stockage géologique du carbone

EPFL - Cours «Ecologie industrielle»

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Face à l¶explosion des émissions anthropiques de dioxyde de carbone dans l¶atmosphère, la capture naturelle du CO2 dans les forêts, tourbières et autres puits océaniques ne suffit plus à limiter de manière significative l¶effet de serre et l¶acidification liés à l¶activité humaine. A long terme, le cycle du carbone risque de se dérégler et les effets d¶un tel bouleversement pourraient être fatals à l¶espèce humaine. Chaque année, les activités anthropiques génèrent 8,1 milliards de tonnes de carbone, les 4/5 provenant de la combustion d¶énergies fossiles. Pourtant, seuls 4,5 milliards de tonnes peuvent être absorbées par les puits de carbone naturels (océans et végétation principalement). La solution la plus simple et la plus la plus compliquée à la fois est la réutilisation du CO2 pour les besoins de l¶industrie. Mais aujourd¶hui, le dioxyde de carbone n¶est guère utilisé que pour faire de l¶eau gazeuse ! Parmi l¶éventail de mesures à mettre en œuvre pour lutter efficacement contre l¶effet de serre, le recours au captage et au stockage géologique du CO2 s¶avère aujourd¶hui des plus prometteurs. Il existe divers types de « réservoirs géologiques » permettant de séquestrer ce gaz : les gisements pétroliers et gaziers en fin de vie, les veines de charbon inexploitées et les aquifères salins profonds. De plus, le stockage géologique s¶est développé aussi sur le plan politique. Le « Carbon Sequestration Leadership Forum » (CSFL), en français le « Forum International d¶Echange et d¶Information sur le Captage et le Stockage du CO2 », a vu le jour sous l¶impulsion de l¶administration Bush en 2003. Il vise à développer les meilleures technologies de captage, transport et stockage en termes de performance et de coûts. Il met en commun l¶expertise de 21 pays et, mis à part les questions techniques, cherche à faire évoluer le contexte politique et règlementaire afin de permettre l¶essor de ces technologies. Organisé sous forme de groupes de travail, le CSLF met tout en œuvre pour promouvoir la collaboration internationale en labellisant des projets de recherche, en organisant des séminaires et en participant à des ateliers de travail avec l¶Agence Internationale de l¶Energie (AIE) ou encore le G8. En outre il a pour objectifs de maximiser le transfert vers les pays émergents et d¶améliorer la communication avec les industries, les ONG, etc« Le présent rapport portera sur l¶étude des différentes voies de captage, d¶acheminement et surtout de stockage géologique du CO2, étude qui sera complétée par la présentation des systèmes d¶analyse de risques et de surveillance de ces lieux de stockage.

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I.1. Eligibilité restreinte des sources Avant de s¶intéresser plus en détails au stockage, il convient de bien placer sa problématique ainsi que ses pré-requis. En effet, la séquestration du carbone s¶inscrit dans une chaîne qui inclut à la fois la production du CO2, sa capture et son transport jusqu¶au lieu de stockage. Dès lors, il apparaît clairement que toutes les sources de CO2 ne pourront pas être reliées à un processus de stockage et ce quels que soient les moyens mis en œuvre. Les transports constituent l¶exemple le plus frappant de cette caractéristique. En effet, il semble très peu probable que l¶homme parvienne un jour à mettre au point un dispositif de récupération du CO2 émis, dans le cas des véhicules sur route, par les pots d¶échappements. Près de 40% des rejets globaux de carbone restent de ce fait irrécupérables et, a fortiori, instockables : ce sont les émissions diffuses. Hormis les transports on y inclut le résidentiel, le tertiaire et l¶agriculture.


A l¶inverse, le CO2 issu de l¶industrie et éventuellement des centrales de production d¶électricité correspond à un type de rejet dit « centralisé » qu¶il est cette fois possible de capturer par 3 méthodes principales.

I.2. Procédés de capture Tout d¶abord, il faut savoir que le captage du CO2 a déjà commencé à se développer industriellement, notamment pour le traitement du gaz naturel ou encore dans l¶agroalimentaire. Néanmoins, il s¶agit d¶une technologie demandant une quantité d¶énergie gigantesque et augmentant d¶autant les coûts d¶exploitation totaux. Aujourd¶hui, à production équivalente, une centrale disposant d¶une installation de capture présente un coût de revient du kWh 11 à 40% plus important qu¶une centrale classique (le surcoût dépend de la technique de captage choisie, du combustible, de la composition des fumées et du volume d¶effluents à traiter).

