La centrale pilote EGS de Soultz-Sous-Forêts, Alsace

Héritier des différentes expériences menées dans le monde, le pilote scientifique de Soultz-sous-Forêts en Alsace est le premier site au monde dit EGS (Enhanced Geothermal System), à avoir été raccordé au réseau électrique. Depuis 2008, il fournit l'équivalent de 1,5 MW de production nette sur le réseau électrique.

banderole Soultz © GEIE Soultz

Principe de fonctionnement

Centrale de Soultz-sous-Forets, principe de fonctionnement © BRGM Depuis les années 30, le site de Soutz-sous-Forets et la commune voisine de Pechelbronn sont connues des spécialistes du sous-sol en raison de la présence dans le sous-sol profond d'une anomalie thermique (le gradient géothermique est très important, pouvant atteindre 10°C par 100 m à certaines profondeurs) et la présence d'un granite parcouru par de grandes fractures.

A Soultz-sous-Fôrets, des forages profonds (entre 3 600 et 5 000 mètres) ont été réalisés dans un bâti granitique sous couverture dans le fossé rhénan. Ces quatre forages interceptent, dans leurs parties ouvertes, un réseau de failles et de fractures pour la plupart héritées d’une histoire tectonique complexe, antérieures à la phase de rifting et ayant rejoué au cours de la mise en place du rift.

A - 5000 m de profondeur, le fluide géothermal est capté à une température de 203°C et arrive en surface à 165°C. Via un échangeur thermique, le fluide géothermal transmet ces calories à un fluide intermédiaire (Système Organic Rankin Cycle ou ORC) qui se vaporise à une température inférieure de 100°C et permet ainsi de faire tourner la turbine et produire de l'électricité grace au transformateur. Le fluide géothermal est ensuite réinjecté grace à deux puits, pour de nouveau se "recharger" en calories grace aux circulations profondes et être de nouveau capté au puit de prélèvement.

>> En savoir plus sur l'historique du projet

>> L'opération pilote en chiffres

>> En savoir plus sur la production d'électricité par géothermie

Les enseignements du projet

Il n'est plus nécessaire de forer si profond

Lorsqu'on souhaite exploiter une ressource géothermique, une température élevée du fluide est un paramètre important...mais ce n'est pas le principal... En effet, la puissance brute d'une installation est déterminée par :

  • le débit volumique (les m3 par heure produits en surface),
  • l’écart de température entre la production et la réinjection (caractéristiques hydrodynamiques du réservoir)
  • un facteur correspondant à la chaleur massique et à la masse volumique de l’eau thermale.

En d’autres termes, il vaut mieux pouvoir disposer de grandes quantités à une température un peu plus basse qu'espérée plutôt que de faibles quantités d’eau, mêmes très chaudes.

D’autre part, l’évolution des techniques de transformation (conversion) de l’énergie thermique en énergie électrique a permis depuis quelques années, par le biais des cycles binaires (Kalina, Rankine), de construire des centrales électriques qui valorisent de l’eau géothermale de moyenne enthalpie (100 à 150°C).

La sismicité induite n'est pas une fatalité

La principale nuisance locale observée lors de ce projet a été la présence de microséismes qui se sont manifestés consécutivement aux phases de stimulation. Etapes obligatoires afin de nettoyer les fractures naturelles qui étaient partiellement colmatées par des dépôts de barytine et de pouvoir ainsi recréer d'anciennes boucles de circulation d'eau.

L'expérience de Soultz-Sous-Fôrets a permis d'apprendre que le contrôle de la pression d'injection était un levier efficace pour maitriser la sismicité induite.  C’est en effet lorsque l’injection du fluide géothermal s’arrête brutalement que les risques de provoquer des microséismes sont les plus forts. Il se dessine une sorte de limite de capacité d’absorption du sous-sol en-dessous de laquelle il y a peu de risque de générer des nuisances micro-sismiques. En 2010, il y a eu près de 11 mois de circulation géothermique entre les puits profonds, totalisant un volume circulé de 500 000m3 d’eau géothermale. Plus de 400 microséismes induits se sont produits pendant cette période sans qu’aucun d’entre eux n’ait été ressenti. Pour rappel, pour être ressenti en surface, un séisme doit être supérieur à 2 sur l'echelle de Richter.

