Résultats et discussions 30

Les premiers résultats présentés sont ceux du scénario « de base » pour un doublet (un puits de production et un puits d’injection) avec un réservoir à 150 °C à une profondeur de 6000 m. Cela correspond à un gradient de température moyen d’environ 25 °C par kilomètre, ce qui est représentatif des bons sites des Basses-Terres-du-Saint-Laurent dans le sud du Québec (Majorowickz et Minea, 2012; Bédard et al., 2015a et 2015 b). Une valeur de 150 °C se situe dans le haut de la plage initialement considérée dans le projet ÉcoÉNERGIE, soit 85 à 150 °C. Elle s’est toutefois avérée être un minimum pour offrir des performances suffisantes pour effectuer un exercice d’analyse. Bien que des forages de plus de 9000 m sont réalisés pour l’exploitation d’hydrocarbures, les forages géothermiques se sont limités jusqu’à maintenant à environ 5000 m (Lukawski et al., 2014). Une valeur de 6000 m est donc élevée mais envisageable. Le débit de fluide géothermique a été fixé en considérant que la température du fluide produit ne doit pas

s’abaisser de plus de 20 °C (∆Tvie=20 °C) en 30 ans.3 Les résultats issus de ce scénario permettent

d’obtenir un premier ordre de grandeur des performances qu’aurait un système géothermique stimulé au Québec avec les technologies disponibles actuellement. Ils indiquent qu’un projet

commercial selon ces paramètres est difficilement envisageable à court ou moyen terme. La

Figure 2-8 illustre les résultats de ce cas de base sur l’interface de l’outil. Un projet dans ces conditions est risqué :

 Le scénario de base permet d’obtenir une puissance de l’ordre de 650 kWelpar doublet et un coût estimé de l’ordre de 0,80 $/kWh.

 Le scénario optimiste permet d’obtenir une puissance de l’ordre 2 MWelet un coût estimé à plus de 0,25 $/kWh ou 0,15 $/kWh pour le coût de forage alternatif réduit. 4

 Le scénario pessimiste ne permet de générer que 100 kWel par doublet à un coût de quelques dollars par kWh.

La sélection d’un site où le gradient de température correspond aux valeurs maximales estimées pour le Québec (Bédard et al, 2015b), soit environ 35 °C/km ne permet pas de changer la conclusion énoncée précédemment. Pour un réservoir à 150 °C à 4300 m, le coût estimé de l’électricité tombe à 0,43 $/kWh pour le scénario de base et 0,17 $/kWh pour le scénario optimiste.

3 _{C.-à-d., le fluide produit passe de 150 °C à 130 °C en 30 ans.}

4 _{Scénario alternatif considérant une percée technologique, basé sur un coût de forage par kilomètres}

Figure 2-8 : Simulation du cas de base, réservoir à 150 °C (Richard, 2016)

Les résultats de simulations effectuées en variant la profondeur tout en conservant un gradient moyen d’environ 25 °C/km suggèrent qu’il est judicieux de viser une température au-dessus de

150 °C dans le choix d’un site géothermique de type EGS.

 Aucune puissance nette n’est produite lorsque la température du réservoir est inférieure à

110 °C (4400 m) (scénario de base).

 La puissance monte et les coûts baissent de façon importante jusqu’à 150 °C (6000 m). Ensuite, pour améliorer les performances, il faut abaisser la température du seuil de fin de vie.

Il est possible d’augmenter la puissance produite par les systèmes EGS et d’abaisser le coût

par kWh en abaissant la température servant de seuil de fin de vie du réservoir. Il est suggéré de

tolérer un abaissement de la température de production au-delà des 10 ou 20 °C pendant la vie du réservoir, donc au-delà des valeurs généralement considérées dans la littérature (Tester et al., 2006 ; Grant et Garg, 2012). Les résultats optimaux pour les scénarios de base et optimiste sont présentés dans la Figure 2-9, la Figure 2-10 et la Figure 2-11. On note que :

 Abaisser la température du seuil de fin de vie permet d’augmenter le débit de fluide géothermique et donc, la puissance thermique extraite ainsi que la puissance électrique

nette moyenne produite de façon appréciable lorsque la température initiale du réservoir est au-dessus de 150 °C.