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I.2.1. Capture en postcombustion Comme son nom l¶indique, cette méthode a pour but d¶extraire le CO2 présent dans les fumées de combustion. Paradoxalement, la technique est d¶autant plus efficace et simple à mettre en œuvre que les fumées sont riches en carbone. La faible part du CO2 dans les fumées de combustion pose donc souvent problème. Malgré tout, la capture en postcombustion reste aujourd¶hui de loin la voie la plus développée puisqu¶elle peut s¶intégrer à des installations classiques préexistantes, sans pour autant demander de modifications profondes. Il existe plusieurs façons de récupérer le CO2. La plus courante consiste en une extraction par solvant, le plus souvent des amines. Dans l¶absorbeur, le diluant (fumées à traiter) est mis en contact avec le solvant (amines) qui s¶enrichit alors en CO2. Le CO2 est ensuite séparé et le solvant régénéré par apport d¶énergie (augmentation de température ou baisse de pression), le cycle peut se poursuivre.





D¶autres techniques existent en parallèle mais sont toujours au stade de la recherche. Citons notamment le cycle calcium, qui consiste à capter le CO2 par de la chaux vive afin de former du calcaire. Il suffit ensuite de chauffer ce calcaire pour libérer le CO2 pur et régénérer la chaux.

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 Adaptabilité des installations industrielles et des centrales électriques déjà en exploitation  Technologie éprouvée : maitrise de l¶utilisation des amines depuis plus de 60 ans  Nombreuses installations industrielles déjà équipées   
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 Coûts opératoires et de remplacement (absorbeur et solvant usé) très élevés  Quantité de fumée traitable limitée en débit

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I.2.2. Capture par oxycombustion L¶oxycombustion n¶est pas à proprement parler une technique de capture de CO2. A la base, il s¶agit de réaliser une combustion en utilisant directement de l'oxygène comme comburant plutôt que simplement de l'air, le problème est donc résolu en entrée.

L¶oxycombustion présente comme avantages principaux de ne pas générer d¶oxydes d¶azote et d¶augmenter le rendement de combustion. Dans le cadre plus particulier du gaz carbonique, la technique produit des fumées extrêmement riches en CO2 (jusqu¶à 90%) et il s¶avère donc plus simple de l¶extraire. En outre une partie du CO2 produit peut être réinjecté dans la chaudière avec l¶oxygène, il prend en quelque sorte la place de l¶azote. Ici encore, la méthode proposée s¶adapterait sans problème aux installations existantes. Cependant, l¶oxycombustion est pénalisée par l¶étape de séparation air/oxygène, très gourmande en énergie et donc à l¶origine d¶un surcoût énorme : si l¶on se base sur une centrale d¶une puissance 500 MW, environ 15% de l¶énergie produite servirait à obtenir du O2 pur. La baisse de rendement inhérente empêche pour l¶instant le déploiement de cette technique.
I.2.2. Capture par précombustion
La capture par précombustion diffère des deux autres procédés, il s¶agit d¶un procédé radicalement neuf au cours duquel le combustible est en premier lieu converti en syngas (gaz de synthèse, mélange de CO et de H2). Deux réactions existent pour arriver à ce syngas :  le vaporeformage, utilisé surtout pour le gaz naturel. La réaction nécessite un apport énergétique important : ()
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 l¶oxydation partielle, lorsque le combustible est le charbon. Malheureusement, il faut alimenter le réacteur en O2, très cher à fabriquer.

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Une fois le syngas fabriqué, on procède à la réaction de « shiftconversion » au cours de laquelle, en présence d¶eau, le CO se transforme en CO2. A noter que du dihydrogène se forme encore. Au final, H2 et CO2 sont séparés, et H2  source d¶énergie propre  sert de combustible.