Un granite n'est pas imperméable

La chaleur augmentant partout avec la profondeur, des scientifiques américains ont imaginé le concept, dans les années 70, d'exploiter cette ressource énergétique en partant du principe qu'il suffisait de fracturer artificiellement une roche chaude par injection d'eau sous pression via un premier forage. Cette fracturation aurait permis de créer des chemins privilégiés permettant de faire circuler de l'eau dans un milieu fermé afin qu'elle se rechauffe et être ensuite captée par un second forage. Le concept de HDR, Hot Dry Rock était né et a influencé les premiers travaux de Soultz.

Les résultats des travaux entrepris à Soultz, et notamment les tests de traçage, ont permis de montrer que le fluide chaud capté n'était pas celui injecté mais se composait majoritairement d'une saumure (100g/L). Ce sont d'ailleurs ces eaux naturelles hypersalines circulant dans les fractures naturelles du granite qui véhiculent de la chaleur par convection à l'origine de l'anomalie thermique de la région. Cette anomalie tend d'ailleurs a s'estomper entre 1 000 et 3 500 m puisque le gradient chute de moitié à ces profondeurs. A plus grande profondeur, le gradient thermique semble redevenir linéaire suggérant à nouveau un régime thermique de type conductif. La présence de ces fluides chauds non anticipé dans l'approche initiale (HDR), constitue un "réservoir géothermique faillé/fracturé"

L'expérience de Soultz-sous-Fôrets a permis de faire progresser la connaissance et la compréhension des phénomènes de notre sous-sol. Elle a ainsi donné naissance au concept d'EGS, Enhanced Geothermal System.

Le terme "enhanced" fait référence à la nécessité de stimuler le mileu pour en augmenter la perméabilité. En effet, La structure du réservoir présente une hétérogénéité des circulations de fluide qui limite, dans les conditions naturelles, l’injectivité et la productivité initiales des puits, globalement inférieures à celles nécessaires pour une exploitation économique.

Pour augmenter cette productivité, une phase de développement du site a été nécessaire en vue d’améliorer la perméabilité locale autour des puits et leur connectivité aux réseaux de failles et fractures naturels. Les méthodes développées au cours des différentes phases du projet reposent sur le principe de la stimulation hydraulique et/ou chimique. Appliquées dans un milieu faillé/fracturé, elles visent deux objectifs : rouvrir les structures existantes par l’injection sous pression d’un fluide de stimulation (eau douce), puis « élargir » ces ouvertures par dissolution des remplissages et altérations hydrothermales (injection de stimulants chimiques). À la suite de ces opérations de stimulation, les gains de productivité et d’injectivité restent variables d’un puits à l’autre.

Il est plus facile de prélever que de réinjecter

Le concept de HDR qui regnait sur les premiers travaux conduits à Soultz imaginait un système en "boucle fermée" impliquant de limiter au maximum les pertes hydrauliques entre les puits. De ce fait, il avait été imaginé deux puits captant le fluide associé à un troisième puit dédié à la réinjection afin de compenser les pertes de fluide dans le milieu.

On observe aujourd’hui, qu’il est plus facile de produire de l’eau chaude naturelle (puits artésien) que de la réinjecter. De ce fait, le GEIE EMC travaille avec un puits producteur (GPK2) et réinjecte dans 2 puits injecteurs (GPK4, GPK3). Cela a pour effet, de diminuer les pressions de réinjection et donc de limiter la micro-sismicité induite.

Le projet EGS de Soultz-Sous-Forêts en chiffres

  • 22 années de recherche, à partir des premières études jusqu’à la mise en route de la centrale électrique en 2008,
  • 15 laboratoires de recherche et plusieurs centaines d’entreprises sous-traitantes,
  • 80 millions d’euros investis dont 30 millions par l’Union européenne, 25 millions par l’Allemagne et 25 millions par la France,
  • 4 forages profonds réalisés, 3 à plus de 5 000 m et un à 3 600 m, trois des forages sont aujourd'hui utilisés,
  • 200 000 m3 d’eau injectés pour nettoyer les fractures entre les roches,
  • 11 km à parcourir pour le fluide dans la boucle géothermale,
  • 1 km de séparation en fonds de puits entre les forages de réinjection et le forage de prélèvement
  • 2,1 MWe de production électrique brute dont 1,5 MW de production nette sur le réseau électrique.

Extrait du site www.geothermie-soultz.fr

La connaissance "EGS" pour le futur