 Cela requiert de prévoir de la flexibilité dans la conception de la centrale géothermique.  Avec un gradient limité à 25 °C/km, pour les températures supérieures à 175 °C (7 km)5_{, le}

scénario optimiste prévoit un coût de production inférieur à 0,19 $/kWh (ou 0,12 $/kWh si le coût de forage est réduit 6_{) et une puissance de l’ordre de 4 MW. Ce scénario offre donc}

des perspectives de coût relativement intéressantes.

Figure 2-9 : Puissance électrique moyenne générée pour différentes températures initiales du réservoir et avec une température de fin de vie optimisée (gradient moyen de 25 °C/km)

(Richard, 2016)

5 _{Le fluide produit passe de 175 °C à 130 °C pendant les 30 ans de vie du réservoir géothermique.}

6 _{Scénario alternatif considérant une percée technologique, basé sur un coût de forage par kilomètres}

Figure 2-10 : Coût de production de l’électricité pour différentes températures initiales du réservoir et avec une température de fin de vie optimisée (gradient moyen de 25 °C/km)

(Richard, 2016)

Figure 2-11 : Coût de production de l’électricité (scénario avec coût de forage réduit) pour différentes températures initiales du réservoir et avec une température de fin de vie

optimisée (gradient moyen de 25 °C/km) (Richard, 2016)

Si elle est accompagnée d’une perméabilité suffisante, c’est la quantité de fractures actives

thermiquement qui influence le plus les performances du système EGS. Coût de forage réduit (coût

 Les paramètres d’ingénierie de réservoir permettent d’influencer les performances d’un facteur 6 à 10 selon que l’on ait affaire soit à un scénario pessimiste ou soit optimiste.  Les paramètres d’efficacité des composantes de la centrale permettent d’influencer les

performances d’un facteur 3 selon que l’on ait affaire à un scénario pessimiste ou optimiste.

Si jamais les technologies d’ingénierie de réservoir permettent d’atteindre les propriétés plus typiques d’un réservoir hydrothermal conventionnel (au-delà du scénario optimiste), un système à 150 °C et 6000 m permettrait de produire 4,5 MW à 0,14 $/kWh. Si on ajoute à cela une percée technologique au niveau du forage, le coût de production de l’énergie géothermique EGS pourrait descendre à 0,09 $/kWh.

Pour les niveaux de températures et de profondeurs typiques de réservoirs potentiels au Québec, les résultats préliminaires montrent qu’il n’est pas avantageux d’utiliser du CO2 supercritique en remplacement de l’eau comme fluide géothermique.

Avec les bas gradients de température présumés dans la région du Nord-du–Québec (10 à 15 °C/km), la production d’électricité géothermique y est difficilement envisageable.

La combinaison de la production de chaleur et d’électricité pourrait offrir une avenue pour amortir les coûts de l’ensemble du projet, que ce soit pour les régions nordiques à faible gradient géothermique ou les régions du sud du Québec. Étant donnée la faible efficacité de conversion thermique/électrique intrinsèque à la valorisation d’une ressource à faible température, la production de chaleur seule constitue également une alternative intéressante. Le site doit se trouver à proximité d’un marché pour la chaleur.

Les résultats des simulations doivent être interprétés avec prudence et ne s’appliquent pas à un site en particulier. Il s’agit de moyennes qui ne tiennent pas compte, par exemple, des variations saisonnières. Le modèle utilisé ne remplace pas une simulation plus poussée de la vie d’un réservoir géothermique (par exemple une simulation intégrant la chimie, le transfert de chaleur, écoulement des fluides et la géo-mécanique). Particulièrement au niveau des coûts, plusieurs facteurs n’ont pas été pris en compte comme l’exploration, la connexion au réseau électrique, le paiement de droits ou de compensations, etc. Même pour des profondeurs identiques, le coût de forage est très variable d’un site à l’autre et peut passer du simple au double selon les cas répertoriées.