Du grec géo (terre) et thermos (chaud), la géothermie désigne à la fois la science qui étudie les phénomènes thermiques internes du globe ainsi que les processus industriels qui visent à l’exploiter, pour produire de l’électricité et/ou de la chaleur.

A faible profondeur, cette énergie peut être valorisée pour produire de la chaleur ou du froid si elle est assistée par une pompe à chaleur. Au delà de 1500 mètres, la géothermie permet directement le chauffage des bâtiments, la fourniture d’énergie pour les industriels et la production d’électricité.

La géothermie profonde à haute température (plus de 150 °C^elsius) se distingue par plusieurs approches développées et explorées dans le monde depuis les années 1970.

• La géothermie des roches chaudes sèches (HDR ou Hot Dry Rock), basée sur la fracturation hydraulique a été imaginée aux États-Unis en 1970 et mise en œuvre en France à Soultz-sous-Forêts à la fin des années 1980 dans le cadre d’un projet-pilote européen et franco-allemand. La création d’un échangeur thermique directement sur les roches chaudes en profondeur était obtenu par injection d’eau à très forte pression. La chaleur captée est obtenue par l’injection d’eau de surface dans un puits et la récupération de l’eau réchauffée dans un autre puits.

Cette technologie est interdite en France en raison des risques sismiques liés à la fissuration des roches en sous-sol.

• La géothermie stimulée (EGS ou Enhanced Geothermal System) (vidéo explicative) a fait suite à l’échec des travaux de type HDR notamment à Soultz-sous-Forêts, seule centrale de la période HDR encore en fonctionnement. En réalité, à Soultz-sous-Forêts, de l’eau géothermale naturelle à été trouvée en grande profondeur (5000 mètres). Le concept technologique a donc évolué vers l’EGS, technologie qui consiste en l’exploitation de fissures naturelles des roches profondes par lesquelles, une fois « nettoyées », le captage peut être réalisé. Le « nettoyage » des fissures s’opère par traitement thermique (injection d’eau froide de surface) ou d’un traitement chimique à l’aide d’un mélange d’eau claire et d’un acide organique biodégradable (acide acétique ou autre) dans le but de dissoudre les sédiments qui obstruent les failles où circule l’eau géothermale. C’est une technique également utilisée depuis plus de 100 ans lors de la réalisation ou de la régénération d’ouvrages d’eau potable.

Les aquifères exploités par la géothermie profonde sont des réserves d’eau saline millénaires situées à plusieurs kilomètres de profondeur. Ce ne sont donc pas des nappes d’eau potable.

Les nappes phréatiques pourraient potentiellement être polluées de trois manières différentes :

• par mise en communication avec les eaux géothermales par percement du tubage,
• par mise en communication avec des eaux plus profondes,
• par infiltration superficielle des eaux du chantier pendant les travaux de forage.

Afin d’éviter toute communication entre l’eau géothermale, les eaux des nappes profondes et les eaux de la nappe alluviale, le puits est pourvu de 6 couches d’étanchéité avec 3 tuyaux en acier emboités. On les appelle des cuvelages ou tubages, ils sont étanches et isolés du terrain au droit des nappes d’eau potable par 3 gaines de ciment adaptées et injectées sur toute leur hauteur. Cela crée ainsi des gaines étanches multicouches jusqu’aux grandes profondeurs. Seule la partie productrice est laissée en « trou ouvert ». Les matériaux sont spécialement sélectionnés pour résister à la salinité de l’eau géothermale ainsi qu’aux fortes différences de températures pouvant exister.

Coupe technique d’un forage de géothermie profonde à Rittershoffen (source : ESg)

Dans la croute terrestre la température augmente en moyenne de 3°C tous les 100 m (gradient de température). Cependant, certaines régions du globe présentent des gradients géothermiques plus élevés. En France, le sous-sol autour de Strasbourg par exemple, affiche un gradient géothermique de l’ordre de 4.5 à 5°C par 100 m.

