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PROLONGATION DE LA CONCESSION DU STOCKAGE

SOUTERRAIN DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS

PIECE 3 : MEMOIRE TECHNIQUE ET PROGRAMME DES TRAVAUX PREVUS

NOVEMBRE 2014

PROLONGATION DE LA CONCESSION DU STOCKAGE SOUTERRAIN DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS


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SOMMAIRE

I. PRINCIPE D’UN STOCKAGE EN AQUIFERE ET DE SES INSTALLATIONS ............................................................ 5

II. DESCRIPTION DES INSTALLATIONS TECHNIQUES D’EXPLOITATION DU STOCKAGE DE GAZ NATUREL DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS ......................................................................................................................... 23

III. DESCRIPTION DES PERIMETRES LIES A LA CONCESSION ............................................................................. 41

IV. DESCRIPTION DU SOUS-SOL EXPLOITE ET DE LA QUALITE DES EAUX .......................................................... 45

V. MEMOIRE DETAILLE DES TRAVAUX EXECUTES SUR LE STOCKAGE DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS ........... 79

VI. PROGRAMME GENERAL DES TRAVAUX PREVUS SUR LE STOCKAGE DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS ........ 87

VII. TABLE DES ANNEXES ................................................................................................................................ 91

VIII. TABLE DES MATIERES ............................................................................................................................. 105



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I. PRINCIPE D’UN STOCKAGE EN AQUIFERE ET DE SES INSTALLATIONS

1. UNE STRUCTURE GEOLOGIQUE SPECIFIQUE

Un stockage en aquifère, comme celui de Germigny-sous-Coulombs, est l'équivalent géologique d'un gisement de gaz naturel. La seule différence est que la roche réservoir contient originellement de l'eau dans l’espace naturel entre les grains de roche (ou pores). Le gaz naturel injecté dans la roche repousse simplement l’eau et prend en partie sa place, sans modifier la structure de la roche (Figure 1).

Cette spécificité du sous-sol est un point essentiel, des caractéristiques très précises étant recherchées afin de pouvoir qualifier un site pour l’aptitude au stockage de gaz.

Figure 1: bloc schématique d’un stockage de gaz en aquifère

Les aquifères susceptibles d'être utilisés comme stockages souterrains doivent présenter des caractéristiques meilleures qu'un gisement de gaz, notamment en termes de porosité (volume des vides par rapport au volume total des roches formant le réservoir) et de perméabilité (faculté de circulation des fluides entre les pores communiquant entre eux), ce qui permet de rendre plus aisée l’exploitation « cyclique » du stockage (injection en été et soutirage en hiver).

PROLONGATION DE LA C

PIECE 3 :

Ils doivent également être surmontés d'une couvertconstituer un "piège" qui va confiner le gaz et l'empêcher de remonter. Latéralement, le gaz est confiné grâce à une forme appropriée, en dôme ou en anticlinal fermé.

L’étanchéité verticale est de plus surveillée par un dispositif destiné à détecter et contrôler une éventuelle migration de gaz vers les aquifères situés aucomprend des puits de surveillance ouverts sur les aquifères des puits utilisés pour l’enregistrement de diagraphies

Le confinement latéral est surveillé par des puits de contrôle périphériques.

On peut noter que les structures géologiques souterraines aptes au stocterritoire.

2. L’EXPLOITATION D’UN STOCKAGE SOUTERRAIN D

2.1. GENERALITES

L’approvisionnement en gaz naturel étant relativement constant mais la consommation variable, le rôle des stockages est d’ajuster l’offre à la demande. Le(principalement en été). Le gaz est soutiré durant les périodes de forte consommation en hiver (

Figure 2 : variations annuelles de la consommation de gaz naturel en

Cela permet également d’optimiser les infrastructures de transport et de garantir la sécuritquelles que soient les variations saisonnières ou quotidiennes de la demande en gazfaire face à la défaillance temporaire d’une source d’approvisionnement et d’assurer une continuité de fourniture de gaz.

Le principe physique de base est le suivantpression de l'eau contenue dans le réservoir comprimée et repoussée vers la périphérie du réservoir. Lopression dans les puits. Le gaz s'évacue naturellement par le

Les installations qui sont regroupées sur d’une part les puits, directement en lien avec l’exploitation du sousdite « centrale » regroupant les principales installations de surface (


: MEMOIRE TECHNIQUE ET PROGRAMME DES TRAVAUX PREVUS

Ils doivent également être surmontés d'une couverture étanche formée de roches imperméables, permettant de constituer un "piège" qui va confiner le gaz et l'empêcher de remonter. Latéralement, le gaz est confiné grâce à une forme appropriée, en dôme ou en anticlinal fermé.

surveillée par un dispositif destiné à détecter et contrôler une éventuelle migration de gaz vers les aquifères situés au-dessus du réservoir de stockage (aquifères supérieurscomprend des puits de surveillance ouverts sur les aquifères supérieurs pour des mesures de pression

l’enregistrement de diagraphies.

Le confinement latéral est surveillé par des puits de contrôle périphériques.

es structures géologiques souterraines aptes au stockage de gaz sont

TOCKAGE SOUTERRAIN DE GAZ NATUREL

L’approvisionnement en gaz naturel étant relativement constant mais la consommation variable, le rôle des à la demande. Le gaz naturel est injecté durant les périodes de faible consommation

été). Le gaz est soutiré durant les périodes de forte consommation en hiver (

variations annuelles de la consommation de gaz naturel en France et rôle schématique de l’activité de stockage

Cela permet également d’optimiser les infrastructures de transport et de garantir la sécuritsoient les variations saisonnières ou quotidiennes de la demande en gaz. Ils permettent également de

faire face à la défaillance temporaire d’une source d’approvisionnement et d’assurer une continuité de fourniture

le suivant : le gaz est injecté à l’aide de puits en surpression par rapport à la pression de l'eau contenue dans le réservoir et va remplir les espaces poreux des roches aquifères. L'eau est ainsi comprimée et repoussée vers la périphérie du réservoir. Lorsque l'on veut récupérer le gaz, il suffit de diminuer la

puits. Le gaz s'évacue naturellement par les puits et est canalisé vers le site de stockage

Les installations qui sont regroupées sur le site servent à injecter et soutirer du gaz du réservoir. On distingue d’une part les puits, directement en lien avec l’exploitation du sous-sol, leur collecte

les principales installations de surface (Figure 3).

COULOMBS 6

ure étanche formée de roches imperméables, permettant de constituer un "piège" qui va confiner le gaz et l'empêcher de remonter. Latéralement, le gaz est confiné grâce à

surveillée par un dispositif destiné à détecter et contrôler une éventuelle réservoir de stockage (aquifères supérieurs). Ce dispositif

pour des mesures de pression ainsi que

kage de gaz sont assez rares sur notre

E GAZ NATUREL

L’approvisionnement en gaz naturel étant relativement constant mais la consommation variable, le rôle des durant les périodes de faible consommation

été). Le gaz est soutiré durant les périodes de forte consommation en hiver (Figure 2).

France et rôle schématique de l’activité de stockage

Cela permet également d’optimiser les infrastructures de transport et de garantir la sécurité d’approvisionnement, Ils permettent également de

faire face à la défaillance temporaire d’une source d’approvisionnement et d’assurer une continuité de fourniture

en surpression par rapport à la les espaces poreux des roches aquifères. L'eau est ainsi rsque l'on veut récupérer le gaz, il suffit de diminuer la

et est canalisé vers le site de stockage.

z du réservoir. On distingue sol, leur collecte, et, d’autre part, la station



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Figure 3 : schéma de fonctionnement type des installations d’un site de stockage

souterrain de gaz naturel

2.2. LES INSTALLATIONS QUI CONTRIBUENT A L’EXPLOITATION D’UN STOCKAGE SOUTERRAIN DE GAZ NATUREL EN AQUIFERE

2.2.1. LES PUITS

Les puits sont forés jusque dans le réservoir et permettent de l’exploiter. L'exploitation d'un réservoir recouvre, d'une part, les opérations de surveillance ou de contrôle du réservoir proprement dit et de son environnement et, d'autre part, la maintenance ou l'entretien des équipements de fond et de surface afin que le stockage puisse assurer, en toute sécurité, les fonctions pour lesquelles il a été développé (Figure 4).

Les puits sont de deux types :

• les puits d'exploitation qui permettent l'injection et le soutirage du gaz du réservoir,

• les puits de contrôle pour la surveillance de la zone du réservoir en gaz et de son confinement et de son développement.

Compression

OdorisationDéshydratation Désulfuration

si nécessaire

Comptage

Puits

Arrivée des puits/réseau de collecte

Compression

éventuelle

durant le

soutirage ou

l’injection

STATION CENTRALE

SOUTIRAGE

INJECTION

Réseau de transport du gaz



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1 – Zone de stockage du gaz (réservoir) 6 – Canalisations enterrées de gaz reliant les puits d’exploitation à la station

de traitement du gaz

2 – Couche poreuse et perméable saturée d’eau (aquifère) 7 – Puits de contrôle de l’extension de la bulle de gaz

3 – Couche imperméable (couverture) 8 – Puits de contrôle de l’aquifère supérieur

4 – Aquifère supérieur 9 – Station de compression et de traitement du gaz

5 – Puits d’exploitation du stockage 10 – Départ vers le réseau de transport

Figure 4 : schéma d’un stockage de gaz naturel en aquifère et des types de puits

2.2.1.1. LES PUITS D’EXPLOITATION

Les puits d'exploitation assurent alternativement l'injection ou le soutirage du gaz. Ils sont constitués par :

• une partie visible en surface qui comprend une tête de puits et des vannes d’isolement pour les opérations de maintenance ou d’exploitation : une vanne de sas, une ou deux vannes maîtresses, une vanne d’antenne,

• une partie souterraine avec deux ensembles distincts :

o un ensemble de tubes concentriques ou cuvelages qui constituent l’architecture du puits. Une fois posé et cimenté aux terrains préalablement forés, le cuvelage assure l’étanchéité avec les terrains naturels.

o A l’intérieur de ces tubes est ensuite descendue la colonne de production ou complétion, composées de tubes d’un diamètre inférieur dans lesquels cheminera le gaz. L’espace annulaire compris entre le cuvelage et la colonne de production constitue une enveloppe de confinement qui permet de détecter tout défaut d’étanchéité de la colonne de production. Les éléments qui constituent cette colonne de production peuvent être réparés ou remplacés par l’intermédiaire d’opérations très spécifiques avec l’intervention d’une machine de forage lors de « reprises de puits ».



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La complétion d’un puits d’exploitation gaz comprend, de la surface vers le fond (Figure 5) :

• une vanne de sécurité située vers 30 mètres de profondeur qui isole automatiquement le puits, en particulier en cas de chute anormale de pression en tête de puits. Cette vanne peut aussi être déclenchée sur demande (procédure de mise en sécurité du puits),

• un ensemble de tubes (tubage) qui descend de la surface jusqu’au niveau du réservoir et qui constitue la colonne (ou tube) de production,

• un obturateur annulaire assurant l’ancrage du tubage sur le cuvelage en partie basse et isolant l'espace annulaire compris entre le tubage et le cuvelage,

• en face du réservoir exploité, on trouve des crépines : il s’agit d’éléments de tube ajourés qui constituent l’interface entre le réservoir et le « trou » du forage, permettant d’éviter l’entraînement de corps solides (du sable notamment) lors du soutirage du gaz.

Chaque puits est considéré comme un équipement fonctionnel à part entière.

En fonctionnement normal, le débit du gaz est régulé en fonction des paramètres d’exploitation souhaités.

Figure 5 : coupe schématique d’un puits d’exploitation



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2.2.1.2. LES PUITS DE CONTROLE

Afin d’assurer le suivi d’exploitation d’un stockage souterrain de gaz naturel, il y a différents types de puits de contrôle :

• des puits de contrôle situés en périphérie du stockage et en relation avec l’aquifère exploité. Certains de ces puits se situent à l'extérieur de la partie en gaz ou en limite de celle-ci et permettent de faire des mesures de pression de l'aquifère ou des prélèvements d'échantillons d'eau. D’autres se situant à l’intérieur de la partie en gaz du réservoir près de sa limite permettent également de recueillir des informations sur l’évolution de la bulle par l’intermédiaire de mesures d’interfaces eau/gaz,

• des puits de contrôle par diagraphies : ces puits, sont tubés et cimentés au droit du réservoir. Leur rôle est de permettre la mesure des saturations en gaz des différents niveaux du réservoir au moyen de diagraphies neutroniques et de vérifier le confinement du gaz horizontalement et verticalement,

• des puits de contrôle en relation avec certains niveau(x) supérieur(s) poreux et perméable(s) ou aquifère(s)

supérieur(s). Ils permettent de détecter dans ces aquifères une éventuelle arrivée de gaz. Le contrôle est

effectué par un suivi hebdomadaire de la pression et ponctuellement par des prélèvements d'échantillons

d'eau.

2.2.2. LE RESEAU DE COLLECTE

Chaque puits d’exploitation est relié à la station par une canalisation appelée collecte ou antenne de puits. Ce sont des canalisations enterrées à une profondeur minimale d’un mètre. Sur certains sites, ces collectes sont connectées à des canalisations de plus gros diamètres, appelées dorsales, qui acheminent le gaz vers le site. C’est le cas notamment sur le site de Germigny-sous-Coulombs.

Le réseau de collectes est doté de différents éléments indispensables à l’exploitation. Ces éléments sont regroupés dans « l’atelier Réservoir ». L’atelier Réservoir a pour fonction de gérer les débits d’injection et de soutirage dans le réservoir souterrain. Ces équipements peuvent se situer sur la plateforme de puits, sur des plateformes Manifold ou sur la station centrale selon les cas (Figure 6) et comprennent :

• des séparateurs, prévus pour récupérer l’eau liquide du ou des puits. Ils sont équipés d’un système de purge automatique relié au circuit de collecte des effluents dilués,

• des équipements de comptage du flux de gaz,

• de vannes de laminage permettant la régulation du débit sur les puits,

• de vannes de barrage et d’isolement permettant d’isoler le puits,

• de pomperies méthanol comprenant une ou des cuves de méthanol permettant une injection en tête de puits. Le méthanol permet d’éviter la formation d’hydrates (conglomérat d’eau et de glace pouvant se former sous certaines conditions de température, d’humidité et de pression du gaz) au moment du soutirage du gaz,

• de bâtiments abritant les automatismes permettant la régulation de toutes ces fonctions.



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PUITS ET MANIFOLD

Puits d’exploitation

Séparateur

Comptage

Vers réseau effluents station

Robinet de sécurité Robinet de régulation Robinet manuel

BSV

AU

Vers plate-forme

d’évent

Manifold

Vers ateliers traitement

Sens de passage du gaz gaz effluents

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Figure 6 : la rampe d’un puits d’exploitation

2.2.3. LA STATION CENTRALE

La station centrale d’un stockage de gaz, ou site de regroupement, regroupe les installations de surface qui sont nécessaires à la mise en œuvre des procédés permettant le soutirage, l’injection, et la répartition du gaz (Figure 3), ainsi que les ateliers et bâtiments occupés par le personnel. L'ensemble des équipements a été découpé en plusieurs ateliers, c’est-à-dire en groupes d’installations assurant une même fonction générale :

• l'atelier réservoir incluant les puits et les collectes (décrits respectivement en 2.2.1 et 2.2.2),

• l'atelier compression,

• l'atelier traitement (désulfuration et déshydratation),

• l'atelier interconnexion.

Les volumes de gaz injectés ou soutirés sont également comptés. Enfin le gaz reçoit un complément d’odorisation et la qualité du gaz est contrôlée.

Tous ces ateliers et les fonctions qu’ils opèrent sont pilotés à distance depuis une salle de contrôle située sur le site.



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2.2.3.1. L'ATELIER COMPRESSION

Cet atelier est principalement utilisé en période d’injection pour comprimer le gaz à destination du stockage, de la pression fournie par le réseau de transport à la pression du réservoir. Le type de compresseur et leur nombre est fonction des caractéristiques et besoins propres à chaque stockage. Ces compresseurs sont installés dans des bâtiments spécifiques.

La compression peut aussi être utilisée en fin de période de soutirage sur certains stockages lorsque la pression du gaz stockée est plus basse, afin de permettre l’émission de gaz sur le réseau aux conditions de pression et débit requises par GRT Gaz.

2.2.3.2. L’ATELIER TRAITEMENT

L’atelier traitement du gaz soutiré se divise en deux parties distinctes :

>>>> LA DESULFURATION DU GAZ SOUTIRE

Lors de son séjour dans le réservoir souterrain, il est parfois possible que le gaz naturel se charge en composés soufrés au contact de l’eau et de la roche réservoir qui peuvent contenir des sulfates et des sulfures naturellement présents. Au soutirage, pour éliminer le soufre contenu dans le gaz naturel sous forme d'H2S ou sulfure d’hydrogène et ainsi rendre le taux conforme aux valeurs réglementaires (arrêté ministériel du 28 janvier 1981), il est nécessaire de retirer une partie de ces composés. Cette opération est réalisée par l’intermédiaire d’une ou plusieurs unités de désulfuration. Ces dernières utilisent généralement le procédé de désulfuration au charbon actif : le gaz circule dans la tour de désulfuration et le sulfure d’hydrogène qu’il contient reste piégé sur le charbon actif avec lequel il a été en contact.

Le procédé de désulfuration nécessitant un gaz ayant une certaine humidité relative, la fonction désulfuration est située en amont de la fonction déshydratation.

>>>> LA DESHYDRATATION DU GAZ SOUTIRE

Le gaz qui a été en contact avec l’aquifère ressort saturé en vapeur d’eau, ainsi qu’en eau liquide. Ce gaz est dit « humide ». Les séparateurs qui se trouvent à la fois en sortie des puits, mais également en amont des ateliers de traitement, permettent de récupérer l’eau liquide qui est ensuite envoyée en retraitement. La phase vapeur doit être retirée de façon à éviter sa condensation lors de l’utilisation ultérieure du gaz (sur le réseau de transport par exemple). Pour cela, le procédé mis en œuvre est un procédé d’absorption à l’aide du Tri Ethylène Glycol (TEG) au sein d’une tour de déshydratation (Figure 7). Les deux fluides sont mis en contact et l’eau est absorbée par le TEG qui est ensuite régénéré (circulation en circuit fermé).

La régénération du TEG (soit la transformation du TEG humide en TEG sec) est réalisée à l’aide d’unités de régénération qui vont séparer la vapeur d’eau du TEG par un procédé de distillation fractionnée. La majeure partie de la vapeur d’eau est condensée et recueillie, les vapeurs incondensables sont brûlées à la torche.



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Figure 7 : exemple de tours de déshydratation (site de Germigny-sous-Coulombs)

2.2.3.3. L’ATELIER INTERCONNEXION

L’atelier interconnexion permet la gestion du transit du gaz en soutirage ou en injection avec le réseau de transport national de gaz (géré par GRT Gaz). Il est en liaison avec les différents ateliers de la station centrale. L’atelier d’interconnexion est principalement constitué de robinets motorisés, de vannes de régulation, de système de comptage pour l’émission ou la réception de gaz.

2.2.3.4. LE COMPTAGE DU GAZ

Les volumes de gaz qui entrent et sortent du site de stockage sont comptabilisés par l’intermédiaire des systèmes de comptage installés entre le réseau et la station. Il y a également un dispositif de comptage sur chaque puits d’exploitation.

2.2.3.5. LA QUALITE DU GAZ

>>>> L’ODORISATION DU GAZ SOUTIRE

L’odeur du gaz est obtenue par l’ajout de tétrahydrothiophène (ou THT) qui confère au gaz naturel, inodore, cette odeur caractéristique. L’odorisation du gaz est obligatoire sur le réseau de transport français pour raison de sécurité. Le gaz soutiré est donc « complété » en odorisant si sa teneur est en dessous des spécifications, avant d’être émis sur le réseau de transport.



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La fonction d’odorisation est assurée par un superviseur automatique qui régule l’odorisation en fonction de différents paramètres d’exploitation. Le système est principalement constitué de pompes et de cuves enterrées (double enveloppe) pour le THT et d’un laboratoire composé principalement de chromatographes situés en amont et en aval du point d’odorisation.

>>>> LE CONTROLE DES CARACTERISTIQUES DU GAZ AVANT L’EMISSION SUR LE RESEAU

Le gaz émis sur le réseau doit répondre à des critères de qualité réglementaires. Le contrôle de ces caractéristiques est assuré par un système nommé ACONCAGUA (Acquisition et CONtrôle des CAractéristiques du Gaz Uniformément Analysées).

Ce système est composé d’une centrale de distribution des gaz vecteurs (air comprimé ou azote en secours, hélium), d’appareils de laboratoire pour les analyses et d’un superviseur assurant la surveillance et le pilotage.

2.3. LA DESCRIPTION DE L’ENSEMBLE DES DEMARCHES ENGAGEES POUR GARANTIR LA SECURITE PUBLIQUE

Cette partie reprend largement l’étude de dangers déposée en mars 2010 pour le site de Germigny-sous-Coulombs.

Conformément aux réglementations suivantes :

• la directive n° 96/82 du Conseil du 9/12/1996 (dite «Directive SEVESO II»),

• l’arrêté du 17 janvier 2003 relatif à la prévention des accidents majeurs dans les stockages souterrains de gaz, d’hydrocarbures liquides ou liquéfiés,

• la loi 2003-699 du 30 juillet 2003 relative à la prévention des risques technologiques et naturels et à la réparation des dommages,

• l’arrêté du 29 septembre 2005 relatif à l’évaluation et à la prise en compte de la probabilité d’occurrence, de la cinétique, de l’intensité des effets et de la gravité des conséquences des accidents potentiels dans les études de dangers des installations classées soumises à autorisation,

• le décret 2006-648 du 2 juin 2006 relatif aux titres miniers et aux titres de stockage souterrain,

• le décret 2006-249 du 2 juin 2006 relatif aux travaux miniers, aux travaux de stockage souterrain et à la police des mines et des stockages souterrains,

• la circulaire du 10 mai 2010 précisant les critères d’appréciation de la démarche de maîtrise des risques d’accidents susceptibles de survenir dans les établissements dits « SEVESO », visés par l’arrêté du 10 mai 2000 modifié,

Storengy, pour ses sites de stockage souterrain de gaz naturel :

• met en œuvre un Système de Gestion de la Sécurité,

• a établi une Etude de Dangers,

• a établi un plan d’urgence (Plan d’Opération Interne ou POI).



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2.3.1. L’ETUDE DE DANGERS

Extrait de l’Etude de Dangers du stockage de Germigny-sous-Coulombs, résumé non technique, § 3.2 :

2.3.1.1. LA DEMARCHE D’ETUDE ET D’ANALYSE

>>>> LA PRESENTATION DE LA METHODE

L'étude de dangers du stockage souterrain passe par plusieurs étapes :

• L'analyse des dangers, démarche systématique, permettant d’établir une liste de tous les dangers et de tous les phénomènes redoutés qui pourraient se produire sur le site.

• A l’issue de cette analyse, les phénomènes dangereux dont les conséquences sont à évaluer sont sélectionnés.

• L’analyse des risques qui consiste à quantifier en gravité (calculs de rayons d'effets) et en probabilité (basé sur le retour d'expérience et les bases de données internationales) les accidents sélectionnés lors de l'étape précédente, afin de les hiérarchiser et de juger de leur acceptabilité. L'acceptabilité est basée sur une cotation en gravité et en probabilité. Cette analyse est réalisée pour les équipements de la station centrale et des plates-formes de puits et des collectes.

• L’identification des Mesures de Maîtrise des Risques. Cette étape de l’étude permet de sélectionner les éléments (équipements et/ou procédures) qui contribuent à assurer une fonction de sécurité c’est-à-dire qui permettent de prévenir la survenue d’une cause à l’origine d’un accident ou de limiter les conséquences de cet accident.

• La présentation des moyens de secours internes et externes au site pouvant être mis en œuvre suite à un accident survenant sur le stockage.

• La proposition d’un périmètre de maîtrise de l’urbanisation autour des installations du stockage.

