Sequestration geologique du dioxyde de carbone


Sequestration geologique du dioxyde de carbone

Séquestration géologique du dioxyde de carbone

Le stockage géologique (ou confinement) du dioxyde de carbone est envisagé comme une des formes possibles de séquestration du carbone (ou du dioxyde de carbone) pour limiter sa contribution à l'acidification des milieux et aux modifications climatiques alors que les forêts, tourbières et puits océaniques de carbone ne suffisent plus à absorber les émissions humaines de CO2, et que le protocole de Kyōto n'a pas permis de diminuer le total des émissions de gaz à effet de serre.


Le captage et stockage du dioxyde de carbone (CCS pour les anglophones) connaît un intérêt croissant, théorique à partir de la fin des années 1990, puis expérimental à partir de 1996 (Sleipner). Il fait l'objet d'un nombre croissant de projets internationaux, soutenu par les pétroliers et les États, avec quelques applications expérimentales.

Sommaire

Principes de la séquestration

Le dioxyde de carbone pourrait théoriquement être massivement enfoui de manière sécurisée.

  • le substrat géologique rocheux (pour une capacité estimée d'environ 2000 gigatonnes de CO2, selon le GIEC qui estime qu'avec des technologies à développer et valider, et une surveillance appropriée, plus de 99% du CO2 injecté sur 1.000 ans pourrait ainsi être emprisonné pour plusieurs millions d'années), par injection via des puits sous forme supercritique dans des roches perméables ou dans des « cavités » souterraines jugées suffisamment hermétiques,

Capturer artificiellement le dioxyde de carbone dans l'air ou à la sortie de toutes les cheminées et pots d'échappement est un préalable qui n'est aujourd'hui ni techniquement possible ni économiquement rentable. Les promoteurs du stockage géologique projettent donc de le prélever en sortie de grosses installations industrielles. A titre d'exemple, l'Entreprise norvégienne SARGAS a annoncé mi 2008 avoir réussi - après 6 mois de test - a capter 95 % du gaz carbonique de sa chaudière à haute pression de Värtan (Suède), pour un prix de l'électricité néanmoins de 25 % supérieur à celui d'une centrale au charbon classique[1].

Si les solutions géotechniques étaient validées, selon le GIEC (en 2005), cette solution pourrait potentiellement répondre de 10% à 55% de l'effort total de réduction à envisager pour le siècle 2000-2100.

Dans des gisements : Les gisements de gaz naturel et de pétrole sont les candidats les plus cités pour y séquestrer du CO2. L'injection de CO2 dans des gisements pétroliers étant d'ailleurs déjà pratiqué depuis des décennies (surtout au Texas), à des fins de récupération assistée : Puissant solvant, le CO2 supercritique aide à récupérer une partie du pétrole résiduel de gisements difficiles ou en baisse de production. Néanmoins, la grande majorité des projets de récupération assistée à base de CO2 (CO2-EOR, pour enhanced oil recovery) entrepris jusqu'à présent utilisent du CO2 issu de sources naturelles.

Cependant, les gisements de pétrole sont souvent éloignés des grandes sources de dioxyde de carbone et les anciens champs pétrolifères sont peu utilisables (on y a déjà injecté de l'eau de mer, ou du gaz, et le substrat a pu se colmater). C'est une option attrayante pour les pétroliers qui espèrent pouvoir compenser les coûts économiques et énergétiques du stockage par la vente de pétrole supplémentaire.

Dans des veines de charbon ? Le méthane de veines de charbon non exploitées pourrait être exploité et remplacé par du CO2, la vente du méthane finançant le stockage du CO2. Réinjecter du gaz dans les pores du charbon est théoriquement possible si les couches ne se sont pas tassées après extraction. Des pilotes expérimentaux testent cette solution, qui pourrait éventuellement être associée à la gazéification du charbon, si des méthodes probantes et sécurisées étaient développées. L'utilisation de bassins houillers souterrains déjà exploités est quasi impossible en raison des affaissements miniers qui ont suivi l'exploitation (Bassin du Nord de la France ou lorrain par exemple). Des problèmes liés à l'acidification de l'eau des nappes remontantes se poseraient aussi.