Une centrale géothermique est dite – de cogénération – lorsqu’elle produit de l’électricité et de la chaleur. Celle-ci n’est pas transportable sur de grandes distances. Elle doit donc être située à proximité directe des différents consommateurs.

Par ailleurs, pour trouver des circulations d’eau dans les roches profondes, il faut viser des zones naturellement faillées. Les sites choisis doivent donc également pouvoir atteindre des failles profondes potentiellement favorables.

Les sites retenus sont le résultat d’une adéquation entre la présence d’une faille profonde productive, la proximité d’un bassin d’utilisateurs pour la chaleur et la disponibilité d’un terrain pour les installations.

Un puits de géothermie profonde est constitué de cuvelages successifs (voir schéma ci dessous) qui remontent jusqu’à la surface et protègent les couches aquifères traversées de tout contact avec l’eau captée en profondeur.

Afin d’éviter toute pollution superficielle, les eaux de ruissellement sont collectées par une géo-membrane étanche installée sous la plate-forme de forage. Un système de conduites recueille les fluides pollués vers des déshuileurs puis des bacs de rétention.

En France, depuis 40 ans les projets exploitent majoritairement la technique du doublet, à savoir le forage de 2 puits reliant une même centrale, l’un pour puiser l’eau, l’autre pour renvoyer l’eau en circuit fermé après en avoir capté l’énergie en surface.

La centrale de production d’énergie en surface, occupe quant à elle l’espace équivalent à un petit hall agricole.

Les équipements de forage ont une durée de vie de 60 ans. Ils nécessitent une surveillance tous les 5 ans de la qualité du métal et une gestion des éventuels dépôts sur les parois. La corrosion naturelle est contrôlée et traitée si nécessaire. Les pompes d’extraction de l’eau géothermale et de réinjection ont une durée de vie plus courte, de l’ordre de 3 à 5 ans et sont régulièrement changées.

A l’issue de la période d’exploitation (30 à 60 ans au moins) le puits est « bouché » avec du ciment. Après la procédure de bouchage, le puits reste sous la surveillance du détenteur de la concession (l’industriel qui a fait l’investissement) ou de l’Etat en cas de fin de concession.

Pour assurer la continuité de fourniture d’énergie géothermale, une nouvelle centrale peut être créée dans un périmètre proche.

La préparation du chantier dure environ 3 mois et comprend : les fouilles archéologiques préalables, le forage des avant-puits, la plateforme, le bassin de rejet.

Le forage profond, quant à lui, dure en moyenne 120 jours soit 240 jours pour le doublet. Le doublet est le dispositif qui associe deux conduites forées en sous-sol, l’une pour remonter l’eau des couches profondes, l’autre pour la retourner dans ses couches d’origine après en avoir extrait les calories par l’échangeur thermique en surface (en savoir plus sur : le doublet en géothermie profonde).

Une fois le forage finalisé, l’unité en surface sera construite en 18 mois environ (ingénierie, commandes, construction, installation et mise en service).

La durée globale de la phase chantier est donc de près de 2 ans avant la mise en service.

La composition de ce fluide est adaptée aux caractéristiques physico-chimiques des cristaux et sédiments remplissant les failles et gênant la circulation de l’eau chaude. Il est constitué d’eau claire et d’un acide organique biodégradable et/ou inorganique en faible quantité et réagissant complètement avec les roches à dissoudre. Il ne restera pas d’acide résiduel dans le réservoir. C’est une technique également utilisée depuis plus de 100 ans lors de la réalisation ou de la régénération d’ouvrages d’eau potable. L’acidification présente l’avantage de ne pas avoir besoin d’additif particulier pour être efficace. L’action recherchée étant uniquement la mise en solution d’une minéralisation gênante pour le passage de l’eau.

Les réactifs les plus couramment utilisés pour l’acidification des réservoirs sont :

• Acide chlorhydrique en solution aqueuse,
• Acide acétique,
• Acides de la famille des glutamates (totalement biodégradable).