>>>> LA DEMARCHE ET METHODES APPLIQUEES POUR LA QUANTIFICATION DES ACCIDENTS

Les accidents identifiés font l’objet d’une quantification des distances pour différents seuils d’effets.

L’étude des conséquences de ces accidents a été menée à partir de modélisations réalisées à l’aide d’outils informatiques appropriés, validés par l’Administration.

La quantification a été réalisée pour connaître les distances maximales atteintes à différents seuils d’effets.

Les seuils d’effet thermique et d’effets de surpression ont été définis dans l’arrêté ministériel du 29 septembre 2005 pour les conséquences suivantes :

• effets indirects par bris de vitre sur l’homme : seuil d’effet de surpression retenu de 20 mbar,

• effets irréversibles : seuil d’effet retenu de 3 kW/m² si l’effet est exprimé en flux pour les effets thermiques et de 50 mbar pour les effets de surpression,

• effets létaux : seuil d’effet retenu de 5 kW/m2 si l’effet est exprimé en flux pour les effets thermiques et de 140 mbar pour les effets de surpression,

• effets létaux significatifs : seuil d’effet retenu de 8 kW/m2 si l’effet est exprimé en flux pour les effets thermiques et de 200 mbar pour les effets de surpression.



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La probabilité de survenance de chaque accident a également été déterminée. Ceci a permis de hiérarchiser les accidents étudiés et d’en déduire leur niveau de risque.

>>>> LES CRITERES DE COTATION DU RISQUE

Le risque accidentel est l’association de deux grandeurs : celle de la gravité et celle de la probabilité d’occurrence d’un accident.

Une matrice de criticité permet de déterminer pour chaque accident selon sa gravité et sa probabilité son niveau d’acceptabilité (ou niveau de risque).

� Déterminer la gravité d’un accident

L’arrêté ministériel du 29 septembre 2005 a défini 5 niveaux de gravité permettant de hiérarchiser chacun des accidents en fonction de ses conséquences à l’extérieur du site.

Niveau de gravité des conséquences

Zone délimitée par le seuil des effets létaux

significatifs

Zone délimitée par le seuil des effets létaux

Zone délimitée par le seuil des effets

irréversibles sur la vie humaine

Désastreux Plus de 10 personnes

exposées (1) Plus de 100 personnes

exposées Plus de 1 000 personnes

exposées

Catastrophique Moins de 10 personnes

exposées Entre 10 et 100 personnes

exposées Entre 100 et 1 000

personnes exposées

Important Au plus 1 personne

exposée Entre 1 et 10 personnes

exposées Entre 10 et 100 personnes

exposées

Sérieux Aucune personne exposée Au plus 1 personne

exposée Moins de 10 personnes

exposées

Modéré Pas de zone de létalité hors de l’établissement

Présence humaine exposée à des effets

irréversibles inférieure à « une personne »

(1) Personne exposée : en tenant compte le cas échéant des mesures constructives visant à protéger les personnes contre certains effets et la possibilité de mise à l’abri des personnes en cas d’occurrence d’un phénomène dangereux si la cinétique de ce dernier et la propagation de ses effets le permettent.

� Déterminer la classe de probabilité d’un accident

Le niveau de probabilité dépend de la fréquence d’occurrence de l’accident. L’arrêté ministériel du 29 septembre 2005 a défini 5 classes de probabilité :



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Classe de probabilité

Approche qualitative Approche quantitative

Qualification de l’événement

Description Fréquence indicative

A Courant

Événement qui s’est produit sur le site considéré et/ou peut se produire à plusieurs reprises pendant la durée de vie de

l’installation, malgré d’éventuelles mesures

correctives

P ≥ 1.10-2

(au moins tous les 100 ans)

B Probable Événement qui s’est produit

et/ou peut se produire pendant la durée de vie de l’installation

1.10-3

≤ P < 1.10-2

(une fois

tous les 100 à 1 000 ans)

C Improbable

Un événement similaire s’est déjà rencontré dans le secteur d’activité ou dans ce type d’organisation au niveau

mondial, sans que d’éventuelles corrections intervenues depuis

apportent une garantie de réduction significative de sa

probabilité

1.10-4

≤ P < 1.10-3

(une fois tous les

1 000 à 10 000 ans)

D Très improbable

Événement qui s’est déjà produit dans ce secteur d’activité mais a

fait l’objet de mesures correctives réduisant

significativement sa probabilité

1.10-5

≤ P < 1.10-4

(une fois tous les

10 000 à 100 000 ans)

E Possible mais

extrêmement peu probable

Événement qui n’est pas impossible au vu des

connaissances actuelles mais non rencontré au niveau mondial sur un très grand nombre d’années

installations

P < 1×10-5

/ an

(moins d’une fois tous les

100 000 ans)

Storengy a fait le choix de s’inscrire dans une logique semi-quantitative permettant une estimation des probabilités.

� Déterminer le niveau de risque d’un accident

Le niveau de risque résulte de la combinaison du niveau de gravité et de probabilité. Cette grille délimite trois zones de risques accidentels :

• une zone de risque moindre (en vert),

• une zone de risque intermédiaire (en jaune et orange), figurée par le sigle « MMR » (Mesure de Maîtrise des Risques), dans laquelle une démarche d’amélioration continue est particulièrement pertinente en vue d’atteindre, dans des conditions économiquement acceptables, un niveau de risque aussi bas que possible, compte tenu des connaissances, des pratiques et de la vulnérabilité de l’environnement de l’installation,



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• une zone de risque élevé, figurée par le mot “NON” (en rouge) non acceptable en l’état ; risque pour lequel une démarche de réduction de risques en fréquence et/ou gravité doit être menée, jusqu’à atteindre le niveau d’acceptabilité.

Gravité des conséquences

sur les personnes

exposées au risque

Probabilité

E – Possible mais extrêmement peu probable

P < 1×10-5 / an

D – Très improbable

1.10-5 ≤ P < 1.10-4 / an

C - Improbable

1.10-4 ≤ P < 1.10-3 / an

B - Probable

1.10-3 ≤ P < 1.10-2 / an

A -Courant

P ≥ 1×10-2 / an

Désastreux MMR2*/NON** NON 1 NON 2 NON 3 NON 4

Catastrophique MMR 1 MMR 2 NON1 NON 2 NON 3

Important MMR 1 MMR 1 MMR 2 NON 1 NON 2

Sérieux MMR 1 MMR 2 NON 1

Modéré MMR 1

2.3.1.2. LA SYNTHESE DE L’ETUDE DE DANGERS

Extrait de l’Etude de Dangers du site de Germigny-sous-Coulombs, résumé non technique, § 4. :

>>>> L’ANALYSE DES DANGERS

L’analyse des dangers a porté sur :

� Les dangers liés au sous-sol,

� Les dangers d’origine naturelle,

tels que les conditions météorologiques, les séismes, les inondations et les incendies de végétation.

� Les dangers liés à l’activité humaine externe au site,

tels que l’environnement industriel, la circulation routière ou ferroviaire, le transport de matières dangereuses, le trafic aérien, les travaux extérieurs, l’intrusion ou la malveillance.

� Les dangers liés à l’activité humaine interne au site,

tels que les risques liés à des équipements spécifiques, la corrosion, les réactions chimiques, la perte d’utilités, les phases transitoires, l’erreur humaine, les opérations sur puits.

Les différents facteurs de danger décrits ci-dessus sont analysés en détail dans l’étude de dangers. Les conclusions générales de ce type d’analyse sont les suivantes :

• le méthane (composé principal du gaz naturel) est non toxique,



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• le risque d'obtenir un nuage de gaz naturel dérivant au niveau du sol et susceptible d'atteindre les agglomérations voisines est nul : le gaz naturel est en effet plus léger que l'air et se disperse très rapidement dans l'atmosphère,

• les effets les plus pénalisants en cas d'accident (perforation ou cas extrême, rupture d’installations sur la station) sont ceux du rayonnement thermique en cas d'inflammation du jet de gaz.

>>>> L’ANALYSE DES RISQUES

Tous les accidents potentiels font l’objet d’une quantification détaillée dans l’Etude de Dangers. Ainsi, plus de 250 scénarios sont envisagés. Cette analyse des risques se traduit par une cartographie représentative des périmètres associés aux accidents majorants pour la station centrale, les collectes et dorsales et les plates-formes de puits.

2.3.2. LES MESURES DE MAITRISE DE RISQUE

Parmi les moyens propres au stockage souterrain, certains équipements, nommés Mesures de Maîtrise des

Risques (MMR) ont été identifiés comme particulièrement importants vis-à-vis de la sécurité du site : ces éléments – équipement, procédures– permettent de maîtriser une dérive anormale du procédé ou une défaillance, pour éviter les situations accidentelles. Ils sont soumis à des règles très strictes qui garantissent leur efficacité et leur fiabilité. Ils sont par ailleurs soumis à un plan de maintenance préventive. Il s’agit par exemple des systèmes de mise en sécurité ultime des différents ateliers de la station centrale.

2.3.3. LES MOYENS DE SECOURS ET PLANS D’URGENCE

2.3.3.1. LES MOYENS TECHNIQUES ET ORGANISATIONNELS

Conformément aux prescriptions réglementaires, chaque stockage souterrain exploité par Storengy est doté d'un système de gestion de la sécurité. Il est décrit dans un manuel spécifique qui fait état de l’organisation et de la méthodologie de gestion de la sécurité pour l’ensemble du site.

Les moyens techniques et organisationnels répondent aux besoins de :

• la Prévention, permettant d’éviter un accident,

• la Protection, protégeant les autres équipements en cas d’accident,

• l’Intervention, stoppant l’accident ou en limitant les effets.

Les moyens techniques propres au site (personnel mobilisable, moyens matériels) et les moyens extérieurs mobilisables (personnel et moyens d’autres entités de Storengy, moyens extérieurs privés et publics) sont décrits plus en détail dans l’Etude de Dangers.

2.3.3.2. LES PLANS D’URGENCE

Les sites de stockage souterrain de Storengy disposent d’un Plan d’Opération Interne (POI), document définissant à partir de l’étude de dangers, les mesures organisationnelles, les mesures d’intervention et les moyens matériels à mettre en œuvre en cas d’accident sur les installations du stockage souterrain pour protéger le personnel, les populations et l’environnement.



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Les pouvoirs publics établissent également, sur la base de l’étude de dangers, un Plan Particulier d’Intervention

(PPI) visant à assurer la sauvegarde des populations et la protection de l’environnement lorsque l’accident entraîne ou est susceptible d’entraîner des dangers débordant des limites de l’établissement.

2.3.3.3. LE DIMENSIONNEMENT DES PLANS D’URGENCE

Les plans d’urgence sont dimensionnés par rapport à l’ensemble des accidents envisagés dans l’étude de dangers, quelle que soit leur probabilité d’occurrence. Les périmètres relatifs aux plans d’urgence sont déterminés sur la base de l’enveloppe des effets générés par les accidents conduisant aux distances d’effet les plus importantes.

Pour chacun des accidents sont présentées les distances aux seuils d’effet thermique suivants :

• 3 kW/m², qui correspondent à la distance au seuil des effets irréversibles,

• 5 kW/m², concernant la distance jusqu'à laquelle le personnel d’intervention peut approcher (périmètre d’approche des professionnels),

• 8 kW/m2, concernant la distance jusqu’à laquelle le personnel d’intervention peut positionner les équipements et moyens de secours (périmètre des effets domino).

Pour chacun des accidents, sont présentées les distances aux seuils d’effet de surpression suivants :

• 20 mbar, seuil des effets délimitant la zone des effets indirects par bris de vitre sur l’homme,

• 50 mbar, qui correspondent à la distance au seuil des effets irréversibles,

• 140 mbar, concernant la distance jusqu’à laquelle le personnel d’intervention peut approcher (périmètre d’approche des professionnels),

• 200 mbar, concernant la distance jusqu’à laquelle le personnel d’intervention peut positionner les équipements et moyens de secours (périmètre effets domino).

2.3.4. LE PLAN DE PREVENTION DES RISQUES TECHNOLOGIQUES

Pour les sites existants, la loi n°2003-699 du 30 juillet 2003 relative à la prévention des risques technologiques et naturels et à la réparation des dommages prévoit notamment l’élaboration de plans de prévention des risques technologiques (PPRT). Leur objectif est de résoudre les situations difficiles en matière d’urbanisme héritées du passé et de mieux encadrer l’urbanisation existante et future autour des sites industriels.

Le Plan de Prévention des Risques Technologiques délimite un périmètre d’exposition aux risques en tenant compte de la nature et de l’intensité des risques technologiques décrits dans les études de dangers.

La maîtrise de l’urbanisation est du ressort de l’Administration. Le périmètre d’étude de la maîtrise de l’urbanisation est défini sur la base des accidents présentés dans l’étude de dangers.



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2.3.5. LE MANAGEMENT DE LA SECURITE

2.3.5.1. LA PRESENTATION DU SYSTEME DE MANAGEMENT INTEGRE DE STORENGY

Storengy dispose d’un système de management intégré Qualité, Santé-Sécurité, Environnement et Risques Majeurs construit selon le principe de l’amélioration continue.

L’organisation mise en place a pour objectifs :

• de satisfaire les attentes de ses clients, en respectant les exigences de la norme ISO 9 001 version 2008 (certification obtenue),

• d’identifier et maîtriser ses impacts sur l’environnement, en respectant les exigences de la norme ISO 14 001 version 2004 (certification obtenue),

• d’identifier et maîtriser ses risques santé sécurité concernant les biens et les personnes, en respectant les exigences de la norme OH SAS 18 001 version 2007,

• de prévenir les accidents majeurs en respectant les exigences de l’arrêté du 17 janvier 2003, annexe I, relatif à la prévention des risques majeurs dans les stockages souterrains de gaz.

La politique QHSE et risques majeurs définit les principaux objectifs en matière de maitrise des risques et d’amélioration continue. L’identification des risques dans ces différents domaines et la déclinaison de la politique QHSE / Risques majeurs a permis d’établir site par site un plan d’actions. La mise en œuvre de ce dernier permet de maîtriser, de réduire et de surveiller ces risques.

La pertinence et l’efficacité de ces actions sont vérifiées par des contrôles fréquents notamment des audits internes et externes annuels. Des actions correctives sont décidées si nécessaire. Régulièrement, la Direction Générale de Storengy, contrôle l’organisation en place afin de s’assurer qu’elle est en adéquation avec l’atteinte des objectifs.

2.3.5.2. LA PRESENTATION DU SYSTEME DE GESTION DE LA SECURITE DE STORENGY

Le système de gestion de la sécurité est une partie intégrante du système de management intégré de Storengy. Il répond aux exigences de l’arrêté du 17 janvier 2003, annexe 1. Cet arrêté permet l’application de la Directive 96/82/CE du Conseil de l’Union Européenne dite « SEVESO II », relative à la prévention des accidents majeurs impliquant des substances ou des préparations dangereuses.

Chaque stockage décline toutes les exigences de maîtrise du risque majeur de la façon suivante :

>>>> L’ENGAGEMENT DE LA DIRECTION

Chaque direction concernée décline annuellement les engagements du Directeur Général en objectifs.

>>>> L’ORGANISATION ET LA FORMATION

Les rôles et responsabilités sont précisément définis au sein du site et communiqués à l’ensemble du personnel. Une identification des besoins en formation est réalisée en fonction de ces rôles et responsabilité.

>>>> L’IDENTIFICATION ET EVALUATION DES RISQUES D’ACCIDENTS MAJEURS

L’Etude de Dangers réglementaire permet d’identifier les risques de sécurité industrielle et de s’assurer que les dispositifs visant à les minorer sont en place.



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>>>> LA MAITRISE DES PROCEDES, MAITRISE D’EXPLOITATION

L’ensemble des opérations spécifiques contribuant au maintien d’un niveau haut de sécurité industrielle est défini et régulièrement mis à jour.

>>>> LA GESTION DES MODIFICATIONS

Toute modification des installations fait l’objet d’un examen, par des personnes compétentes, au regard des risques qu’elle est susceptible d’engendrer. Une procédure permet de suivre les modifications effectuées sur le site, de leur demande à leur mise en fonctionnement.

>>>> LA GESTIONS DES SITUATIONS D’URGENCE

Le site teste régulièrement sa capacité à réagir face à des situations d’urgence.

>>>> LA GESTION DU RETOUR D’EXPERIENCE

Chaque incident survenant sur un site fait l’objet d’une analyse afin qu’il ne se reproduise pas sur un autre site. Cette analyse est communiquée à l’ensemble des entités de Storengy.

>>>> LE CONTROLE DU SYSTEME DE GESTION DE LA SECURITE, AUDITS ET REVUE DE DIRECTION

Des contrôles à intervalle régulier sont menés soit par une unité interne à Storengy soit par un organisme extérieur. L’organisme extérieur utilise un guide d’évaluation issu d’un recueil de bonnes pratiques industrielles permettant de maîtriser ses risques en Santé, Sécurité, Qualité, Environnement et Risques Majeurs.



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II. DESCRIPTION DES INSTALLATIONS TECHNIQUES D’EXPLOITATION DU STOCKAGE

DE GAZ NATUREL DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS

Un stockage en nappe aquifère est l'équivalent géologique d'un gisement naturel de gaz. La seule différence est que la roche réservoir, qui contient originellement de l'eau (sans hydrocarbure liquide ou gazeux) dans ses pores (vides naturels), est ici remplie par injection de gaz naturel (essentiellement du méthane). Celui-ci prend ainsi partiellement la place de l'eau.

Il faut, pour réaliser un stockage souterrain en nappe aquifère, que soient réunies sur un même site les conditions géologiques suivantes :

• une structure en forme de dôme ayant une fermeture suffisante pour garantir le confinement du gaz stocké (voir chap. IV.1),

• une couche de terrain possédant une porosité et une perméabilité suffisantes pour assurer la capacité de stockage et la productivité désirées,

• un ensemble de terrains imperméables – appelés "couverture"- recouvrant directement ce réservoir pour interdire toute migration verticale du gaz.

1. LA LOCALISATION DU SITE DE STOCKAGE DE GERMIGNY SOUS COULOMBS

Le stockage souterrain de gaz naturel de Germigny-sous-Coulombs se situe à la jonction de trois départements (l’Oise, la Seine-et-Marne et l’Aisne), à environ une soixantaine de kilomètres au nord-est de Paris et une vingtaine à l’ouest de Château Thierry (Figure 8).

Figure 8 : carte de localisation des installations du stockage de gaz de Germigny-sous-Coulombs



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Il comprend :

• une station centrale s’étendant sur environ 12 hectares, située au nord-est du Bois du Chaufour, à 1,5 kilomètre au sud-est du centre de la commune de Germigny-sous-Coulombs, à une altitude de 185 mètres par rapport au niveau de la mer.

• des puits d’exploitation implantés sur des plates-formes et reliées à des plates-formes manifold, essentiellement situés au nord-ouest de la station à environ 1 kilomètre au nord de Coulombs-en-Valois. Les plates-formes de puits sont situées à des altitudes variant entre 120 et 160 m selon leur implantation (voir la photo Figure 9).

• un réseau de canalisations de gaz reliant les puits aux manifolds, puis à la station.

Figure 9 : carte de situation géographique du stockage de Germigny-sous-Coulombs montrant

la station centrale et quelques exemples de puits

Station

Puits



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2. LE ROLE DU STOCKAGE DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS AU SEIN DU RESEAU DE TRANSPORT DE GAZ FRANÇAIS

Le stockage de Germigny sous Coulombs stocke du gaz à haut pouvoir calorifique (« gaz H »).

Il est un composant utile dans le parc des stockages de Storengy en zone nord. Sa configuration physique et sa géologie permettent au stockage de Germigny-sous-Coulombs d’être un bon outil de modulation. Il est ainsi possible d’injecter lors de températures douces en hiver pendant quelques jours, puis à nouveau d’être utilisé en soutirage.

Il est directement raccordé au réseau de transport national du gaz via un tuyau de 600 mm de diamètre à une artère de GRTgaz, d’un diamètre de 600 mm vers Paris, et de 150 mm vers Château-Thierry à l’est.

La provenance du gaz est principalement du nord de la France, via Dunkerque et Taisnières, et parfois de l’est (Obergailbach) afin d’effectuer un transit est-ouest du gaz (Figure 10).

Figure 10 : schéma de la localisation du stockage de Germigny-sous-Coulombs au sein du réseau de transport de gaz

(source : GRTgaz)1

1 Cette édition et les informations qu'elle contient sont indicatives et ne sauraient permettre la réalisation de travaux à proximité du réseau de canalisations de GRTgaz ni de s'affranchir des dispositions prévues au code de l'environnement articles L.554-1 à L.554-5 et R.554-1 à R.554-38. Pour en savoir plus sur les nouvelles dispositions anti-endommagement : www.reseaux-et-canalisations.gouv.fr

Station



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3. LES INSTALLATIONS DU STOCKAGE DE GAZ DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS

3.1. LA STATION ET LES INSTALLATIONS DE SURFACE

La station et les installations de surface qui la composent, s’articulent en deux zones (Figure 11) :

• une zone procédé (ou industrielle) qui regroupe toutes les installations industrielles de compression, de traitement et d’analyse du gaz, mais aussi les ateliers et les magasins de pièces de rechanges.

• une zone tertiaire (ou administrative) qui regroupe les bâtiments à usages de bureaux et de pilotage des installations.

Figure 11 : vue aérienne des installations de surface de la station du stockage de Germigny-sous-Coulombs(2014)

Les principaux ateliers techniques (ou fonctions) de la zone procédé qui permettent d’exploiter le site sont les suivants :

Zone procédé

Zone tertiaire



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>>>> L’ATELIER RESERVOIR COTE STATION

Pour assurer ses fonctions, l’atelier réservoir comporte :

• arrivée des deux canalisations, appelées dorsales, assurant la connexion des plates-formes manifold à la station centrale, d’un diamètre respectif de 300 mm et 500 mm,

• la fonction régulation réservoir qui permet d’adapter le débit de soutirage en fonction de la demande de mouvement de gaz émise par le client.

>>>> LA FONCTION METHANOL

• 1 cuve aérienne de 50 m3 avec rétention sur la station centrale,

• 1 cuve de 2,8 m3 aérienne avec rétention sur chacune des plates-formes manifold,

• 1 réseau de distribution de méthanol basse pression en polyéthylène alimentant les pompes haute pression des têtes de puits sur chaque plate-forme,

• 1 réseau haute pression vers le manifold et vers la fonction régulation réservoir sur la station.

>>>> L’ATELIER TRAITEMENT

• 1 tour de désulfuration au charbon actif (DS) d’une capacité d’environ 100 000 (n)m3/h (actuellement non utilisée car la teneur en H2S ne le nécessite pas),

• 1 chaudière de 1 200 kW en amont de la tour de désulfuration (réchauffage du gaz),

• 1 tour de déshydratation (DH1) d’une capacité d’environ 150 000 (n)m3/h,

• 1 tour de déshydratation (DH2) d’une capacité d’environ 300 000 (n)m3/h,

Ces deux installations fonctionnent avec des unités de régénération de TEG (triéthylène-glycol).

>>>> L’ATELIER SERVICE

• 2 cuves de stockage de THT à double enveloppe de 25 m3 et 2 pompes (normale/secours) permettant l’ajustement du taux d’odorisation du gaz avant son émission sur le réseau national de transport.

>>>> L’ATELIER COMPRESSION

• 2 électro-compresseurs de type KM4 (1C-1 et 2C-1) d’une puissance de compression de 3,6 MW chacun.

>>>> L’ATELIER INTERCONNEXION

• 2 rampes de comptage à ultra son,

• 1 connexion en DN600 vers le réseau de transport de GRT Gaz.



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Le schéma ci-dessous montre comment ces différentes fonctions ou ateliers sont reliés (Figure 12) :

Figure 12 : schéma simplifié de la configuration des installations de surface de la station du site de Germigny-sous-Coulombs

3.2. LES PUITS D’EXPLOITATION ET LES COLLECTES

Le site de stockage de Germigny-sous-Coulombs est actuellement constitué de :

>>>> L’ATELIER RESERVOIR COTE PUITS

• 22 puits d’exploitation gaz du réservoir : CR03, CR13, CR14, CR18, CR20, CR23, CR24, CR27, CR28, CR29, CR30, CR31, CR32, CR33, CR34, CR35, CR36, CR37, CR38, CR39, CR41 et CR42, ainsi qu’un puits de mesure de pression de gisement du réservoir, le CR26.

