pouvons calculer combien d'air on peut stocker pour le convertir en énergie. Nos calculs montrent que cela n'ajouterait pas plus de quelques centimes au coût de l'électricité.

Tech Briefs : Pourriez-vous expliquer un peu plus l'action entre l'air et l'eau ?

Professeur Ershaghi : C'est similaire à ce que nous faisons quand nous stockons du gaz naturel. Vous stockez le gaz naturel dans un réservoir de pétrole. Quand vous injectez le gaz, il repousse le pétrole et quand vous produisez, vous produisez. C'est juste comme un yo-yo qui va d'avant en arrière, d'avant en arrière : injecter puis produire.

Nous avons calculé que vous pourriez stocker 5 à 10 mégawatts par puits. Multipliez cela par les environ 37 000 puits inactifs en Californie, et vous avez des gigawatts. Ce serait une source majeure d'électricité. L'État pourrait devenir autosuffisant, il n'aurait plus à importer du carburant. Ce serait un gagnant-gagnant car la production de pétrole et de gaz en Californie diminue, tandis que la demande d'électricité ne va nulle part.

Disons que je suis un opérateur de champ pétrolier, et que j'ai peut-être mille puits. Je pourrais savoir qu'une certaine partie du réservoir était épuisée. Ces puits ne seraient plus capables de produire assez de pétrole pour les rendre économiquement viables. Il pourrait y avoir 10 à 30 puits dans cette zone épuisée. Avec ceux-ci, vous construisez facilement une installation de 100 mégawatts.

La beauté de cette méthode est qu'elle pourrait être utilisée dans la plupart des parties des États-Unis — elle n'est pas limitée aux zones productrices de pétrole.

Par exemple, à New York, bien que vous n'ayez pas de production pétrolière et gazière à grande échelle, vous avez des dépôts de sables d'eau au-dessus du schiste du Dévonien, qui pourraient être utilisés. Dans n'importe quelle partie des États-Unis, en forant vers le bas, vous verrez des aquifères salins. Il y a un million d'années, une grande partie des États-Unis était couverte par des voies d'eau, donc il y a maintenant des sédiments humides partout sous terre. Vous pourriez être dans un État qui n'a jamais produit une goutte de pétrole ou de gaz, mais il aurait quand même ces couches humides souterraines. L'US Geological Survey a des cartes qui montrent l'emplacement des dépôts souterrains de sables humides.

Tech Briefs : Vous avez mentionné qu'en Californie ces sables contiennent de l'eau salée ; doit-elle être saline pour que cela fonctionne ?

Professeur Ershaghi : Avec la pénurie d'eau douce à laquelle nous sommes confrontés dans de nombreuses parties des États-Unis, ce ne serait pas une bonne idée d'utiliser les ressources en eau douce souterraines à cette fin. Cependant, si nous allons assez profond, toute eau que nous découvrons est susceptible d'être saline.

L'explication appelle une brève leçon de géologie. Si vous tracez la température de la Terre au cours des 300 derniers millions d'années, essentiellement, elle montre que la température de la Terre était parfois très élevée et parfois très basse. Lorsque une grande partie de la surface de la Terre était couverte d'eau, elle a traversé des périodes de gel et de dégel. Cela a progressivement décomposé des zones de formations rocheuses, et les matériaux détritiques se sont accumulés.

Les sédiments formés par l'érosion rocheuse sont devenus saturés d'eau de mer avec la montée des océans. C'est pourquoi les dépôts d'eau les plus profonds sont salins, tandis que l'eau douce désespérément nécessaire dans des endroits comme la Californie est beaucoup moins profonde et généralement rechargée par l'eau de pluie.

Comme vous le savez, il y a un effort en cours depuis deux décennies pour la capture et la séquestration du carbone. L'idée est que si vous avez trop de dioxyde de carbone, vous le stockez simplement dans des formations géologiques souterraines. Mais il y a eu des inquiétudes sur les fuites de dioxyde de carbone. Donc, dans notre concept de stockage d'énergie proposé, nous bénéficions également de cette expérience, car il y a beaucoup de recherches et de modélisation concernant la séquestration souterraine de CO₂. Notre situation est beaucoup plus simple car si vous stockez de l'air sous terre, même s'il fuit, peu importe — vous ajoutez juste plus d'air à l'air, il n'y a pas de dioxyde de carbone, pas de carburant toxique, c'est juste de l'air.

Actuellement, la raison pour laquelle les gens ne construisent pas les énergies renouvelables aussi vite que nécessaire, c'est que l'économie n'a pas l'air bonne. Le fait est qu'il coûte beaucoup d'argent de construire ces installations, et à ce stade vous n'utilisez pas chaque kilowatt qui est généré, une partie significative de cette énergie pourrait simplement être gaspillée sans stockage à grande échelle.

Donc, si vous trouvez un moyen de stocker l'électricité et de l'utiliser quand vous en avez besoin, vous allez résoudre un problème économique majeur. Cela rendrait l'expansion des sources renouvelables beaucoup plus acceptable pour les investisseurs et la société en général.

Tech Briefs : Dites-vous essentiellement que vous utilisez une technologie existante mais en l'appliquant d'une manière plus économique et utile ?

Professeur Ershaghi : Je pense que notre contribution est la suivante. Numéro un, c'est une technologie prouvée, que les gens ont stocké de l'air dans des dômes de sel. Notre première contribution est que vous n'avez pas besoin d'un dôme de sel — tant que vous avez un aquifère salin, cela peut faire le travail. Numéro deux, l'impression est que c'est coûteux car il faut forer le puits. Mais nous avons montré que nous pourrions utiliser des puits existants destinés à l'abandon. C'est l'idée. Donc, essentiellement, utiliser les puits inactifs, utiliser un aquifère salin, et étendre la technologie pour la rendre largement disponible, tout en réduisant la responsabilité pour les États et le public pour les coûts d'abandon des puits.