Les aquifères salins sont géologiquement pour partie comparables aux gisements d'hydrocarbures, mais avec une capacité bien plus grande. Plusieurs mécanismes de piégeage semblent pouvoir y immobiliser le CO2, avec moins de risque de fuite que dans les bassins houiller ou certains champs pétrolifères criblés de puits et parfois victimes d'affaissements. Leur répartition homogène dans le monde diminuerait les besoins de transport du CO2, mais ils sont mal connus et leurs saumures ne semblent pas pouvoir être vendues pour rentabiliser l'opération comme on peut le faire dans les champs gaziers et pétrolifères avec le gaz ou le pétrole poussés par le CO2 injecté.

Autres lieux ? Les solutions aujourd'hui envisagées visent toujours des bassins sédimentaires. Dans des régions volcaniques, le basalte présente parfois une alternance de couches poreuses et de couches étanches, qui pourraient aussi servir à stocker du CO2.

Le stockage géologique entre des strates de schistes ou dans certaines formations basaltiques serait aussi envisagé.

Limites et risques

Limites

Cette solution est limitée aux sources de CO2 fixes et importantes (centrales électriques thermiques, industries chimiques, et sidérurgiques, cimenteries...).

Autre limite : les sources de CO2 les plus importantes n'émettent pas ce gaz à l'état pur, mais dilué, à moins de 15%, dans des gaz d'échappement, la combustion se faisant dans l'air. Il existe néanmoins quelques industries qui génèrent du CO2 concentré (épuration du gaz naturel).

Des projets de centrales électriques « propres » capable de séquestrer le CO2 sont à l'étude, par exemple via l'extraction des gaz d'échappement de la chaudière ; système qui pourrait être adapté à des centrales existantes. Mais cela consomme beaucoup d'énergie : environ le quart de la production d'une centrale à charbon. Ce type de procédé est par ailleurs accompagné d'une augmentation[2] locale de la pollution de l'air (+ 11% des émissions de NOx et + 17,9% de SOx dans le cas d'une centrale au charbon en raison surtout de l'augmentation associée de consommation d'énergie et donc de carburant. La désulfuration et désacidification demandera une quantité plus importante de chaux, et le traitement des NOx consommera plus d'ammoniaque.

Brûler le carburant avec de l'oxygène pur permettrait de diminuer la phase coûteuse de séparation des gaz en aval. La récupération du CO2 pourrait être optimisée grâce à un diluant (eau ou CO2) recirculé, mais il faudrait en amont, produire de l'oxygène.

La décarbonisation du combustible est très étudiée ; Il s'agirait par des réactions chimiques dite de gazéification pour les combustibles solides, ou reformage pour le gaz, de convertir le combustible en un mélange de CO (monoxyde de carbone) et d'hydrogène, mélange connu comme "gaz de synthèse". Le CO peut alors fournir de l'hydrogène et du CO2 supplémentaires par réaction avec de la vapeur d'eau.

L'hydrogène et le dioxyde de carbone se séparent aisément, et l'hydrogène peut alors alimenter une centrale électrique (turbines ou piles à combustible), servir à la pétrochimie, au raffinage pétrolier, ou à la production d'engrais, avec un rendement énergétique final meilleur et une centrale multiproductrice (cogénération + production d'hydrogène). Le gaz de synthèse pourrait contribuer à produire du benzène, propylène ou méthanol, bases d'autres synthèses chimiques plus complexes (dont plastiques).

Les projets s'appuient souvent sur du charbon et sur d'autres combustibles peu coûteux (déchets pétroliers, de bois, municipaux ou agroalimentaire). La séquestration est ainsi de plus en plus associée au terme de "charbon propre". Certains projets utilisent le gaz naturel plus cher, mais plus facile à transformer.