La nature des acides est compatible avec les ouvrages de captation d’eau potable type HCL et acide organique (exemple : acide acétique). Ces acides sont d’un usage domestique commun (eau de javel, vinaigre, …).

Un ouvrage de géothermie profonde est sans impact sur l’environnement. Il ne génère :

• Aucune émission de gaz ou particules dans l’atmosphère,
• Aucune émission d’odeurs dans le voisinage,
• Aucun bruit durant l’exploitation de la centrale,
• Aucun encombrement routier ni impact carbone pour la livraison de l’énergie qui n’a besoin d’aucun transport, puisque directement injectée dans les circuits d’alimentation.

Il n’y a aucun risque pour les logements avoisinant l’unité de géothermie profonde. Les travaux et l’exploitation de la ressource sont étroitement encadrés par les règles de l’art et la réglementation française, l’une des plus exigeantes en la matière. Ils sont dûment vérifiés par les services de l’Etat et les différentes expertises apportées aux dossiers.

On peut distinguer deux phases : en cours d’exploitation et durant les travaux.

En cours d’exploitation

Une installation de cogénération géothermique est composée de divers équipements. La turbine et les tours aéroréfrigérantes, lorsqu’il y en a, sont les seules qui puissent générer des émissions sonores. Ces éléments sont parfaitement intégrés dans la conception des projets. La turbine est confinée à l’intérieur d’un bâtiment insonorisé. Il n’y a donc aucune émergence sonore pour cet équipement hors son enceinte de confinement.

Les tours restent à l’extérieur, mais sont spécialement dimensionnées pour minimiser leurs émissions sonores et rester en dessous de 70 dB(A) à 20 m, soit à peu près le bruit d’un aspirateur domestique. Les premières habitations étant souvent à plusieurs centaines de mètres des installations, les riverains ne ressentent aucune gêne.

En cours de travaux

Les appareils de forage ont été spécialement conçus pour travailler en environnement urbain avec un minimum de nuisances. Le treuil de forage, principale source de nuisance sur un appareil classique, a été remplacé par un concept de vérins hydrauliques, silencieux. Les tiges de forage sont manipulées par un bras automatique, limitant les bruits de métal classique existant en mode manuel.

Pendant les travaux, le forage a une émergence sonore quasi-nulle aux abords du chantier. Cela est mesuré avant chaque projet. A titre d’exemple, la valeur moyenne du bruit produit par un tel chantier réalisée en zone rurale en Alsace affichait 55 dB(A) à 100 m pendant les 8 mois de forage (24h/24), alors que les mesures du fond sonore préexistant affichaient des valeurs de 65 dB(A) le jour et 60 dB(A) la nuit. L’impact est donc très faible au niveau des habitations.

Par ailleurs, lors des travaux de forage, la circulation induite, de jour comme de nuit, était  de 5 à 8 camions par jour pendant les opérations et de 20 camions par jour en moyenne lors de l’acheminement de la machine de forage, principalement la journée.

Les avantages de la géothermie profonde sont multiples. Au niveau environnemental, l’impact carbone d’une unité géothermique est quasi nul. Aucune combustion ni émission de gaz (CO2, NOx) ne provient des installations géothermiques en phase d’exploitation. L’énergie extraite ne nécessite pas de transport pour être mise à disposition. Que cela soit l’électricité, ou la vapeur, elle est directement reliée aux utilisateurs. Elle ne génère donc aucune émission de gaz à effet de serre.

Dans une installation géothermique, aucune substance dangereuse n’est transportée ou stockée en surface. Dans le cas d’une eau géothermale micro-radioactive (à l’état naturel), les mesures de sécurité en vigueur pour la protection du personnel sont évidemment mises en place. Si lors d’opérations de maintenance, des dépôts très faiblement radioactifs devaient être évacués, la gestion en serait confiée à l’ANDRA (Agence Nationale des Déchets Radioactifs).

