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Le dioxyde de carbone (CO2) issu de la combustion de produits fossiles (pétrole, gaz, charbon) est l’un des contributeurs les plus importants du réchauffement climatique.
Une solution pour minimiser l’impact du CO2 sur le climat consiste à l’isoler de l’atmosphère en le réinjectant dans les formations géologiques profondes. La communauté internationale utilise l’acronyme CCS (Carbon Capture & Storage) pour désigner cette chaîne. Le G.I.E.C. (Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat) présente les techniques de piégeage, d’utilisation et de stockage du CO2 (CCUS) comme une nécessité pour contenir l’élévation de température en dessous de 1,5 à 2°C.
Le stockage de CO2 s’effectue en 3 étapes : le captage du CO2 à son point d’émission (source industrielle), son transport vers son lieu de stockage, son stockage géologique dans les formations adaptées.
Les technologies de captage visent à la séparation du CO2, et peuvent être classées en trois catégories en fonction du type de modifications qu’elles induisent sur les procédés émetteurs :
Dans ces procédés émetteurs, la production est associée à du CO2 (gaz naturel, production d’hydrogène, production de bioéthanol). Ainsi, récupérer le CO2 pour son stockage géologique ou tout autre usage industriel ne requiert aucune modification du procédé émetteur. Il s’agit par exemple des installations de reformage du méthane dans les raffineries.
Cette voie s’appelle captage post-combustion. Le CO2 est séparé du flux gazeux (souvent des fumées) produit soit par la combustion de combustibles à l’air, soit par le procédé lui-même (par exemple la décarbonatation dans la production de ciment ou la réduction des oxydes de fer dans la sidérurgie). Le procédé de séparation en aval du procédé émetteur limite les modifications sur ce dernier.
Dans le captage précombustion, on transforme le combustible carboné initial en gaz de synthèse décarboné. Cette opération de décarbonation du gaz de synthèse génère du CO2, que l’on capte avant son utilisation, d’où la terminologie « précombustion ». Le gaz de synthèse est ensuite utilisé dans le procédé industriel que l’on cherche à décarboner. L’hydrogène est le gaz le plus souvent envisagé pour jouer ce rôle de combustible décarboné.
Dans le captage en oxy-combustion, l’air atmosphérique est remplacé par de l’oxygène pur ce qui évite la dilution du CO2 formé lors de la combustion par l’azote présent dans l’air atmosphérique et en facilite la séparation.
Une fois séparé et capté, le CO2 doit être conditionné (purifié, comprimé) et transporté vers son lieu de stockage géologique. Malgré son apparente simplicité, le transport peut se révéler complexe. Il dépend en effet de contraintes géographiques et environnementales, géopolitiques et économiques qui peuvent varier grandement d’une situation à une autre. Le transport doit être flexible afin de prendre en compte les variations de débits liées à la ou aux sources de CO2. Le transport doit aussi pouvoir s’adapter aux différentes options de stockage géologique (aquifère salin profond, gisement d’hydrocarbure déplété). Il doit enfin prendre en compte les options d’utilisations industrielles (incluant la récupération assistée des hydrocarbures) et satisfaire toutes combinaisons entre les différents types de stockages ou d’utilisation.
De nombreux systèmes sont envisageables pour le transport du CO2 – canalisations, bateau, camion, train – mais seules les deux premières solutions sont envisagées pour le transport de grands volumes de CO2. Compte tenu des caractéristiques physiques de la molécule de CO2, plusieurs solutions sont possibles pour augmenter la masse transportée dans un volume donné. Il s’agit de trouver les conditions permettant d’augmenter la densité du CO2.
En raison des grands volumes qui seraient nécessaires à son transport sous forme gazeuse, le CO2 sera comprimé à température ambiante ou liquéfié à basse température afin d’accroître sa densité. Pour le transport en canalisation, le CO2 est comprimé jusqu’à une forme dite dense avant d’être injecté dans le système de canalisations.
Le CO2 sous forme liquide réfrigéré est généralement la solution retenue pour le transport par bateau. Il pourrait également être transporté via des canalisations, pour cela une isolation thermique de ces canalisations est nécessaire, ce qui induit un surcoût important qui n’est pas nécessairement compensé par les économies réalisées sur la compression dans le cas d’un transport en phase dense.
Pour le transport en offshore, le CO2 pourra être liquide en fonction de la température ambiante de la mer.
Le stockage géologique du CO2 est techniquement réalisable dans une grande variété de milieux géologiques souterrains tels les gisements d’hydrocarbures liquides ou gazeux déplétés, ou les formations aquifères profondes ‒ tous ces milieux étant des milieux poreux tels qu’on les trouve dans les bassins sédimentaires. D’autres milieux sont envisagés comme les veines de charbon non utilisées ou non utilisables pour l’extraction du charbon, ou les formations basaltiques qui font l’objet de travaux de recherche pour en comprendre les mécanismes et le potentiel de stockage.
L’expertise de Geostock se situe principalement dans les milieux poreux tels que les réservoirs d’hydrocarbures et les aquifères salins profonds.
La stratégie optimale d’injection pour un projet de stockage de CO2 donné dépend principalement de considérations géologiques locales (le réservoir de stockage et sa couverture) et régionales (le complexe de stockage dans son ensemble).
La capacité à réaliser un stockage géologique sûr en milieu poreux a été démontrée par différents projets aux USA, en Norvège, en Algérie et au Canada, pays qui mettent en œuvre des projets CCS qui injectent de l’ordre du million de tonnes de CO2 par an dans différentes structures et à différentes profondeurs.
En Europe, de nombreux projets sont en cours afin des stocker le CO2 dans les formations géologiques sous la Mer du Nord, aux Pays-Bas, en Norvège, au Royaume-Uni, en Italie, en Grèce et en France.
Une analogie certaine existe avec le stockage souterrain de gaz naturel. Chaque stratégie d’injection sera très dépendante du cas particulier étudié et devra mettre en œuvre des études détaillées préalables pour l’adapter aux conditions géologiques particulière du site.
Les formations géologiques poreuses peuvent fournir une grande capacité de stockage sous réserve de la vérification de certaines conditions :
Si l’aquifère sélectionné est de type monoclinal, la stratégie d’injection devra prendre en compte la gestion de la surpression et des volumes d’eau déplacés. Ceci se prédit et se dimensionne à l’aide d’une caractérisation détaillée du site et d’une modélisation 3D à grande échelle spatiale, toutes choses également nécessaires à une bonne gestion de la sécurité du stockage.
Lorsque le stockage en gisement d’hydrocarbures déplété est envisagé, la stratégie d’injection peut se concevoir à partir des pratiques établies par l’industrie pétrolière qui utilise l’injection de CO2 depuis de nombreuses décennies pour améliorer la productivité des gisements. La prise en compte de mécanismes de récupération assistée des hydrocarbures au cours du stockage du CO2 peut constituer une amélioration sur le plan économique.
Le déploiement d’un projet de stockage de CO2 est un projet de grande ampleur industrielle dont les investissements s’élèvent au-dessus de 500 M€, voire beaucoup plus quand le projet est offshore. La définition de tels projets industriels nécessite différentes phases :
Geostock propose à ses clients des recommandations en matière de captage et de séparation du CO2 par l’étude du procédé ou des procédés émetteurs et l’analyse des technologies applicables. Les paramètres dimensionnant importants à prendre en compte concernent les caractéristiques de la source de CO2 et leur variation au cours de la durée de vie de l’installation, et les cas échéant, les différentes possibilités de mutualisation de tout ou partie du captage entre sources implantées sur le même site industriel.