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 Déjà utilisée dans quelques raffineries (procédé FischerTropsch)  9095% des émissions de CO2 sont captables  Toutes les centrales à combustible fossile sont éligibles (charbon et gaz naturel)  Technologie la plus sûre et peut être bientôt la plus efficace  Peut aussi produire H2 en tant que vecteur énergétique transportable, ainsi que de l¶essence à partir de gaz ou de charbon (procédé FischerTropsch)   
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 Nécessite la construction d¶une unité totalement dédiée (anciennes centrales non adaptables)  Fortes émissions d¶oxydes d¶azote  L¶efficacité des turbines au dihydrogène est plus faible que celle des turbines conventionnelles  Source d¶énergie moins flexible que le thermique à flamme fossile. Plutôt réservé à un usage en base.

I.3. Méthodes de transport Après sa capture le CO2 doit pouvoir atteindre son lieu de stockage. Compte tenu des volumes considérés, peu de solutions ont été envisagées et aujourd¶hui les transferts par bateau et canalisations prédominent. Techniquement, les deux alternatives de posent aucun problème ; il reste néanmoins à construire et gérer un réseau digne de ce nom afin d¶assurer un transport totalement sûr. I.3.1. Par bateau Dans le cas particulier du stockage offshore ou, de manière générale, pour les plus longues distances, le transport par bateau constitue la solution la plus intéressante. A l¶heure actuelle, aucun navire dédié uniquement à contenir du CO2 n¶a encore été construit, mais de légères modifications opérées sur les cuves des appareils destinés au transport de GPL permettent d¶y stocker du CO2 en phase liquide (à 20 bars et 20°C). Depuis une vingtaine d¶années, la société Hydro Gas and Chemicals utilise cette voie pour acheminer du CO2 depuis ses lieux de production (usines d¶ammoniac) jusqu¶à des sites où il est réutilisé (industries alimentaires). A l¶avenir, des bateaux de plus grandes tailles devront être construits pour supporter l¶éventualité d¶un stockage intensif du carbone. c

  








I.3.2. Par pipeline La technique de transport de CO2 par canalisations terrestres et maritimes est déjà très utilisée dans l¶industrie pétrolière, notamment pour ses activités de récupération assistée. C¶est ainsi que 50 millions de tonnes de CO2 transitent chaque années dans les quelques 3000 km de canalisations existantes. La mise en place d¶un réseau mondial de pipelines ne semble donc pas fondamentalement insurmontable. Dans le cas du transport par canalisations, le CO2 se trouve à l¶état supercritique, c'està6dire à une pression supérieure à 74 bars. Les pertes de charge induites durant le cheminement imposent de recomprimer régulièrement le gaz. La possibilité de convoyer le CO2 sous forme liquide est actuellement à l¶étude. Il s¶agirait de le liquéfier dans des conditions adéquates de température et de pression, par exemple à 10 bars et 40°C. De telles conditions imposeraient de parfaitement isoler les canalisations afin d¶éviter tout réchauffement. I.3.3. Réduction des coûts
Pour transporter une tonne de CO2 sur 1000 km de pipeline, il faut aujourd¶hui compter entre 5 et 100 euros. Cette variabilité s¶explique aisément par la diversité des lieux traversés (relief, obstacles, détours à effectuer ) et bien entendu par le caractère terrestre ou sous-marin (les canalisations sous-marines coûtant 3 fois plus cher que les terrestres). Economiquement, les bateaux ont pour caractéristique majeure des coûts principalement fixes. Une distance importante entre les sites de captage et stockage rend donc d¶autant plus intéressant le recours à cette voie de transport. Néanmoins il faudra résoudre le problème du stockage temporaire du CO2 en attente d¶acheminement.

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I.3.4. Impureté et corrosion La première impureté à éliminer est l¶eau. Afin d¶éviter la corrosion des matériaux (cuves ou canalisations) il faut en effet déshydrater le gaz et y adjoindre des inhibiteurs de corrosion. Selon le type de capture amont le CO2 peut aussi contenir divers types de parasites (oxydes d¶azote et soufre pour la postcombustion, oxygène et azote en oxycombustion, hydrogène et gaz naturel dans le cas de la précombustion). Dans tous les cas, des traces d¶hydrocarbures et de solvants peuvent subsister. Les recherches sur les effets de ces différentes impuretés en sont encore à leurs balbutiements et il deviendra très vite nécessaire de les mener à bien, pour se prémunir de tout risque et également se soumettre à un éventuel cadre légal.