Une fois les forages terminés, les surfaces de terrain occupées par les installations géothermiques restent modestes en comparaison des autres types d’énergie. La taille des équipements de surface est très réduite (semblable à un petit hangar agricole). Enfin, l’énergie géothermique est disponible quasiment la totalité de l’année, ce qui en fait l’énergie renouvelable la plus disponible.

La géothermie haute température est sans conteste une Energie Renouvelable majeure. D’origine totalement naturelle, elle est grandement liée aux conditions géologiques. En volcanisme, le potentiel électrique d’une telle exploitation est très important et pourrait dans certains cas se substituer aux énergies fossiles.

En France métropolitaine, les conditions géologiques ne permettent pas d’avoir un potentiel assez élevé pour pouvoir répondre seul et intégralement aux besoins en électricité de la nation. Pour autant, c’est une énergie alternative non polluante qui, en lien avec d’autres moyens de production électrique renouvelable (éoliennes, panneaux photovoltaïques, hydroliennes, barrages hydrauliques, …) permet à terme de réduire la part du nucléaire dans le mix énergétique français.

La géothermie à l’avantage de pouvoir proposer une énergie thermique de l’ordre de 30 MWth/unité. Un réacteur de centrale nucléaire produisant en moyenne 900 MWe, il faudrait 150 unités géothermiques pour produire cette quantité d’électricité.

La réglementation française donne un cadre strict permettant d’affirmer qu’une unité géothermique ne présente pas de risques spécifiques lors de son exploitation. En effet, il n’y a aucun transport, pas de stockage ou de combustion de matière dangereuse. Par ailleurs, l’ensemble des fluides et des gaz produits par les forages est intégralement réinjecté en profondeur.

Les données régionales de l’état de contrainte sont connues par les expériences passées et le suivi de la sismicité naturelle est réalisé depuis plusieurs décennies. À partir de ces données régionales et de la modélisation des failles et couches géologiques issues de l’interprétation des données géophysiques existantes, un modèle mécanique a été réalisé en collaboration avec des sociétés expertes internationales pour comprendre l’influence des forces en présence dans les failles. Dans le Grand Est par exemple, la campagne d’acquisition des données géophysique réalisée en Alsace au printemps 2015 a permis d’affiner cette première modélisation. En parallèle, un système de surveillance avec des géophones est mis en place avant, pendant et après forage de façon à enregistrer les évènements liés à l’activité de la faille.

La micro-radioactivité présente dans les eaux géothermales provient de la radioactivité naturelle des formations rocheuses en profondeur et de la possible présence d’un gaz appelé radon. Le niveau de radioactivité de cette eau géothermale est très faible (en-dessous des normes définies pour les eaux potables, et limitée aux alentours de la tête de puits à quelques mètres). L’eau géothermale présente dans le sous-sol est généralement à l’origine une eau de pluie qui s’est infiltrée dans le sol. Au cours de sa circulation dans les formations rocheuses durant des milliers d’années, l’eau géothermale se « charge » progressivement en différents éléments composant les roches traversées.

L’eau géothermale circulant à la profondeur envisagée par les industriels pour son exploitation, c’est-à-dire autour de 4000 m de profondeur, possède des concentrations en sel autour de 100 g/l et présente une composition très proche de celle étudiée sur le pilote de recherche géothermique de Soultz-sous-Forêts. Une infime partie de ces éléments est naturellement radioactive. Ce sont notamment le radon, le potassium et le thorium.

Malgré de faible taux potentiellement exprimé, au sein de l’unité de géothermie, les zones « potentiellement exposées » sont signalées et interdites au personnel non autorisé. Un suivi de la radioactivité des installations et des mesures de radioprotection sont mis en place pendant les travaux et durant la vie de l’unité par l’exploitant et par les organismes publics de contrôle.