Par contre l'utilisation de source renouvelable mais fortement génératrice de CO2 pourrait diminuer la quantité de dioxyde de carbone actuellement présent (en effet dans le cadre de bois replanté le bilan est nul, la croissance du bois consommant le CO2 produit lors de la combustion, en le séquestrant le bilan serait donc positif, ce qui serait une manière plus simple que par captation de dioxyde de carbone présent dans l'atmosphère)

Risques

En plus d'être un gaz à effet de serre, le CO2 est un gaz plus lourd que l'air, asphyxiant s'il chasse l'oxygène présent, acide lorsqu'il est dissous. Un relargage massif et brutal de grande quantité de CO2, dans une vallée ou une zone urbanisée aurait des conséquences humaines et écologiques mortellement graves. Des inconnues subsistent quant à ce risque, notamment en cas de tremblement de terre, d'attentat, de guerre, ou via des failles nouvelles ou non repérées, ou via des puits dégradés après fermeture du stockage, ou en cas d'accident lors de l'injection.

Des inconnues subsistent aussi quant au comportement et aux effets chimiques et géologique à long terme de ce gaz acide et solvant en phase supercritique, dans des couches où la température naturelle du sous-sol peut être élevée.

Risques de fuites

Des exemples naturels laissent penser que la séquestration longue durée est possible, mais non sans risques : certains gisements de gaz naturel contiennent une proportion importante de CO2, conservé sous pression depuis des millions d'années. Néanmoins, des fuites naturelles existent, parfois mortellement brutales comme dans le lac Monoun (1984) ou dans le Lac Nyos où l'émission soudaine d'une énorme "bulle" de CO2 a en 1986 tué 1700 personnes et des milliers d'animaux. Il existe aussi des gisements de CO2 tels qu'à Montmiral (Drôme, France) par exemple.

Critiques

Les experts, les écologues, les ONGs et les écologistes sont encore divisés sur la séquestration géologique du CO2, par exemple soutenue par des organisations comme la fondation Bellona[3] alors que Greenpeace s'y oppose. Parmi les arguments des opposants, on peut citer :

  • Risques difficiles à quantifier, mais encore inacceptables de fuites ou d'accidents (pour les solutions de stockage sous forme gazeuse ou liquide).
  • Solution incertaine, qui semble déjà servir de prétexte à la pérennisation de l'emploi massif et croissant d'énergies fossiles, et d'un développement accru de la société de consommation, d'autant que la technique « CO2-EOR » de séquestration souvent évoquée, est associée à une augmentation de la production de pétrole du gisement où le CO2 serait séquestré. Les investissements consentis pour la séquestration seraient mieux employés dans les économies d'énergies et les énergies renouvelables ajoutent ces détracteurs.
  • Solution n'encourageant pas à réduire le gaspillage croissant de carburants fossiles, sans considération de leur valeur carbochimique pour l'industrie.
  • Solution non immédiatement opérationnelle avec garanties de sécurité, et coûteuse en ressources/temps/argent, qui se mettrait en place au détriment des alternatives aux carburants fossiles polluants et sources de conflits géostratégiques, alors que des économies importantes à court et moyen terme seraient faites si l'effort financier, humain et de recherche était porté sur des sources alternatives ; en termes de négawatts et d'énergie solaire notamment (qui pourrait aussi produire de l'oxygène et de l'hydrogène par électrolyse d'eau de mer, en zone sub-saharienne littorale notamment, ce qui serait aussi une source possible de développement dans des pays souvent « pauvres » ou émergents mais riches en ressources solaires et en espace susceptibles d'accueillir des panneaux photovoltaïques (Sénégal, Mauritanie, Maroc, Algérie…).
  • Solution ne réglant pas le problème des émissions rapidement croissantes des transports (voiture et avion notamment) (sauf s'il y avait décarbonisation en amont, solution dont l'écobilan total reste à produire).
  • Demi-solution, car les centrales thermiques (à charbon surtout) restent polluantes en amont avec le cycle de l'extraction et du transport du combustible, en fonctionnement, et en aval même avec des émissions atmosphériques pour partie annulées (Ex: cendres et mâchefers pollués, soufre, métaux lourds ou les NOx associés). Les mines de charbon étant par ailleurs source de dégazage dans l'air de méthane (21 fois plus à effet de serre que le CO2).
  • Solution consommant elle-même de l'énergie (Plus 10 à 40 %) une fraction de la production de la centrale devant être détournée pour séparer, traiter et compresser puis enfouir le CO2, réduisant l'efficacité énergétique du procédé.
  • Seuls au mieux 90 % du CO2 émis peut être récupéré, sur les centrales neuves ou très récentes avec les meilleures technologies disponibles, mais ceci impose une énergie correspondant selon le GIEC à 10 à 40 % de celle produite par la centrale. D'autres coûts systémiques pourraient porter ce chiffre à 30-60 %. Ces coûts calculés pour des centrales au charbon vers 2004, pourraient être augmentés ou pondérés selon les prix du carburant et/ou des écotaxes [4].