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0aloriser le CO2 en le transformant, après sa capture, en un autre produit commercialisable (carburant, engrais, matériaux, ) ou utilisable industriellement (agent de vulcanisation pour pneumatiques, pigments pour peinture, ) peut paraître pour le moins intéressant. Mais la quantité de CO2 anthropique émise chaque année dépasse largement les besoins en gaz de ces divers clients ». Dans le contexte actuel de lutte contre les GES et le réchauffement climatique, les techniques de stockage géologique apparaissent de ce fait comme une solution possible. Il faut néanmoins assurer la faisabilité, la sécurité et la durabilité des projets, pour garantir aux futures générations un impact environnemental négligeable sinon nul. C¶est pour cette raison que les recherches sur la séquestration dans les profondeurs océaniques et dans les anciennes mines sont déjà obsolètes : d¶un côté l¶impact du CO2 sur la faune et la flore marine n¶est pas connu et de l¶autre les risques de fuites s¶avèrent bien trop élevés. En revanche, si l¶on injecte du CO2 dans des couches géologiques profondes, il vient occuper les espaces inter granulaires des roches poreuses constituant le milieu : on parle de roches réservoirs ». Celles-ci peuvent s¶étendre sur des milliers de km² et plusieurs milliers de mètres de hauteur, formant ainsi un volume de stockage disponible gigantesque. Les roches poreuses sont souvent gorgées d¶eau salée absolument impropre à la consommation : les aquifères salins. Localement, les roches poreuses peuvent aussi être le siège de gisements de pétrole ou de gaz naturel. Il est possible d¶y injecter du CO2 lorsqu¶ils sont en fin d¶exploitation et cela permet en outre de pratiquer la récupération assistée ». Une troisième solution de stockage existe : les veines de charbon profondes inexploitées. Dans tous les cas, la présence de formations étanches au dessus des sites de stockage protège contre les éventuelles remontées de CO2 en surface. Il s¶agit de couches de sel ou d¶argile. Dans tous les cas, il faut procéder à l¶injection de CO2 à une profondeur suffisante pour qu¶il puisse atteindre les conditions de température nécessaires à son passage à l¶état supercritique (T°>31°C pour une pression minimale de 74 bars), un état dans lequel le gaz est plus dense (il occupe donc moins de volume qu¶à pression et températures normales). En règle générale, une profondeur de 700 à 900m permet d¶obtenir les conditions recherchées. Le CO2 peut alors se dissoudre dans les eaux interstitielles et réagir avec les minéraux. Il se trouve ainsi piégé sous forme dissoute et même, dans les meilleurs cas, sous forme minérale si les conditions sont propices à la formation de minéraux carbonatés. Il en résulte une immobilisation définitive du CO2. c

  








II.1. Les gisements pétroliers et gaziers épuisés ou en voie d¶épuisement Ce type de stockage présente plusieurs avantages parmi lesquels le plus important est d'être le mieux connu. Ces gisements naturels ont en effet démontré leurs capacités à contenir des hydrocarbures liquides et gazeux pendant plusieurs millions d'années. De ce fait, les coûts liés à l¶exploration géologique sont négligeables puisque les terrains déjà parfaitement connus. Par ailleurs, le stockage de CO2 dans ce type de gisements est une pratique qui, bien que non encore généralisée, est maitrisée par l'industrie pétrolière et gazière. En effet, les pétroliers injectent du CO2 pour augmenter son taux de récupération. Cette technique est connue sous le nom d'EOR (Enhanced Oil Recovery ou récupération). Mise en œuvre depuis le début des années 50, elle a permis de doubler le taux de récupération :  Le CO2 injecté permet de maintenir le réservoir en pression malgré l¶extraction  Il se dissout dans le pétrole, diminue sa viscosité et facilite donc son déplacement jusqu¶au puits d¶extraction. Grâce aux progrès réalisés ces dernières années, le taux de récupération d¶un gisement peut maintenant atteindre les 60%. Une partie du gaz remonte forcément lors de l¶extraction du pétrole (mélange liquide/gaz). Après séparation, le CO2 est réinjecté et donc recyclé ce qui présente 2 avantages  le gaz ne s¶échappe pas à l¶air libre  il n¶est pas nécessaire de s¶approvisionner constamment en CO2 et donc de subir les fluctuations de son prix Une partie des infrastructures en place pour l'exploration et l'exploitation du pétrole (canalisations et puits par exemple) peut servir au transfert du CO2 en profondeur et ainsi contribuer à réduire encore les coûts.