Durant l’exploitation par la centrale géothermique, en raison de la variation de la température et de la pression de l’eau géothermale en surface, des dépôts solides contenant des éléments radioactifs piégés dans l’eau géothermale peuvent s’accumuler dans les échangeurs de chaleur, les filtres et les tuyaux. Il a été considéré que la valeur de radioactivité liée à l’exploitation est relativement faible et, en particulier, la valeur liée à l’environnement ambiant. Par exemple, une valeur de radioactivité de 1 μSv/h exigerait pour un travailleur de passer 1000 heures dans l’environnement immédiat des conduits de transit en surface de l’eau géothermale, soit 166 j/an, afin d’atteindre la limite légale de 1 mSv sur une période de 12 mois consécutifs (*).

L’ensemble des préconisations nécessaires à la gestion de cette radioactivité naturelle a été établi avec l’appui de l’Autorité de sureté nucléaire.

(*) Pour donner une meilleure idée du niveau d’exposition potentiel des personnels directement en contact avec les installations, il est intéressant de comparer avec des exemples de l’exposition naturelle et la médecine humaine. Par exemple, en France, la dose naturelle moyenne reçue par an pour un individu est de 2,6 mSv, venant principalement de l’exposition au radon, mais aussi des radiations cosmiques et telluriques. Une exposition liée à une radiographie thoracique est de l’ordre de 5,7 mSv.

La surveillance des puits est réalisée par des capteurs de surfaces et un contrôle par diagraphie tous les 3 ou 5 ans selon que ce soit un puits d’injection ou de production.

Pour la protection de la nappe, un système de piézomètres permet l’analyse ponctuelle et périodique des eaux phréatiques.

Pour les risques sismiques, un réseau de géophones permet la surveillance en temps réel des événements liés à l’activité de forage et d’exploitation dans le sous-sol.

Pour les risques de fuites de gaz présents en sous-sol, des capteurs autour de l’unité détectent les fuites éventuelles en temps réel.

De plus, l’unité est dotée de plusieurs systèmes de contrôle pour vérifier en continu son bon fonctionnement. Enfin, l’installation est soumise aux campagnes de surveillance périodique des organismes publics.

En France, de nombreux projets ont été mis en œuvre depuis les années 1980, mais surtout en région parisienne et en Alsace pour les plus productifs. Les industriels de cette filière emploient des spécialistes pourvus d’une grande expérience dans les métiers mis en œuvre. Certains travaillent en partenariat avec des sociétés allemandes réputées. En effet, l’Allemagne possède une plus longue expérience (150 ans) que la France dans ce domaine de la géothermie.

Les opérateurs industriels français réunis au sein de l’AFPG emploient des spécialistes en géosciences, en forages, avec pour beaucoup des personnels ayant plus de 20 ans d’expérience, ou encore en gestion des équipements de surface.

Par ailleurs, les connaissances en matière de géothermie électrique sont pour la plupart publiques et à disposition de tous les industriels du secteur. C’est le cas de l’installation de Soultz-sous-Forêts, projet initié par le BRGM, et qui fournit de précieux renseignements sur la géologie du bassin rhénan.

À Saint Gall (Suisse). En 2013, après les tests de production, du gaz naturel est remonté dans le puits depuis les roches sous-jacentes. Afin d’éviter un accident grave en surface, une quantité importante d’eau sous pression a été injectée dans le puits pour contenir le gaz. Cette surpression, couplée à une sensibilité naturelle du sous-sol, a induit un séisme d’une magnitude de 3,5 (mineur sur l’échelle de Richter) ressenti par la population. Malgré ce séisme, le gaz a pu être contenu, n’engendrant pas de dégâts en surface.

À Stauffen (Allemagne). Sur le site des forages, de l’eau d’une couche aquifère superficielle s’est écoulée vers des niveaux géologiques plus profonds composés notamment d’anhydrite (sulfate de calcium CaSO4). Celui-ci s’est ainsi transformé en gypse (sulfate de calcium hydraté CaS04 2H2O) qui a gonflé au contact de cette eau, (plus de 60%) provoquant ainsi des soulèvements en surface. C’est donc une méconnaissance du terrain et le non-respect des règles élémentaires du métier par des opérateurs non industriels qui sont en cause dans ces incidents.

