Résultats des calculs et discussions

La Figure 59 montre les variations de la propagation de la pression du CO2 dans le domaine au cours du temps et la Figure 60 celles de la porosité (a, c) et du rapport de perméabilité (b, d). Ces courbes ont été obtenues avec l’utilisation des paramètres de Langmuir correspondants à ceux du basin Illinois (voir Tableau 9). Les Figs. 60a et 60b correspondent aux profils de porosité et de perméabilité juste après le creusement (après 1 jour). Sur celles-ci, on peut voir une augmentation importante de la porosité/perméabilité due au creusement. Cependant, sur les Figs. 60c et 60d on voit une diminution de la porosité/perméabilité avec la pression de

CO2, comme nous l’avons vu dans le cas théorique (Figure 57), même si cette diminution est moins grande par rapport au cas théorique. Cette différence est due à l’augmentation de la porosité/perméabilité après le creusement de la galerie, augmentation surtout observée près du puits.

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Modélisations sous ωode_χster avec l’isotherme de Langmuir généralisée

Figure 59. Propagations de la pression du CO2 dans le domaine au cours du temps, avec les paramètres de Langmuir du basin Illinois.

Figure 60. Variations de la porosité φ (a, c) et du rapport de perméabilité k/k0 (b, d) au cours du temps, (a, b) juste après le creusement, avec les paramètres de Langmuir du basin Illinois.

Après cette observation générale, une idée est d’utiliser les autres paramètres de Langmuir du Tableau 9 pour voir aussi leurs effets dans ce cas de deux gaz (CO2-CH4), sur les propriétés pétro-physiques du charbon (porosité, perméabilité).

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Modélisations sous ωode_χster avec l’isotherme de Langmuir généralisée

Nous présentons sur la Figure 61 la propagation de la pression de CO₂ dans le domaine du charbon pour les quatre groupes de paramètres, pour les instants de simulation de 1 an, 5 ans, 10 ans et 100 ans. Même si la différence est très faible, les profils des pressions qui correspondent aux grandes valeurs de εL du CO2, ont un léger retard sur les autres. Il faut remarquer que les charbons du basin Illinois et de San Juan ont les mêmes valeurs pour le paramètre de Langmuir L (0,4902 MPa^-1 pour le CO2 et 0,2487 MPa^-1 pour le CH4) ainsi que les charbons Subbituminous et High-Volatile bituminous (0,2612 MPa^-1 pour le CO2 et 0,1637 MPa^-1 pour le CH4) (Tableau 9). En regardant les variations de la porosité pour ces quatre groupes de paramètres (Figure 62), on remarque une grande diminution de la porosité pour les εL du CO2 les plus élevés (3,527% pour Subbituminous, 2,838% pour le charbon du basin Illinois, 1,650% pour le charbon du basin San Juan et 1,559% pour le High-Volatile bituminous). Cela veut dire que les charbons avec une plus grande valeur de εL du CO2 ont adsorbé beaucoup plus de CO2 que les autres, donc gonflent beaucoup plus au cours du temps. Ce gonflement qui ferme les pores de la matrice du charbon va ainsi conduire à une diminution de la perméabilité du charbon. C’est ce qu’on observe sur la Figure 63 représentant les variations du rapport de perméabilité pour les quatre types de charbons. Cette diminution de la perméabilité va à son tour ralentir peu à peu la propagation de la pression de gaz dans le charbon. Ce qui explique les observations faites sur la Figure 61.

Comme nous l’avons annoncé dans l’introduction, dans une opération CO2-ECBM, la désorption du méthane et l’adsorption du CO2 conduisent à une augmentation globale du volume de gaz adsorbé et donc a un gonflement de la matrice. Ce qui entraînera la fermeture des fractures (cleat) et la réduction de la perméabilité du charbon. Même si dans les résultats précédents la diminution de la pression de CH4 n’est pas prise en compte, nous avons pu observer le phénomène de gonflement qui s’est traduit ici par une diminution de la porosité/perméabilité de la roche. Même si la pression de CH4 est restée la même dans le charbon, nous avons néanmoins pris en compte la diminution de sa fraction de moles avec l’augmentation de la pression de CO2 (donc de la pression totale de gaz).

Le cas 1D traité ici sous Code_Aster est semblable à une injection de CO₂ dans un massif de charbon dont la pression de gaz initial est non nulle, si les variations de la fraction de moles et de pression de CH4 ne sont pas prises en compte. Notre objectif étant de simuler une injection de CO₂ avec récupération de CH₄, et vu les limites de fonctionnalité de Code_Aster pour atteindre notre objectif, nous avons jugé bon ne pas faire le cas test 2D sous Code_Aster. Cependant, cette tentative très prometteuse du modèle 1D sous Code_Aster nous incite à trouver un code qui nous permettra de lier les calculs Thermo-Hydro-Mécaniques et chimiques avec prise en compte de la désorption du méthane (diminution de la pression du méthane).

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Modélisations sous ωode_χster avec l’isotherme de Langmuir généralisée

Figure 61. Propagation de la pression du CO₂ pour les quatre groupes de paramètres de Langmuir, aux instants t = 1 an, 5 ans, 10 ans et 100 ans.

Figure 62. Variations de la porosité pour les quatre groupes de paramètres de Langmuir, aux instants t = 1 an, 5 ans, 10 ans et 100 ans.

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Injection du CO2 dans un massif saturé en eau et contenant du méthane CH4 : Calculs sous HYTEC

Figure 63. Variations du rapport de perméabilité k/k0 pour les quatre groupes de paramètres de Langmuir, pour les instants t = 1 an, 5 ans, 10 ans et 100 ans.

5.3. Injection du CO2 dans un massif saturé en eau et contenant du méthane CH4 : Calculs sous HYTEC

5.3.1. Introduction

Dans cette partie du travail, nous utilisons un code de transport réactif, HYTEC (HYdrological Transport Coupled with Equilibrium Chemistry), développé par MINES ParisTech, pour simuler une injection de CO₂ dans un milieu (charbon) saturé en méthane

CH4 en vu de sa libération (désorption du méthane CH4). Cela va nous permettra de suivre les variations de la quantité du CO2 (qui va sans doute augmenter) dans le charbon ainsi que celle du méthane (qui va sans doute diminuer) au cours du temps. Une étude analogue a été faite par Le Gal au cours de sa thèse (Le Gal 2012), mais en utilisant l’eau (c’est-à-dire le lessivage du méthane par l’eau). Ce dernier avait tout d’abord montré qu’expérimentalement il était possible sous pression d’eau de libérer une quantité significative de méthane depuis le charbon. Ensuite, ses travaux de modélisation lui ont permis d’effectuer une approche à long terme de la migration du méthane libéré à travers d’anciennes structures minières et du milieu poreux environnant. Nous nous baserons sur certaines de ses hypothèses de modélisation pour en effectuer nos propres modélisations, qui ne seront plus réalisées avec l’eau mais avec le

CO2.

Dans un premier temps, nous donnerons une petite description du code HYTEC avec quelques unes des équations de transport ainsi que la base de données qu’il utilise. Dans un deuxième temps, nous décrirons le modèle de simulation 1D avec quelques résultats.

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Injection du CO2 dans un massif saturé en eau et contenant du méthane CH4 : Calculs sous HYTEC

5.3.2. Description du code HYTEC avec transport réactif