À cela, les partisans répondent :

  • Qu'il n'existe pas de scénario crédible permettant une baisse des émissions de CO2 suffisante pour stabiliser le climat uniquement à base de renouvelable et d'économies d'énergie.
  • Que la séquestration n'est pas une solution miracle, mais peut s'inscrire dans une action plus générale incluant aussi les économies d'énergie, les renouvelables, la reforestation et, sujet plus polémique, le développement du nucléaire.
  • Que les sites à employer peuvent et doivent être choisis soigneusement après expertise des réservoirs. Ainsi, le gisement De Lier aux Pays-Bas, un gisement de gaz épuisé, avait été envisagé comme site de séquestration, mais après étude a été écarté du fait des risques de fuites liés à d'anciens puits abandonnés.
  • Que les critiques oublient de s'intéresser aux gisements naturels de CO2, dont certains sont exploités industriellement[5]
  • Que les réserves de charbon sont encore abondantes et peuvent assurer l'indépendance énergétique de pays comme les États-Unis, la Chine et l'Inde.
  • Dans le cadre du Protocole de Kyōto, les entreprises séquestrant le carbone éviteraient des taxes et pourraient vendre leurs droits d'émission, tout en pouvant bénéficier de subventions et programmes de recherches.
  • Que personne n'est capable d'affirmer que le carbone aujourd'hui présent sous forme de charbon dans le sous-sol ne se retrouvera pas demain dans l'atmosphère sous forme de CO2, participant ainsi à l'effet de serre. Le stockage géologique du CO2 est la seule façon de s'assurer, sans hypothèse hasardeuse sur l'action de l'homme dans des siècles, que ce carbone ne participera pas au réchauffement climatique.

Aspects juridiques

Notamment dans les régions habitées, en cas de dommages provoqués par le CO2 enfoui sur l'homme ou la faune, qui serait responsable ? A qui appartient le CO2 enfoui ? Est-il à juridiquement considérer comme un déchet toxique ou un déchet dangereux ?

Le sujet a notamment fait l'objet des travaux suivants :

  • une étude du Conseil général des mines réalisée à la demande du gouvernement français[6]
  • les travaux de l'Union européenne[7]
  • le moratoire émis par la Convention de Londres pour autoriser le stockage géologique en strates sous-marines.

Acteurs de la recherche et du développement

France et francophones

Anglophones

Sites opérationnels

Voici les sites où la séquestration du CO2 à grande échelle est déjà en cours fin 2007.

Sleipner, Norvège

À Sleipner en mer du Nord, la Compagnie Statoil extrait le CO2 d’un gisement de Gaz naturel (qui ne doit pas contenir à la vente plus de 9 % de CO2) avec des solvants aminés et le réinjecte depuis 1996 environ un million de tonnes de CO2 par an dans une formation saline, économisant ainsi des millions d'euro de taxes-carbone. En avril 2008, la quantité de CO2 ainsi stockée depuis 1996 atteignait un total de 10 millions de tonnes.