À Lochwiller (France). Le forage a rencontré de l’eau artésienne issue d’une nappe captive vers 100 m de profondeur. Celle-ci s’est écoulée dans des terrains superficiels. La circulation de cette eau a ainsi rendu inefficace la cimentation réalisée. L’eau profonde aurait ensuite «mouillé» des terrains contenant de l’anhydrite entraînant les mêmes phénomènes qu’à Stauffen.

Les forages de Stauffen-im-Breisgau en Allemagne et de Lochwiller en Alsace, étaient des forages superficiels réalisés pour la pose de sondes géothermiques (- 140 m). Ces techniques de forage ne sont absolument pas comparables à celles des forages profonds. Les moyens mis en œuvre étant « très légers » pour réduire les coûts. Aucun tubage n’était cimenté directement au terrain et les épaisseurs de ciment qui étaient utilisées pour le gainage simple très faibles. De ce fait, les cimentations effectuées ne pouvaient arrêter efficacement des circulations d’eau qui pouvaient exister.

De plus, lors de ces forages superficiels pour des sondes géothermiques de faible profondeur, aucun suivi géologique n’a été effectué et aucun contrôle n’a été demandé. De nouveaux textes législatifs ont été sortis en France en 2015 dans le but d’éviter ces problèmes. Pour des forages profonds, qu’ils soient réalisés pour le captage d’eau potable, pour la recherche pétrolière ou pour la géothermie haute température, il existe des règles à suivre clairement définies par la législation française. Ainsi, la cimentation est adaptée à chaque formation géologique. Par ailleurs, l’architecture de puits à tubages télescopés enduits de ciment remontant sur toute la hauteur de colonne du cuvelage permet d’isoler tous les aquifères rencontrés et d’éviter des fuites de l’eau géothermale vers l’extérieur des tubages.

Pour engager un projet de Géothermie profonde, un industriel doit auparavant obtenir un Permis Exclusif de Recherche (PER). Celui-ci est très encadré par l’Etat qui donne son avis sur le dossier. Le dossier est publié au Journal Officiel et soumis à une période de mise en concurrence de 30 jours. Après résolution de la concurrence, les services de l’Etat finissent l’instruction du dossier qui doit recevoir un avis favorable pour poursuivre l’instruction finale au ministère de l’Ecologie, du Développement Durable et de l’Energie.

Après avis du Conseil Général de l’Economie, de l’Industrie, de l’Energie et des Technologies (CGIET), le PER peut être signé par le ministre de l’Environnement et le ministre de l’Industrie, tous deux en charges des Mines. C’est seulement après ces étapes que l’industriel peut engager ses travaux d’exploration, soumis par ailleurs à des Demandes d’Ouverture de Travaux et, dans certains cas, des arrêtés municipaux de circulation des communes traversées par les convois chargés des campagnes d’acquisition de données géophysiques.

Certains sous-sols peuvent contenir des poches de gaz qui peuvent être libérés par la perforation. L’appareil de forage est de ce fait équipé d’un bloc obturateur de puits permettant de bloquer les gaz dans le puits. En cas de fuite, une torchère est prévue pour brûler les gaz et éviter leur dispersion. Des produits sont disponibles en permanence sur le site de forage pour boucher le puits en cas de fuite. A titre d’information, en Alsace, l’ASPA, association chargée de surveiller la qualité de l’air, a listé les gaz potentiellement dangereux pour l’homme et l’environnement en analysant aussi leurs caractéristiques, la dangerosité, les contre-indications et les interventions à faire dans le cas d’émanations gazeuses dans l’atmosphère. Ces études avec l’analyse des risques sont publiées sur le site de l’ASPA.

En général, les réseaux de chaleur sont couplés avec une chaudière à gaz ce qui permet de sécuriser l’approvisionnement en chaleur lors d’une maintenance ou en cas de panne de l’installation géothermique.

N’hésitez pas à poser d’autres questions en utilisant le formulaire de questions/réponses !