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Géothermie, l’énergie du futur ? // Is geothermal the energy of the future ?

L’Islande est connue pour ses faibles émissions de gaz à effet de serre, en grande partie grâce à l’énergie géothermique produite sur plus de 30 sites volcaniques qui alimentent également ses célèbres sources chaudes. L’utilisation par l’Islande de la géothermie pour le chauffage et d’un mélange de géothermie et d’hydroélectricité pour l’électricité lui a permis d’avoir de la chaleur et de l’électricité à des prix abordables, sans être impactée par le hausse du prix du gaz naturel comme ce fut la cas pour le reste de l’Europe suite à l’invasion de l’Ukraine par la Russie.
À l’heure actuelle, l’énergie géothermique représente moins de 1 % de la production d’électricité aux États-Unis. Contrairement à l’éolien et au solaire, qui ne produisent de l’énergie que dans certaines conditions, l’énergie géothermique est beaucoup plus constante. Les sources d’énergie éolienne et solaire doivent être complétées par des centrales qui brûlent du charbon ou du gaz. La géothermie n’a pas ce problème. En revanche, le coût de son exploitation peut être élevé dans les endroits qui nécessitent un forage profond. En 2021, un kilowattheure d’électricité généré par la géothermie coûtait en moyenne 3,991 dollars dans les pays du G20, contre 0,857 dollars pour l’énergie solaire et 1,325 dollars pour l’éolien terrestre.
Les progrès technologiques récents, tels que les systèmes EGS peuvent résoudre ce problème. [Remarque personnelle : EGS est l’abréviation de Enhanced Geothermal System, traduit littéralement par système géothermique amélioré, mais EGS est couramment utilisé sous l’appellation française ‘principe des systèmes géothermiques stimulés’ ou encore ‘géothermie profonde des réservoirs’ que nous utiliserons ici]. Dans un EGS, comme dans un puits de fracturation hydraulique, un fluide est injecté profondément sous terre, provoquant l’ouverture de fractures dans la roche, ce qui permet au fluide chaud de remonter vers la surface. En juin 2022, le Département Américain de l’Energie a annoncé un investissement de 165 millions de dollars dans la recherche et le déploiement de l’énergie géothermique. Le secteur privé prend également des mesures timides en matière d’énergie géothermique et un grand nombre de jeunes entreprises ont levé des millions de dollars en capital.
En janvier 2022, une entreprise danoise a signé un accord pour développer la plus grande centrale de chauffage géothermique de l’Union européenne. Des entreprises islandaises développent actuellement des projets de chauffage et d’énergie géothermiques dans d’autres pays. Dans le cadre d’un partenariat entre l’islandais Orka Energy Holding et le chinois Sinopec, la province chinoise de Xiong, qui compte 390 000 habitants, est en train de se convertir à la géothermie pour le chauffage résidentiel. Des puits d’environ 1 500 à 1 900 mètres de profondeur font remonter de l’eau à 70°C qui sert à chauffer les habitations. Dans cette région où les familles brûlaient auparavant du charbon pour se chauffer, le résultat est une réduction spectaculaire des émissions de carbone et de brouillard. Orka et la société islandaise Mannvit construisent également des centrales électriques qui produiront de l’électricité à partir de la géothermie dans des pays comme la Slovénie et la Hongrie.
Aux États-Unis, la géothermie représente 6 % de l’électricité produite en Californie et 10 % dans des états comme le Nevada. Hawaii, l’Utah, l’Oregon et l’Idaho qui ont également des centrales géothermiques. Comme en Islande, où 27 % de l’électricité et du chauffage de 90 % des foyers proviennent de la géothermie, ces États de l’ouest américain ont une activité volcanique qui fait remonter la chaleur près de la surface de la Terre. Cela rend la géothermie plus économiquement viable que dans la moitié Est des États-Unis où la chaleur est enfouie plus profondément sous terre.
Les détracteurs de la géothermie attirent l’attention sur les problèmes techniques liés au forage profond. Certaines sociétés espèrent faciliter le forage profond grâce à l’EGS, qui pourrait permettre un essor géothermique similaire à la fracturation hydraulique. Cette dernière a transformé l’extraction du pétrole et du gaz, mais pour le moment le coût de cette technologie reste trop élevé dans le secteur géothermique. On s’attend toutefois à ce qu’au cours de la prochaine décennie, l’intensification de la recherche et du développement dans le domaine de l’EGS réduise suffisamment les coûts pour rendre l’énergie géothermique économiquement compétitive.
En Oregon, la société AltaRock a mis en place un projet de démonstration sur le volcan Newberry qui permet de faire remonter de l’eau à plus de 400°C à 4 200 m sous terre. A 374°C, l’eau atteint l’état supercritique auquel elle s’écoule avec la facilité du gaz tout en gardant la densité d’énergie d’un liquide. Pour obtenir une eau aussi chaude dans des États comme celui de New York, il faudrait descendre de 6 000 ou 9 000 mètres de profondeur. AltaRock travaille actuellement en laboratoire avec la société Quaise Energy sur l’utilisation de la technologie des ondes millimétriques. (voir ma note du 27 décembre 2022 à ce sujet)
Les sceptiques font d’autre part remarquer que les systèmes de géothermie profonde rencontreront de nombreux obstacles techniques. Il y aura de l’eau qui s’échappera dans les fractures de la roche, le besoin de matériaux capables de résister à des températures extrêmement élevées et le fait que les nouvelles techniques opérationnelles dans une zone ne le seront pas forcément partout, étant donné la variabilité de la géologie à travers le pays.
Il y a aussi les obstacles politiques et économiques potentiels, tels que les objections de la population locale qui – comme pour la fracturation hydraulique – peuvent s’inquiéter des séismes qui pourraient être déclenchés par l’injection de liquide à l’intérieur de la Terre. Il y a aussi des coûts élevés que les distributeurs d’électricité devraient supporter, comme l’acheminement des lignes de transmission vers les sites des futures centrales géothermiques et le fait qu’un processus à forte consommation d’eau peut ne pas être réalisable dans les zones affectées par la sécheresse et le manque d’eau.