Weyburn, Saskatchewan, Canada

À Weyburn depuis 2000, on injecte et stocke dans un champ pétrolier découvert en 1954 et partiellement épuisé dans le sud-est de la Saskatchewan (Canada) le dioxyde de carbone produit par une unité de gazéification du charbon située à Beulah (Dakota du Nord, États-Unis). Ce dioxyde de carbone à raison d’ 1,5 million de tonnes par an permet d’augmenter la production de pétrole (et donc de dioxyde de carbone, indirectement). C'est le premier projet CO2-EOR, ayant disposé d'un budget d'environ un milliard de dollars, associant des partenaires publics et privés de plusieurs pays. Ce gisement initialement estimé à un milliard de barils de pétrole, dont 350 millions environ récupérables selon les techniques conventionnelles. L’application de la technologie CO2-EOR devrait permettre d’extraire 130 millions de barils de plus, le gisement restant actif jusqu’en 2030. Bien sur, il ne faut pas déduire de cet exemple que la technologie CO2-EOR permet d’augmenter de 35% les réserves ultimes de pétrole de façon globale : elle ne peut s’appliquer que dans certains gisements, et Weyburn a été choisi parce qu’il s’y prêtait particulièrement bien[8].

L’injection de dioxyde de carbone a commencé en l’an 2000 et a atteint depuis un rythme d’environ 1,8 million de tonnes par an. C'est l'entreprise EnCana qui est chargée de l'opération[9].

In Salah, Algérie

Sur ce site gazier d'Algérie, ce sont 1,2 million de tonnes de CO2 qui sont à partir de 2004 extraite du gaz naturel et réinjectés dans un ancien gisement de gaz naturel chaque année[10]. Ce site de séquestration fait partie intégrante d'un vaste projet de développement des gisements de gaz de la région, dont la production est exportée vers l'Europe après transit par Hassi R'Mel.

Snøhvit, Norvège

Le projet consiste à réinjecter dans un aquifère le CO2 coproduit avec le gaz de ce gisement, à l’image de ce qui est fait à Sleipner et à In salah. L'injection a commencé à Snøhvit en Septembre 2007.

K12b, Pays-Bas

Il s’agit un petit gisement de gaz offshore épuisé, dans lequel du CO2 provenant de gisements voisins est injecté. L’opérateur est Gaz de France

Blue Lake, Colorado, USA

Entré en service fin 2007, un petit gazoduc transporte un million de tonnes de CO2 par an depuis une usine de traitement de gaz naturel vers le réseau de pipe-lines existant qui achemine le CO2 du gisement de sheep mountain vers les projets EOR du Texas.

Zama, Canada

Ce petit projet de récupération assistée dans un vieux gisement de pétrole est actif depuis décembre 2007. Si il est d'une toute petite échelle comparé à Weyburn, avec quelques 25 000 tonnes de CO2 par an, il a particularité d'utiliser tel quel le "gaz acide" (70% CO2, 30% H2S) issu du traitement de gaz naturel local.

Projets

Ils sont nombreux dans le monde, répertoriés par l’Agence internationale de l'énergie[11] et en France par le BRGM[12].

Projets Européens

L'Europe espère que d’ici 2030, 14% du CO2 émis dans le monde sera stocké de la sorte, et qu'en 2050 60% des émissions mondiales du secteur de l’électricité pourrait être ainsi "éliminées", avec une réduction espérée de 87% des émissions des centrales électriques équipées de système CSC.

Il existe plusieurs projets pilotes dans l'UE, ne concernant aujourd'hui que quelques dizaines de milliers de tonnes par an et pour une période plutôt courte, visant à valider la stabilité de formations géologiques et/ou les technologies utilisables.