En revanche, ces réservoirs ne sont pas toujours situés à proximité des sources de CO2 et le volume global disponible pour le stockage peut se révéler insuffisant par rapport aux c

  








besoins : les dernières études ont conclu à une capacité d¶environ 1000 milliards de tonnes. De plus, cette technique doit absolument promouvoir un achat plus massif de CO2 d¶origine industrielle. En effet à l¶heure actuelle 80% du gaz utilisé en EOR provient de gisements naturels !


III.2. Les veines de charbon profondes non exploitées Malgré quelques handicaps caractérisant le charbon, dont sa faible perméabilité qui réduit les capacités à injecter le CO2 à fort débit, certains arguments militent en faveur de ce type de stockage. D¶une part, leur pouvoir d¶adsorption : les veines de charbon ont la particularité de souvent contenir une grande quantité de gaz piégés dans la structure interne du charbon ; il s¶agit en général de méthane (responsable des tragiques coups de grisou dans les mines). Or, le charbon présente une affinité pour le CO2 encore 2 fois supérieure. On peut dès lors imaginer chasser le méthane avec le CO2 et ainsi d¶un côté se débarrasser d¶un gaz nocif et de l¶autre récupérer un gaz valorisable ! De même, les veines de charbon sont des structures géologiques assez communes, bien réparties à travers le monde et sur l¶ensemble des continents, ce qui réduit fortement les coûts de transport. Economiquement parlant, la récupération probable du méthane emprisonné (et quasiment inaccessible jusqu¶à présent), représenterait une ressource énergétique immense. A l¶image de l¶EOR, le procédé de récupération assistée ECBM (Enhanced Coal Bed Methane Recovery) est très prometteur, bien qu¶encore au stade de la recherche. Le frein majeur à cette technique repose dans la perméabilité des charbons, parfois insuffisantes pour assurer une bonne séquestration du CO2. D¶autre part, les mécanismes chimiques d¶adsorption/désorption des gaz dans les pores du charbon doivent être analysés et mieux maitrisés. Des expériences sont menées en laboratoire et sur des sites réels pour progresser dans ces domaines.

II.3. Les aquifères salins profonds Si l¶objectif est toujours le même : injecter le CO2 en profondeur afin qu¶il soit emprisonné dans des porosités. Dans le cas des aquifères, il s¶agit en fait de roches perméables gorgées d¶une eau extrêmement salée bien entendu impropre à la consommation. Les aquifères sont des structures très communes dans les bassins sédimentaires qui recouvrent en outre une immense étendue géographique, rapprochant ainsi dans tous les cas le site de production du lieu d¶enfouissement et assurant par la même occasion un volume de stockage très conséquent. Ainsi, le stockage du CO2 dans les aquifères salins arrive en tête des options actuellement à l¶étude, avec des capacités d¶entreposage 10 fois supérieures à celles des réservoirs pétroliers et gaziers : jusqu¶à 10.000 milliards de tonnes selon certaines estimations soit de quoi stocker la totalité ds émissions anthropiques totales pendant plusieurs siècles. Actuellement, le coût de stockage en aquifère dépend fortement de la géographie du milieu : il varie de 2 euros la tonne en soussol à environ 25 euros la tonne sous le fond de la mer. c

  