Néanmoins, les compagnies pétrolières et gazières sont de plus en plus intéressées. Elles possèdent la technologie et le savoir-faire pour effectuer des forages profonds. De plus, cette technologie a évolué et s’est développée, et peut être directement appliquée à la géothermie.
Source : Yahoo Actualités.

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Iceland is known for its low greenhouse emissions thanks in part to its reliance on clean, geothermal energy derived from the more than 30 active volcanic systems that also power its famous hot springs. Iceland’s use of geothermal for heating and a mix of geothermal and hydropower for electricity has given it uninterrupted access to affordable heat and power, insulating its economy from the natural gas price shocks being felt by the rest of Europe since Russia’s invasion of Ukraine.

At present, geothermal energy accounts for less than 1% of the U.S. electricity portfolio. Unlike wind and solar energy, which do not produce as much energy in certain conditions, geothermal energy is much more constant. Wind and solar power sources need to be complemented with complementary plants which burn coal or gas. Geothermal does not have that problem. Yet the cost of tapping it can be expensive in places that require extensive digging. In 2021, a kilowatt hour of electricity generated by geothermal cost an average of $3,991 in G20 countries, compared to $857 for utility-scale solar power and $1,325 for on-shore wind

Recent technological advances, such as Enhanced Geothermal Systems (EGS) may solve that problem. In an EGS, much as in a fracking well, fluid is injected deep underground, causing fractures to open in the rock, which allows hot fluid to rise from far below. In June 2022, the U.S. Department of Energy (DOE) announced a $165 million investment in geothermal energy research and deployment. The private sector is also taking tentative steps into geothermal energy. A slew of geothermal energy startups have each raised millions of dollars in capital.