  • Miller [13], Royaume-Uni : le projet comprend la construction d’une centrale à décarbonisation utilisant du gaz naturel, et l’emploi du CO2 dans le gisement Miller en mer du Nord.
  • Ketzin, Allemagne : près de Berlin, ce projet de démonstration utilise une formation anticlinale dans un aquifère qui servit au stockage saisonnier de gaz naturel avant d'être abandonnée[14].
  • Lindach, Autriche : les sources seraient ici deux usines (pâte à papier et engrais) émettant 300 000 tonnes/an. Le piège serait un petit gisement de gaz épuisé.
  • Gisement "Casablanca", Espagne : ce projet de séquestration utilise un ancien gisement de pétrole, mais sans récupération assistée : la production de pétrole sera définitivement arrêtée avant que l’injection de CO2 commence. Ce petit gisement se situe au large de Tarragone et 500 000 tonnes/an de CO2 provenant de la raffinerie de cette ville y seront enfouis.
  • En France, un 1er projet est né à Lacq, Aquitaine annoncé par Total en 2005 [15], visant la démonstration de toute la chaine d'oxycombustion, depuis la production d'oxygène à l'injection et stockage de CO2 dans un gisement onshore de gaz naturel épuisé. Une chaudière existante sur le site de Lacq sera convertie à l'oxygène utilisant une technologie d'oxycombustion élaborée par Air Liquide[16] (partenaire technologique). Les fumées d'oxycombustion, dépourvues du ballast azote de l'air, sont composées majoritairement de CO2 et d'eau. Après condensation de l'eau, elles seront comprimées, séchées et transportées en tête du puits de Rousse, ou elles seront recomprimées avant d'être injectées. Une importante étude géotechnique est entamée, associant des partenaires industriels et universitaires, visant à garantir l'intégrité du réservoir et à obtenir un premier et précieux retour d'expérience sur ce pilote.
    Veolia Environnement a annoncé le 13 mars 2008 lancer une étude pilote de captage et stockage géologique de CO2 à Claye Souilly (77) où le groupe exploite déjà un centre de valorisation et de stockage de déchets. Le CO2 issu de la combustion de biogaz (200 000 t/an de CO2 sur plusieurs années) sera injecté à plus de 1 500 m de profondeur dans un aquifère salin dépourvu d'intérêt écologique et économique. Le groupe fera appel à Geogreen filiale commune de l’IFP, du BRGM et de Géostock, créée en 2008, spécialisée dans le transport et stockage souterrain de CO2.

Projets nord-américains

Les États-Unis ont une longue expérience de la technologie CO2-EOR. Le principal objectif est maintenant de construire des centrales électriques équipées de séquestration du CO2.

  • Canada occidental : nombre de gisements de gaz de cette région contiennent une part appréciable de H2S et de CO2. Nombre d’opérateurs injectent ces gaz dans des aquifères ou des gisements épuisés. Ces opérations ont été entreprises dans le but de se débarrasser du H2S, gaz très polluant, mais elles séquestrent aussi de petites quantités de CO2.
  • Rangely, Colorado : CO2-EOR actif depuis 1986 utilisant une partie du CO2 produit en association avec du gaz naturel et de l’hélium provenant du site de LaBarge.
  • Gisements de pétrole du Wyoming : Le CO2, provenant également de l’usine de traitement de LaBarge, est acheminé vers plusieurs gisements via un nouveau pipeline. Il alimente principalement les deux grands gisements de Salt Creek (projet commercial d’Anadarko, visant surtout à la production de pétrole) et de Teapot Dome (projet public, privilégiant la séquestration du CO2. Plusieurs gisements moindres seront reliés.
  • Carson, Californie : le projet comprend la construction d’une centrale à gazéification transformant les résidus de pétrole produits par une raffinerie en hydrogène, et l’utilisation du CO2(4 millions de tonnes par an pendant 10 ans à compter de 2011, ce qui en fait un des plus grands projets du monde) dans un gisement de pétrole.
  • Centrale de Saskpower : cette compagnie électrique canadienne prévoit une centrale à charbon utilisant la technologie d’oxycombustion, d’une capacité de 300 MW, qui entrerait en service dès le début de la prochaine décennie si le projet est approuvé.
  • New Haven, Virginie-Occidentale : Annoncé [17] par American Electric Power en Mars 2007, ce projet appliquera la séquestration post-combustion à une partie des gaz d'échappements d'une grande centrale à charbon. Environ 100 000 t/an de CO2 seront séquestrés dans un aquifère local, très profond. Le projet pourrait être opérationnel dès 2008, et devrait donner naissance à une version plus grande, installée dans l'Oklahoma, pour 1.5 Mt/an en 2010.
  • Beulah, North Dakota : Un million de tonnes de CO2 par an seront capturés d'une centrale au charbon existante, et injectés dans le pipeline déjà construit pour le projet Weyburn. La capture sera post-combustion, à base d'ammoniac.
  • Mount Simon, Ohio : cette formation aquifère recevra 100 000 tonnes de CO2 par an venant d'une usine d'éthanol. Ce projet mené dans le cadre du Midwest Regional Carbon Sequestration Partnership devrait démontrer la capacité de cette grande structure géologique à servir plus tard au stockage à plus grande échelle.
  • Kimberlina, Californie : une centrale Oxy-combustyion DE 50 MW fournira un million de tonnes de CO2 par an, qui dans le cadre du West Coast Regional Carbon Sequestration Partnership sera réparti entre plusieurs structures souterraines à la verticale de la centrale, pour comparer leur capacité à stocker le CO2.
  • Alberta, Canada : Le producteur d'engrais Agrium et la compagnie pétrolière naissante Enhance Energy on signé un accord[18] selon lequel du CO2 provenant d'une usine d'engrais Agrium servira à la récupération assistée dans plusieurs petits gisements à partir de 2011.
  • Occidental : Cette compagnie pétrolière entend appliquer la technologie CO2 -EOR à plusieurs gisements du bassin permien actuellement à l'abandon ou proche de l'abandon. Le CO2 viendra d'une nouvelle usine de traitement du gaz naturel, il s'agit donc d'une source anthropique. 500 millions de barils doivent être rendus extractibles[19].

