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L'énergie à découvert

 | 
Rémy Mosseri
, 
Catherine Jeandel

Huitième partie. Les impacts environnementaux et sanitaires

11. Captage et stockage géologique du CO2

Daniel Broseta, Jean-Philippe Torré et Éric Favre

Texte intégral

1Le captage et stockage géologique du CO2 (CSC) consistent à récupérer le CO2 émis en grande quantité par une source industrielle fixe pour le stocker de façon permanente dans le sous-sol, l’isolant ainsi de l’atmosphère.

2Le GIEC* (groupe intergouvernemental d’experts sur l’évolution du climat) et l’Agence internationale de l’Énergie (AIE) estiment que le CSC pourrait en 2050, en complément aux énergies renouvelables et à l’amélioration de l’efficacité énergétique, contribuer à hauteur de plusieurs gigatonnes par an à la réduction des émissions de CO2. Les réalisations, chaque année plus nombreuses, ont néanmoins vu récemment leur croissance ralentie par l’absence de consensus global sur l’après-Kyoto et la crise économique dans les pays occidentaux. Début 2013, on comptait dans le monde une dizaine de réalisations de taille commerciale (démonstrateurs*) capables de traiter chacun de l’ordre du million de tonnes de CO2 par an – quantité émise typiquement par une centrale au charbon ou une unité de traitement de gaz naturel – et plusieurs dizaines de projets plus petits (pilotes) destinés à tester des technologies particulières, comme celui conduit par Total à Lacq (figure), où environ 50 000 tonnes de CO2 provenant d’une chaudière à gaz ont été, sur une durée de 3 ans, stockées dans un gisement de gaz épuisé voisin.

Étapes du CSC

3Le CO2 doit d’abord être séparé des effluents* gazeux dans lesquels il est dilué. L’étape de captage, qui inclut la compression du CO2 pour le transport, est de loin la plus coûteuse : de 20 à 100 euros la tonne de CO2 capturé, suivant le procédé, le type d’effluents et la quantité d’impuretés laissées avec le CO2. Ce coût, pour le moment très supérieur à celui du CO2 sur les marchés d’échanges de quotas (là où ces marchés existent, comme en Europe), est l’un des obstacles au déploiement du CSC. Il existe des procédés de captage spécifiques à la sidérurgie et à la fabrication du ciment. Dans le domaine de la production d’énergie à partir de combustibles fossiles (charbon, fuel, gaz), il existe trois grands types de procédés. En post-combustion : le CO2 est séparé des fumées de combustion par absorption dans des solvants, adsorption* sur des substrats tels que charbons actifs ou zéolithes*, condensation cryogénique, séparation membranaire, cycle calcium, etc. Certaines de ces technologies sont encore au stade de la recherche, et d’autres sont plus matures, comme celles utilisant des solutions d’ammoniac réfrigéré ou d’amines capables d’adsorber sélectivement le CO2 – dont la régénération par chauffage à la vapeur est à l’origine du coût énergétique élevé. De façon générale, la performance d’un processus de captage se mesure par la sélectivité du procédé, la productivité et le coût énergétique. Par ailleurs, en oxy-combustion, le comburant* est non pas l’air mais l’oxygène pur, séparé de l’azote par cryogénie, de sorte que les fumées de combustion sont riches en CO2 et en eau, cette dernière devant être séparée du CO2 avant le transport (procédé mis en œuvre à Lacq). Enfin, en pré-combustion, le combustible fossile, au lieu d’être totalement oxydé comme dans une réaction de combustion normale (donnant du CO2 et de l’eau), est partiellement oxydé et donne, suivant des mécanismes complexes, un gaz dit de synthèse (syngas) composé principalement de CO et H2. Ce processus, mis en œuvre dans les centrales à cycle combiné à gazéification intégrée, est couplé à la transformation du CO, par contact avec de la vapeur d’eau sur un support catalytique, en H2 et CO2, lequel est ensuite séparé et comprimé pour le transport.

4L’étape de transport du CO2 jusqu’au site de stockage se fait par gazoduc (pipeline), après déshydratation pour ne pas corroder certaines parties métalliques des équipements.

5Le stockage géologique, quant à lui, consiste à injecter le CO2 dans une formation géologique dans laquelle il reste piégé par une variété de mécanismes à des profondeurs supérieures à 800 – 1 000 mètres, où pression et température sont telles que sa masse volumique est élevée – de 500 à 800 kg/m3, comparable à celle d’un liquide – permettant ainsi de stocker une quantité importante dans un volume réduit. Les formations géologiques ayant donné lieu à des démonstrateurs* sont les aquifères* salins profonds et les gisements d’hydrocarbures épuisés ou partiellement épuisés : dans ce dernier cas, le stockage du CO2 peut se faire avec récupération assistée des hydrocarbures, comme pour le projet de Weyburn au Canada (20 millions de tonnes de CO2 provenant d’une centrale à gazéification du charbon injectés depuis 2000). Sont aussi considérées, à titre encore expérimental, des formations porteuses de gaz naturel où le CO2 injecté se substitue au gaz, qui peut être récupéré et, à l’instar de la récupération assistée dans les gisements d’hydrocarbures conventionnels, contribuer à l’économie du stockage : couches de houille (veines de charbon) inexploitables, hydrates de gaz sédimentaires, roches mères porteuses de gaz de schiste (ces structures ont toutefois une faible injectivité*, qui peut être augmentée par des techniques de fracturation).