In January 2022, a Danish company signed an agreement to develop the largest geothermal heating plant in the European Union, and Icelandic companies are currently developing geothermal heating and energy projects in other countries. Under a partnership between Iceland’s Orka Energy Holding and China’s Sinopec, the 390,000-person Chinese county of Xiong is being converted to geothermal for residential heating. Wells roughly 1,500 to 1,900 meters deep bring up water at 70°C that is used to heat homes. In an area where families previously burned coal for heat, the result has been a dramatic cut in carbon emissions and smog. Orka and the Icelandic firm Mannvit are also building power plants that will produce electricity from geothermal in countries including Slovenia and Hungary.

In the U.S., geothermal accounts for 6% of the electricity produced in California and 10% in Nevada. Hawaii, Utah, Oregon and Idaho have geothermal plants as well. Like Iceland, where 27% of the electricity and heating in 90% of homes comes from geothermal, these western states have volcanic activity that brings heat close to the Earth’s surface. That makes geothermal more economically viable than in the eastern half of the U.S., where heat is buried deeper underground.

Skeptics of geothermal’s potential note the technological challenges to drilling deeper. Some energy companies hope to facilitate deeper drilling through EGS, which offers the possibility of a geothermal boom similar to the way fracking has transformed oil and gas extraction, but at the moment the cost is higher than other ressources. It is expected that over the next decade or so, increased research and development in EGS will bring the cost down enough to make geothermal energy economically competitive.

In Oregon, AltaRock is building a demonstration project at the Newberry Volcano to bring up water of more than 400°C from 4,200 m below ground. At 374°C, water reaches the supercritical state at which it flows with the ease of gas but carries the energy density of a liquid. Bringing up water that hot in states like New York would require going 6,000 to 9,000 meters below ground. AltaRock is currently working in a laboratory with the Quaise Energy company on using millimeter wave technology. (see my post of December 27th, 2022)

Skeptics point out that Enhanced Geothermal Systems will have plenty of technical obstacles. There will be water escaping into the rock cracks, the need for materials that can withstand incredibly high temperatures, and the fact that new techniques that work in one area may not apply everywhere, given the variability in geology around the country.

Then there are the potential political and economic roadblocks, such as objections of nearby residents who – like for fracking – may worry about earthquakes that could be triggered by injecting liquid into the Earth. There are also steep costs that utilities would have to bear, such as bringing transmission lines to the sites of future geothermal power plants and the fact that a water-intensive process may not be feasible in areas with water scarcity.

Nonetheless, oil and gas companies are increasingly interested. They have the technology and know-how to drill deep below the ground. Moreover, this technology has evolved and grown, and can be directly applied to geothermal power.

Source : Yahoo News.

Photos: C. Grandpey

La géothermie avec de nouveaux forages à très grande profondeur // Geothermal energy with new very deep drillings

