heat mature

Les contraintes liées à l’injection de
CO2 dans un doublet géothermique
Potentiel d’application en région Centre Val de Loire
Plan de la présentation
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Concept de l’injection de CO2 dans un doublet
géothermique
Doublet géothermique : l’exemple du Dogger du Bassin
Parisien
Technologie d’injection de CO2 sous forme dissoute
Technologie de capture du CO2
Contraintes spécifiques liées à l’injection de CO2
Potentiel d’application en région Centre Val de Loire
Conclusion
Concept de l’injection de CO2 dans un
doublet géothermique
Boucle géothermale
15<%CO2<80
Avec système de séparation du
CO2 dans un puits séparé
Boucle géothermale:
- Doublet
- Echangeur de chaleur
- Système d’injection de CO2
%CO2>80
Pas de capture de CO2
Doublet géothermique : l’exemple du Dogger
du Bassin Parisien

Technologie mature :
Plus de 40 ans (1969-2016)
 Environ 40 doublets en opération en 2016
 Acteurs industriels (Engie, Dalkia (EDF), Coriance, etc .)
 Capacité calorifique de 5-17 MWt sans PAC par doublet
 Production énergétique importante :15-60 GWh/an soit 4 000
à 17 000 eq. logements
 Source d’énergie compétitive (60-64 €/MWh vs 72-78 €/MWh
gas) – étude AMORCE réseaux de chaleur
 Source d’énergie renouvelable : 3 000 à 12 000 t CO2 évitées
par an

Doublet géothermique : l’exemple du Dogger
du Bassin Parisien
30
Bassin Aquitain ou Autres
Nombre de forages
géothermiques
25
Bassin Parisien
20
15
10
5
Cours pétrole brut moyen
corrigé de l’inflation en
dollars par baril
0
120
100
80
60
40
20
0
01/01/1969
24/06/1974
15/12/1979
06/06/1985
27/11/1990
19/05/1996
09/11/2001
02/05/2007
22/10/2012
Technologie d’injection de CO2 sous forme
dissoute
CO2
Tête de puits
0m
Eau à réinjecter
~20 Bar
or
500 m
~50 Bar
or
~70 Bar
1000 m
1500 m
Zone de dissolution du CO2
2000 m
2500 m
Aquifère salé
Panache de CO2 dissous
Technologie d’injection de CO2 sous forme
dissoute
Modélisation initiale
~ 1 tonne/h
~ 2.5 tonne/h
~ 5.0 tonne/h
Avec Optimisations :
10-20 tonne/h
Technologie mature
proche de CarbFix (Island)
Technologie de capture du CO2

Technologie innovante:
Fumée industrielle
OPEX -50%
 Eau comme solvant
 Utilisation de la gravité
pour générer le
CO sous pression
différentiel de pression
 Récupération energie
 Gas lift pumping
90% CO2 séparation
 Pas de produits chimique
ou de rejets
Après 2-3 ans de R&D :
 Robuste
Jusqu’à100 tonne/h ?
 Impact limité

2
Technologie en phase de R&D
Contraintes spécifiques liées à l’injection de
CO2
Contraintes spécifiques liées à l’injection de
CO2
Contraintes spécifiques liées à l’injection de
CO2

Fluide corrosif:
Matériaux nobles
 Revêtement anticorrosion
 Matériaux composite
(exemple récent de ChevillyLarue et l’Hay-les-Roses à
Paris

 Ciment
résistant:
Appauvri en ciment
Portland
 Architecture spécifique

Contraintes spécifiques liées à l’injection de
CO2

Optimisations:
Adaptation au t CO2/h
 Variation de d pour
permettre un t CO2/h
maximal
 KOP et déviation adaptée
pour permettre un t
CO2/h maximal

Potentiel d’application en région Centre Val
de Loire
Potentiel d’application en région Centre Val
de Loire
Conclusion