• 25 puits de contrôle réglementaires qui permettent la surveillance de l’exploitation du stockage et de son confinement : CR01, CR02, CR04, CR05, CR06, CR07, CR09, CR10, CR11, CR12, CR17, CR21, CR22, CR25, CR40, LAS1D, LY2, MC1, MC2, MC6, MC7, MC8, MC13, MC14, et NEL1.

• 2 puits qui ne sont plus raccordés et qui servent de puits de contrôle : CR15, CR19 et un ancien puits d’exploration, le CR207.

• 9 plates-formes manifold de puits servant à regrouper chaque collecte gaz venant des puits d’exploitation ouverts sur le réservoir puis de les connecter à l’une des dorsales. Une plate-forme manifold est en cours de démantèlement.

Le type et la fréquence de suivi sur les puits sont inscrits dans des consignes réglementaires, définies avec la Direction Régionale et Interdépartementale de l’Environnement et de l’Energie (D.R.I.E.E.) en conformité avec

DS

DH1

DH2

OdorisationComptage

2C-1 (KM4)Electro-compresseur

Atelier réservoirAtelier compression

Atelier traitement

1C-1 (KM4)

Electro-compresseurPuits

Puits

PuitsDorsale DN300

Dorsale DN500

soutirage

injection

aspiration

refoulement

Ateliers interconnexion et services

Rés

eau

GR

Tgaz



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l’Arrêté Préfectoral de 21 juillet 2005 encadrant l’exploitation de ce stockage (voir les consignes d’exploitation en Annexe A).

La photo ci-dessous montre une tête de puits d’exploitation (Figure 13) :

Figure 13 : tête de puits d’exploitation gaz (CR03) à Germigny-sous-Coulombs

Les puits d’exploitation de gaz du stockage de Germigny-sous-Coulombs sont reliés, par des collectes ou antennes gaz enterrées, aux plates-formes manifold. Ces dernières sont ensuite connectées à la station par le biais des deux dorsales (300 et 500 mm) qui permettent l’acheminement du gaz.

Des installations de purge d’eau de soutirage sont installées dans le bas des dorsales avant d’arriver à la station centrale dans un lieu appelé « Le Boulard ».

3.3. LE DISPOSITIF DE CONTROLE ET DE SURVEILLANCE

On trouve différents types de puits de contrôle sur le stockage (Figure 14) :

>>>> LES PUITS DE CONTROLE PERIPHERIQUES

Les puits de contrôle périphériques sont des puits implantés de part et d’autre de la zone en gaz du réservoir en fonction des paramètres qu’ils contrôlent. Ils permettent de faire des mesures de pression de l'aquifère, des prélèvements d'échantillons d'eau ou des mesures d’interface eau/gaz. Ces derniers, situés dans des directions



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critiques de développement de la partie en gaz, servent de "sentinelle", leur atteinte par le gaz conduisant à une limitation ou à l'arrêt de l'injection.

>>>> LES PUITS DE CONTROLE DES NIVEAUX SUPERIEURS

Storengy a mis en place un dispositif de surveillance constitué de plusieurs puits de contrôle forés dans une couche aquifère située au dessus du réservoir, appelée « aquifère de contrôle ». C’est l’aquifère du Barrémien dans le cas du stockage de Germigny-sous-Coulombs. Ces puits sont implantés de manière à ce qu’une éventuelle migration de gaz soit détectée.

Le contrôle est effectué par un suivi hebdomadaire de la pression ou de l’interface air/eau, l'alimentation du niveau considéré par le gaz entraînant immédiatement une augmentation de pression.

>>>> LES PUITS DE CONTROLE PAR DIAGRAPHIES

Ces puits "aveugles" (tubés au droit des réservoirs et non perforés) sont situés au centre de la structure. Leur rôle est de mesurer les saturations en gaz des différents niveaux des réservoirs au moyen de diagraphies neutroniques et ainsi d’évaluer l’étendue de la bulle de gaz dans le réservoir. A noter que ces puits servent également à détecter toute éventuelle accumulation accidentelle de gaz dans la zone sommitale de l’aquifère de contrôle.

Remarque : les puits de contrôle en gaz ou susceptibles de passer en gaz sont équipés comme les puits d'exploitation d’une vanne de sécurité vers 30 mètres sous la surface. Cet organe de sécurité est en position normalement fermée et n’est ouvert que pour les travaux de contrôle effectués par l'équipe chargée de la maintenance des puits.

Figure 14 : localisation des puits de contrôle réglementaires du réservoir et de l’aquifère supérieur



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4. LES DEMARCHES ENGAGEES SUR LE SITE DE STOCKAGE DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS POUR GARANTIR LA SECURITE PUBLIQUE

Le site de Germigny-sous-Coulombs décline chacune des exigences de maîtrise du risque majeur et a engagé les actions concrètes suivantes :

>>>> LE SYSTEME DE MANAGEMENT DE LA SECURITE

Le site fait partie du Pôle nord-est de la Direction des Opérations de Storengy. Le Directeur du Pôle décline annuellement les engagements du Directeur Général en objectifs.

Des inspections périodiques par la D.R.I.E.E. sont réalisées sur le site. Par ailleurs, l’exploitant de Germigny-sous-Coulombs a obtenu le niveau 6 de la certification ISRS8 (sur une échelle allant de 1 à 10) lors de la dernière évaluation réalisée en juin 2014.

>>>> LE PLAN D’OPERATION INTERNE

Le dernier P.O.I. du site de Germigny-sous-Coulombs a été révisé en septembre 2013. Sa mise à jour prend en compte toutes les modifications et évolutions sur site.

>>>> LE PPRT

Par arrêté pris en date du 13 Octobre 2010, les préfets de Seine et Marne, de l’Aisne et de l’Oise ont prescrit l’élaboration du Plan de Prévention des Risques Technologiques (PPRT) de la société de stockage de gaz naturel de Storengy sise sur le territoire de la commune de Germigny-sous-Coulombs. Il a été approuvé par arrêté en date du 12 Avril 2013 (le périmètre d’étude est donné en Figure 15).

Le PPRT prescrit les mesures suivantes :

� des mesures foncières sur l’urbanisation existante la plus exposée :

• expropriation : aucune urbanisation existante n’a été impactée,

• délaissement : deux bâtiments situés en zone de mesure de délaissement possible sont soit inhabitables soit illégaux (pas de permis de construire), il n’a donc pas été retenu le droit de délaissement pour ces deux bâtiments.

� des travaux de renforcement du bâti :

• prescriptions (travaux obligatoires) : une seule maison existante est impactée,

• recommandations (travaux conseillés) : sept habitations existantes sont concernées.

� des travaux engagés par Storengy pour réduire les aléas PPRT :

(voir Arrêté interpréfectoral n°01/D.R.I.E.E./SESS du 21 Juillet 2011 complété de l’Arrêté interpréfectoral n°13/DCES/IC 128 du 20 décembre 13)

• mise en place d’une protection thermique des parties aériennes des dorsales DN500 et DN300 au niveau de la gare d’arrivée de la station centrale,

• mise en place d’une protection thermique et mécanique des parties aériennes des dorsales DN500 et DN300 sur la plateforme manifold 1,



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• mise en place de protection mécanique au niveau de tous les ateliers de la station centrale,

• mise en place de protection thermique et mécanique des cols de cygne des puits : CR27, CR30, CR31, CR3 et CR13,

• mise en place de protection mécanique au niveau des antennes de puits CR30 et CR31,

• mise en place de protection mécanique au niveau de la collecte de raccordement de la PM3 à la dorsale, sur les parties situées à l’extérieur de la plateforme,

• mise en place de protection mécanique au niveau des PM3, PM8,

• mise hors gaz de la PM7,

• mise en sécurité du puits CR27 et raccordement futur sur la PM2,

• mise en place de protection thermique au niveau des canalisations aériennes de DN ≥ 150 mm sur la PM8,

• suppression des by-pass en DN50 des vannes d’entrée de chacune des rampes de la PM3 (prévu en 2014),

• mise en place de protection thermique au niveau des canalisations aériennes de DN > 50 mm sur la PM3 (sera terminé en 2014).

Figure 15 : PPRT des installations de Germigny-sous-Coulombs : carte de zonage réglementaire



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5. LES DANGERS LIES AU SOUS-SOL DU STOCKAGE DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS

Ce chapitre identifie les risques relatifs à la partie souterraine du stockage de gaz naturel de Germigny-sous-Coulombs qui pourraient avoir un impact sur l’environnement, les biens et les personnes. Il est rédigé conformément à la circulaire du 10 mai 2010 « récapitulant les règles méthodologiques applicables aux études de dangers, à l’appréciation de la démarche de réduction du risque à la source et aux plans de prévention des risques technologiques (PPRT) dans les installations classées en application de la loi du 30 juillet 2003 ».

Deux principaux risques relatifs au sous-sol sont identifiés sur le plan réglementaire dans la circulaire du 10 mai 2010 sur les sites de stockages souterrains de gaz naturel :

• le risque d’effondrement du sol,

• le risque de remontée de gaz.

En complément de ces risques, les études de danger antérieures précisent qu'un risque d’inflammation du gaz naturel dans la couche souterraine dans laquelle il est stocké est inexistant en raison de l’absence d’oxygène dans le réservoir. Toute pénétration accidentelle d’air est rendue impossible par la présence d’eau, en tout point, à une pression très supérieure à la pression atmosphérique. Les petites quantités d’oxygène éventuellement présentes dans le réservoir sont celles que contiendrait le gaz injecté. Même si l’énergie nécessaire était apportée au fond (flamme, arc électrique,…), ces quantités ne peuvent en aucun cas donner lieu à une inflammation du gaz, même ponctuelle, les proportions respectives de ces gaz rendant cette réaction impossible.

5.1. RISQUE D’EFFONDREMENT DU SOL

Les risques d’effondrement du sol pour un stockage en aquifère sont écartés dans la circulaire du 10 mai 2010.

On peut toutefois préciser que l’exploitation du réservoir de stockage souterrain en aquifère de Germigny-sous-Coulombs ne crée pas les conditions qui pourraient provoquer un risque d’effondrement du sol :

• le gaz est stocké à l’intérieur du milieu poreux de la roche réservoir en lieu et place de l’eau mobile initialement présente dans la roche dans des conditions de pression proches de l’état initial,

• aucune autre couche géologique n’est susceptible d’être perturbée par l’activité du stockage et de présenter un risque d’effondrement du sol (notamment suite à la formation de cavités par dissolution).

5.2. RISQUE DE REMONTEE DE GAZ

5.2.1. CONTEXTE

Préalablement à l’exploitation gaz d’un stockage souterrain, il est indispensable d’avoir identifié les risques liés au sous-sol. Il convient notamment de s’assurer que les propriétés de la structure géologique, ainsi que les moyens de surveillance mis en œuvre permettront de garantir une protection de l’environnement proche du site de stockage.

Il est important de rappeler que le stockage souterrain en aquifère de Germigny-sous-Coulombs possède l’ensemble des propriétés spécifiques nécessaires qui ont permis de qualifier le site pour y stocker du gaz naturel à savoir :

• une structure géologique anticlinale,



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• un réservoir perméable et poreux,

• une couverture du réservoir de bonne qualité, continue à l’échelle du site.

Pour s’assurer de l’étanchéité au gaz de la couverture d’un réservoir souterrain préalablement à sa mise en service, il faut en connaître la nature, l’épaisseur et la continuité latérale.

L’épaisseur et la continuité latérale de la couverture sont déterminées par :

• des études générales de géologie,

• des études sismiques (mesures géophysiques),

• des forages d’exploration, qui permettent notamment de :

o confirmer les résultats des études sismiques concernant la forme des isobathes (courbes de fond d’égal niveau) et des isopaches (zones d’égale épaisseur),

o réaliser des tests hydrauliques et des diagraphies,

o prélever des échantillons des roches de couverture par carottages.

La couverture est ainsi caractérisée par :

• sa géologie, précisée par les enregistrements continus effectués dans tous les puits en phase de forage (diagraphies),

• l’étude d’échantillons de carottes, effectuée en laboratoire, permettant de mesurer la pression capillaire de déplacement (couple eau/air), la perméabilité et la porosité. Ces carottages permettent également de juger de la plasticité des terrains argileux rencontrés et d’en faire une analyse minéralogique.

Les études menées durant la phase d’exploration ont permis de qualifier le site de Germigny-sous-Coulombs. Il dispose d’une couverture immédiate continue constituée par des argiles sur une épaisseur de 5 mètres environ.

Au dessus, on rencontre la formation barrémienne composée d’un niveau gréseux de 5 m environ (niveau dit NA1), lui-même surmonté d’un ensemble argileux d’une épaisseur totale d’environ 70 m, comportant quelques passées sableuses de 1 à 3 m.

La valeur de pression maximale du gaz dans le réservoir de Germigny-sous-Coulombs est de 123.5 bar à -750 m/mer. Cette valeur est en vigueur depuis le début de l’exploitation du site et des premières injections de gaz dans le réservoir.

5.2.2. ANALYSE DES RISQUES SOUS-SOL CONFORMEMENT A LA CIRCULAIRE DU 10 MAI 2010

Cette partie contient les réponses détaillées aux 10 points de la circulaire du 10 mai 2010.

Toutes les procédures mentionnées ci-après sont décrites dans « l’Arrêté Préfectoral portant mise à jour de la réglementation applicable à Gaz de France pour son stockage souterrain de Germigny-sous-Coulombs » du 21 juillet 2005, conformément au décret 2006-649 du 2 juin 2006 relatif aux travaux miniers, aux travaux de stockage



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souterrain et à la police des mines et des stockages souterrains. Ces procédures sont déclinées dans les consignes d’exploitation.

1. CONCEPTION ET MAINTIEN DANS LE TEMPS D’UNE CIMENTATION ADEQUATE ET DE BONNE QUALITE

• Précautions prises lors de la réalisation des cimentations

La cimentation des puits est conçue et réalisée conformément à la réglementation en vigueur et dans les règles de l'art. La qualité des cimentations est contrôlée après leur exécution et avant la mise en gaz par des enregistrements de diagraphies spécifiques. Les éventuels défauts sont alors détectés et les mesures correctives adaptées sont mises en œuvres.

Les risques de réalisation d’une mauvaise cimentation est ainsi écarté.

• Préservation de la qualité des cimentations

La pérennité de la qualité des cimentations est garantie par l’absence de sollicitation mécanique et thermique du cuvelage cimenté.

En effet, l’ensemble des puits exploités sur les sites de stockage en France de GDF SUEZ sont équipés d’une complétion qui constitue une première barrière de confinement du gaz qui transite dans le puits. C’est cette première barrière qui est sollicitée par les variations de pression et de température liées aux mouvements de gaz. Le suivi régulier de l’espace annulaire entre la complétion et le cuvelage cimenté permet de contrôler le maintien dans le temps de l’étanchéité du puits.

Les mesures de contrôle qui ont été réalisées sur de nombreux puits à l’occasion d’opérations de maintenance lourde confirment le maintien dans le temps de la qualité de leur cimentation.

Dans l’hypothèse d’une défaillance de la cimentation d’un puits qui pourrait conduire à la migration de gaz vers la surface, Storengy a mis en place un dispositif de surveillance constitué d’un ou plusieurs puits de contrôle forés dans une couche aquifère située au dessus du réservoir, appelée « aquifère de contrôle » ou par extension « aquifère supérieur ». Ces puits sont implantés de manière à ce qu’une éventuelle migration de gaz soit systématiquement détectée. Un suivi régulier de ces puits est effectué conformément à l’arrêté d’exploitation du stockage comprenant une communication régulière à destination de l’Administration. En cas de détection de présence de gaz dans l’aquifère supérieur, des mesures opérationnelles sont rapidement mises en œuvre et un plan d’action est élaboré pour identifier la cause et y remédier. C’est par exemple ce qui a été mis en œuvre lors de migration d’une faible quantité de gaz par l’intermédiaire d’anciens puits d’exploration repris par Storengy (MC13 et MC14). L’évolution du volume de gaz piégé dans l’aquifère supérieur est suivie régulièrement.

L’aquifère de contrôle du stockage de Germigny-sous-Coulombs est l’aquifère du Barrémien.

Le risque de dégradation des cimentations des puits est donc minimisé par les précautions prises lors de leur conception et de leur mise en œuvre.

Le risque de migration de gaz vers la surface par une cimentation dégradée est maîtrisé par la surveillance continue d’un aquifère supérieur.

2. CONCEPTION ET MAINTIEN DANS LE TEMPS D’INSTALLATIONS DE SURFACE NE PERMETTANT JAMAIS D’ATTEINDRE LA PRESSION DE FRACTURATION DE LA COUVERTURE

La fracturation de la couverture peut se produire lorsque les efforts appliqués par les fluides injectés dans le réservoir dépassent les contraintes internes de la couverture.



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L’expérience et la pratique montrent que tout risque de fracturation de la couverture est écarté lorsque la pression ne dépasse pas une valeur de l’ordre de 1,7 bar par 10 mètres de profondeur. Le gradient de pression correspondant à la pression maximale de stockage autorisée dans le réservoir de Germigny-sous-Coulombs (123,5 bar à -750 m/mer) vaut 1,4 bar pour 10 mètres de recouvrement. Cette valeur de pression maximale a été définie avant les premières injections de gaz.

Par conséquent, le respect de la pression maximale dans le réservoir à 123,5 bar absolus à la cote de -750 m/mer permet ainsi d’exploiter le site de stockage avec une marge de sécurité, en restant bien en-dessous du gradient de fracturation maximal et d’écarter le risque de fracturation.

Les installations de surface du site de stockage de gaz comprennent des équipements de sécurité (soupapes, capteurs, alarmes) qui permettent de ne jamais atteindre la pression maximale de 123,5 bar absolus pour le sous-sol. Des procédures d’exploitations et de maintenance adaptées empêchent également d’atteindre cette pression. Ces équipements font l’objet d’un suivi spécifique de l’exploitant et de l’administration.

Le risque d’atteindre la pression de fracturation de la couverture est donc écarté par la conception et le maintien dans le temps d’installations de surface adaptées.

3. CONCEPTION ET MAINTIEN DANS LE TEMPS D’INSTALLATIONS DE SURFACE NE PERMETTANT JAMAIS D’ATTEINDRE LA PRESSION CAPILLAIRE DE DEPLACEMENT DE LA COUVERTURE

La mise en exploitation d’un site de stockage de gaz naturel en aquifère nécessite une couverture étanche au gaz. L’étanchéité de la couverture est liée à la présence d’eau entre les grains ou feuillets constituant la couverture argileuse. Cette eau ne peut-être chassée que par une surpression due au gaz, appelée « pression de déplacement », permettant de vaincre les forces capillaires liant l’eau à la roche.

Les pressions de déplacement mesurées dans les échantillons de couverture prélevés à Germigny-sous-Coulombs étaient supérieures à 180 bar (31 mesures sur 14 puits). Ces résultats représentent une caractéristique intrinsèque de la couverture et qualifient les forces capillaires.

Les installations permettant de ne pas dépasser la pression maximale du réservoir et donc ne jamais atteindre la pression capillaire de déplacement de la couverture sont décrites dans le chapitre II.

Par conséquent, selon le respect des conditions d’exploitation actuellement en vigueur et en tenant compte des caractéristiques de la couverture, le risque de déplacement de fluide au travers de la couverture est écarté.

4. DETECTION DE GAZ ET/OU CONTROLE DE LA QUALITE DE L’EAU AINSI QUE SUIVI EN PRESSION DANS LES AQUIFERES SUPERIEURS

Comme il a été défini au chapitre I, un niveau aquifère est situé au dessus du réservoir du stockage de Germigny-sous-Coulombs : c’est l’aquifère du Barrémien, ou aquifère de contrôle. Il fait l’objet d’une surveillance régulière par l’intermédiaire de mesures réalisées sur les puits de contrôle (CR02, CR21, CR22, CR25, MC08, MC13).

• Détection de gaz et suivi en pression dans l’aquifère supérieur

Le dispositif de contrôle ainsi que les mesures réalisées au niveau de l’aquifère supérieur de contrôle sont définis dans l’arrêté d’exploitation du stockage.

Le suivi réalisé pour détecter l’éventuelle présence de gaz dans l’aquifère de contrôle comprend les mesures réglementaires suivantes :

• des mesures piézométriques (pression et/ou interface air/eau),



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• des mesures diagraphiques de type neutron en face du niveau Barrémien. Ces mesures permettent de détecter une éventuelle accumulation de gaz et le cas échéant de suivre son évolution.

Les résultats de ces mesures sont présentés dans les rapports trimestriels et annuels communiqués à la DRIEE.

• Contrôle de la qualité de l’eau dans l’aquifère supérieur

Des analyses réglementaires de la qualité de l’eau sont également réalisées dans cet aquifère de contrôle au cours de l’exploitation du site par l’intermédiaire de puits définis dans les consignes d’exploitation.

Ces analyses d’eau sont réalisées par un laboratoire agréé par l’Administration. Cette dernière a également fixé les modalités de réalisation de ces analyses (fréquence, puits, protocole des prélèvements, paramètres mesurés).

Les résultats de ces mesures sont présentés dans le rapport annuel communiqué à la DRIEE. Elles sont également décrites et analysées au chapitre IV.5 de cette Pièce.

Le dispositif de contrôle mis en place sur l’aquifère supérieur permet de détecter une éventuelle présence de gaz et de surveiller la qualité de l’eau.

5. DETECTION DE GAZ ET/OU CONTROLE DE LA QUALITE DE L’EAU DANS LE NIVEAU RESERVOIR HORS DU PERIMETRE DE STOCKAGE (PUITS DE CONTROLE PERIPHERIQUES)

Définitions :

• le « périmètre de stockage » d’un site de stockage en aquifère est défini par le décret d’autorisation initial (décret du 13 février 1987 pour le site de Germigny-sous-Coulombs). Ce périmètre doit avoir une forme simple qui est généralement polygonale. La projection verticale de la partie en gaz du réservoir sur la surface du sol doit être située à l’intérieur de ce périmètre. De ce fait, la plupart des installations liées à l’exploitation du site de stockage (la station, les puits d’exploitation et de contrôle) sont situées à l’intérieur de ce périmètre. L’évolution ultérieure de l’exploitation peut néanmoins nécessiter l’établissement de quelques installations en dehors de ce périmètre, notamment certains puits de contrôle, comme c’est le cas à Germigny-sous-Coulombs.

• La « fermeture » du réservoir est le périmètre de la projection verticale sur la surface du sol de l’extension maximale de la partie en gaz du réservoir. La fermeture du réservoir est associée à l’ « isobathe de fermeture » qui délimite cette zone. C’est une caractéristique dimensionnante du stockage qui est fixée en fonction des caractéristiques géologiques du site. Le gaz reste piégé dans la partie sommitale du réservoir en forme de dôme, à l’intérieur de l’isobathe de fermeture. Le « point d’ensellement critique » correspond au point de confinement ultime, c'est-à-dire le premier point de la structure par lequel le gaz pourrait s’échapper du piège s’il n’était pas maintenu au dessus de l’isobathe de fermeture. La hauteur entre l’isobathe de fermeture et le point d’ensellement est déterminée de façon à ce que le gaz n’atteigne jamais le point d’ensellement critique.

Les puits de contrôle périphérique sont des puits implantés de part et d’autre de l’isobathe de fermeture en fonction des paramètres qu’ils contrôlent.

• Détection de gaz dans le niveau réservoir

Le contrôle de la fermeture du réservoir nécessite :

• la connaissance de la géométrie du réservoir qui permet de définir l’isobathe de fermeture. Cette géométrie est déterminée à partir des données sismiques recalées aux puits. A Germigny-sous-Coulombs, c’est l’isobathe située à -777 m/mer. Cette cote est rappelée dans les consignes d’exploitation,



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• la présence de puits de contrôle implantés en périphérie du réservoir en gaz, à l’extérieur et à l’intérieur de la zone de fermeture (CR02, CR04, CR06, CR07, CR09, CR10, CR11, CR17, CR40, MC1, MC6),

• des mesures de pression en tête de ces puits de contrôle permettant de détecter la présence de gaz,

• des mesures neutroniques qui précisent l’état de saturation en gaz des niveaux du réservoir. Elles permettent de contrôler l’évolution des saturations en gaz et de vérifier que les niveaux atteints n’excèdent pas la fermeture du réservoir.