L’immense potentiel d’énergie géothermique qui sommeille sous la surface de la Terre ne demande qu’à être exploité pour chauffer les maisons ou produire de l’électricité, comme cela se fait en Islande où cette énergie est convertie en électricité grâce à la force de la vapeur. Portée à haute température dans des réservoirs géothermiques ou les aquifères dans la croûte terrestre, l’eau se transforme en vapeur qui fait ensuite tourner des turbines qui activent un générateur produisant de l’électricité. Lorsque la vapeur redevient de l’eau, elle est renvoyée dans sol et le cycle recommence. En bref, l’énergie géothermique a, en théorie, le potentiel de fournir une énergie propre au monde entier.
Pour puiser cette puissance naturelle, les ingénieurs devront inventer de nouvelles stratégies pour forer jusqu’à 20 kilomètres de profondeur à l’intérieur de la Terre. Quaise Energy, une start-up rattachée au Massachusetts Institute of Technology (MIT) pense avoir la solution avec le forage à ondes millimétriques. Les scientifiques pensent que la technologie peut vaporiser suffisamment de roche pour créer les puits de forage les plus profonds au monde. Ils pourront ainsi récolter l’énergie géothermique à grande échelle pour satisfaire la consommation humaine sans avoir besoin de combustibles fossiles.
L’énergie géothermique est pratiquement illimitée, mais elle est actuellement sous-utilisée. Selon l’Agence Internationale de l’Energie, la production d’électricité géothermique n’a augmenté que d’environ 2 % en 2020 avec une capacité supplémentaire de 200 mégawatts, ce qui représente une baisse significative par rapport à la croissance enregistrée au cours des cinq années précédentes. À titre de comparaison, une centrale au charbon classique a une capacité d’environ 600 MW.
Pour atteindre zéro émission nette d’ici 2030, la production mondiale d’énergie géothermique devrait augmenter de 13 % chaque année entre 2021 et 2030, soit environ 3,6 gigawatts de capacité. Pour y parvenir, il faudra un meilleur accès à l’eau ultra-chaude qui se trouve à très grande profondeur. C’est le but recherché avec le forage à ondes millimétriques.
Actuellement, le puits de forage le plus profond au monde est le Kola Superdeep Borehole en Russie, près de la Norvège. Résultat d’un projet remontant à l’Union Soviétique, il s’agissait de forer le plus profond possible dans la croûte terrestre, qui fait en moyenne environ 30 kilomètres d’épaisseur sous les continents. Au final, ce puits n’atteint que 12,1 kilomètres dans la croûte et il a fallu 20 ans pour le réaliser car les équipements conventionnels, tels que les foreuses mécaniques, ne peuvent pas gérer les conditions rencontrées à une telle profondeur.
La nouvelle technologie mise au point par Quaise Energy, conçue pour perforer la roche avec des ondes millimétriques, pourrait être une solution. En remplaçant les forets conventionnels par des ondes millimétriques générées par une machine baptisée gyrotron, il est possible de faire fondre puis de vaporiser la roche. Un gyrotron dispose d’une puissante source de faisceaux, comme les lasers, mais avec une gamme de fréquences différente. Il a fallu plus de 15 ans à la start-up pour développer la technologie en laboratoire, et démontrer finalement que les ondes millimétriques pouvaient forer le basalte. La technologie devrait permettre de creuser à 20 kilomètres de profondeur, là où les températures atteignent plus de 480 degrés Celsius.
Le projet devrait débuter par une conception hybride, utilisant d’abord la technologie de forage rotatif conventionnelle développée par les industries pétrolières et gazières pour perforer les couches de surface de la Terre. C’est alors que l’on utilise les ondes millimétriques à haute puissance. La première plate-forme de forage hybride à grande échelle devrait être opérationnelle d’ici 2024. D’ici 2026, le premier système géothermique prévu pour produire 100 mégawatts d’énergie thermique fonctionnera à partir de quelques puits de forage. D’ici 2028, le nouveau système devrait commencer à remplacer les centrales à combustibles fossiles par des centrales géothermiques.
Grâce aux températures élevées atteintes à très grande profondeur, la nouvelle technologie produit de la vapeur très proche de la température à laquelle fonctionnent les centrales électriques au charbon et au gaz d’aujourd’hui. Ainsi, il sera possible de remplacer 95 à 100 % de l’utilisation du charbon en développant un champ géothermique et en produisant de la vapeur à partir des profondeurs de la Terre.
Il reste encore beaucoup à faire pour développer pleinement la nouvelle technologie. Les scientifiques doivent mieux comprendre les propriétés des roches à grande profondeur et faire progresser la chaîne d’approvisionnement des gyrotrons qui produisent les ondes millimétriques. De plus, l’équipement devra être produit en quantité et avec une conception robuste adaptée à l’environnement des forages.
Viennent ensuite des défis techniques supplémentaires, tels que la technique d’élimination des matériaux remontés lors du forage et la nécessité de maintenir les puits stables et ouverts une fois le forage terminé.
Au moment où les sources d’énergie géothermique plafonnent à travers le monde parce que les méthodes de forage conventionnelles sont inadaptées pour gérer des profondeurs supérieures à 120 mètres, le Département américain de l’Energie a octroyé à Quaise Energy une subvention pour accélérer les expériences avec un gyrotron plus puissant, et continuer à améliorer les capacités de vaporisation.
Source : Yahoo Actualités, Popular Mechanics.