III.4. Le stockage minéralogique Bien qu¶encore peu avancée technologiquement, la conversion du CO2 en roche carbonatée est une alternative au stockage géologique loin d¶être anodine. L¶idée de base s¶appuie sur l¶observation du processus naturel de formation des roches carbonatées, processus qui s¶étend sur des millions d¶années. En effet, les roches doivent leur formation à une cascade d¶interactions diverses entre un fluide aqueux plus ou moins chargé en gaz carbonique et des fragments de roches silicatées. Le calcium et le magnésium qu¶elles contiennent vont ensuite réagir avec le CO2 pour précipiter sous forme de carbonates. Aussi surprenant que cela puisse paraitre, les géologues connaissent si bien ce genre de mécanismes qu¶ils ont trouvé le moyen de les reproduire artificiellement. Deux voies sont aujourd¶hui expérimentées : la séquestration minérale ex-situ et insitu. La première consiste à amener une source concentrée de CO2 jusqu¶à un réacteur de carbonatation dans lequel on place des roches silicatées riches en magnésium. A haute température, la réaction donne effectivement naissance à une roche carbonatée, avec un résidu de CO2 qui peut être recyclé. Pour la séquestration in-situ, l¶injection est réalisée dans un milieu naturel dont les caractéristiques chimiques sont propices au piégeage minéral ; typiquement des réservoirs aquifères composés de roches magmatiques comme les basaltes


 
 
 

  


 
 


  
La mise en place d¶une politique de stockage du CO2 doit être accompagnée d¶outils performants pour la surveillance et la prévention de risque de rejet dans l¶atmosphère. En effet, il est essentiel de rendre sûr ces dispositifs de stockage de carbone pour éviter des dégagements brusques et en grande quantité de CO2. Il serait navrant que le remède soit pire que le mal ! Un autre aspect doit être pris en compte : c¶est l¶acceptation par les riverains du stockage. La population est toujours favorable aux mesures écologiques tant qu¶il n¶y a pas de nuisance à proximité. Pour éviter les blocages d¶ordre politique, il faut que le stockage soit irréprochable pour la sécurité des citoyens. Pour remédier à cela, la première des choses est de mener une analyse des risques. Cependant, il existe plusieurs méthodes pour cela et nous allons les comparer. La seconde étape est la surveillance du lieu de stockage. Une politique de surveillance existe depuis longtemps pour les déchets nucléaires mais pas encore pour le gaz carbonique.

III.1 Analyse des risques Contrairement à d¶autres gaz, le carbone n¶est pas un gaz toxique sauf pour de grandes concentrations. Dans l¶atmosphère, le CO2 a une concentration de 370ppm. De plus, le seuil de tolérance pour l¶homme est d¶environ 1% et les répercutions peuvent être grave à partir de 5%. En faisant une analogie avec les accidents industriels, le dégagement de CO2 peut être dramatique pour la santé publique. En revanche, on évalue encore mal aujourd¶hui l¶impact sur l¶environnement et les écosystèmes de fortes concentrations de CO2. Le choix du site doit être analysé pour diminuer le risque d¶une fuite importante de CO2. Cependant, il est difficile d¶avoir une idée exacte du risque car la technique est toute c

  








nouvelle. Dans ce cas, la science cherche souvent des analogies et aujourd¶hui deux méthodes de stockage existent déjà : les déchets nucléaire et le gaz naturel. Ce dernier diffère grandement du CO2 car les propriétés physique du gaz naturel ne sont pas proches de celles du CO2. En effet, le premier est inflammable mais est moins dense et moins visqueux. L¶utilisation n¶est pas non plus la même car le gaz naturel est stocké pour peu de temps et non pour plusieurs milliers d¶années. Cependant, il est toujours intéressant d¶analyser le travail fait pour le gaz naturel car cela peut apporter des idées ou des concepts. Le stockage des déchets nucléaires est la plus pertinente pour mener une analogie selon les experts. En effet, les chercheurs ont développé des simulations sur plusieurs milliers d¶années pour évaluer les risques. Par exemple, la méthode FEP (features-events-processes) peut s¶appliquer dans le champ d¶action du CO2. Elle permet d¶identifier et surtout de hiérarchiser les paramètres utiles pour le stockage comme les caractéristiques du site ou le comportement humain. Cependant, des critères différent entre le stockage des déchets nucléaires et du CO2 car les premiers sont nocifs ont peu de lieux dédiés. Aujourd¶hui, la méthode la plus employée est la méthode déterministe. Celle-ci nécessite un premier modèle du site le plus près possible de la réalité avec une situation donné. Ensuite, les chercheurs font un certains nombres de simulation pour voir la sensibilité des résultats par rapport aux données initiales. Malheureusement, les modèles sont souvent très compliqués donc le nombre de simulation est souvent limité. Une autre méthode plus ambitieuse car plus complète est la méthode probabiliste ou stochastique. En effet, cette dernière peut aussi donner un indice de confiance et les incertitudes. Mais le temps de calcul pour ce type de modèle serait trop long donc cette voie est pour le moment abandonnée pour le cas du CO2. L¶analyse des risques en est encore à l¶état embryonnaire mais se développe sous plusieurs axes (analogie avec le nucléaire, méthode déterministe). Il est à noter que plus les lieux de stockages seront élevés, plus les modèles utilisés par les méthodes FEP ou déterministes seront proches de la réalité car les paramètres utilisés pourront se référer à un lieu presque similaire.