Autres projets

  • Gorgon [20], Australie : autre projet en aquifère, associé à l’exploitation d’un groupe de gisements de gaz naturel contenant trop de CO2. C'est un projet à très grande échelle, visant un total de 120 Mt de CO2 sur 40 ans.
  • Stanwell, Australie : une centrale à charbon, cousin du projet Futuregen américain, dont le CO2 serait envoyé dans un aquifère. Si le projet est mené à bien, il pourrait être en opération dès 2010.
  • Prelude, Australie : il s'agit d'un projet d'usine de gaz naturel liquéfiée flottante (2012), qui pourrait inclure la séquestration du CO2.
  • Daqing, Chine : une petite partie de ce grand gisement de pétrole pourrait recevoir une injection de CO2 (environ 1 million de tonnes par an) dès 2009, ce qui permettrait la production d'environ 30-40 000 barils/supplémentaire. Le CO2 viendrait d'une centrale au charbon, les détails techniques ne sont pas connus. Le Japon est impliqué dans le projet [21].
  • Sécunda, Afrique du Sud : Encore au stade des premières études, ce projet stockerait du CO2 issu de la production de carburants synthétiques dans des veines de charbon.

Prospective

Dans les projets menés jusqu'ici, une source de CO2 est reliée directement à un projet de séquestration. Ce n'est pas forcément la meilleure solution : cette connexion directe rend les deux éléments interdépendants. La durée de vie d'un projet CO2-EOR est typiquement d'une quinzaine d'année, alors qu'une centrale électrique est construite pour 40 ans. À terme, plusieurs sources et plusieurs sites de séquestrations seront probablement reliés, il y a déjà un réseau de CO2 dans le Permian Basin.

Des applications « en amont » au secteur du transport, voire du chauffage sont envisagées, en convertissant préalablement des énergies fossiles en une forme d'énergie « décarbonisée » (totalement : électricité, hydrogène, ou partiellement, comme du méthanol).

Une autre amélioration possible serait la combustion chimique de carburants sur lit fluidisé, éventuellement catalysée est envisagée ; l’oxygène n'y serait pas gazeux mais absorbé sur des particules métalliques (oxydes) réutilisables (chemical looping combustion). Les émissions seraient alors essentiellement constituée de CO2 et vapeur d'eau pouvant être séparées par condensation, après quoi les particules de métal sont rechargées en oxygène dans l'air sur un autre lit fluidisé, avec récupération de la chaleur.

Des systèmes de photosynthèse artificielle ou à partir de végétaux marins ou terrestres dopés, ou à partir d'OGM sont évoqués ou en cours d'étude, qui pourraient être associés à un stockage géologique passif (sédimentation dans les océans) ou actifs, mais dans tous les cas avec des coûts élevés et/ou des risques environnementaux, de larges incertitudes et des rendements très inférieurs à ceux des puits de carbone végétaux, planctoniques ou coralliens naturels.