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The vast geothermal energy locked below Earth’s surface is just waiting to be tapped to heat the houses or to produce electricity, as this is done in Iceland where it is converted to electricity through steam. As water is heated in geothermal reservoirs or aquifers in Earth’s crust, steam is created, which then turns turbines that activate a generator, ultimately spitting out electricity. When the steam becomes water again, it’s returned to the ground so it can go through the cycle all over again. In short, it has the potential to provide clean energy to the entire world.

To tap into this natural power, engineers must devise a new strategy for drilling 20 kilometers into Earth, deep into rock. An MIT spinoff company believes it has the answer: millimeter wave drilling. Scientists believe the technology can vaporize enough rock to create the world’s deepest holes and harvest geothermal energy at scale to satisfy human energy consumption without the need for fossil fuels.

Although geothermal energy is a nearly limitless form of sustainable energy production, it is currently being underutilized. According to the International Energy Agency, geothermal electricity generation grew only about 2 percent in 2020 with an added 200 megawatts of capacity, a marked fall from the growth seen in the previous five years. As a comparison, a typical coal plant has about 600 MW of capacity.

To reach net-zero emissions by 2030, global geothermal energy production needs to increase by 13 percent each year between 2021-2030, or about 3.6 gigawatts of capacity. For that to happen, we need better access to this ultra-hot water from Earth’s core. It is hoped that millimeter wave drilling will do the job.

Currently, the world’s deepest drilled hole is the Kola Superdeep Borehole in Russia near Norway. A project of the Soviet Union, it was an attempt to drill as deeply as possible into Earth’s crust, which is on average about 30 kilometers thick beneath continents. But this hole reaches just 12.1 kilometerrs into the crust and took 20 years to complete because conventional equipment, such as mechanical drills, can’t handle the conditions at those depths.

The MIT new technology, designed to blast rock with millimeter waves, might be a solution. By replacing conventional drill bits with millimeter wave energy, powered by a gyrotron machine, it is possible to melt and then vaporize the rock to create many of these deep holes. A gyrotron features a powerful beam source, like lasers, but with a different frequency range. It took MIT over 15 years to develop the general technique in a lab, eventually demonstrating the millimeter waves could drill holes in basalt. The technology is expected to reach 20 kilometers into the ground, where temperatures reach over 480 degrees Celsius.

The plan is to usher in a hybrid design, first using conventional rotary drilling technology developed by the oil and gas industries to cut through Earth’s surface layers. Then, once crews reach the basement rock, they switch over to high-power millimeter waves. The first full-scale hybrid drilling rig will be operational by 2024. By 2026, the first geothermal system, rated to 100 megawatts of thermal energy, will be operating from a handful of wells. By 2028, ithe new system is likely to start replacing fossil fuel-powered energy plants with geothermal plants.

At these high temperatures, the new technology is producing steam very close to, if not exceeding, the temperature that today’s coal and gas-fired power plants operate at. So, it will be possible to replace 95 to 100 percent of the coal use by developing a geothermal field and producing steam from the Earth.

There is still a lot to do to fully develop the new technology. Scientists need to better understand rock properties at great depth and advance the supply chain for gyrotrons, the linear-beam vacuum tubes that produce the millimeter waves.The equipment must be produced in quantity and with a robust design suitable for a field environment.

Then come some additional engineering challenges, such as the proper removal technique for the ash created during the borehole drilling, and the need to keep the bored holes stable and open once completed.