Tech Briefs : Qu'en est-il de l'énergie perdue en faisant fonctionner le compresseur ?

Professeur Ershaghi : Supposons que vous utilisiez une source solaire de 100 mégawatts. Au moment où vous prenez ces 100 mégawatts et les utilisez pour produire de l'air comprimé, si vous regardez le bilan énergétique, bien sûr, vous perdez de l'énergie. Donc, vous pouvez avoir une fraction des mégawatts disponibles.

Mais c'est la nature. Le concept d'entropie est que l'énergie est toujours perdue dans tout processus où du travail est effectué. C'est un domaine de recherche : comment minimiser les pertes.

Donc, après que les 100 mégawatts sont convertis en air comprimé et qu'il passe par le processus de stockage et est restitué, vous pourriez n'avoir que 60 mégawatts utilisables. Mais il est mieux de passer de 100 à 60 que de ne générer aucune puissance utile du tout.

Tech Briefs : Pouvez-vous décrire brièvement comment l'opération globale fonctionnerait.

Professeur Ershaghi : Dans l'installation de l'Alabama, pour comparer, ils utilisent l'air de retour pour faire tourner le compresseur. Quand l'air revient, il doit être chauffé pour se dilater afin qu'ils puissent l'utiliser. Si vous faites cela, vous devez brûler du gaz naturel pour produire la chaleur. Nous n'avons pas besoin de cela car nous utilisons un compresseur pour appliquer de la pression à l'eau. C'est la pression de l'eau qui actionne la turbine.

Tech Briefs : Comment l'air comprimé transfère-t-il son énergie à la turbine ?

Professeur Ershaghi : L'air comprimé de retour arrive à la surface quand il est nécessaire, et il met sous pression l'eau dans un conteneur vertical à haute pression. La pression de l'eau active et fait tourner la turbine. L'énergie cinétique pour générer l'électricité provient de la pression de l'air comprimé.

Tech Briefs : Quels seraient les incitatifs économiques pour construire ces systèmes ?

Professeur Ershaghi : Tout d'abord, nous n'avons pas à forer le puits et à passer par le processus de permis. En Californie, la plupart des terres pétrolières et gazières sont des terres de propriété privée (fee lands). Si j'ai le titre d'une maison sur une terre de propriété privée, cela signifie que je possède tout depuis la surface jusqu'au centre de la Terre. S'il s'avère qu'il y a un champ pétrolier sous ma terre, je peux louer mes droits à une compagnie pétrolière. C'est généralement sous la forme d'un pourcentage des revenus de ce qui est produit chaque mois.

La terre appartenant à la plupart des compagnies pétrolières est de la terre de propriété privée. Donc, si je suis un opérateur qui possède un certain nombre de puits, dont certains sont économiquement non productifs, cela pourrait être une source de revenus. Si je convertis ces puits abandonnés en stockage, je pourrais facturer un service public pour le droit de les utiliser. L'opérateur aurait alors une source de revenus de ces puits non productifs. Pendant ce temps, les opérateurs éliminent ou reportent le coût d'abandon.

Cela pourrait aussi être une nouvelle source de revenus pour les propriétaires fonciers : louer leurs droits souterrains à des opérateurs de stockage.

Les services publics y trouveraient leur compte car ils pourraient réduire la quantité de pétrole et de gaz dont ils ont besoin pour produire de l'énergie.

Tech Briefs : Pourrait-il y avoir des perturbations souterraines, comme celles qui se sont produites avec la fracturation hydraulique ?

Professeur Ershaghi : Je suis content que vous posiez cette question. Il y a eu un rapport du Conseil National des Ressources résumant les recherches sur la question de savoir si la fracturation hydraulique a causé des tremblements de terre. Leurs conclusions étaient qu'il n'y a pas de preuve que la pratique réelle de la fracturation a causé les tremblements. Ils ont conclu que les séismes mineurs étaient causés par les fluides usagés qui sont pompés dans les puits d'élimination. L'ajout continu de ces fluides met sous pression le sable, modifiant ainsi les champs de contrainte souterrains.

Tech Briefs : Quelles sont vos prochaines étapes ?

Professeur Ershaghi : Nous aurons un projet de démonstration, qui sera financé soit par les services publics, soit par les compagnies pétrolières. J'espère que nous pourrions avoir un site d'ici l'automne prochain. Nous avons déjà identifié certains sites qui seraient idéaux, au moins pour une démonstration. Cela pourrait coûter 22 millions de dollars pour une installation de production de 5 mégawatts, y compris des recherches supplémentaires sur l'interaction entre le pétrole et l'eau. Nous étudierons également de nouveaux matériaux, peut-être installer de nouveaux tubages, peut-être utiliser des composites, différents types de ciments. Notre équipe comprend des ingénieurs électriciens, des scientifiques de recherche en eaux souterraines, des hydrologues, des ingénieurs de réservoir et des ingénieurs en composites qui travailleront à l'optimisation du système. De plus, nous étudierons la caractérisation du site, non seulement pour la géologie appropriée mais aussi pour la proximité du réseau électrique. Nous avons également l'intention d'appliquer des technologies numériques pour la surveillance du site.

Une version éditée de cette interview est parue dans le numéro de février 2021 de Tech Briefs.