La surveillance de l’ensellement critique peut être renforcée par l’implantation d’un ou plusieurs puits de contrôle, qui servent à ralentir le rythme des injections en surveillant leur passage en gaz et en réalisant des mesures d’interfaces eau-gaz.

Le dispositif de contrôle périphérique ainsi que la profondeur de l’isobathe de fermeture propre à chaque site sont précisés dans les consignes réglementaires d’exploitation. Les mesures réalisées dans le cadre de cette surveillance sont commentées dans les rapports trimestriels et annuels communiqués à la D.R.I.E.E..

• Contrôle de la qualité de l’eau dans le niveau réservoir

La qualité de l’eau du réservoir est contrôlée par des analyses d’eau prélevée dans les puits de contrôle périphériques, conformément à l’arrêté d’exploitation du stockage.

Comme pour l’aquifère de contrôle, ces analyses d’eau sont réalisées par un laboratoire agréé par l’Administration qui a fixé les modalités de réalisation de ces analyses.

Les mesures réalisées dans le cadre de cette surveillance sont consignées dans les rapports trimestriels et annuels communiqués à la DRIEE. Elles sont également décrites et analysées au chapitre IV.4 de cette Pièce.

L’ensemble de ces contrôles permettent de vérifier que le gaz reste à l’intérieur de la structure géologique (et de la fermeture) constituant le stockage et de vérifier la qualité de l’eau à l’extérieur de la partie en gaz du réservoir.

6. ÉTABLISSEMENT D’UN PERIMETRE DE PROTECTION ET MISE EN PLACE D’UNE PROCEDURE DE PERMIS DE FORAGE A PROXIMITE DU STOCKAGE, EN SURFACE - SURVEILLANCE VISUELLE (RONDES) EN SURFACE

• Etablissement d’un périmètre de protection

L’autorisation qui a été accordée par décret du 17 février 1987 pour l’exploitation du stockage souterrain de gaz naturel de Germigny-sous-Coulombs est associée à un périmètre de protection défini par un polygone dont les coordonnées sont données au chapitre III de la présente pièce.

Ce périmètre a été établi lors de la constitution du dossier initial de demande d’autorisation de stockage. Il a pour objectif de protéger le stockage de gaz vis-à-vis d’autres activités minières pouvant être un facteur de risque à la fois pour l’intégrité du stockage et pour la sécurité de l’environnement du site.

Les conditions techniques ayant permis de définir ce périmètre lors de la demande d’autorisation initiale sont toujours valables et par conséquent il sera identique dans l’actuelle demande de prolongation.

• Demande d’autorisation de forage à proximité du stockage

Si un tiers souhaite réaliser un forage profond à l’intérieur du périmètre de protection, il est soumis à une procédure de demande d’autorisation de forage, comme mentionné dans le décret d’autorisation du 17 février 1987 : « Tout travail dans le sous-sol du périmètre de stockage ou du périmètre de protection excédant une

profondeur de 350 mètres qui ne serait pas réalisé par le titulaire de l’autorisation est soumis à autorisation

préalable du commissaire de la République territorialement compétent ».



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Cette limite de profondeur constitue une marge de sécurité par rapport à l’exploitation du stockage puisque l’aquifère de contrôle est situé à plus de 860 mètres de profondeur et le réservoir exploité à plus de 880 mètres de profondeur.

• Surveillance visuelle (rondes) en surface

La surveillance des puits en surface est décrite dans les consignes d’exploitation. Elles précisent la fréquence des surveillances visuelles (ou rondes périodiques) pour chaque puits.

Les paramètres d’exploitation des puits sont également transmis vers la salle de contrôle du site et suivis en temps réel et en continu.

Le risque de tout impact d’une tierce activité sur le fonctionnement sous-sol du stockage est ainsi écarté.

7. CONTROLE ET REGULATION DU VOLUME STOCKE (REGULATION A L’INJECTION ET PUITS DE CONTROLE DE L’INTERFACE EAU-GAZ)

• Puits de contrôle de l’interface eau-gaz

La position de la bulle est estimée précisément à partir de mesures d’interface eau/gaz effectuées régulièrement sur certains puits de contrôle périphériques (puits de ralentissement ou d’arrêt définis dans le chapitre V). Ces mesures permettent de s’assurer que le gaz demeure confiné à l’intérieur de l’isobathe de fermeture et d’adapter l’exploitation en conséquence (CR02, CR07, CR10, CR11, MC1, MC6).

Les mesures d’interface eau/gaz sont spécifiées dans les consignes d’exploitation du stockage. Les résultats sont présentés dans les rapports trimestriels et annuels communiqués à la D.R.I.E.E. Île-de-France.

• Contrôle et régulation du volume stocké

L’estimation du stock maximal en gaz du site de stockage a fait l’objet d’études spécifiques dans le cadre de la demande d’autorisation. Ces études permettent également de définir le dispositif de contrôle adapté de présence du gaz dans le réservoir.

Le stock maximal du réservoir de Germigny n’a pour l’instant pas été arrêté par une décision administrative. Le stock maximal prévisionnel est soumis chaque année à l’Administration. Son évolution quotidienne (stock, volumes injectés et soutirés, pression du réservoir) est commentée dans les rapports trimestriels et annuels communiqués à la D.R.I.E.E..

Les études réalisées dans le cadre de l’étude d’impact sous sol du présent dossier (cf. Pièce 4.2 – Étude d’impact sous-sol) confirment qu’une évolution du stock jusqu’à 3300 hm3(n) est possible en restant en deçà de l’isobathe de fermeture et sans augmentation excessive de pression.

Enfin, les volumes de gaz injectés et soutirés dans le réservoir sont régulés et comptabilisés en surface par l’intermédiaire des systèmes de comptage situés d’une part sur chaque puits, et d’autre part sur les canalisations qui relient le stockage au réseau de transport.

Le stock de gaz en place dans le réservoir est donc connu à tout instant, aux incertitudes de mesures près.

Le risque d’avoir du gaz au-delà de la structure définie pour l’exploitation est ainsi écarté.



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8. CONTROLE ET REGULATION DE LA PRESSION DU STOCKAGE, AU NIVEAU DE TOUS LES PUITS, A UNE VALEUR INFERIEURE A LA PRESSION DE FRACTURATION DE LA COUVERTURE

Le contrôle de la pression du réservoir exploité est inscrit dans les consignes d’exploitation du stockage suivies par la D.R.I.E.E.. Les consignes précisent que la pression absolue appliquée dans le réservoir est limitée à 123.5 bar – comme décrit au chapitre 2. Les mesures de pression du réservoir sont communiquées à l’Administration via les rapports trimestriels et annuels.

La pression dans le réservoir est contrôlée sur un ou plusieurs puits du site, représentatif de la pression de la bulle de gaz, définis dans les consignes d’exploitation. Ce contrôle permet de moduler les mouvements de gaz afin d’exploiter le réservoir dans les conditions et les limites fixées dans l’Arrêté Préfectoral d’exploitation.

Au cours de l’exploitation du site de Germigny, la pression du réservoir exploité n’a jamais excédé la valeur maximale définie à l’origine de 123.5 bar absolus en restant même très en deçà de cette limite (la pression maximale est restée inférieure de 105 bar depuis le début de l’exploitation, et sera même inférieure en cas d’augmentation de stock à 3300 hm3).

Le risque d’atteindre la pression de fracturation de la couverture est donc écarté par le contrôle et la régulation en continu des paramètres d’exploitation.

9. CONTROLE ET REGULATION DE LA PRESSION DU STOCKAGE, AU NIVEAU DE TOUS LES PUITS, A UNE VALEUR INFERIEURE A LA PRESSION CAPILLAIRE DE DEPLACEMENT DE LA COUVERTURE

Comme pour la pression de fracturation, c’est le contrôle de la pression du réservoir qui permet d’éviter d’atteindre le niveau de pression capillaire nécessaire pour déclencher un déplacement de fluide au travers de la couverture (voir chapitres VIII et III).

Le risque d’atteindre la pression capillaire de déplacement de la couverture est donc écarté par le contrôle et la régulation en continu des paramètres d’exploitation.

10. SURVEILLANCE DE LA PRESENCE DE GAZ DANS L’ANNULAIRE DE CONTROLE

La présence éventuelle de gaz en provenance du réservoir dans l’annulaire de contrôle est surveillée régulièrement. Selon les paramètres relevés, une maintenance et des actions correctrices sont réalisées.

Le risque de perte de confinement du stockage par l’annulaire des puits est ainsi écarté.

5.2.3. CONCLUSION

Depuis plus de 60 ans, Storengy a acquis, une expérience en termes de stockage de gaz naturel en nappe aquifère à travers :

• l’exploration en France de près de 60 structures géologiques aquifères,

• l’exploitation de 9 sites de stockage en aquifère.

La bonne connaissance des caractéristiques des structures géologiques et de leur comportement en tant que site de stockage de gaz se traduit par une maîtrise des risques associés à leur exploitation. Elle a permis également de concevoir et de construire les installations d’exploitation et de contrôle les mieux adaptées. Les dispositifs de surveillance et les procédures mises en place pour piloter l’exploitation s’inscrivent dans le cadre réglementaire des consignes d’exploitation du stockage. Ils permettent de détecter toute anomalie dans le comportement du gaz injecté dans la structure aquifère et, le cas échéant, de prendre les mesures adaptées.



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III. DESCRIPTION DES PERIMETRES LIES A LA CONCESSION

1. PERIMETRES LIES A LA CONCESSION ET DEMANDE FAITE PAR GDF SUEZ DANS LE CADRE DE LA PROLONGATION DE CONCESSION

Deux périmètres, définis dans les décrets d’autorisation, sont liés à la concession du stockage souterrain de gaz naturel de Germigny-sous-Coulombs : le périmètre de stockage et le périmètre de protection.

Le décret d’autorisation du 17 février 1987 (voir annexe A du préambule du présent dossier), précise :

« Tout travail dans le sous-sol du périmètre de stockage ou du périmètre de protection excédant une profondeur de 350 mètres qui ne serait pas réalisé par le titulaire de l’autorisation est soumis à autorisation préalable du commissaire de la République territorialement compétent ».

GDF SUEZ demande dans le cadre du présent dossier de prolongation de concession pour 25 ans, une reconduction des périmètres de stockage et de protection tels que définis dans le décret du 17 février 1987.

La définition de ces périmètres réglementaires et les communes concernées sont rappelées dans les paragraphes suivants.

Il est important de rappeler que ces périmètres ont été définis dans un objectif de protection du stockage de gaz vis-à-vis d’autres activités. Ils assurent également une protection des autres usages du sous-sol par rapport aux activités de stockage de gaz.

2. LE PERIMETRE DE STOCKAGE

L’établissement d’un périmètre de stockage est requis par le code minier et résulte de l’octroi d’une concession de stockage.

Le périmètre de stockage doit avoir une forme simple qui est généralement polygonale. La projection verticale de la partie en gaz du réservoir sur la surface du sol doit être située à l’intérieur de ce périmètre. De ce fait, la plupart des installations liées à l’exploitation du site de stockage (la station, les puits d’exploitation et de contrôle) sont situées à l’intérieur de ce périmètre. L’évolution ultérieure de l’exploitation peut néanmoins nécessiter l’établissement de quelques installations en dehors de ce périmètre, notamment certains puits de contrôle, comme c’est le cas à Germigny-sous-Coulombs, où les puits CR04, CR06, CR09 et CR17 sont situés à l’extérieur.

Pour le site de stockage de Germigny-sous-Coulombs, le périmètre de stockage actuellement en vigueur a été fixé dans le décret du 17 février 1987, et il comprend une partie du territoire des communes suivantes des trois départements de l’Oise, de l’Aisne et de la Seine-et-Marne :

>>>> DEPARTEMENT DE L’OISE

Antilly, Betz, Boullare, Cuvergnon, Etavigny, La Villeneuve-sous-Tury, Mareuil-sur-Ourcq, Marolles, Neufchelles, Rosoy-en-Multien, Rouvres-en-Multien, Thury-en-Valois, Varinfroy.



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>>>> DEPARTEMENT DE L’AISNE

Bezu-le-Guéry, Brumetz, Bussiares, Chézy-en-Orxois, Coupru, Domptin, Montigny-l'Allier, Gandelu, Hautevesnes, Licy-Clignon, Lucy-le-Bocage, Marigny-en-Orxois, Montreuil-aux-Lions, Saint-Gengoulph, Torcy-en-Valois, Veuilly-la-Poterie, Villiers-saint-Denis.

>>>> DEPARTEMENT DE LA SEINE-ET-MARNE

Coulombs-en-Valois, Crouy-sur-Ourcq, Dhuisy, Germigny-sous-Coulombs, May-en-Multien, Vendrest.

On notera que les limites sud de la commune de Marolles ayant été modifiées depuis le décret de 1987, une partie de la surface de cette commune fait désormais partie du périmètre de stockage.

Les coordonnées du polygone représentant le périmètre de stockage, sont les suivantes :

Système géodésique :

Projection :

Point Est (m) Nord (m) Est (m) Nord (m) Lat (DMS) Lon (DMS)

A 647 500 164 000 699 125,49 6 897 178,42 2°59'16,9188" 49°10'27,6852"

B 646 000 161 000 697 598,85 6 894 191,03 2°58'01,0614" 49°08'50,9784"

C 647 000 155 000 698 546,31 6 888 181,35 2°58'48,4356" 49°05'36,4704"

D 667 000 144 000 718 450,34 6 877 003,13 3°15'07,7004" 48°59'33,6732"

E 668 000 144 000 719 450,37 6 876 994,18 3°15'56,8908" 48°59'33,2772"

F 670 000 148 000 721 486,34 6 880 976,43 3°17'37,7736" 49°01'41,0952"

G 668 000 156 000 719 557,88 6 888 995,15 3°16'04,1844" 49°06'01,7316"

H 665 000 158 000 716 575,36 6 891 022,27 3°13'37,0452" 49°07'07,6512"

NTF RGF93

Lambert I Zone Nord Lambert 93 -

La surface correspondante est de 252,25 km2.

3. LE PERIMETRE DE PROTECTION

Le périmètre de protection d’un stockage de gaz naturel comprend toute la zone à l'intérieur de laquelle doit être assurée la protection du réservoir, ainsi que celle des nappes d’eau souterraine que la présence du stockage rendrait vulnérables.

La définition du périmètre de protection figure dans l’art. 104-3 du Code Minier :

« L'exécution de tous travaux, qui seraient de nature à compromettre la sécurité du réservoir souterrain ou à troubler son exploitation, est réglementée ou interdite par le préfet, même à l'égard du propriétaire des terrains, à l'intérieur du périmètre de stockage et d'un périmètre de protection institué par le décret accordant la concession. Ce décret fixe, pour chacun de ces périmètres, la profondeur qu'aucun travail ne peut dépasser sans une autorisation préalable du préfet ».

De manière pratique, GDF SUEZ a défini les caractéristiques de périmètre de protection du stockage de Germigny-sous-Coulombs lors de la demande initiale d’autorisation de stockage comme suit :

« Le périmètre de protection a été déterminé […] de façon à ce que des soutirages ou injections d’eau pratiqués dans l’aquifère de stockage, à raison de 20 m3/h, à l’extérieur de ce périmètre ne puisse provoquer, dans le domaine […] d’extension maximale de la « bulle » de gaz, une différence de pression supérieure à 0,250 bar après un an d’exploitation, entre deux points opposés de cette bulle ».

Pour le stockage de Germigny-sous-Coulombs, le périmètre de protection actuellement en vigueur a été fixé dans le décret du 17 févier 1987, et il comprend une partie ou la totalité du territoire des communes suivantes des trois départements de l’Oise, de l’Aisne et de la Seine et Marne :



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Le périmètre de protection concerne, en plus des communes du périmètre de stockage, les communes de :

>>>> DEPARTEMENT DE L’OISE

Acy-en-Multien, Autheuil-en-Valois, Bargny, Bouillancy, Boursonne, Ivors, Ormoy-le-Davien, Reez-Fosse-Martin.

>>>> DEPARTEMENT DE L’AISNE

Belleau, Bouresches, Charly-sur-Marne, Château-Thierry (pour une surface inférieure à 0,02 ha), Courchamps, Coyolles, Crouttes-sur-Marne, Dammard, Epaux-Bézu, Essomes-sur-Marne, Etrepilly, La Ferté-Milon, Macogny, Monnes, Monthiers, Passy-en-Valois, Priez, Villers-Cotterêts.

>>>> DEPARTEMENT DE LA SEINE-ET-MARNE

Chamigny, Citry, Cocherel, Jaignes, Lizy-sur-Ourcq, Le Plessis-Placy, Luzancy, Méry-sur-Marne, Nanteuil-sur-Marne, Ocquerre, Reuil-en-Brie, Saacy-sur-Marne, Sainte-Aulde, Tancrou, Vincy-Manœuvre.

Les coordonnées du polygone représentant le périmètre de stockage, sont les suivantes :

Système géodésique :

Projection :

Point Est (m) Nord (m) Est (m) Nord (m) Lat (DMS) Lon (DMS)

I 646 000 167 000 697 651,52 6 900 192,24 49°12'05,2128" 2°58'04,0944"

J 643 500 162 000 695 107,17 6 895 213,13 49°09'24,0012" 2°55'58,6344"

K 644 500 154 500 696 041,62 6 887 703,22 49°05'20,9580" 2°56'45,0024"

L 651 000 147 500 702 480,68 6 880 645,43 49°01'32,5236" 3°02'02,1912"

M 662 000 141 000 713 423,46 6 874 047,72 48°57'58,4532" 3°11'00,0816"

N 667 500 140 500 718 919,02 6 873 498,60 48°57'40,0176" 3°15'30,1896"

O 670 500 143 000 721 941,47 6 875 971,73 48°58'59,8872" 3°17'59,2404"

P 673 500 152 500 725 027,08 6 885 445,34 49°04'06,1428" 3°20'33,0216"

Q 671 500 156 800 723 065,53 6 889 763,84 49°06'26,0019" 3°18'57,0024"

R 650 500 167 500 702 156,95 6 900 652,77 49°12'20,1204" 3°01'46,0632"

Lambert 93

RGF93NTF

-Lambert I Zone Nord

La surface correspondante est de 509,35 km2.

Les tracés de ces périmètres sont reportés sur les cartes au 1/50000e et 1/25000e jointes dans la Pièce 5 de ce dossier.



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IV. DESCRIPTION DU SOUS-SOL EXPLOITE ET DE LA QUALITE DES EAUX

Les contextes géologique et hydrogéologique, détaillés dans cette partie, ont été utilisés pour construire le modèle numérique utilisé pour les évaluations des impacts sous-sol (voir Pièce 4.2 du présent dossier). Les aspects locaux mais également régionaux sont repris dans ce chapitre de façon à pouvoir présenter une vision plus globale et intégrée du contexte géologique pour produire les calculs les plus représentatifs.

1. LE CONTEXTE GEOLOGIQUE

La structure géologique qui a permis le développement du stockage de gaz de Germigny-sous-Coulombs s’inscrit dans le bassin sédimentaire du Bassin Parisien.

Ce bassin s’est formé par l’empilement et le dépôt de différents sédiments en couches successives sur une période de plusieurs dizaines de millions d’années à partir du Carbonifère jusqu’au début de l’ère tertiaire (Figure 16).

Figure 16 : coupe schématique ouest-est du Bassin Parisien

L’exploitation du stockage de Germigny-sous-Coulombs se fait dans le niveau aquifère Hauterivien/Valanginien (Crétacé inférieur) situé à une profondeur moyenne de 900 m/sol. Ce réservoir a été exploité en gaz à partir de 1982. Il est constitué de grès plus ou moins argileux, appartenant au faciès wealdien. Son épaisseur moyenne est de l’ordre de 39 mètres.

La couverture immédiate du réservoir est constituée par des argiles sur une épaisseur de 5 mètres environ, pour laquelle les mesures de pression de déplacement atteignent 180 bars. Cette couverture est surmontée par l’aquifère de contrôle du Barrémien inférieur, sableux et épais de 4 mètres environ.

Au dessus, on rencontre la formation barrémienne composée d’un niveau gréseux de 5 m environ (niveau NA1), lui-même surmonté d’un ensemble argileux d’une épaisseur totale d’environ 70 m, comportant quelques passées sableuses de 1 à 3 m d’épaisseur.



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1.1. CONTEXTE LITHOSTRATIGRAPHIQUE

Une colonne stratigraphique représentative de la structure de Germigny-sous-Coulombs est présentée en Figure 17 avec le découpage lithostratigraphique du puits CR03, considéré comme le puits de référence. Sur cette colonne, on peut visualiser le découpage en unités stratigraphiques et le détail des unités « réservoirs » et « couvertures ». Le découpage stratigraphique présenté correspond au découpage en vigueur sur l’ensemble des sites de stockage de GDF SUEZ et à l’échelle du Bassin Parisien.

Figure 17 : colonne stratigraphique du site de Germigny-sous-Coulombs (puits CR03)



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De haut en bas, on distingue les niveaux géologiques suivants :

>>>> TERTIAIRE, SENO-TURONIEN ET CENOMANIEN

Ces étages sont principalement représentés par de la Craie à Silex sur une épaisseur de 665 mètres au CR03.

>>>> ALBIEN

Cet étage, d’une épaisseur totale de 131 mètres au CR03, est constitué par une formation multicouche avec alternance de niveaux réservoir et couverture. Les formations de l’Albien qui s’étendent sur une grande partie du Bassin Parisien présentent une ressource en eau d’importance stratégique.

Ce niveau est subdivisé en six formations, du haut vers le bas :

• les Marnes de Brienne sont des marnes absentes au niveau du site de Germigny-sous-Coulombs,

• les Argiles de Gault (AC3), d’une épaisseur de 75 mètres au CR03, sont un ensemble d’argiles noires massives de milieu marin ouvert, avec un faible courant. Cette formation argileuse, ajoutée aux Marnes de Brienne constitue le toit imperméable de l’ensemble de l’aquifère Albien. La continuité de ce niveau est assurée à l’échelle régionale comme à l’échelle du bassin. Son épaisseur dépasse 100 mètres dans la partie orientale du bassin et se réduit à 10 mètres à son extrême ouest,

• les Sables de Frécambault (AR3), provenant d’un mélange de sables marins et dunaires déposé sous forme de larges plages sous-marines en milieu peu profond relativement agité, ont une épaisseur de 14 mètres au CR03. Ils constituent la formation aquifère la plus homogène de l’Albien avec une extension sur l’ensemble du bassin et une épaisseur de l’ordre de 50 mètres au droit de Paris.

• les Argiles Supérieures des Drillons (AC2), issues d’un milieu marin de profondeur moyenne, ne sont pas présentes au niveau du site de Germigny-sous-Coulombs,

• les Sables des Drillons (AR2), provenant d’un milieu marin peu profond et calme, d’une épaisseur de 42 mètres au CR03, constituent le deuxième aquifère de l’Albien avec une extension sur tout le bassin. Du fait de l’absence des argiles AC2 au niveau du site, les réservoirs AR3 et AR2 sont en communication directe au niveau du site de Germigny-sous-Coulombs,

• les Argiles de l‘Armance (AC1), mises en place dans un milieu marin plus profond ne sont pas présents au niveau du site.