With geothermal energy sources plateauing across the world because conventional drilling methods proved impractical to handle the hotter and harder crusts much deeper than the shallow depths of 120 meters, the United States Department of Energy has offered the MIT department a grant to increase the experiments with a larger gyrotron to continue improving the vaporizing abilities.

Source: Yahoo News, Popular Mechanics.

Vue du gyrotron (Source: Encyclopaedia Britannica)

Recherche de l’énergie géothermique au Canada // Looking for geothermal energy in Canada

Les scientifiques canadiens prévoient d’utiliser la tomodensitométrie (CAT scan en anglais) sur le mont Cayley, un volcan de Colombie-Britannique, pour tenter d’exploiter la chaleur souterraine sous ce volcan et la transformer en énergie renouvelable. [À l’origine, la tomodensitométrie est une technologie médicale consistant à utiliser des rayons X pour créer une image tridimensionnelle de l’intérieur du corps humain.].
Situé à environ 24 kilomètres à l’ouest de Whistler, en Colombie-Britannique, le mont Cayley appartient à la chaîne des Cascades où se trouvent également le mont St. Helens et le mont Rainier dans l’État de Washington aux États-Unis. La dernière éruption du mont Cayley remonte aux années 1700, mais il reste beaucoup de chaleur dans le sol.
Un puits foré dans les années 1970 dans le mont Meager, qui se trouve a proximité du Cayley, a révélé une température de 250 °C à une profondeur de 1,5 kilomètre. La présence d’autant de chaleur à une profondeur relativement faible offre une excellente opportunité d’obtenir de l’énergie géothermique. À titre de comparaison, la température en profondeur en Alberta, où certains voient des opportunités géothermiques, n’augmente que de 50 ° C pour chaque kilomètre de profondeur.
Les centrales géothermiques produisent de l’électricité grâce à la chaleur contenue dans l’eau souterraine. Leur succès dépend de la précision du forage des puits; il s’agit de trouver le plus d’eau à la température la plus élevée possible. En raison des coûts, les forages géothermiques doivent atteindre un taux de réussite de 50 % pour être rentables. À titre de comparaison, les foreurs pour le pétrole et de gaz n’ont besoin d’être performants qu’une fois sur sept.
Les géologues canadiens essayent de faire en sorte que les foreurs améliorent leur taux de réussite en leur fournissant une carte 3D de l’intérieur du mont Cayley, sans avoir à utiliser des outils traditionnels tels que les données sismiques. Une partie de la carte 3D est dessinée à partir de la géologie de base. L’équipe scientifique analyse quels types de roches sont présents pour déterminer leur degré de perméabilité ou de porosité. Les géologues essayent aussi de localiser et schématiser les systèmes de failles susceptibles de contenir de l’eau chaude. Ils examinent également la façon dont l’énergie électromagnétique se déplace à travers le volcan. Par exemple, lorsque la foudre frappe, les géologues peuvent examiner comment cette énergie se déplace à travers la terre, là où elle est absorbée et là où elle passe. C’est la raison pour laquelle ils doivent faire des mesures tout autour du volcan afin de le pénétrer sous tous les angles. En procédant de la sorte, ils peuvent commencer à mettre au point une image 3D de ce qui se passe sous terre. En rassemblant ces différentes observations tout autour du volcan, ils peuvent commencer à voir s’il existe une chambre magmatique à 10 kilomètres de profondeur ou un réservoir rempli de fluide chaud à deux kilomètres.
Les résultats pourront ensuite être utilisés par les foreurs pour déterminer exactement où ils doivent se positionner pour obtenir les meilleures ressources thermiques. L’objectif des géologues est donc de réduire la marge d’erreur lors de l’exploration.
Outre les travaux sur le Mt Cayley, le Canada a quelques projets géothermiques en cours. Des entreprises au Saskatchewan et en Colombie-Britannique ont foré des puits et d’autres sociétés ont également des projets de forage. L’Alberta s’est récemment joint à la Colombie-Britannique dans l’élaboration d’une politique de développement géothermique. Cependant, aucun puits n’a encore produit d’énergie. De ce fait, le Canada est le seul pays de la Ceinture de Feu du Pacifique à ne pas avoir réussi a exploiter l’énergie géothermique.
Source : Médias d’information canadiens.