6Enfin, la surveillance (monitoring) du réservoir de stockage est destinée non seulement à vérifier que les quantités injectées sont réellement stockées, afin notamment de comptabiliser les crédits carbone pour les marchés d’échanges, mais surtout de détecter d’éventuelles fuites de CO2 au travers des couches géologiques supérieures, y compris après la fin de la période de stockage. Un état initial (état zéro) du site est établi avant l’injection, incluant l’identification des émissions naturelles dues à l’activité biologique. Pendant l’injection, le paramètre le plus important à surveiller est la pression au fond du puits, qui doit rester en deçà du seuil correspondant à la rupture de l’intégrité des couches supérieures. Les méthodes mises en œuvre sont pour la plupart similaires à celles utilisées pour le suivi des gisements d’hydrocarbures ou des stockages saisonniers* de gaz naturel.

Le pilote* de Lacq. Le gaz du gisement de Lacq (1) est acheminé (2) pour être traité (3) et envoyé dans le réseau de conduites (4) et la chaudière à oxy-combustion (5). Le CO2 émis par la chaudière est déshydraté puis comprimé à l’entrée (6) d’un pipeline long de 27 km (7) allant jusqu’au gisement épuisé de gaz de Rousse, où il est à nouveau comprimé (8) pour être injecté dans l’unique puits (9) et stocké à 4 500 m de profondeur (10). Le pipeline servait auparavant à acheminer le gaz de ce puits vers Lacq. © TroisCube

7Les efforts de recherche continuent dans le domaine du captage pour améliorer les procédés existants ou élaborer des procédés hybrides (e.g. membrane et cryogénie) ou de rupture (formation d’hydrates de gaz riches en CO2, combustion en boucle chimique*, etc.), avec pour priorité une diminution de la dépense énergétique et de la taille des installations, mais aussi dans le domaine du stockage pour réduire les incertitudes et les risques Si le stockage dans les gisements d’hydrocarbures semble bien maîtrisé, tel n’est pas le cas dans les aquifères* salins profonds, dont sont a priori peu connues l’étanchéité des couches supérieures et l’injectivité. Cette dernière s’est ainsi révélée excellente dans l’aquifère offshore (sous le fond de la mer du Nord) du démonstrateur européen de Sleipner (12 millions de tonnes stockées depuis 1996), mais insuffisante dans d’autres aquifères. Une injectivité médiocre entraîne des surpressions élevées se propageant plus loin que le panache de CO2 et pouvant compromettre l’intégrité des couches supérieures, voire générer des séismes dans les zones où la croûte terrestre est en tension. Ce dernier point est un sujet de controverse, les zones de tension (et de séismes naturels) se trouvant en général à plus grande profondeur que les formations sédimentaires où est stocké le CO2. Parmi les autres questions dont les réponses sont nécessaires à la construction du cadre réglementaire figure la teneur maximale des impuretés (dont certaines réagissent avec les minéraux carbonatés) qu’il est raisonnable de coinjecter avec le CO2 dans une formation donnée.

Bibliographie

Référence bibliographique

• GIEC – Rapports « Carbon Dioxide Capture and Storage », www.ipcc.ch/publications_and_data/publications_and_data_reports.shtml

Table des illustrations

Légende Le pilote* de Lacq. Le gaz du gisement de Lacq (1) est acheminé (2) pour être traité (3) et envoyé dans le réseau de conduites (4) et la chaudière à oxy-combustion (5). Le CO2 émis par la chaudière est déshydraté puis comprimé à l’entrée (6) d’un pipeline long de 27 km (7) allant jusqu’au gisement épuisé de gaz de Rousse, où il est à nouveau comprimé (8) pour être injecté dans l’unique puits (9) et stocké à 4 500 m de profondeur (10). Le pipeline servait auparavant à acheminer le gaz de ce puits vers Lacq. © TroisCube
URL http://books.openedition.org/editionscnrs/docannexe/image/11163/img-1.jpg
Fichier image/jpeg, 223k

Auteurs

Professeur à l’Université de Pau et des Pays de l’Adour, LFC-R, Pau.
daniel.broseta@univ-pau.fr

Chercheur au CNRS, LFC-R, Pau.
jean-philippe.torre@univ-pau.fr

Ingénieur et docteur, Professeur des Universités, LRGP, Université de Lorraine, Nancy.
eric.favre@univ-lorraine.fr

© CNRS Éditions, 2013

Conditions d’utilisation : http://www.openedition.org/6540

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