III.2) Surveillance Pour la surveillance, nous allons nous intéresser surtout à trois méthodes : la géochimie, la géophysique et la surveillance par satellite. L¶intérêt premier de la surveillance est de voir un échappement de gaz carbonique. En effet, si l¶analyse de risque prévoit une sureté maximale, il faut tout de même avoir des outils pour prévenir toute fuite. III.2.1 Méthode géochimique Le principe de base est la surveillance des composants chimiques ou des caractéristiques chimiques des roches, aquifères environnantes. La première méthode utilisée est l¶enfouissement pour plusieurs mois de capteurs passifs au charbon actif. Après analyse, ces derniers peuvent révéler des taux anormalement élevé de composants qui ont de grandes chances d¶être transportés par du CO2 qui sert de vecteur. Cette méthode à l¶avantage d¶être totalement indépendante de paramètres comme la pression ou la température et présente des coûts peu élevés.

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Une autre méthode possible est la surveillance in-situ des paramètres chimiques des eaux environnantes et des aquifères proches et surtout au dessus du lieu de stockage du CO2. Pour cela, on analyse des paramètres comme le pH, la conductivité par exemple à l¶aide de sondes dédiées et on examine en continu les variations. On peut aussi utiliser des multisondes qui mesurent directement tous les paramètres concernés On peut aussi s¶intéressé à la présence de gaz libre comme le radon ou l¶hélium. En effet, une variation significative de ces gaz peut être la conséquence d¶une fuite ou d¶un mouvement de terrain. Le radon par exemple se décompose vite dans l¶atmosphère donc sa présence permet de suivre un flux de gaz qui pourrait annoncer une fuite de CO2. Ainsi, la prise en compte d¶autres gaz tel que le radon peut être intéressant pour suivre la variation de flux du CO2. Une méthode qui est pour l¶instant seulement à l¶état de recherche est la possibilité d¶utiliser des traceurs qui permettraient de voir la migration et l¶évolution des éventuelles fuites de CO2. Cela peut se faire avec de l¶hexafluorure de soufre (SF6) comme dans l¶industrie pétrolière et l¶évolution du gaz serait assuré par une analyse spectrométrique. Dans le cas d¶aquifère au dessus de la faille géologique, on peut aussi mettre un traceur aqueux de façon ponctuel. III).2.2 Méthode géophysique Contrairement à la méthode géophysique, on s¶intéresse ce coup-ci aux paramètres physiques de l¶environnement du lieu de stockage. La meilleure solution serait de suivre l¶état sismique de la zone concerné mais les coûts sont tellement élevés que cela n¶est pas possible d¶être réitérer souvent. Il faut donc se rabattre sur d¶autres solutions moins onéreuses. La première méthode est la sismique réflexion. Le principe consiste à générer une onde acoustique à la surface et d'en mesurer numériquement l'écho à partir d'une série de capteurs sismiques également en surface. Les réflexions détectées seront causées par des changements de densités et de vitesses de propagation des ondes dans le milieu investigué. On peut ainsi détecter des zones lâches et évaluer le degré d'homogénéité des matériaux. Ainsi, lorsque le CO2 est piégé dans les roches cela provoque des réflexions différentes. Malheureusement, il peut aussi y avoir des changements du profil de la zone d¶origine naturel et il est donc important de bien interpréter les données reçues. Le principe de l'électromagnétisme repose sur l'utilisation d'une boucle dans laquelle circule un courant électrique. Cette boucle, par le passage du courant, créera un champ magnétique qui entraînera à son tour l'apparition d'un champ secondaire dans le sol qui tend à éliminer l'influence du champ primaire créé dans la boucle. Pour le cas du CO2, on mesure la résistivité entre deux puits où les récepteurs et les émetteurs seront disposés à tour de rôle. Une variation positive de la résistivité peut alors traduire l¶augmentation de la concentration en CO2. Une autre méthode est la sismique passive. Il s¶agit de mettre des sismographes à proximité du lieu de stockage et de relever tous les microséismes qui ne peuvent être ressentis à distance respectable. Ainsi, cela permet de trouver les lieux où le CO2 serait le plus susceptible de s¶échapper car on peut trouver les zones de fractures ou de faiblesses.