>>>> ALBO-APTIEN

A l'échelle régionale, cette unité regroupe deux sous-unités formées par un intervalle à dominante gréseuse vers le haut (niveau repéré AR1, appelé formation des «Sables Verts») et un intervalle à dominante argileuse vers le bas (AC0, appelé « Argiles à Picatules »). Les Sables Verts (AR1) sont constitués de sables marins plus ou moins argileux, issus d’un milieu calme à faible bathymétrie, d’une épaisseur totale de 15 mètres au CR03. Du fait de l’absence des argiles AC1 au niveau du site, le réservoir AR1 des Sables Verts est en communication directe avec les réservoirs de l’Albien, formant un ensemble réservoir gréseux de 70 mètres d’épaisseur environ au niveau du site de Germigny-sous-Coulombs. Les argiles AC0 sont très continus à l’échelle du bassin et jouent un rôle barrière entre les formations barrémiennes et albiennes. Ils ont une épaisseur de 15 mètres au CR03.

>>>> BARREMIEN

Le Barrémien est découpé, sur le site de Germigny-sous-Coulomb, en quatre formations, avec de haut en bas, l'unité multicouche du NA0, l’unité couverture du NC1, l'unité réservoir NA1 et l’unité couverture NC2 :



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• les Argiles et Sables Panachés (NA0) sont des argiles polychromes mêlées à des sables siliceux fins épais de 45 mètres au CR03. Cette formation est composée principalement de dépôts côtiers dont les réservoirs sableux sont des dunes sous-marines, plus ou moins connectées,

• les Argiles intermédiaires (NC1) sont une unité argileuse couverture d'une épaisseur de 10 mètres au CR03,

• les Sables de Perthes (NA1) sont une unité réservoir, épaisse de 5 mètres au CR03, constituée par des grès déposés en milieu marin littoral. C’est l’aquifère de contrôle du site de Germigny-sous-Coulombs, il est surveillé au niveau de Germigny-sous-Coulombs par les puits CR21, CR22 et MC08,

• la couverture NC2 est une unité couverture, épaisse de 5 mètres au CR03. Cette unité est appelée au niveau du site de Germigny-sous-Coulombs « couverture Wealdienne » et constitue la couverture du stockage. Elle se compose d’argiles continues et étanches déposées dans un environnement marin. Les pressions de déplacement mesurées sont très élevées, elles atteignent 180 bars (Figure 18). Ces mesures sont au nombre de 31 et concernent 14 puits (CR3, CR10, CR15, CR16, CR18, CR19, CR23, CR26, CR27, CR28, CR29, CR31, CR37, CR40).

Figure 18 : carotte de la couverture du stockage NC2 « couverture wealdienne » au puits CR12

>>>> NEOCOMIEN

Le Néocomien (au sens strict) est découpé, dans le Bassin Parisien, en trois formations, avec de haut en bas l'unité réservoir du NA2 (Hauterivien), l'unité couverture NC3 et l'unité réservoir NA3 (Valanginien). Au niveau du site de Germigny-sous-Coulombs, cet ensemble est appelé « Réservoir Wealdien » et se compose de plusieurs unités :

• l’unité R1 correspond au NA2 (Hauterivien), qui est le réservoir de stockage du site de Germigny-sous-Coulombs. Ce niveau est constitué de grès et de sables, déposés en milieu deltaïque, sur une épaisseur de 30 mètres au puits CR03. La porosité de ce niveau varie entre 5 et 33 % et la perméabilité entre 0,1 mDarcy et 1,4 Darcy (Figure 19),



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Figure 19 : carotte du réservoir de stockage R1 d’âge néocomien au puits CR12

• l’unité C1 correspond au NC3, et est caractérisée par des silts argileux et des grès fins déposés en milieu marin distal, sur une épaisseur de 3 mètres au CR03,

• les unités R2, C2 et R3 correspondent au NA3 (Valanginien). Le R2 et le R3 sont des niveaux réservoirs sablo-gréseux, déposés en milieu deltaïque. Le niveau C2 est argileux et correspond à des dépôts de marécages. Au puits CR03, le R2 a une épaisseur de 16 mètres, le C2 mesure 3,5 mètres et le R3 atteint 30 mètres (Figure 20).

Figure 20 : carotte du réservoir Néocomien R2 au puits CR12

Les formations précédentes, d'âge Crétacé, reposent en discordance sur les terrains jurassiques à dominante carbonatée.



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1.2. FORME STRUCTURALE

La structure géologique du stockage se présente sous la forme d’un anticlinal de faible amplitude allongé suivant la direction sud-est/nord-ouest, avec une pente légèrement plus forte au sud-ouest. Sa formation est liée aux compressions pyrénéennes de la fin du Crétacé au Lutétien.

Aucune faille n’est reconnue à proximité de la structure.

Cette structure a été reconnue essentiellement par une campagne de forages de 1957 à 2000. Plusieurs campagnes de sismique réflexion (de 1983 à 1987 pour les lignes sismiques 2D et 1997 pour les données sismiques en 3D) ont permis de compléter la connaissance structurale. Les forages plus récents ont confirmé la structuration.

La coupe structurale synthétique, d’orientation nord-ouest/sud-est (Figure 22), longitudinale à la structure, permet de visualiser l’aquifère du stockage de gaz à l’échelle du site. Le sommet de la structure se situe à proximité du puits CR27. Allongée sur 26 km environ et large de 6 km, la structure du réservoir de stockage a une hauteur fermée de 38 mètres avec une isobathe de fermeture à la cote –777 m/mer. La surface fermée correspond à environ 150 km². L’ensellement critique se situe au nord-ouest de la structure (Figure 21).

Figure 21 : vue 3D du toit du réservoir de stockage et des puits.



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Figure 22 : coupe géologique du site de Germigny-sous-Coulombs

1.3. MODELISATION

Un modèle géologique numérique du stockage a été construit en utilisant des logiciels professionnels faisant référence (interprétateur pétrophysique, géomodeleur 3D,…).

Il rend compte de la forme structurale du réservoir et des caractéristiques pétrophysiques des différentes couches (Barrémien et Néocomien), à partir des données sismiques et des informations géologiques mesurées lors des forages (diagraphies, déblais de forages, carottes…).

Il s’agit d’un modèle maillé représentant aussi fidèlement que possible la réalité géologique telle qu’elle est connue. Chaque maille du modèle contient les informations qui régissent le comportement du stockage, comme la porosité, la perméabilité et les connections avec les mailles voisines.

Ce modèle est aussi appelé « modèle statique » car il décrit la distribution spatiale des propriétés de la matrice rocheuse sans se préoccuper dans un premier temps de la façon dont circulent les fluides à l’intérieur des réservoirs (Figure 23). Ce modèle statique sera ensuite utilisé par les ingénieurs réservoirs pour y réaliser des simulations d’écoulement de fluides (gaz, eau) reproduisant le plus fidèlement possible le comportement passé du stockage (« calage » de l’historique d’exploitation). Les simulations d’écoulement sont aussi appelées « modèles

tracé de la coupe



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dynamiques » ou « modèles réservoir ». Le travail de calage est un processus itératif dans lequel les propriétés du modèle géologique sont éventuellement ajustées. Le modèle dynamique sera utilisé dans un deuxième temps pour estimer le comportement futur du stockage selon plusieurs scénarios d’exploitation. Les résultats de ces simulations font l’objet de l’étude d’impact sous-sol du présent dossier (voir la Pièce 4 « Étude d’impact sous-sol »).

La taille des mailles (et donc leur nombre) définit les résolutions horizontales et verticale du modèle. Il s’agit d’un compromis entre la densité des informations géologiques disponibles (provenant des forages et des lignes sismiques), l’incertitude des corrélations et des interpolations entre les différents points de mesure et les temps de calcul souvent très longs nécessaires à la réalisation des simulations d’écoulement.

Figure 23 : représentation 3D de la porosité du niveau réservoir (exagération verticale x20)

Nord

1km



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2. LE CONTEXTE HYDROGEOLOGIQUE

2.1. LES AQUIFERES

2.1.1. LA COLONNE LITHOSTRATIGRAPHIQUE

Les aquifères identifiés au droit du site de Germigny sont précisés sur la colonne lithostratigraphique (voir chap. IV.1.1).

2.1.2. LES AQUIFERES SUPERFICIELS

Les aquifères superficiels peuvent être distingués en deux familles :

>>>> LES AQUIFERES ALLUVIAUX

Les aquifères alluviaux sont constitués de dépôts récents de sable, gravier et galet liés aux cours d’eau avec lesquels ils sont en relation hydraulique. L’eau de ces aquifères se renouvelle rapidement du fait des perméabilités de ces formations, ce qui les rend vulnérables aux pollutions.

Dans le périmètre de protection de Germigny, plusieurs dépôts alluviaux sont présents dans les vallées de la Marne, de l’Ourcq, du Clignon et de leurs petits affluents. Les nappes se trouvent principalement dans les alluvions anciennes et étendues des vallées de la Marne et de l’Ourcq. Ailleurs, elles sont de moindre importance, peu épaisses et de lithologie peu perméable.

>>>> LES AQUIFERES SUPERFICIELS NON ALLUVIAUX

Les aquifères superficiels non alluviaux sont constitués en majorité de formations d’âge tertiaire dans le Bassin Parisien. Ces aquifères recouvrent une partie du centre du Bassin, mais sont absents au niveau des vallées principales. Ces nappes d’eau sont multiples et parfois superposées. Elles peuvent être isolées ou en continuité hydraulique verticale.

Huit aquifères superficiels non alluviaux peuvent être identifiés dans le périmètre de protection de Germigny-sous-Coulombs.

� La nappe des Sables de Fontainebleau et du Calcaire de Brie :

Elle est principalement contenue à la base des Sables de Fontainebleau. Elle est limitée à la base par la formation de l’Argile verte et crée à son contact une ligne de source. Cette nappe libre et perchée est saisonnière.

� La nappe du Bartonien supérieur :

Ce n’est pas strictement une nappe mais de l’eau peut y circuler par cheminements karstiques et ressortir par quelques émergences.

� La nappe du Calcaire de Saint-Ouen (Bartonien moyen) :

C’est une nappe libre et perchée, de faible ampleur. L’eau circule au gré de la karstification ou s’infiltre plus en profondeur.

� La nappe des Sables de Beauchamp et Sables d’Auvers (Bartonien inférieur) :

Ces deux niveaux sableux sont aquifères et portent une nappe libre, perchée et continue. Leurs eaux s’écoulent par des sources au contact de niveaux argileux ou s’infiltrent dans le Lutétien.



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� La nappe du Lutétien :

La nappe libre du Lutétien est karstique, contenue principalement dans les calcaires sableux de la base. Des sources apparaissent au contact de l’Argile de Laon, ou parfois à la base du Calcaire à Cérites.

� La nappe des sables de Cuise, nappe du Soissonnais (Cuisien/Yprésien) :

Cette nappe libre est la principale nappe affleurant dans la région. Elle est limitée à la base par le Sparnacien et au toit par l’Argile de Laon. Elle est localement captive et devient libre au voisinage des affleurements.

� La nappe des Sables de Bracheux (Thanétien)

Cette nappe n’affleure pas dans le périmètre de protection. Elle est captive et isolée de la nappe du Cuisien par les argiles sparnaciennes, et en contact avec la nappe de la Craie.

� La nappe de la Craie :

C’est l’aquifère superficiel le plus important à l’échelle du Bassin. Il est d’âge Crétacé supérieur. Cet aquifère est d’importance régionale du fait des dépôts qui le constituent. Sur le plan régional, la nappe est alternativement libre ou captive, entaillée par les vallées principales. L’épaisseur de l’aquifère varie avec la fracturation des niveaux, sur quelques dizaines de mètres de profondeur. La perméabilité, qui est directement liée à la fracturation des formations, peut y être élevée (quelques centaines de milliDarcy à quelques Darcy, soit une conductivité hydraulique de l’ordre de 10-6 à 10-5 m/s).

Localement, cette nappe est captive. Elle est couverte par les Argiles sparnaciennes.

2.1.3. LES AQUIFERES PROFONDS

Les aquifères profonds ont un comportement différent des aquifères superficiels. Ils sont beaucoup moins sensibles aux variations saisonnières et sont considérés en état d’équilibre dynamique. Ils sont moins vulnérables aux pollutions de surface, sauf localement dans les zones de leurs affleurements. Les valeurs chiffrées qui sont reprises ci-dessous dans les descriptions sont communiquées à titre indicatif et représentent des valeurs moyennes à l’échelle du Bassin Parisien.

2.1.3.1. LES AQUIFERES DU CRETACE INFERIEUR

>>>> L’AQUIFERE DE L’ALBIEN

Sur le plan régional :

Cette nappe, également souvent appelée nappe de l’Albo-Aptien, constitue une ressource notable en eau potable du Bassin de Paris de par sa qualité, son volume et sa vulnérabilité très faible vis-à-vis des pollutions de surface.

C’est un aquifère multicouches dont la hauteur utile peut atteindre 90 m et la profondeur entre 200 et 500 m/sol. Il comprend trois unités principales de dépôts sableux qui sont, du plus récent au plus ancien : les Sables de Frécambault, les Sables de Drillons et les Sables Verts.

Initialement, les écoulements allaient des zones de recharge (arcs d’affleurement de l’ouest et du sud au nord-est, boutonnière du pays de Bray) vers les exutoires de la Manche et de la région de Tours. Cet aquifère a ensuite été exploité dès le milieu du XIXe siècle jusqu’à nos jours, principalement dans la région parisienne. Cela a creusé la piézométrie au droit de ce secteur d’exploitation du fait du détournement d’une grande partie des écoulements.



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Sur le plan local :

Au droit du stockage de Germigny, l’aquifère de l’Albien est présent avec une épaisseur moyenne de 70 m. Les trois principaux dépôts sableux sont présents. Il est surmonté par les argiles de Gault, imperméables, qui isolent l’aquifère de l’Albien de celui de la Craie.

La nappe de l’Albien s’écoule au droit du site de Germigny du nord-est vers le sud-ouest, des affleurements du nord-est vers l’Île-de-France.

>>>> LES AQUIFERES DU BARREMIEN ET DU NEOCOMIEN

Sur le plan régional :

Cet aquifère est un ensemble multicouches formé d’unités localement connectées. Les niveaux aquifères qui le constituent sont :

• sableux au nord/nord-ouest du Bassin et correspondent au faciès wealdien,

• carbonatés au sud.

La hauteur utile cumulée et moyenne de cet ensemble multicouche est de 35 à 50 mètres. La porosité utile de ces réservoirs est de l’ordre de 30 %, et la conductivité hydraulique de l’aquifère est d’environ 1,5.10-5 m/s soit une perméabilité de 1,6 Darcy.

L’ensemble Barrémien/Néocomien est présent régionalement à une profondeur de l’ordre de 350 à 750 m/sol. Il est peu exploité du fait de sa faible productivité, et de la qualité médiocre de ses eaux.

Sur le plan local :

L’ensemble Barrémien/Néocomien est formé de plusieurs unités aquifères, décrites précisément dans la partie géologie. On distingue, de haut en bas :

• le Barrémien NA1, majoritairement gréseux, qui est l’aquifère de contrôle du site de Germigny-sous-Coulombs. L’eau du Barrémien présente un faciès sulfaté-sodique et une importante minéralisation moyenne de 4975 mg/l,

• la couverture NC2, d’âge Barrémien, qui constitue une barrière imperméable entre les niveaux aquifères de contrôle et de stockage.

• l’Hauterivien NA2, de faciès wealdien, formé d’une alternance de grès et de sables. C’est l’aquifère de stockage du site de Germigny. L’eau du Hauterivien présente un faciès sulfaté-sodique et une importante minéralisation moyenne de 5520 mg/l.

2.1.3.2. LES AQUIFERES DU JURASSIQUE SUPERIEUR (MALM)

Quelques puits du stockage de Germigny-sous-Coulombs atteignent également les niveaux aquifères du Séquanien et du Rauracien, séparés du réservoir de stockage par les niveaux calcaro-marneux du Portlandien et du Kimméridgien.

Le Séquanien est constitué de plusieurs niveaux perméables. Ceux-ci sont principalement carbonatés, excepté au nord et au nord-ouest du bassin où ils deviennent silicoclastiques. L’aquifère du Rauracien est constitué de niveaux carbonatés. A l’échelle du Bassin, on considère que le Rauracien et le Séquanien sont connectés.



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Ces niveaux présentent un potentiel hydrogéologique limité du fait de la minéralisation de leur eau et de propriétés pétrophysiques médiocres en moyenne.

2.1.3.3. L’AQUIFERE DU DOGGER

Cet aquifère n’est pas atteint par les quelques puits d’exploration pétrolière, repris ensuite par Storengy pour être abandonnés ou transformés en puits de contrôle. Il comprend l’ensemble des calcaires du Jurassique moyen. Latéralement, les unités calcaires de l’est et de l’ouest sont séparées par ce qui est appelé le « sillon marneux ». Ce sillon marneux et les failles d’Etampes, Rambouillet et de la Seine déconnectent partiellement ou totalement l’est et l’ouest suivant les interprétations.

Le Dogger affleure sur tout le pourtour du Bassin Parisien. Sa profondeur atteint -1800 m/mer au centre du Bassin.

La nappe du Dogger n’est pas utilisée pour des prélèvements d’eau, mais surtout pour la géothermie. Elle peut atteindre des salinités très importantes, de l’ordre de 30 g/l. Ses écoulements sont complexes, mais il est admis que l’eau circule globalement des affleurements du sud et de l’est vers la Manche et la Loire.

2.2. L’UTILISATION DES EAUX SOUTERRAINES

Le recensement des usagers des eaux des aquifères présente un état de la situation actuelle. La présence de puits qui exploitent la ressource en eau souterraine a été recherchée suivant deux périmètres :

• A l’échelle du périmètre de protection :

o les puits d’Alimentation en Eau Potable (A.E.P.), recensés à partir de la base ADES (portail national d’accès aux données sur les eaux souterraines) ;

o les puits profonds (au-delà de 200 mètres de profondeur) sont recensés dans un travail de collecte d’informations, à partir de la base de données du sous-sol (B.S.S. qui regroupe l’intégralité des forages déclarés sur le sol français) du BRGM ;

• A l’échelle d’un secteur élargi de 50 km environ autour de la station centrale de Germigny (Figure 25) : les puits captant les aquifères profonds. Ces puits ont été recherchés dans la base de données du sous-sol du BRGM.

2.2.1. LES PUITS LOCALISES DANS LE PERIMETRE DE PROTECTION

2.2.1.1. LES PUITS D’ALIMENTATION EN EAU POTABLE (A.E.P)

Les puits d’Alimentation en Eau Potable qui sont présents à l’intérieur du périmètre de protection et de stockage sont listés dans le Tableau 1, et représentés sur la Figure 24. L’ensemble des puits captent les aquifères superficiels du Tertiaire. Une partie d’entre eux captent le Bartonien inférieur (Sables de Beauchamp), et la majorité capte l’Eocène indifférencié (nappes des Sables de Fontainebleau, du Bartonien, du Lutétien et du Cuisien/Yprésien).



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Indice BSS Commune X Y Z

(m/mer) Profondeur Aquifère capté

01297X0039 Chézy-en-Orxois 658448 (L2E) 709997 (L93)

2460865 (L2E) 6893701 (L93)

76 Source Eocène

indifférencié

01561X0126 Monthiers 669555 (L2E) 721061 (L93)

2456637 (L2E) 6889382 (L93)

105 12 Eocène

indifférencié

01561X0135 Licy-Clignon 668394 (L2E) 719896 (L93)

2456017 (L2E) 6888772 (L93)

90 5 Eocène

indifférencié

01561X0161 Villiers-Saint-Denis 667978 (L2E) 719472 (L93)

2455046 (L2E) 6887805 (L93)

91 56 Eocène

indifférencié


2444939 (L2E) 6877703 (L93)

85 16 Eocène

indifférencié


2444900 (L2E) 6877664 (L93)

99 Source Bartonien inférieur


2444864 (L2E) 6877628 (L93)



2444815 (L2E) 6877579 (L93)



2444607 (L2E) 6877371 (L93)



2444580 (L2E) 6877344 (L93)



2444563 (L2E) 6877327 (L93)


01296X0033 Boularre 648330 (L2E) 699883 (L93)

2460559 (L2E) 6893481 (L93)

78 Source Eocène

indifférencié

01296X0051 Cuvergnon 647661 (L2E) 699246 (L93)

2464273 (L2E) 6897198 (L93)

136 60 Eocène

indifférencié

01296X0059 Thury-en-Valois 649691 (L2E) 701245 (L93)

2460769 (L2E) 6893679 (L93)

72 7 Eocène

indifférencié

01296X0085 Antilly 646839 (L2E) 698406 (L93)

2462101 (L2E) 6895034 (L93)

118 65 Lutétien

01297X0017 Marolles 656208 (L2E) 707784 (L93)

2463809 (L2E) 6896662 (L93)

67 3 Eocène

indifférencié

01297X0073 Autheuil-en-Valois 652895 (L2E) 704472 (L93)

2463730 (L2E) 6896611 (L93)

76 Source Eocène

indifférencié

01551X0009 Acy-en-Multien 645321 (L2E) 696844 (L93)

2456737 (L2E) 6889686 (L93)

90 9 Eocène

indifférencié

01552X0023 Rosoy-en-Multien 647418 (L2E) 698933 (L93)

2455956 (L2E) 6888888 (L93)

87 31 Eocène

indifférencié

01552X0026 Rouvres-en-

Multien 649879 (L2E) 701385 (L93)

2455084 (L2E) 6887996 (L93)

68 Source Eocène

indifférencié

01552X1017 Neufchelles 651441 (L2E) 702966 (L93)

2457396 (L2E) 6890293 (L93)

125 92 Eocène

indifférencié

01553X1022 Mareuil-sur-Ourcq 654245 (L2E) 705791 (L93)

2460187 (L2E) 6893059 (L93)

63 56 Eocène

indifférencié

01553X1021 Wavignies 653052 (L2E) 704555 (L93)

2454973 (L2E) 6887858 (L93)

58 10 Alluvions

01554X1004 Germigny-sous-

Coulombs 660086 (L2E) 711570 (L93)

2453249 (L2E) 6886076 (L93)

95 Source Eocène

indifférencié

01554X1010 Germigny-sous-

Coulombs 660076 (L2E) 711560 (L93)

2453249 (L2E) 6886076 (L93)

95 Source Eocène

indifférencié

01558X0005 Mery-sur-Marne 662683 (L2E) 714067 (L93)

2441649 (L2E) 6874462 (L93)

55 12 Eocène

indifférencié

01558X0029 Saint-Aulde 662664 (L2E) 714071 (L93)

2444371 (L2E) 6877182 (L93)

52 10 Eocène

indifférencié

01558X0053 Saacy-sur-Marne 664094 (L2E) 715478 (L93)

2441768 (L2E) 6874569 (L93)

54 9 Eocène

indifférencié

Tableau 1 : liste des puits AEP dans le périmètre de protection



58

Figure 24 : carte des puits AEP dans le périmètre de protection

2.2.1.2. LES PUITS PROFONDS (DE PLUS DE 200 M DE PROFONDEUR)

Selon le titre minier, seuls les puits de plus de 350 m de profondeur dans le périmètre de protection de Germigny nécessitent une autorisation préalable. Pour plus d’exhaustivité, la recherche des puits profonds a porté sur les puits de plus de 200 m de profondeur.

Aucun puits de plus de 200 m de profondeur, exploitant ou ayant exploité des aquifères, n’est identifié à l’intérieur du périmètre de protection. Les seuls forages de plus de 200 m de profondeur sont des puits, sondages ou core-drills liés à l’exploration et production pétrolière antérieure à la construction du stockage de Storengy.

2.2.2. LES PUITS PROFONDS PRESENTS DANS UN PERIMETRE D’UN RAYON DE 50 KM AUTOUR DU

STOCKAGE

Treize puits exploitent ou ont exploité l’eau des aquifères profonds, dans un rayon de 50 km autour du stockage de Germigny (Figure 25). Ces puits exploitent les aquifères de l’Albien et du Dogger. Les puits encore en exploitation sont les trois doublets géothermiques de Meaux, le doublet géothermique de Coulommiers et le piézomètre à l’Albien.

Aucun puits n’exploite donc dans la zone d’étude le Barrémien/Néocomien, dans lequel se trouvent les niveaux de stockage et de contrôle du site de Germigny.