Conclusion

La séquestration du CO2 étudiée par le GIEC, intéresse un nombre croissant de chercheurs et de décideurs, ainsi que le public, mais ne semble pas être une solution disponible à court terme ni opérationnelle à grande échelle à moyen terme. Des expérimentations sont en cours et une dizaine de projets d'envergure industrielles pourraient être opérationnels en 2010, mais ils resteront insignifiants par rapport aux émissions mondiales d'environ 25 milliards de tonnes par an de CO2. Pour séquestrer rien que 10% de ces émissions, il faudrait environ 1000 projets de grande envergure, et plusieurs centaines de sites sécurisés, ainsi que des milliers de kilomètres de pipe-line ou des milliers de navires spéciaux pour transporter le CO2 liquéfié ou inerté. Une diminution des émissions à la source (facteur 4 ou 5) et la protection et restauration des puits naturels de carbone semblent donc rester une priorité urgente, encore à mettre en œuvre. Le gouvernement des États-Unis a approuvé la construction de la première centrale du CCS du monde (FutureGen), et BP prévoit une usine de capture et de stockage de carbone de 350 MW en Écosse ; le CO2 séparé du gaz naturel sera injecté dans le champ gazier de Miller (mer du Nord). En Europe, le projet "CASTOR" est de "définir des stratégies" permettant à terme de séquestrer 10% des émissions de CO2 européenne, soit 30% de celles des centrales électriques et autres grandes sources fixes (raffineries, industrie lourde). Ce chiffre n'est fixé que pour l'étude de scénarios et non comme un réel objectif. Selon le GIEC, si les lacunes au niveau des connaissances sont comblées et si diverses conditions sont remplies, les systèmes de piégeage et de stockage du CO2 pourraient être déployés à grande échelle d’ici quelques décennies, pour autant que des politiques explicites limitant fortement les émissions de gaz à effet de serre dans l’atmosphère soient mises en place. Ces systèmes ne sont susceptibles d’être largement adoptés par le secteur de la production d'électricité - où le potentiel est de loin le plus grand – que quand le prix de l'émission d'une tonne de CO2 dépasse les 25-30 dollars US pour toute la durée du projet [22].

Voir aussi

Liens internes

Liens externes

Notes

  1. Enerpresse, 19 juin 2008, p 4
  2. (Table 3;5, IPCC, 2005 cité par en:Carbon capture and storage)
  3. Rapport Carbon Dioxide Storage: Geological Security and Environmental Issues – Case Study on the Sleipner Gas Field in Norway de Semere Solomon, Fondation Bellona, juillet 2006 [pdf]
  4. (en) en:Carbon capture and storage
  5. Gisements naturels de CO2 en France, BRGM
  6. (fr) Rapport : les stockages souterrains de gaz carbonique ; cadrage juridique, 5 avril 2006[pdf]
  7. (en) European Technology Platform on Zero Emission Fossil Fuel Power Plants (ETP ZEP)
  8. (fr) Dans les profondeurs de la terre : Le projet Weyburn de surveillance et de stockage du CO2 sur le site Ressources naturelles Canada du gouvernement canadien
  9. (en) CO2 miscible flood sur le site d'Encana
  10. (en) IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage p.33,
  11. (en)Base de données de l’IEA.
  12. (fr) Base de données du BRGM sur les projets passés et en cours.
  13. (en)site officiel BP
  14. Le Monde, 2 juillet 2008
  15. (fr) page du site officiel
  16. (fr) page du site officiel
  17. (en) annonce : AEP to Test New Technology at New Haven Site
  18. Agrium to supply CO2 to Enhance Energy's EOR projects 5/27/2008 7:44 AM ET (RTTNews)
  19. Occidental to Develop Major New Texas Enhanced Oil Recovery Assets, Increasing U.S. Production; LOS ANGELES, June 30, 2008 (PRIME NEWSWIRE)
  20. (en) site officiel de Gorgon
  21. Japan, China to join in $300 mln CO2 project: paper, Reuters, 2 mai 2008
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Bibliographie

Ce document provient de « S%C3%A9questration g%C3%A9ologique du dioxyde de carbone ».

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