Doublet géothermique : une technologie mature
Injection de CO2 sous forme dissoute dans un puits de
géothermie possible
Capture de CO2 via la technologie de Pi-Inc possible (2-3
ans de R&D)
Potentiel d’application en Centre Val de Loire (PAC
nécessaire pour le Dogger)
Etude au cas par cas de l’adéquation des besoins de
chaleur et CO2 nécessaire pour optimiser les couts
Merci de votre attention
CAPEX - puits
• Two 1950 m deep deviated wells with open-hole completion
(Dogger)
• Time and material based contract type
• Work hours: 24 hours a day, 7 days a week. Three crews
Item
1- Civil work, platform, well cellars
2- Conductor casing
3- DTM, skidding
4- Rig cost
5- Casings
6- Casing installation
7- Drilling bits
8- Mud materials and staff
9- Cementation
10- Logging (cased and open hole)
11- Mud logging
12- Deviation service
13- Well stimulation and testing
14- Logistic
Sub total site work
Unexpected expenses (5%)
Total site work
Project management and Engineering support (8%)
Site work Insurance (8% site work +engineering)
Total
Cost estimate
in € ex-tax
540 000
85 000
465 000
2 000 000
725 000
315 000
110 000
900 000
730 000
345 000
355 000
415 000
85 000
180 000
7 250 000
365 000
7 615 000
610 000
660 000
8 835 000
CAPEX - boucle
•
•
•
•
•
•
•
300 kW (electrical) submersible pump
PN 40 injection pump
DN200 Hagusta pump column x 300 m
Complete 9"7/8 well headworks
2 x 5 MW heat-exchanger
Corrosion inhibitor injection system
Pressure and temperature instrumentation (20 points)
Item
1- Submersible pump
2- Injection pump
3- Pump column
4- Well headworks
5- Heat exchanger
6- Corrosion inhibitor system
7- Pressure and temperature instrumentation
Sub total site work
Unexpected expenses (5%)
Total
Cost estimate
in € ex-tax
200 000
150 000
150 000
70 000
120 000
130 000
20 000
840 000
40 000
880 000
CAPEX – CO2
A preliminary estimate of the capital expense (CapEx) for the Partnering in
Innovation CO2 injection system is on the order of 2 M€ for a system that
can inject approximately 130 ktons CO2 per year.
The CapEx estimates can be broken down into three sub-categories:
• The patented bubbler system, instrumentation, and tie-in which account for
approximately 30% of the CapEx
• The engineering design costs which account for approximately 25% of the
CapEx
• The compression equipment which account for approximately 45% of the
CapEx
Full capture from a mixed flue gas (shaft drilling and completion; mass transfer
system manufacture and instrumentation; flue gas compression; energy
recovery equipment (heaters and exchangers); and CO2 product compression.
• Estimates for a small system (130 ktons) could exceed 15-20M€.
OPEX – Géothermie
Although operating costs vary between operations, they typically range
from 8.5€/MWh to 15.0€/MWh.
For a typical operation (30 GWh/year) this equates to about 350 k€ per year,
significantly less than the operating costs for an equivalent gas system (>1.5
M€).
The operating costs include the following items:
• Consumables (P1) - Electricity and Corrosion inhibitor costs : typically 60%
of operating costs
• Monitoring and small maintenance (P2) : typically 12% of operating costs
• Heavy duty workover costs (P3) – including submersible pump replacement
: typically 28% of operating costs
OPEX – CO2
Operating costs for the injection system include electricity expense for the
drive motor and minor fees for royalties and licenses. The total is about
1.95 M€ for a system sized to inject 130 ktons CO2.
Assumptions used to calculate OpEX for CO2 injection are listed below:
• Electricity requirement of 97 kWh/t CO2 for compression of CO2 to 1000
psi
• Electricity cost of 0,147 €/kWh
The OpEx estimates can be broken down into three sub-categories:
• Royalties and licenses which account for approximately 5% of the OpEx
• The energy cost for compression which account for approximately 95% of
the OpEx