59

Figure 25 : carte des forages exploitant ou ayant exploité les aquifères

profonds dans le secteur d’étude

2.3. LES PRECONISATIONS DU SCHEMA D’AMENAGEMENT DIRECTEUR ET DE GESTION DES EAUX (SDAGE)

Le site de stockage de Germigny est situé dans le périmètre géographique du S.D.A.G.E. Seine-Normandie. Il n’y a, dans le S.D.A.G.E. 2010-2015, pas de mention faite de l’aquifère du Séquanien ni d’aucun niveau Jurassique. L’aquifère Albien-Néocomien est l’aquifère le plus profond dont il est fait mention. La disposition 42 du S.D.A.G.E. place l’Albien-Néocomien dans les zones protégées définies comme zones d’alimentation futures. La disposition 114 précise les modalités de gestion. Les volumes prélevés et les implantations des forages sont très réglementés. Le périmètre de protection du stockage Germigny se situe dans les départements de l’Aisne, de l’Oise et de la Seine et Marne (Figure 26). Ces départements ne sont pas déjà desservis par des forages, donc de nouveaux forages à l’Albien-Néocomien y sont possibles, sous réserve d’autorisation.



60

Figure 26 : contour du S.D.A.G.E. relatif à l’aquifère Albien-Néocomien et zones d’implantation préférentielle des nouveaux

forages (source : S.D.A.G.E. Seine-Normandie 2010-2015)

Germigny

Affleurement de l’anticlinal de Bray



61

3. GENERALITES CONCERNANT LE DISPOSITIF DE CONTROLE REGLEMENTAIRE

3.1. LES PUITS

Le dispositif de contrôle de la qualité de l’eau comprend (Figure 27) :

• 3 puits au Barrémien inférieur (Sables de Perthes) : les MC08, CR21 et CR22,

• 3 puits au Hauterivien : les MC01, CR11 et CR22. Le puits CR11 est en proximité de la bulle de gaz du stockage : ce puits a connu plusieurs passages en gaz de 1984 à 1990, entre 1991 et 1993, en 2001. Il présentait à nouveau des indices de gaz en 2004.

Figure 27 : Carte de localisation du dispositif de puits de contrôle réglementaires de la qualité de l'eau des aquifères du site de

stockage de Germigny-sous-Coulombs

3.2. LES PARAMETRES ANALYSES ET LABORATOIRES

La liste des paramètres réglementaires permettant de contrôler la qualité des eaux du Hauterivien et du Barrémien inférieur est présentée en Annexe B.

Les laboratoires qui ont réalisé les analyses d’eau réglementaires, sont les laboratoires agréés suivants :

• de 1982 à 1991, les analyses réglementaires ont été réalisées par le laboratoire CDLCP de Seine-et-Marne (Centre Départemental de Lutte Contre la Pollution),

• de 1992 à 2009, les analyses réglementaires ont été réalisées par le laboratoire départemental de Beauvais,



62

• en 2010 et en 2011, les analyses réglementaires ont été confiées au laboratoire IPL Eurofins car le laboratoire de Beauvais a fermé. Mais les prestations du laboratoire IPL n’ont pas été jugées satisfaisantes. Aussi, le laboratoire a été changé en 2012,

• depuis 2012, les analyses réglementaires sont réalisées par le laboratoire CARSO (Lyon).

3.3. LA PERIODICITE DES ANALYSES

Les puits de contrôle en eau font l’objet de prélèvements et d’analyses d’eau réglementaires régulièrement depuis leur forage :

• 1 analyse par an est réalisée sur les puits de contrôle de l’aquifère du Hauterivien ;

• 1 analyse par an est réalisée sur les puits de contrôle de l’aquifère du Barrémien inférieur.

3.4. LE MODE DE PRELEVEMENT

Les modes de mise en débit ont été normalisés en interne dès la fin des années 1990 et validés avec l’administration : une procédure type de mise en débit précise de réaliser des prélèvements après un soutirage de 3 volumes d’eau de puits et d’utiliser une pompe plutôt que l’air lift. Une autre amélioration est que les mesures in

situ (pH, conductivité, potentiel d’oxydoréduction) sont réalisées dans le flux d’eau, au plus près du point d’arrivée de l’eau en surface.

Ces pratiques se sont généralisées et ont permis d’apporter une stabilité des conditions de mises en débit et de prélèvements. Cela s’est traduit par une plus grande stabilité de la majorité des résultats dans les années 2000.

Les puits de l’aquifère de stockage (Hauterivien) sont éruptifs. Pour les puits de l’aquifère de contrôle (Barrémien inférieur), le MC08 est principalement éruptif, mais les CR21 et CR22 sont principalement mis en débit par pompage. Les prélèvements d’eau sont réalisés en surface.

3.5. LES CONDITIONS DE VALIDITE DES ANALYSES

Les conditions de validité des analyses sont basées sur la balance ionique selon la formule suivante (avec C, concentration en meq / l) :

∑∑ −= CC CationsAnionsBalance

∑∑ +=

CC CationsAnions

BalanceErreur

Afin d’effectuer un contrôle qualité, les analyses respectant le critère de moins de 5% d’erreur sur la balance ionique sont retenues pour l’étude en cours. Les autres analyses sont regardées au cas par cas, contrôlées et exclues si elles sont incohérentes.



63

4. LA QUALITE DES EAUX DU RESERVOIR HAUTERIVIEN

4.1. INFORMATIONS GENERALES

Les paramètres analysés dans les eaux du Hauterivien dans le cadre du suivi de l’exploitation du réservoir ont été comparés, à titre indicatif, avec les normes fixées dans l’arrêté n°2007-49 du 11 janvier 2007 relatif aux limites et références de qualité des eaux brutes et des eaux destinées à la consommation humaine, et plus spécifiquement :

• A l’annexe 1 concernant les limites et références de qualité des eaux destinées à la consommation humaine (partie 1 – Limites de qualité des eaux destinées à la consommation humaine et partie 2 − Références de qualité des eaux destinées à la consommation humaine) ;

• A l’annexe 2 qui présente les limites de qualité de eaux brutes de toutes origines utilisées pour la production d’eau destinées à la consommation humaine.

Le Tableau 2 présente les résultats de cette étude sur les analyses d’eau réglementaires réalisées sur les puits de contrôle du Hauterivien. Les eaux du Hauterivien ne satisfont pas les limites et références fixées par l’arrêté n°2007-49 pour les paramètres qui figurent en rouge dans le tableau.

Le Hauterivien présente une chimie typique d’un aquifère profond. Le potentiel redox indique un milieu réducteur. La minéralisation est naturellement très élevée comme le montrent les valeurs de conductivité et des concentrations ioniques, bien supérieures aux différentes limites et références de qualité.

Les eaux du Hauterivien sont assez turbides et naturellement riches en certains métaux dépassant les limites de qualité sur quelques analyses isolées.

Les eaux du Hauterivien ne sont donc naturellement pas potables vis-à-vis de la réglementation en vigueur.



64

Paramètres

Arrêté du 11 janvier 2007 -

Annexe II : Limite de

qualité des "Eaux brutes"

Moyenne des analyses sur

l'eau du Hauterivien


Annexe I : Limite de

qualité des "Eaux destinées

à la consommation

humaine"




Annexe I : Références de

qualité des "Eaux

destinées à la consommation

humaine"



Chlorures (mg / l) 200 284

250 284

Sulfates (mg / l) 250 2220

250 2220

Sodium (mg / l) 200 1353

200 1353

T (°C) 25 14,9

25 14,9

Coloration après filtration (mg / l Pt)

200 non mesuré

15 non mesuré

Nitrates (mg / l) 50 0 50 0

Turbidité (NTU)

1 21

NH4 (mg / l) 4 1,7

0,1 1,7

Oxydabilité au permanganate (mg / l

O2)

5 2,3

agents de surface (mg / l)

0,5 non mesuré

HC dissous émulsionnés (mg / l) 1 non mesuré

Zn (mg / l) 5 0,02

Baryum pour les eaux superficielles (mg / l)

1 0,03 0,7 0,03

As (μg / l) 100 0 10 0

Cd (μg / l) 5 0 5 0

Cyanures (μg / l) 50 non mesuré 50 non mesuré

Chrome total (μg / l) 50 69,7 50 69,7

Hg (μg / l) 1 0 1 0

Pb (μg / l) 50 0,6 10 0,6

pH (unité pH)

6,5 à 9 8,1

Nitrites (mg / l)

0,5 0

Fer total (mg / l)

0,2 4,9

Mn (mg / l)

0,05 0,18

Cu (mg / l)

2 1,7 1 1,7

F (mg / l)

1,5 1,4

Ni (mg / l)

0,02 non mesuré

C.O.T. (mg / l) 10 4,25

2 (et aucun changement

anormal) 4,25

Conductivité (μS / cm)

entre 180 et 1000 (à 20°C)

ou entre 200 et 1100 (à 25°C)

5075

Tableau 2 : comparaison entre les paramètres principaux des eaux du Hauterivien et les limites et références de qualité des

eaux



65

4.2. LE DIAGRAMME DE SCHOELLER

Les résultats concernant les analyses d’eau les plus anciennes sur chaque puits de contrôle ont été représentés sur le diagramme de Schoeller, qui permet de visualiser et de déterminer simplement le faciès d’une eau en utilisant les concentrations en ions majeurs. La même démarche a été réalisée avec des analyses réglementaires récentes.

La comparaison précise entre ces analyses reste délicate car les modes de prélèvements, les techniques analytiques, entre autres, ont pu évoluer en 30 ans. Cette approche permet cependant de comparer ces analyses de façon globale.

Figure 28 : diagrammes de Schoeller des analyses d’eau des puits au Hauterivien

Le faciès des eaux du Hauterivien est sulfaté-sodique. Ce faciès reste identique entre l’état initial et l’état actuel géochimique de l’aquifère au niveau du stockage (Figure 28), sur les puits CR02 et MC01.

On note que le faciès de l’eau au puits CR11 n’a pas évolué de façon majeure (il reste sulfaté sodique). Néanmoins, les passages en gaz de ce puits ont modifié les teneurs des composés du système calco-carbonique : une baisse des teneurs en Ca2+, Mg2+ et une augmentation en ions HCO3

- est notée.

4.3. EVOLUTIONS TEMPORELLES SUR LES PUITS

>>>> LA CONDUCTIVITE (MESUREE SUR SITE ET EN LABORATOIRE)

Les valeurs de conductivité traduisent les évolutions des concentrations en ions dans les eaux. A Germigny-sous-Coulombs, on constate une augmentation de la conductivité de l'ouest vers l’est. A l’ouest, le puits MC01 présente une conductivité moins élevée (~4000 µS / cm) qu’à l’est aux puits CR11 et CR02 où celle-ci atteint entre 6000 et 7000 µs / cm.



66

On constate une faible variabilité de la conductivité à l’échelle annuelle, mais des évolutions sur l’historique d’exploitation sont remarquées.

On constate en particulier qu’initialement les puits CR02 et CR11 avaient une conductivité mesurée en laboratoire très similaire. Mais à la suite des passages en gaz prolongés de CR11 (1989-1997), où les analyses d’eau sauf exception n’ont pas été réalisées, une différence de conductivité est apparue pour les puits CR02 et CR11 et elle se maintient jusqu’à ce jour. Egalement, on note une augmentation nette la conductivité sur site pour les 3 puits à partir de 2007, qui depuis reste constante. On retrouve un saut identique sur la mesure site des eaux du Barrémien, avec la même stabilisation, laissant préjuger d’un changement de matériel pour la mesure sur site. De plus, les valeurs obtenues sur site apparaissent plus en accord avec les mesures de laboratoire depuis cette date. L’écart de conductivité entre les puits CR02 et CR11 reste cependant récurrent dès la reprise des analyses d’eau sur CR11, jusqu’à ce jour. En conclusion, la conductivité à CR11 a diminué suite aux passages en gaz. Celle-ci est due à une baisse importante en sulfates, calcium et magnésium, non compensée par l’augmentation des ions hydrogénocarbonates.

Figure 29 : historique de conductivité sur les puits de contrôle au Hauterivien

>>>> LA TEMPERATURE

Les températures mesurées sur place en surface sont cohérentes et relativement stables autour de 15°C (Figure 30). Ce paramètre n’est qu’indicatif car très sensible aux variations journalières et aux biais de mesure.

Figure 30 : historique de température sur les puits de contrôle au Hauterivien

>>>> LE PH (MESURE SUR SITE ET EN LABORATOIRE)

La valeur du pH est stable autour d’une valeur moyenne de 8.1 unités de pH, qu’il soit mesuré sur site ou en laboratoire (Figure 31).



67

Figure 31 : historique de pH sur les puits de contrôle au Hauterivien

>>>> LE POTENTIEL REDOX

La valeur du potentiel d’oxydo-réduction est assez variable autour d’environ -160 mV (Figure 32), et reflète les difficultés de mesure de ce paramètre (selon les sondes utilisées). Mais globalement le milieu est réducteur, ce qui est courant pour une eau souterraine.

Figure 32 : historique de potentiel redox sur les puits de contrôle au Hauterivien

>>>> LES IONS MAJEURS : CA2+, MG2+, NA+, K+, HCO3-, CL-, SO42-,CO32-

Les résultats concernant ces paramètres sont récapitulés dans le Tableau 3. Les graphiques des évolutions de la concentration des cations sont représentés sur la Figure 33, et des anions sur la Figure 34.

Ion Concentration minimale, moyenne et

maximale (mg / l) Nombre de données

Calcium 3,6 / 45 / 114 113

Magnésium 8,4 / 22 / 46 114

Sodium 870 / 1353 / 1990 121

Potassium 21 / 33 / 69 121

Hydrogénocarbonates 198 / 562 / 932 110

Chlorures 142 / 284 / 478 121

Sulfates 1210 / 2220 / 3200 121

Carbonates < seuil / 12,3 / 139 75

Tableau 3 : récapitulatif des analyses de paramètres ioniques majeurs de l’eau du Hauterivien – (la mention « < seuil » indique

une mesure inférieure au seuil de détection)



68

Les concentrations en ions majeurs sont assez élevées, en cohérence avec les valeurs de conductivité. A noter que la différence de conductivité entre l’ouest (MC01) et l’est (CR02 et CR11) est expliquée par la teneur en chlorures des eaux (1.5 fois moins élevée sur MC01). Les ions majeurs que sont sodium, potassium, et chlorures présentent des concentrations remarquablement stables. En revanche la teneur en sulfates du puits CR11 diminue de près d’un tiers après ses passages en gaz. On retrouve cette perturbation au puits CR11 pour les ions associés au système calco-carbonique (système chimique le plus sensible à des variations de conditions physico-chimiques –température, pH, etc.). Ainsi, les teneurs en magnésium et calcium sont divisées par deux, alors que la teneur en hydrogénocarbonates a presque doublé à ce puits.

Il faut noter que cette évolution de la chimie au puits CR11 est liée aux passages prolongés en gaz de ce puits (1989-1997): elle a eu lieu rapidement et s’est stabilisée montrant que l’impact est limité à la proximité de la bulle de gaz. Les autres puits de contrôle ne montrent pas d’évolution significative.

Figure 33 : historique des concentrations en cations majeurs sur les puits de contrôle au Hauterivien



69

Figure 34 : historique des concentrations en anions majeurs sur les puits de contrôle au Hauterivien

>>>> LES IONS MINEURS : FE2+, MN2+, NH4+, F-, NO2, NO3-

Les résultats concernant ces paramètres sont récapitulés dans le Tableau 4. Les historiques de données sont reportés en Annexe C.



Ammonium 0,1 / 1,6 / 27 117

Fer ferreux < seuil / 2,6 / 6,85 16

Fluorures 0,45 / 1,4 / 2,5 118

Manganèse < seuil / 0,18 / 2 115

Nitrates < seuil / 0 / 0,02 39

Nitrites < seuil / 0,02 / 1,3 104

Tableau 4 : récapitulatif des analyses de paramètres ioniques mineurs de l’eau du Hauterivien

• Les nitrites et nitrates sont quasiment absents dans les eaux du Hauterivien ;

• Les concentrations en ammonium et en fluorures sont très stables ;

• Les concentrations en fer ferreux et en manganèse sont variables mais en moyenne sont stables au vu des faibles concentrations mesurées. Certaines analyses peuvent présenter ponctuellement des concentrations plus élevées, sans qu’aucune tendance ne se dégage.

>>>> LES AUTRES PARAMETRES : FER, TURBIDITE, C.O.T (CARBONE ORGANIQUE TOTAL), SULFURES TOTAUX, SILICE, PHOSPHATES ET BACTERIES SULFATO-REDUCTRICES (BSR)

Les graphiques d’évolution sont présentés en Annexe C :

• Turbidité, C.O.T. (Carbone Organique Total) : ces informations sont directement liées aux conditions de mise en débit. Les puits sont mis en débit ponctuellement. Ces paramètres peuvent présenter des variations. C’est le cas sur MC01 mais aucune augmentation prolongée de la turbidité et du C.O.T. n’est notée. Les valeurs reviennent rapidement à la normale ;

• Fer total : la concentration en fer total est faible et stable dans le temps ;

• Sulfures totaux : la concentration en sulfures totaux est plutôt très faible ;

• Phosphates : la concentration en phosphates a été peu mesurée et uniquement en début d’exploitation et était très faible ;



70

• Silice (totale) : la concentration est stable autour de 14 mg / l, qui est un ordre de grandeur cohérent pour une eau souterraine de formation sédimentaire ;

• Bactéries sulfato-réductrices (BSR) : durant l’historique d’exploitation, la concentration en BSR est stable et très faible. Cependant, depuis 2005 les trois puits présentent des valeurs un peu plus élevées mais variables.

>>>> LES METAUX LOURDS

Les résultats concernant ces éléments sont présentés dans le Tableau 5. Les seuils de détection ne sont pas indiqués car ils varient au cours du temps.

Métaux Nombre

d’analyses

Nombre d’analyses inférieures au seuil de

détection

Moyenne / Maximum des analyses supérieures au seuil de détection (μg / l)

Arsenic 20 20 - / -

Baryum 21 5 30,6 / 65

Cadmium 21 21 - / -

Chrome total 21 16 125,6 / 590

Cuivre 21 20 12 / 12

Etain 21 18 40 / 100

Mercure 21 21 - /

Plomb 21 19 6,1 / 11

Vanadium 21 18 9,3 / 21

Zinc 21 15 24,5 / 59

Tableau 5 : récapitulatif des analyses des métaux lourds de l’eau du Hauterivien

Peu de données sont disponibles. Toutefois, l’arsenic, le cadmium et le mercure ne sont jamais détectés dans les eaux du Hauterivien. Elles contiennent en de rares échantillonnages du cuivre, de l’étain, du plomb, du vanadium et du zinc en faible concentration. Plus communément apparaissent des teneurs en baryum à des concentrations normales pour une eau souterraine.

4.4. CONCLUSION

L’eau du puits CR11 a évolué rapidement à la suite des passages en gaz de ce puits (paramètres associés au système calco-carbonique : calcium, magnésium, hydrogénocarbonates). La qualité de l’eau, certes modifiée, est cependant restée stable depuis 1997, indiquant un changement local qui ne peut être généralisée à l’ensemble de la nappe du Hauterivien à Germigny-sous-Coulombs.

En effet, hormis au puits CR11, la qualité de l’eau de l’aquifère du Hauterivien à Germigny-sous-Coulombs est stable, notamment au vu des concentrations en ions majeurs qui sont relativement élevées. Certains paramètres physico-chimiques tels que la température ou le pH présentent des variations de faible amplitude et ponctuelles, souvent liées à des imprécisions analytiques. Les teneurs en ions mineurs ne montrent également pas d’évolution dans le temps. L’eau du Hauterivien est faiblement chargée en métaux.

On peut affirmer que la qualité de l’eau de l’aquifère hauterivien à Germigny-sous-Coulombs est restée stable depuis la mise en service du stockage dont la première injection de gaz a eu lieu en 1982. De faciès sulfaté-sodique et parce que trop minéralisée, l’eau de l’aquifère hauterivien à Germigny-sous-Coulombs, au sens de la réglementation, est impropre à la consommation, soit directement soit même après traitement.



71

5. LA QUALITE DES EAUX DE L’AQUIFERE BARREMIEN INFERIEUR

5.1. INFORMATIONS GENERALES

Quelques paramètres des eaux du Barrémien inférieur sont comparés, à titre indicatif, aux normes fixées dans l’arrêté n°2007-49 du 11 janvier 2007 relatif aux limites et références de qualité des eaux brutes et des eaux destinées à la consommation humaine, et spécifiquement à l’annexe 1 concernant les limites et références de qualité des eaux destinées à la consommation humaine. Cette comparaison est donnée à titre indicative (Tableau 6). Les eaux du Barrémien inférieur ne satisfont pas les limites et références fixées par l’arrêté n°2007-49 pour les paramètres qui figurent en rouge dans le tableau.



72

Paramètres

Arrêté du 11 janvier 2007 - Annexe II :

Limite de qualité des

"Eaux brutes"


l'eau du Barrémien inférieur


Annexe I : Limite de


à la consommation

humaine"




Annexe I : Références de


à la consommation

humaine"



Chlorures (mg / l) 200 200

250 200

Sulfates (mg / l) 250 2338

250 2338

Sodium (mg / l) 200 1336

200 1336

T (°C) 25 17,1

25 17,1

Coloration après filtration (mg / l Pt)

200 non mesuré

15 non mesuré

Nitrates (mg / l) 50 0 50 0

Turbidité (NTU)

1 32

NH4 (mg / l) 4 1,6

0,1 1,6

Oxydabilité au permanganate (mg / l

O2)

5 3,2

agents de surface (mg / l)

0,5 non mesuré

HC dissous émulsionnés (mg / l) 1 non mesuré

Zn (mg / l) 5 0,25

Baryum pour les eaux superficielles (mg / l)

1 0,03 0,7 0,03

As (μg / l) 100 0 10 0

Cd (μg / l) 5 0,1 5 0,1

Cyanures (μg / l) 50 non mesuré 50 non mesuré

Chrome total (μg / l) 50 1 50 1

Hg (μg / l) 1 0 1 0

Pb (μg / l) 50 9,9 10 9,9

pH (unité pH)

6,5 à 9 8,1

Nitrites (mg / l)

0,5 0

Fer total (mg / l)

0,2 4,1

Mn (mg / l)

0,05 0,23

Cu (mg / l)

2 7,3 1 7,3

F (mg / l)

1,5 1,1

Ni (mg / l)

0,02 non mesuré

C.O.T. (mg / l) 10 2,13

2 (et aucun changement

anormal) 2,13

Conductivité (μS / cm)

entre 180 et 1000 (à 20°C)

ou entre 200 et 1100 (à 25°C)

5002

Tableau 6 : comparaison entre les paramètres principaux des eaux du Barrémien inférieur et les limites et références de qualité

des eaux



73

Les eaux du Barrémien inférieur sont tout aussi minéralisées que celles du Hauterivien. Les eaux du Barrémien inférieur ne sont donc naturellement pas potables vis-à-vis de la réglementation en vigueur.

5.2. LE DIAGRAMME DE SCHOELLER

Les résultats concernant les analyses d’eau les plus anciennes sur chaque puits de contrôle ont été représentés sur le diagramme de Schoeller qui permet de visualiser et de déterminer le faciès d’une eau. La même démarche a été réalisée avec des analyses réglementaires récentes.

Figure 35 : diagramme de Schoeller des analyses d’eau des puits au Barrémien inférieur

Le faciès des eaux du Barrémien inférieur est sulfaté sodique. Ce faciès reste identique entre l’état initial et l’état actuel géochimique de l’aquifère de contrôle du stockage (Figure 35).

5.3. LES EVOLUTIONS TEMPORELLES SUR LES PUITS

>>>> LA CONDUCTIVITE (MESUREE SUR SITE ET EN LABORATOIRE)

Les valeurs de conductivité traduisent les évolutions des concentrations en ions dans les eaux. Il faut noter que depuis 2006, la conductivité est nettement plus stable, notamment pour la conductivité mesurée sur site.

La conductivité du Barrémien inférieur est généralement stable (Figure 36) autour d’une valeur moyenne de 5000 μS / cm en laboratoire. La moyenne des concentrations mesurées sur site est de 5500 μS / cm.