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Canadian scientists are planning a “CAT scan” of Mount Cayley, a British Columbia volcano, to try to harness the underground heat beneath this volcano and turn it into renewable energy. [CAT is the abbreviation for Computer-Axial Tomography. Originally it is medical test that involves using X-rays to create a three-dimensional image of the inside of the body].

Located about 24 kilometres west of Whistler, B.C., Mount Cayley, belongs to the Cascade Range, the same mountain chain as Mount St. Helens and Mount Rainier in Washington State in the U.S. Mt Cayley’s last eruption was in the 1700s, but plenty of heat remains in the ground.

At nearby Mount Meager, a well drilled in the 1970s showed temperatures of 250° C at a depth of 1.5 kilometres. So much heat at a relatively shallow depth is a great opportunity for geothermal energy. For comparison, underground temperatures in Alberta, where some see some geothermal opportunities, only rise by 50° C for every kilometre of depth.

Geothermal plants generate power through the heat contained in underground water. Their success depends on sinking wells in just the right place to find the most water at the highest temperatures. Because of the costs, geothermal drillers need a 50 per cent success rate to be viable. As a comparison, oil and gas drillers only need to be right one time out of seven.

Canadian geologists are trying to find ways to help drillers improve their hit rate by building a 3-D map of Mt Cayley’s interior without using traditional tools such as seismic lines.

Part of the map will be drawn through basic geology. The team will analyze which rock types are present to find out how permeable or porous they are, or locating and diagramming fault systems that may hold hot water. They will also use methods such as examining how electromagnetic energy moves through the volcano. For example, when lightning strikes, the geologists can examine how that energy moves through the earth, where it is being absorbed and where it passes through. This is the reason why the geologists will have to go all around the volcano so as to sse into it from all the different angles. By doing this, they can start to develop a 3-D image of what is underground. By collecting these observations all around the volcano, thry can start to see whether there is a magma chamber at 10 kilometres depth or a hot fluid-filled reservoir at two kilometres.

The resulting scan could later be used by drillers to determine exactly where to position themselves to get to the best heat resources. The geologists’ goal is to reduce that exploration risk.

Apart from the work at Mt Cayley, Canada has a few geothermal projects underway. Companies in Saskatchewan and B.C. have drilled wells and a couple more have plans. Alberta has recently joined B.C. in developing a policy for geothermal development. However, no geothermal wells are yet producing energy, making Canada the only country in the Pacific Rim of Fire not to do so.

Source: Canadian news media.

 Vue du Mont Cayley (Crédit photo: Wikipedia)

Islande: A la recherche de l’énergie à grande profondeur // Iceland: Looking for very deep energy

drapeau-francaisUne opération de forage jusqu’à 5 kilomètres de profondeur est actuellement en cours au cœur des anciennes coulées de lave de la péninsule de Reykjanes, dans le sud-ouest de l’Islande. Le forage, qui pénètre une extension terrestre de la dorsale médio-atlantique, a débuté le 12 août 2016.
À la fin de cette année, l’Iceland Deep Drilling Project (IDDP) devrait permettre de réaliser le puits de forage le plus chaud au monde, avec des températures atteignant entre 400 et 1000°C. Le magma issu des profondeurs rencontre et chauffe l’eau de mer qui s’est infiltrée sous le plancher océanique. Le forage pourrait rencontrer l’équivalent terrestre des «fumeurs noirs», sources chaudes le long de la dorsale, qui sont saturées en minéraux tels que l’or, l’argent et le lithium.
A 5 km de profondeur, les pressions sont élevées, plus de 200 fois le niveau atmosphérique. Selon les sociétés productrices d’énergie qui sont derrière le projet, l’eau apparaîtra sous la forme de « vapeur supercritique. » [NB : On parle de fluide supercritique lorsqu’un fluide est chauffé au-delà de sa température critique et lorsqu’il est comprimé au-dessus de sa pression critique]. La vapeur supercritique n’est ni liquide ni gaz et elle détient beaucoup plus d’énergie thermique que l’un ou l’autre.
Un puits capable de capter une telle vapeur pourrait avoir une capacité énergétique de 50 mégawatts, contre 5 MW pour un puits géothermique classique. Cela signifie que quelque 50 000 foyers pourraient être alimentés, contre 5000 seulement à partir d’un seul puits.
Le puits actuel est le second foré dans le cadre de l’IDDP. Le précédent, sur le site géothermique du Krafla, dans le nord-est de l’Islande, a atteint tout à fait par hasard le magma à un peu plus de 2 km de profondeur en 2009. Le magma à très haute température a été brièvement utilisé pour chauffer l’eau froide envoyé dans le puits afin de déterminer la quantité d’énergie qui pourrait être générée et pour se rendre compte si la technologie était opérationnelle. Ce puits de forage n’a jamais fourni d’énergie au réseau islandais, mais jusqu’à sa fermeture pour des problèmes de corrosion, il a été le puits géothermique le plus puissant jamais bien percé, avec une production de 30 MW.
L’Islande tire déjà la totalité de son énergie de combustibles non fossiles, mais ses centrales géothermiques jouent un  rôle secondaire par rapport à ses grandes centrales hydroélectriques qui produisent les trois quarts de l’électricité du pays. Cela pourrait changer. En effet, si la vapeur supercritique peut être obtenue grâce à des forages profonds, la production d’énergie atteindra un ordre de grandeur bien différent. A une plus grande échelle, les techniques en cours de développement en Islande pourraient être adoptées par d’autres pays à travers le monde.
Source: The New Scientist.

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drapeau-anglaisA rig is currently drilling 5 kilometres into the rugged landscape of old lava flows in Reykjanes, at the south-west corner of Iceland. Drilling began on August 12th.

By the end of the year, the Iceland Deep Drilling Project (IDDP) hopes to have created the hottest hole in the world, hitting temperatures anywhere between 400 and 1000 °C. The drilling will penetrate a landward extension of the Mid-Atlantic Ridge. At that depth, magma that moves from below through volcanic activity meets and heats seawater that has penetrated beneath the ocean bed. The drilling could find the landward equivalent of “black smokers”, hot underwater springs along the ridge saturated with minerals such as gold, silver and lithium.

At that depth, pressures are high, more than 200 times atmospheric levels.  The consortium of energy companies behind the project expects the water to be in the form of “supercritical steam”, which is neither liquid nor gas and holds much more heat energy than either.

A well that can successfully tap into such steam could have an energy capacity of 50 megawatts, compared to the 5 MW of a typical geothermal well. This would mean some 50,000 homes could be powered, versus 5,000 from a single well.

It will be the IDDP’s second deep well. The first, in the Krafla geothermal field of north-east Iceland, unexpectedly struck magma at just over 2 km down in 2009. The hot magma was briefly used to heat cold water sent down the well to test how much energy could be generated and that the technology worked. It never supplied power to the Icelandic grid, but until it was shut down after corrosion problems, it was the most powerful geothermal well ever drilled, generating 30 MW.

Iceland’s electricity is already entirely powered by non-fossil-fuel sources. But its string of geothermal power plants plays a second role compared to its large hydroelectric power stations, which generate three-quarters of the country’s electricity. That could change. If supercritical steam can be obtained in deep boreholes, it will make an order of magnitude difference to the amount of geothermal energy the wells can produce. There could be global benefits, too, if the techniques being developed in Iceland are adopted elsewhere.

Source:  The New Scientist.

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Centrale géothermique dans le nord-est de l’Islande (Photo: C. Grandpey)