74

Figure 36 : historique de conductivité sur les puits de contrôle au Barrémien inférieur

>>>> LA TEMPERATURE

Les températures mesurées sur place en surface sont cohérentes et relativement stables autour de 17.1°C (Figure 37). Ce paramètre n’est qu’indicatif car très sensible aux variations journalières et aux biais de mesure.

Figure 37 : historique de température sur les puits de contrôle au Barrémien inférieur

>>>> LE PH (MESURE SUR SITE ET EN LABORATOIRE)

La valeur du pH est stable autour d’une valeur moyenne de 8.4 unités de pH (mesure en laboratoire) et 8.1 unités de pH (mesure sur site) (Figure 38).

Figure 38 : historique de pH sur les puits de contrôle au Barrémien inférieur



75

>>>> LE POTENTIEL REDOX

La valeur du potentiel d’oxydo-réduction est assez variable autour d’environ -160 mV (Figure 39), et reflète les difficultés de mesure de ce paramètre (selon les sondes utilisées). Mais globalement le milieu est réducteur, ce qui est courant pour une eau souterraine.

Figure 39 : historique de potentiel redox sur les puits de contrôle au Barrémien inférieur

>>>> LES IONS MAJEURS : CA2+, MG2+, NA+, K+, HCO3-, CL-, SO42-,CO32-

Les résultats concernant ces paramètres sont présentés dans le Tableau 7. Les graphiques des évolutions de la concentration des cations sont visibles sur la Figure 40, et des anions sur la Figure 41.



Calcium < seuil / 52 / 135 104

Magnésium 4,4 / 24 / 36 104

Sodium 1040 / 1336 / 2400 104

Potassium 21 / 34 / 75 104

Hydrogénocarbonates 152 / 530 / 683 100

Chlorures 140 / 201 / 244 104

Sulfates 2338 / 1586 / 3000 104

Carbonates < seuil / 16,7 / 120 80

Tableau 7 : récapitulatif des analyses de paramètres ioniques majeurs de l’eau du Barrémien inférieur

Les concentrations en ions majeurs sont assez élevées, en cohérence avec les valeurs de conductivité. Les ions majeurs que sont sodium, potassium, chlorures et sulfates présentent des concentrations très stables. Les ions associés au système calco-carbonique (système chimique le plus sensible à des variations de conditions physico-chimiques – température, pH, etc.) présentent des fluctuations ponctuelles traduisant des perturbations momentanées, mais restent depuis 1982 très stables en moyenne. On note une stabilisation accrue depuis 2005, probablement liée à de meilleures performances analytiques.



76

Figure 40 : historique des concentrations en cations majeurs sur les puits de contrôle au Barrémien inférieur

Figure 41 : historique des concentrations en anions majeurs sur les puits de contrôle au Barrémien inférieur



77

>>>> LES IONS MINEURS : FE2+, MN2+, NH4+, F-, NO2, NO3-

Les résultats concernant ces paramètres sont récapitulés dans le Tableau 8. Les historiques de données sont reportés en Annexe D.


maximale (mg/l) Nombre de données

Ammonium 0,1 / 1,6 / 2,7 104

Fer ferreux < seuil / 1,4 / 17,6 17

Fluorures 0,2 / 1,1 / 10 104

Manganèse < seuil / 0,2 / 0,8 103

Nitrates < seuil / 0 / 0,1 28

Nitrites < seuil / 0 / 0 89

Tableau 8 : récapitulatif des analyses de paramètres ioniques mineurs de l’eau du Barrémien inférieur

• Les nitrites et nitrates sont peu voire pas détectés dans les eaux du Barrémien inférieur ;

• Les concentrations en ammonium et en fluorures sont très stables ;

• Les concentrations en fer ferreux et en manganèse sont variables mais oscillant autour d’une valeur stable, montrant en moyenne l’absence d’évolution de ces paramètres.

>>>> LES AUTRES PARAMETRES : FER, TURBIDITE, C.O.T. (CARBONE ORGANIQUE TOTAL), SULFURES TOTAUX, SILICE, PHOSPHORE ET BACTERIES SULFATO-REDUCTRICES (BSR)

Les graphiques d’évolution sont présentés en Annexe D :

• Turbidité, C.O.T. (Carbone Organique Total) : ces paramètres présentent une variabilité. Toutefois, leur évolution ne montre pas de tendance particulière ;

• Fer total : la concentration en fer total est relativement stable dans le temps ;

• Sulfures totaux : la concentration en sulfures totaux est variable mais reste relativement faible ;

• Silice (totale) : la concentration est légèrement variable autour de 20 mg / l ;

• Phosphates : la concentration en phosphates a été peu mesurée et uniquement en début d’exploitation et était très faible ;

• Bactéries sulfato-réductrices (BSR) : la concentration en BSR est généralement très faible, malgré quelques valeurs ponctuelles plus élevées qui ne perdurent pas.

>>>> LES METAUX LOURDS

Les résultats concernant ces éléments sont présentés dans le Tableau 9. Les seuils de détection ne sont pas indiqués car ils varient au cours du temps.



78

Métaux Nombre

d’analyses

Nombre d’analyses inférieures au seuil de

détection

Moyenne / Maximum des analyses supérieures au seuil de détection (μg / l)

Arsenic 24 24 - / -

Baryum 20 4 32,5 / 70

Cadmium 23 23 - / -

Chrome total 24 22 6 / 10

Cuivre 24 2 25,6 / 50

Etain 24 2 65 / 70

Mercure 24 24 - / -

Plomb 24 7 33,8 / 120

Vanadium 24 22 15,5 / 17

Zinc 24 14 327 / 2300

Tableau 9 : récapitulatif des analyses des métaux lourds de l’eau du Barrémien inférieur

Peu de données sont disponibles. Toutefois, l’arsenic, le cadmium et le mercure ne sont jamais détectés dans les eaux du Barrémien inférieur. Elles contiennent en de rares échantillonnages du vanadium et du zinc. Plus communément apparaissent des teneurs normales pour une eau souterraine en cuivre, étain, et parfois ponctuellement élevées pour le plomb.

5.4. CONCLUSION

La qualité de l’eau de l’aquifère du Barrémien inférieur à Germigny-sous-Coulombs est stable, notamment au vu des concentrations en ions majeurs qui sont assez élevées. L’ensemble des mesures physico-chimiques est stable dans le temps et les teneurs en ions mineurs ne montrent également pas d’évolution. L’eau du Barrémien inférieur est modérément chargée en métaux.

On peut affirmer que la qualité de l’eau de l’aquifère Barrémien inférieur à Germigny-sous-Coulombs est restée similaire depuis l’ouverture du site (1982). De faciès sulfaté-sodique et parce que trop minéralisée, l’eau de l’aquifère du Barrémien inférieur à Germigny-sous-Coulombs, au sens de la réglementation, est impropre à la consommation, ni directement ni même après traitement.



79

V. MEMOIRE DETAILLE DES TRAVAUX EXECUTES SUR LE STOCKAGE DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS

1. MISE EN SERVICE DES INSTALLATIONS

1.1. LA QUALIFICATION DE LA STRUCTURE

Cette structure a été reconnue essentiellement par des mesures sismiques en 1957 suivie d’une campagne de forages de puits et de core-drills de 1957 à 1972 principalement effectuée par SNPA (Société National des Pétroles d’Aquitaine, absorbée ensuite par Elf), Petrorep, Shellrex. Une campagne sismique a eu lieu en 1972 également. Le but de ces explorations était essentiellement d’identifier des ressources pétrolières.

A la suite de ces études pétrolières, Gaz de France (devenue GDF SUEZ – Storengy) a entrepris une exploration complémentaire dont le but était de qualifier la structure en vue des possibilités de stockage de gaz naturel. Des forages ont alors eu lieu des 1979 à 1980 ainsi que des essais pour déterminer la perméabilité du réservoir.

1.2. LA REALISATION DU STOCKAGE

Les grandes étapes du développement et de l’exploitation du stockage de Germigny-sous-Coulombs ont été les suivantes :

>>>> 1979

• Début des premiers forages et des conversions d’anciens puits d’exploration pétrolière.

>>>> 1982

• Début de la construction de la station centrale en 1982.

• Fin de la construction des installations nécessaires à l’injection (moyens de comptage, de service et liaison station-puits).

• Premières injections de gaz inertes dans le réservoir par le CR16.

>>>> 1983

• Installation et mise en service de 2 électro-compresseurs de type KM4 (puissance de compression 2 x 3,6 MW)

• Premières injections de gaz naturel dans le réservoir (injection de gaz B - bas pouvoir calorifique - de novembre 1983 à juillet 1984, puis de gaz H - haut pouvoir calorifique).

>>>> 1984-1985

• Installation et mise en service d’une tour de déshydratation DH1 et de 2 unités de régénération du TEG RK1 et RK2 (capacité de traitement de 150 000 m3(n)/h).

>>>> 1985

• Fin de la construction des installations de soutirage et premiers soutirages de gaz naturel vers le réseau de transport.



80

>>>> 1987

• Obtention de l’autorisation de stocker du gaz.

>>>> 1989

• Construction et mise en service d’une unité de désulfuration DS composée d’une tour au charbon actif (capacité de traitement de 100 000 m3(n)/h).

>>>> 1993

• Installation et mise en service d’une seconde tour de déshydratation DH2 (capacité de traitement supplémentaires de 300 000 m3(n)/h).

>>>> 1994

• Installation d’une 3ème unité de régénération du TEG RK3.

>>>> 2000

• Forage du puits d’exploration CR207 afin d’explorer le niveau Séquanien.

>>>> 2012

• Construction d’un nouveau bâtiment administratif et mise en service d’une nouvelle salle de contrôle.

• Début des travaux de mise en conformité liés au PPRT.

>>>> 2013-2014

• Suite des travaux de mise en conformité liés au PPRT.

1.3. L’HISTORIQUE DES PUITS

Dates de forages des puits et reprises d’anciens puits d’exploration pétroliers réalisés par Storengy (Gaz de France) sur la période :

• 1979 : forage des puits CR03, CR04, CR05 et reprise du puits MC13,

• 1980 : forage des puits CR02, CR06, CR07, CR09, CR10, CR11,

• 1981 : forage du puits CR17 et reprise des puits MC1, MC14, NEL1,

• 1982 : forage des puits CR15, CR16, CR18, CR19, CR22 et reprise des puits CR01, MC2, MC6 et MC8,

• 1983 : forage des puits CR12, CR20, CR21, CR23, CR24, CR25, CR26, CR28 et reprise du puits MC7,

• 1984 : forage des puits CR27, CR29, CR30, CR31, CR32, CR33,

• 1986 : forage des puits CR40 et reprise des puits LY2,

• 1988 : forage des puits CR13, CR14, CR37, reprise du puits LAS1D,

• 1989 : forage des puits CR34, CR38, CR39,

• 1990 : forage des puits CR35, CR36, CR41, CR42,



81

• 2000 : forage du puits CR207D. Ce puits était initialement un puits d’exploration du niveau Séquanien.

• 2006 : fermeture et abandon du puits CR16.

L’exploitation du stockage est actuellement réalisée avec 22 puits d’exploitation et un puits de gisement permettant de mesurer la pression du gaz dans le sous-sol, 25 puits de contrôle réglementaires, 3 puits de contrôle.

L’évolution du nombre de puits en fonction du temps et du développement du site est illustrée par le graphique ci-dessous (Figure 42) :

Figure 42 : évolution du nombre de puits et du stock de gaz total sur le stockage de Germigny-sous-Coulombs

1.4. LES CONSIGNES D’EXPLOITATION

Les consignes d’exploitation détaillées sont fournies en annexe A. Elles comprennent :

• le dispositif de contrôle et de protection des nappes souterraines,

• le contrôle de l’étendue de la bulle de gaz et la conservation du réservoir,

• le dispositif de surveillance générale.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

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20

13

Niv

eau

de

sto

ck e

n h

m3(n

)

Nb

de

pu

its

cum

ulé

s

Nb de puits de contrôle cumulés

Nb de puits d'exploitation cumulés

Niveau de Stock



82

2. BILAN TECHNIQUE D’EXPLOITATION ET FAITS MARQUANTS

La pression maximale de gisement à la cote de -750 m/mer est de 123,5 bar absolus.

2.1. L’EVOLUTION DU STOCK ET DE LA PRESSION

• les premières injections de gaz inerte ont débuté en octobre 1982,

• les premières injections de gaz naturel dans le réservoir ont débuté en novembre 1983 (gaz B jusqu’en juillet 1984 puis gaz H),

• le stock a ensuite augmenté par paliers jusqu’en 1995, atteignant la valeur maximale de 2 500 hm3(n) (Figure 43),

• ce stock a peu évolué jusqu’en 2004. A partir de 2005, une nouvelle augmentation du stock a été réalisée jusqu’à un maximum de 2800 hm3(n) atteint en 2009,

• la pression maximale atteinte a été de 104.8 bar absolus en 1988 pendant le développement. Cette valeur de pression de gisement n’a jamais ensuite été dépassée pendant l’exploitation du stockage,

• la pression maximale réglementaire de 123,5 bar absolus au toit du réservoir (pression fond) n’a jamais été atteinte au cours de l’exploitation du stockage de Germigny-sous-Coulombs.

• Les mouvements de gaz étaient qualifiés d’«expérimentaux » dans le cadre de la réglementation de 1962. Cela signifie que la quantité maximale de gaz pouvant être stockée dans la structure n’avait pas été atteinte, le stock maximum de la campagne étant défini chaque année avec l’Administration. L’étude d’impact sous-sol (Pièce 4.2) démontre que le stock de 3300 hm3 peut être atteint.

Figure 43 : historique d’évolution du stock de gaz naturel en hm3(n)

au cours de l’exploitation du site de Germigny-sous-Coulombs 1982 et 2013



83

2.2. LA NATURE DU GAZ INJECTE

Deux types de gaz ont été successivement injectés :

• des premières injections de fumée (N2 + CO2) ont débuté en octobre 1982 sur le CR16,

• les premières injections de gaz naturel dans le réservoir ont débuté en novembre 1983.

Le pouvoir calorifique (P.C.S.) du gaz injecté au cours de l’exploitation a varié entre 11 et 12 kWh/m3(n), selon sa provenance. Le gaz provient actuellement essentiellement des champs de la Mer du Nord (Norvège) et russes.

2.3. LE CONTROLE DE LA BULLE DE GAZ DANS LE RESERVOIR

Le contrôle de l’extension maximale de la bulle de gaz dans le réservoir est effectué par les puits CR04, CR06, CR09, CR10, CR17 et CR40. Le passage en gaz d’un de ces puits d’arrêt imposerait l’arrêt immédiat de l’injection de gaz dans le réservoir. Jusqu’à aujourd’hui (avril 2014), ces puits ne sont jamais passés en gaz.

Les analyses d’eau sur des puits de contrôle réglementaires de l’aquifère hauterivien dans lequel le gaz est stocké et de l’aquifère supérieur de contrôle (le Barrémien) sont effectuées chaque année par un laboratoire indépendant agréé. L’interprétation détaillée de ces résultats se trouve au chapitre IV.3 de ce document.

Un contrôle neutron est réalisé sur les puits CR05, CR12, MC02, MC07, MC08, MC13, MC14 et NEL1 chaque année (en fin de campagne d’injection). Cela permet de connaître la saturation en gaz du réservoir et le confinement de la couverture du réservoir à différents endroits du stockage.

Une mesure hebdomadaire de la pression en tête des puits ou de l’interface air-eau est réalisée sur les puits CR01, CR02, CR04, CR06, CR07, CR09 à CR12, CR17, CR26, CR40, MC06 et MC08.

2.4. LES FAITS MARQUANTS DEPUIS LE DEBUT DE L’EXPLOITATION

>>>> INJECTION DE GAZ INERTE

Dès la conception du stockage souterrain de Germigny-sous-Coulombs, il a été décidé que les premières injections seraient constituées de gaz inerte. Les premières injections de gaz inertes ont eu lieu à partir de octobre 1982 sur le puits CR16 et jusqu’en avril 1990. Ces gaz étaient constitués de fumée (principalement de N2 et de CO2) et produits par deux unités distinctes (« Creusot-Loire » et SOFRAIR).

Entre avril 1993 et septembre 1998, une unité P.S.A. (Pressure Swing Adsorption) permettant d’isoler l’azote de l’air est mise en service et permet d’injecter de l’azote en tant que gaz inerte sur le puits CR15.

Au total, se sont un peu plus de 76 Mm3(n) qui ont été injectés sur le CR16 puis un peu plus de 265 Mm3(n) sur le CR15 soit un total de plus de 341 Mm3(n) de gaz inertes injectés afin de constituer le gaz coussin.

>>>> ACCIDENT SUR LE GENERATEUR DE GAZ INERTE

En novembre 1986, un accident a eu lieu lors de la phase de démarrage du générateur expérimental de gaz inerte (générateur de fumées « Creusot-Loire ») provisoirement installé sur la station. La déflagration, qui s’est produite sur l’unité de déshydratation de cette installation, a été due à la présence simultanée de Triéthylène-glycol chaud et d’air comprimé dans la tour. Les conséquences de cet accident ont été la projection d’éléments métalliques tout autour de l’unité, la détérioration partielle du local de commande dans lequel se trouvaient, compte tenu de la phase d’essais en cours, cinq agents de Gaz de France qui furent blessés, et l’incendie du pupitre de contrôle-



84

commandes de l’installation. Cet accident a également généré un bruit important. Cette unité a été arrêtée en 1990 et aucune installation de ce type n’a depuis été réutilisée.

>>>> INSTALLATION D’UNE UNITE DE PRE-TRAITEMENT DES EAUX DE SOUTIRAGE

A la fin des années 90, un projet de fourniture d’une unité de prétraitement pour les eaux de soutirage du site a été lancé et mis en service en 2004. Ce projet avait pour but d’installer un système permettant de réduire l’impact sur l’environnement en réduisant la quantité d’effluents dilués à envoyer en retraitement. Un bassin de 500 m3 a été ajouté à celui de 250 m3 existant sur le site. Le procédé est le suivant : les eaux de soutirage provenant des puits sont récupérées via les collectes d’effluents installées entre la station centrale et les plateformes manifold et sont stockées dans le bassin de décantation de 500 m3. Un pompage en surface du bassin est effectué vers le bassin de 250 m3 sur lequel une installation nommée Akzo Nobel est connectée. C’est une unité de prétraitement par polymères qui permet de séparer tous les hydrocarbures et le THT des eaux de soutirage. Il en ressort des effluents concentrés, qui seront incinérés, et des effluents dilués contenant des résidus de méthanol qui sont envoyés en station d’épuration (afin de permettre des élevages de bactéries servant elles même à détruire d’autres déchets). La diminution de la quantité d’effluents à retraiter et leur valorisation pour un autre usage réduit ainsi l’impact de l’exploitation sur l’environnement.

>>>> FUITE SUR LE RESEAU D’EFFLUENT

Le 18 décembre 2001, une fuite sur la canalisation d’eau de soutirage au niveau de la PM1 a été détectée et réparée le 21 décembre. Une seconde fuite a été découverte au niveau de la PM2 et a été isolée à l’aide de brides. Afin de réparer les canalisations touchées, 300 tonnes de terres souillées ont été excavées et évacuées vers une zone de traitement des déchets. Depuis cet incident, les 2 réseaux de collectes, initialement en acier, ont été remplacés en 2004 par 2 canalisations en polyéthylène, moins sensibles à la corrosion.

>>>> MIGRATION DE GAZ VERS L’AQUIFERE DE CONTROLE

Sur le site étaient présents au début des années 1980 des core-drill pétroliers ou forages de reconnaissance, forés par des entreprises pétrolières à partir de la fin des années 1950 (voir chap. V.1.1.). Ces puits de reconnaissance géologique n’étaient pas cuvelés et ont été abandonnés après pose d’un ou plusieurs bouchons de ciment.

La reprise de ces puits par Gaz de France/Storengy était nécessaire avant la mise en gaz de la structure. Elle a consisté à retrouver leur trajectoire initiale afin de les reprendre avec une architecture de puits de type exploitation ou contrôle. L’étape délicate consistant à retrouver la trajectoire initiale a été menée avec succès pour la plupart d’entre eux mais n’a pas eu les résultats escomptés pour les puits MC13 et MC14, qui se sont retrouvés avec une configuration finale susceptible de mettre en communication le réservoir exploité dans l’Hauterivien et l’aquifère de contrôle (Barrémien) situé au dessus.

Une faible quantité de gaz a été détectée par le dispositif de contrôle de l’aquifère supérieur. Cette quantité est imputable au puits MC14. Le puits a été repris en 2004 afin de renforcer son étanchéité.

Parallèlement, en accord avec l’Administration, Storengy a développé un modèle numérique permettant d’estimer l’évolution de la quantité de gaz migrée. Afin de caler le modèle, une mesure de volume par mise en débit a été réalisée courant 2008. Elle confirmait la quantité de gaz estimée par la modélisation (environ 250 000 m3(n)). Un nouveau test a été proposé par Storengy dans les années à venir afin de consolider définitivement le modèle physique.

A ce jour, la situation est considérée comme stabilisée.



85

>>>> REALISATION D’UNE CAMPAGNE SISMIQUE Début 1997, une campagne d’acquisition sismique a eu lieu au niveau de l’ensellement nord-ouest. Cette campagne s’est bien déroulée, mais les mauvaises conditions météo de l’époque liées à l’activité des matériels d’acquisition ont conduit à l’endommagement de certains chemins communaux et d’un bois, et à la dégradation de deux ponts. Gaz de France avait alors financé l’intégralité de la remise en état de ces biens.

>>>> FERMETURE DU CR16 En octobre 2006, le puits CR16 a été définitivement fermé et ses installations de surface démantelées.

>>>> FORAGE DU PUITS CR207 En 2000, le puits CR207 a été foré jusqu’au niveau séquanien situé sous l’aquifère du Hauterivien. Ce puits avait pour but d’explorer ce niveau à des fins de stockage de gaz naturel. Le projet n’a pas eu de suite et le puits CR207 est depuis utilisé sur le niveau hauterivien comme puits de contrôle.



86



87

VI. PROGRAMME GENERAL DES TRAVAUX PREVUS SUR LE STOCKAGE DE

GERMIGNY-SOUS-COULOMBS

Les travaux prévus sur la période sollicitée de prolongation de la concession de stockage de 25 ans seront liés :

• à l’exploitation, à la maintenance et la rénovation des installations,

• à la poursuite éventuelle du développement du stockage jusqu’au stock de 3300 Mm3(n).

1. CONTEXTE

Les augmentations de stock et les travaux d’exploitation sont actuellement annoncés par l’opérateur un an par avance dans les rapports annuels, conformément au décret n°2006-649 du 2 juin 2006 art 35 et 36, et envoyés au Préfet de département et à la DREAL.

2. L’EXPLOITATION DU STOCKAGE

GDF SUEZ souhaite reconduire la possibilité pour les 25 années d’exploitation escomptées dans le présent dossier de pouvoir stocker du gaz combustible, conformément à l’article 5 du Décret d’autorisation du 13 février 1987.

3. LE DEVELOPPEMENT DU STOCK DE GAZ NATUREL

Des études détaillées ont été réalisées il y a quelques années par Storengy afin d’étudier plusieurs scénarios d’augmentation du stock de gaz. Le développement du stockage jusqu’au volume maximal de 3 300 millions de m3 (n) a été retenu comme faisable. Bien que l’exploitation future du site dépendra du contexte du marché du stockage, ce scénario pourrait être envisagé au cours de la période de prolongation de concession sollicitée pour 25 ans, sans qu’une date ne puisse être avancée. Une date possible retenue dans ce dossier afin d’effectuer les simulations est un accroissement du stock de 2025 à 2030. Ce volume maximal a été établi à partir de notre modèle 3D et de notre connaissance la plus à jour de la structure souterraine.

Le volume maximal de gaz injecté atteint à ce jour est de 2 800 millions de m3 (n) sur la structure de Germigny-sous-Coulombs.

3.1. L’EVOLUTION DES EQUIPEMENTS SOUTERRAINS ET DE SURFACE

Le stockage souterrain est actuellement équipé de 23 puits d'exploitation et de 25 puits de contrôle.

Dans le cadre des travaux PPRT, une modification de la plate-forme manifold PM7 a été demandée ayant pour but de protéger l’habitation située à une centaine de mètres de celle-ci. Pour répondre à cette demande, Storengy a décidé d’abandonner l’exploitation de cette plate-forme. Le puits CR27, seul puits raccordé à cette plate-forme sera mis en sécurité en attendant son raccordement futur sur la plate-forme PM2 située plus en contrebas.

Concernant les puits d’exploitation et de contrôle existants, les travaux qui seront réalisés sur la période sont essentiellement des travaux de reconditionnement. Afin de réaliser l’éventuel accroissement de stock, le forage de



88

12 nouveaux puits pourrait être effectué sur des terrains qui sont déjà la propriété de Storengy, et proches de plates-formes de puits déjà existantes.

Pour les installations de surface, les travaux prévus sur la période sollicitée seront d’une part liés à la maintenance et à une possible rénovation/adaptation des installations d’autre part, en cas d’accroissement de stock, au renforcement des installations de traitement et de compression.

A ce titre, les études les plus récentes prévoyaient à titre indicatif :

• le forage de 12 puits d’exploitation supplémentaires sur des terrains déjà acquis par Storengy et jouxtant les plates-formes actuelles. Le forage et la mise en service de 2 puits par an sur 6 ans semble un bon compromis,

• l’extension de 2 plates-formes manifold,

• intégration d’une nouvelle rampe de comptage,

• mise en service d’une nouvelle tour de déshydratation,

• ajout ou remplacement d’une régénération de TEG,

• intégration d’un nouveau compresseur dans l’atelier existant,

• adaptation et rénovation de certains ateliers et fonctions de service.

3.2. L’EVOLUTION DES INFRASTRUCTURES

De manière plus large, il convient de noter la construction en 2014 par GRTgaz d’une artère régionale, nommée Arc de Dierrey, qui s’interconnectera sur l’artère 600 mm à l’ouest des installations du stockage de Germigny-sous-Coulombs. Cette artère permettra dans un avenir proche d’approvisionner notamment le stockage par du gaz provenant du futur terminal méthanier de Dunkerque.

3.3. LES EVALUATIONS CONCERNANT L’IMPACT SOUS SOL

La Pièce 4.2 – Etude d’impact sous-sol - présente le scénario de stockage de gaz naturel de type H envisagé jusqu’en 2066. L’évolution du stock correspondant à ce scénario est synthétisée ci-dessous :

« Au-delà de l’exploitation réelle de 1982 à 2013, le scénario retenu pour l’évaluation des impacts de l’exploitation

du stockage de Germigny-sous-Coulombs pendant les 50 années de prolongation d’exploitation escomptées, entre

2017 et 2066, correspond à :

• une période d’exploitation du stockage à 2 800 hm3 (n) jusqu’en 2024,

• une augmentation de stock jusqu’à 3 300 hm3 (n) sur 6 ans, de 2025 à 2030,

• une période d’exploitation du stockage à 3 300 hm3 (n) à partir de 2031.

La demande de prolongation de concession porte sur 25 ans, mais le scénario d’exploitation étudié ici couvre 50

ans ».

PROLONGATION DE LA C

PIECE 3 :

Cette évolution du stock total du stockage est représentée sur la l’exploitation passée et prévisionnelleprévisionnelle.

Figure 44 : évolution du stock lors de l’exploitation passée e

du stoc

Les impacts sur le sous-sol liés à ce scénario de développement sont repris cien saturation :

« Il est important de relever le fait que les prévisions réalisées dans le cadr

montrent que l’atteinte du stock de 3 300

sont du même ordre de grandeur que ceux engendrés par l’exploitation actuelle du site. Par ailleurs, les

montrent que le gaz demeure confiné à la structure et

Chapitre « L’analyse des effets futurs »)

En l’état actuel des connaissances, on peut la structure de Germigny-sous-Coulombs.

Le suivi qui sera réalisé au cours de l’exploitation future du stockage et lors de l’atteinte réelle de ce stock maximal, se fera à l’aide des puits de contrôle existants et des données d’exploitation. Lesen matière de mesures et de consignes seront pris dans le cadre du suivi de l’exploitation et de la Police des Mines (décret n° 2006-649) en accord avec l’Administration. suffisant et ne pas subir de modification significative pour contrôler le développement du stockage jusqu’à son stock maximal (cf. Pièce 4.2 chap. VI.3 «


: MEMOIRE TECHNIQUE ET PROGRAMME DES TRAVAUX PREVUS

Cette évolution du stock total du stockage est représentée sur la Figure 44 : ét prévisionnelle en bleu pour l’exploitation passée, en rouge pou

volution du stock lors de l’exploitation passée et prévisionnelle

du stockage de Germigny-sous-Coulomb (1982 – 2066)

sol liés à ce scénario de développement sont repris ci-dessous pour l’impact en pression et

Il est important de relever le fait que les prévisions réalisées dans le cadre du scénario de

3 300 hm3 (n) est possible et envisageable du fait des impacts en pression qui

sont du même ordre de grandeur que ceux engendrés par l’exploitation actuelle du site. Par ailleurs, les

demeure confiné à la structure et n’atteint jamais l’ensellement critique.

»).

En l’état actuel des connaissances, on peut considérer ce volume de 3 300 hm3 (n) comme le volume Coulombs.

Le suivi qui sera réalisé au cours de l’exploitation future du stockage et lors de l’atteinte réelle de ce stock maximal, se fera à l’aide des puits de contrôle existants et des données d’exploitation. Lesen matière de mesures et de consignes seront pris dans le cadre du suivi de l’exploitation et de la Police des Mines

649) en accord avec l’Administration. Le dispositif de surveillance actuel devrait sant et ne pas subir de modification significative pour contrôler le développement du stockage jusqu’à son

« Les prévisions d’évolution du dispositif de contrôle

COULOMBS 89

évolution du stock lors de en bleu pour l’exploitation passée, en rouge pour l’exploitation

t prévisionnelle

dessous pour l’impact en pression et

e du scénario de développement,

(n) est possible et envisageable du fait des impacts en pression qui

sont du même ordre de grandeur que ceux engendrés par l’exploitation actuelle du site. Par ailleurs, les études

n’atteint jamais l’ensellement critique. » (cf. Pièce 4.2

(n) comme le volume maximal de

Le suivi qui sera réalisé au cours de l’exploitation future du stockage et lors de l’atteinte réelle de ce stock maximal, se fera à l’aide des puits de contrôle existants et des données d’exploitation. Les ajustements nécessaires en matière de mesures et de consignes seront pris dans le cadre du suivi de l’exploitation et de la Police des Mines

Le dispositif de surveillance actuel devrait donc être sant et ne pas subir de modification significative pour contrôler le développement du stockage jusqu’à son

Les prévisions d’évolution du dispositif de contrôle »).



90



91

VII. TABLE DES ANNEXES

Annexe A ............................................................................................................................................... 93

Consignes techniques d’exploitation du site de Germigny-sous-Coulombs.

Annexe B ............................................................................................................................................... 95

Liste des paramètres actuellement analysés dans le cadre des analyses d’eau réglementaires.

Annexe C ................................................................................................................................................ 97

L’historique des paramètres des eaux du Hauterivien.

Annexe D ............................................................................................................................................. 101

L’historique des paramètres des eaux du Barrémien inférieur.



92



93

Annexe A

Consignes techniques d’exploitation du site de Germigny-sous-Coulombs. Ces consignes sont revues chaque année avec la D.R.I.E.E., conformément à l’Arrêté Préfectoral du 21 juillet 2005.

>>>> CARACTERISTIQUES DU GAZ INJECTE

Les gaz injectés doivent répondre aux spécifications exigées par les textes relatifs aux gaz admis dans le réseau national de transport du gaz combustible.

>>>> PROTECTION DES NAPPES SOUTERRAINES

� Analyses d'eau (réf : Article 8.7 AP N° 05 DAI 2 IC 053 du 21 juillet 2005)

Un laboratoire disposant d'agréments ministériels effectuera :

• une analyse annuelle des eaux du réservoir de stockage NA2 Wealdien (âge Hauterivien) dans chaque zone contrôlée par les puits CR02, CR11 et MC01, sur des échantillons prélevés en tête de ces puits, après production d'un volume d'eau correspondant au minimum à trois fois leur volume interne,

• une analyse annuelle des eaux du niveau supérieur NA1 (âge Barrémien) prélevées en tête des puits MC08, CR21 et CR22 après production d'un volume d'eau correspondant au minimum à trois fois leur volume interne.

� Diagraphies neutroniques (réf : Article 8.7 AP N° 05 DAI 2 IC 053 du 21 juillet 2005)

Un contrôle annuel par diagraphies neutroniques sera effectué sur les puits CR05, CR12, MC02, MC07, MC08, MC13, MC14, NEL1, ainsi que sur le LY02 si le MC06 est atteint par le gaz.

>>>> CONTROLE DE L’ETENDUE DE LA BULLE DE GAZ

� (réf : Article 8.4 AP N° 05 DAI 2 IC 053 du 21 juillet 2005)

Le volume de gaz mis en place dans le réservoir ne dépassera pas 2 800 millions de m3(n) au cours de la période couverte par le présent programme (volume défini chaque année).

L'examen de l'évolution des niveaux atteints par le gaz dans le réservoir sera effectué à l'aide des différentes diagraphies neutroniques enregistrées, à raison d'une par an, sur les puits neutron.

L'extension latérale de la bulle de gaz sera contrôlée à l'aide de :

• mesures hebdomadaires de la pression en tête des puits CR01, CR02, CR04, CR06, CR07, CR09, CR10, CR11, CR12, CR17, CR26, CR40, MC01, MC06, MC08.

• mesures mensuelles de la cote d'interface eau/gaz (base de la zone de capillarité) dans les puits de contrôle éventuellement atteints par le gaz.

• Contrôle de l’aquifère supérieur en pression des puits CR02, CR21, CR22, CR25, MC08, MC13.

L'injection sera ralentie et la D.R.I.E.E. chargée du contrôle, immédiatement informée dès que l'interface eau-gaz dans le puits CR02 sera inférieure à -775 m/mer.

L'injection sera arrêtée et la D.R.I.E.E. chargée du contrôle, immédiatement informée dès qu'un des cas de figure suivants se présentera :

• atteinte de l'interface -775 m/mer dans le puits CR07 ou MC01,

• apparition d'indices de gaz dans les puits CR02, CR04, CR06, CR09, CR10, CR17 ou CR40.



94

>>>> CONSERVATION DU RESERVOIR

� Pressions

La pression absolue appliquée à la couverture du réservoir est limitée à 123,5 bar (pression calculée à la cote -750 m/mer). Dès que la pression absolue mesurée au point de contrôle permanent de la station dépassera 123,5 bar, la pression maximale atteinte chaque semaine au fond des puits sera indiquée dans les comptes-rendus trimestriels prévus au chapitre 8.6.

� Débits

Les débits d'injection par puits ne devront pas dépasser ceux pour lesquels la limitation de pression indiquée plus haut ne serait pas respectée. Si pendant les soutirages l'examen des séparateurs de puits met en évidence l'entraînement persistant de sable, les débits seront réduits jusqu'à cessation de ces entraînements.

>>>> SURVEILLANCE GENERALE

Les moyens de surveillance ou de contrôle nécessaires pour que soient respectées à tout instant les dispositions énoncées plus haut et notamment celles relatives à la conservation du réservoir seront mis en place et maintenus en état de bon fonctionnement.

Des rondes périodiques seront effectuées à raison d’une par semaine au minimum sur tous les puits du stockage.



95

Annexe B

Liste des paramètres actuellement analysés dans le cadre des analyses d’eau réglementaires

> La conductivité (μS / cm) :

Elle est liée à l’existence des charges électriques des ions présents dans l’eau. Il s’agit d’une mesure de mobilité. La mesure de la conductivité donne une indication globale et rapide de l’évolution géochimique (minéralisation de l’eau). Conditions d’analyse : sur place dans le flux d’eau et au laboratoire.

> La température de l’eau (°C) :

Les conditions d’analyse : sur place dans le flux d’eau et en surface.

> Le pH (-) :

La mesure du pH permet de déterminer le caractère acide ou basique de l’eau. Les mesures du pH devront dans la mesure du possible être réalisées dans le flux d’eau. En effet, cette donnée a souvent tendance à fluctuer car elle résulte notamment de l’équilibre calco-carbonique de l’eau qui se trouve être possiblement modifié lorsque l’eau est en contact avec l’air. Dans les faits, le pH est souvent mesuré sur place dans le flux d’eau et aussi en laboratoire pour vérifier la cohérence entre les deux valeurs.

> Le potentiel d’oxydo-réduction (mV) :

Le potentiel Redox permet de caractériser le pouvoir relatif d’oxydation ou de réduction de l’eau. Conditions d’analyse : sur place dans le flux d’eau.

> Le Carbone Organique Total (mg / l) :

Le COT permet de mesurer la quantité de carbone organique présente dans l’eau, c’est-à-dire sans tenir compte des carbonates. Conditions d’analyse : en laboratoire.

> Les ions majeurs et mineurs (mg / l) :

Ca2+, Mg2+, Na+, K+, Fe2+, Mn2+, NH4+ CO32-, HCO3-, Cl-, SO4

2-, F-, NO3-. La mesure des concentrations ioniques est un

indicateur de l’évolution géochimique. Conditions d’analyse : en laboratoire.

> Le fer total (mg / l) :

Conditions d’analyses : en laboratoire.

> La turbidité (NTU) :

La turbidité permet d’apprécier la teneur d’une eau en matières en suspension. Elle se mesure en unités néphélémétriques de turbidités (UNT ou NTU). Conditions d’analyse : en laboratoire.

> Les sulfures totaux (mg / l) et Bactéries sulfato-réductrices BSR (nombre / 100 ml) :

Lors du soutirage du gaz, celui-ci peut contenir des traces d’hydrogène sulfuré. La mesure des sulfures permet de quantifier éventuellement le processus de production d’H2S dans l’aquifère concerné, sulfures produits par les BSR. Les mesures d’H2S sont délicates car ce gaz dissous peut passer à l’état de gaz libre lorsque l’échantillon d’eau est ramené à pression atmosphérique.



96

La mesure de sulfures totaux en laboratoire par colorimétrie comprend S2-, HS- et H2S. Il est actuellement demandé de faire un blocage de l’échantillon pour les sulfures, sur place avant l’analyse au laboratoire, le dosage peut s’effectuer in situ la plupart du temps. Conditions d’analyse des BSR : en laboratoire.

> Les métaux lourds (μg / l) :

Cu, Zn, Cd, Pb, As, Cr, Hg, Ba, Sn, Va. Conditions d’analyses : en laboratoire.



97

Annexe C

L’historique des paramètres des eaux du Hauterivien



98



99

Les mesures de concentration en phosphates n’ont pas été poursuivies, car il s’agit d’une espèce caractéristique de pollution agricole concernant les aquifères en surface.



100



101

Annexe D

L’historique des paramètres des eaux du Barrémien inférieur



102



103



104



105

VIII. TABLE DES MATIERES

I. PRINCIPE D’UN STOCKAGE EN AQUIFERE ET DE SES INSTALLATIONS ............................................................ 5

1. UNE STRUCTURE GEOLOGIQUE SPECIFIQUE ............................................................................................................... 5

2. L’EXPLOITATION D’UN STOCKAGE SOUTERRAIN DE GAZ NATUREL .................................................................................. 6

2.1. Généralités ................................................................................................................................................... 6

2.2. Les installations qui contribuent à l’exploitation d’un stockage souterrain de gaz naturel en aquifère..... 7

2.2.1. Les puits........................................................................................................................................................................ 7

2.2.1.1. Les puits d’exploitation ................................................................................................................................................ 8

2.2.1.2. Les puits de contrôle .................................................................................................................................................. 10

2.2.2. Le réseau de collecte .................................................................................................................................................. 10

2.2.3. La station centrale ...................................................................................................................................................... 11

2.2.3.1. L'atelier compression ................................................................................................................................................. 12

2.2.3.2. L’atelier traitement .................................................................................................................................................... 12

2.2.3.3. L’atelier interconnexion ............................................................................................................................................. 13

2.2.3.4. Le comptage du gaz .................................................................................................................................................... 13

2.2.3.5. La qualité du gaz ......................................................................................................................................................... 13

2.3. La description de l’ensemble des démarches engagées pour garantir la sécurité publique ..................... 14

2.3.1. L’étude de dangers ..................................................................................................................................................... 15

2.3.1.1. La démarche d’étude et d’analyse ............................................................................................................................. 15

2.3.1.2. La synthèse de l’étude de dangers ............................................................................................................................. 18

2.3.2. Les mesures de maitrise de risque ............................................................................................................................. 19

2.3.3. Les moyens de secours et plans d’urgence ................................................................................................................ 19

2.3.3.1. Les moyens techniques et organisationnels ............................................................................................................... 19

2.3.3.2. Les plans d’urgence .................................................................................................................................................... 19

2.3.3.3. Le dimensionnement des plans d’urgence ................................................................................................................. 20

2.3.4. Le plan de prévention des risques technologiques .................................................................................................... 20

2.3.5. Le management de la sécurité ................................................................................................................................... 21

2.3.5.1. La présentation du système de management intégré de storengy ............................................................................ 21

2.3.5.2. La présentation du système de gestion de la sécurité de storengy............................................................................ 21



106

II. DESCRIPTION DES INSTALLATIONS TECHNIQUES D’EXPLOITATION DU STOCKAGE DE GAZ NATUREL DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS ......................................................................................................................... 23

1. LA LOCALISATION DU SITE DE STOCKAGE DE GERMIGNY SOUS COULOMBS .................................................................... 23

2. LE ROLE DU STOCKAGE DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS AU SEIN DU RESEAU DE TRANSPORT DE GAZ FRANÇAIS .................. 25

3. LES INSTALLATIONS DU STOCKAGE DE GAZ DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS ................................................................. 26

3.1. La station et les installations de surface.................................................................................................... 26

3.2. LES PUITS D’EXPLOITATION ET LES COLLECTES ...................................................................................................... 28

3.3. Le dispositif de contrôle et de surveillance ................................................................................................ 29

4. LES DEMARCHES ENGAGEES SUR LE SITE DE STOCKAGE DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS POUR GARANTIR LA SECURITE

PUBLIQUE .................................................................................................................................................................... 31

5. LES DANGERS LIES AU SOUS-SOL DU STOCKAGE DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS .......................................................... 33

5.1. Risque d’effondrement du sol .................................................................................................................... 33

5.2. Risque de remontée de gaz ....................................................................................................................... 33

5.2.1. Contexte ..................................................................................................................................................................... 33

5.2.2. Analyse des risques sous-sol conformément à la circulaire du 10 mai 2010 .............................................................. 34

5.2.3. Conclusion .................................................................................................................................................................. 40

III. DESCRIPTION DES PERIMETRES LIES A LA CONCESSION ....................................................................... 41

1. PERIMETRES LIES A LA CONCESSION ET DEMANDE FAITE PAR GDF SUEZ DANS LE CADRE DE LA PROLONGATION DE

CONCESSION ................................................................................................................................................................ 41

2. LE PERIMETRE DE STOCKAGE ................................................................................................................................ 41

3. LE PERIMETRE DE PROTECTION ............................................................................................................................. 42

IV. DESCRIPTION DU SOUS-SOL EXPLOITE ET DE LA QUALITE DES EAUX .................................................... 45

1. LE CONTEXTE GEOLOGIQUE .................................................................................................................................. 45

1.1. Contexte lithostratigraphique ................................................................................................................... 46

1.2. Forme structurale ...................................................................................................................................... 50

1.3. Modélisation .............................................................................................................................................. 51

2. LE CONTEXTE HYDROGEOLOGIQUE ........................................................................................................................ 53

2.1. Les aquifères .............................................................................................................................................. 53

2.1.1. La colonne lithostratigraphique ................................................................................................................................. 53

2.1.2. Les aquifères superficiels ........................................................................................................................................... 53

2.1.3. Les aquifères profonds ............................................................................................................................................... 54



107

2.1.3.1. Les aquifères du crétacé inférieur .............................................................................................................................. 54

2.1.3.2. Les aquifères du jurassique supérieur (malm) ........................................................................................................... 55

2.1.3.3. L’aquifère du dogger .................................................................................................................................................. 56

2.2. L’utilisation des eaux souterraines ............................................................................................................ 56

2.2.1. Les puits localisés dans le périmètre de protection ................................................................................................... 56

2.2.1.1. Les puits d’alimentation en eau potable (a.e.p) ......................................................................................................... 56

2.2.1.2. Les puits profonds (de plus de 200 m de profondeur) ............................................................................................... 58

2.2.2. Les puits profonds présents dans un périmètre d’un rayon de 50 km autour du stockage ....................................... 58

2.3. Les préconisations du schéma d’aménagement directeur et de gestion des eaux (sdage) ...................... 59

3. GENERALITES CONCERNANT LE DISPOSITIF DE CONTROLE REGLEMENTAIRE ................................................................... 61

3.1. Les puits ..................................................................................................................................................... 61

3.2. Les paramètres analysés et laboratoires ................................................................................................... 61

3.3. La périodicité des analyses ........................................................................................................................ 62

3.4. Le mode de prélèvement ........................................................................................................................... 62

3.5. Les conditions de validité des analyses...................................................................................................... 62

4. LA QUALITE DES EAUX DU RESERVOIR HAUTERIVIEN ................................................................................................. 63

4.1. Informations générales .............................................................................................................................. 63

4.2. Le diagramme de schoeller ........................................................................................................................ 65

4.3. Evolutions temporelles sur les puits .......................................................................................................... 65

4.4. Conclusion .................................................................................................................................................. 70

5. LA QUALITE DES EAUX DE L’AQUIFERE BARREMIEN INFERIEUR .................................................................................... 71

5.1. Informations générales .............................................................................................................................. 71

5.2. Le diagramme de schoeller ........................................................................................................................ 73

5.3. Les évolutions temporelles sur les puits .................................................................................................... 73

5.4. Conclusion .................................................................................................................................................. 78

V. MEMOIRE DETAILLE DES TRAVAUX EXECUTES SUR LE STOCKAGE DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS ........... 79

1. MISE EN SERVICE DES INSTALLATIONS .................................................................................................................... 79

1.1. La qualification de la structure .................................................................................................................. 79

1.2. La réalisation du stockage ......................................................................................................................... 79



108

1.3. L’historique des puits ................................................................................................................................. 80

1.4. Les consignes d’exploitation ...................................................................................................................... 81

2. BILAN TECHNIQUE D’EXPLOITATION ET FAITS MARQUANTS ........................................................................................ 82

2.1. L’évolution du stock et de la pression ........................................................................................................ 82

2.2. La nature du gaz injecté ............................................................................................................................ 83

2.3. Le contrôle de la bulle de gaz dans le réservoir ......................................................................................... 83

2.4. Les faits marquants depuis le début de l’exploitation ............................................................................... 83

VI. PROGRAMME GENERAL DES TRAVAUX PREVUS SUR LE STOCKAGE DE GERMIGNY-SOUS-COULOMBS .. 87

1. CONTEXTE ........................................................................................................................................................ 87

2. L’EXPLOITATION DU STOCKAGE ............................................................................................................................. 87

3. LE DEVELOPPEMENT DU STOCK DE GAZ NATUREL ..................................................................................................... 87

3.1. L’évolution des équipements souterrains et de surface ............................................................................ 87

3.2. l’évolution des infrastructures ................................................................................................................... 88

3.3. Les évaluations concernant l’impact sous sol ............................................................................................ 88

VII. TABLE DES ANNEXES .......................................................................................................................... 91

Annexe A ..................................................................................................................................................................................... 93

Annexe B ..................................................................................................................................................................................... 95

Annexe C ..................................................................................................................................................................................... 97

Annexe D ................................................................................................................................................................................... 101

VIII. TABLE DES MATIERES ...................................................................................................................... 105

prolongation de la concession du …seine-et-marne.gouv.fr/content/download/18422/150008/file... ·...

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