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III.3.3 Surveillance par satellite Avec le développement de l¶industrie spatiale, il est aujourd¶hui possible de surveiller les fuites de gaz par satellite avec une aide ponctuelle de technique aéroporté. On utilise l¶imagerie hyperspectrale qui permet l¶identification à distance des constituants de la surface terrestre d¶après leurs caractéristiques spatiales. Le CO2 a un spectre qui présente trois pics centrés aux environs de 2 micromètres. Pour éviter que l¶absorption du CO2 se confonde avec celle du bruit de fond ou d¶autre élément, on retient pour désigner le CO2 la bande de 2.06 micromètre. Ainsi, on peut voir l¶évolution de la concentration en CO2 avec l¶évolution de l¶intensité à 2.06 micromètre. Une autre méthode est la surveillance de la végétation environnante. En effet, un développement plus rapide ou inhabituel de la végétation peut avoir été provoqués par le dégagement de CO2.


 


 
Les technologies de transport et d¶injection de CO2 semblent avoir déjà atteint une certaine maturité et il sera difficile de réduire encore leurs coûts de manière significative. En revanche, les techniques de captage restent très onéreuses, les étapes de séparation et de compression du gaz pesant pour 85% du coût total, comme en témoigne le graphique qui suit.





Actuellement il faut compter au moins 60 euros par tonne de CO2 enfoui. D¶après les spécialistes du secteur mais aussi les économistes, la filière ne pourra être acceptable économiquement que lorsque les coûts globaux auront été divisés par 4 ou, au minimum, par 3. Cela peut paraitre insurmontable mais, à l¶image de l¶exploitation pétrolière, un tel défi a toutes les chances d¶aboutir. Il « suffit » de mettre en place des techniques toujours plus adaptées et des standards méthodologiques.

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L¶Union Européenne a décidé d¶opérer une modification des méthodes d¶allocation des quotas d¶émission de CO2 en place depuis 2005. En effet, à compter de 2013, il faudra acheter aux enchères les quotas d¶émission (d¶abord 30% du total puis graduellement jusqu¶à 70% en 2020). Il s¶agira donc de payer, non plus pour les excédents par rapport à un seuil, mais bel et bien pour les émissions globales, ce qui fragilisera les industries fortement émettrices et mettra certainement en avant les techniques de séquestration. L¶évaluation du potentiel économique que représentent, en tant que mesure d¶atténuation du changement climatique, le captage et le stockage du CO2, repose sur des modèles économiques et énergétiques qui envisagent l¶adoption et le coût de cette technique selon différents scénarios. Ils devraient permettre de déterminer les moyens les moins coûteux et les plus efficaces pour stabiliser la concentration de GES atmosphérique. Dans ce contexte, bien que les modèles soient entachés de grandes incertitudes, tout indique que l¶adoption du captage et du stockage est peu probable à grande échelle aujourd¶hui en raison du manque de compétitivité. Fin 2010, une dizaine de projets d¶envergure industrielle seront actifs mais si l¶on compare l¶échelle de ces projets aux émissions mondiales de CO2, cela est encore très insuffisant. Le développement de cette voie a besoin d¶un appui volontariste fort associé à un régime strict de réduction des émissions. Néanmoins, cette option comportant une prise de risques financiers et industriels importante, les Etats devront mettre en place des mécanismes d¶incitation suffisamment attractifs. En parallèle, le soutien financier des agences gouvernementales, pour prendre en charge une partie des risques et se substituer à long terme comme garant du stockage, reste un élément clé du processus.




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Compte tenu de la multiplicité des acteurs influant, de près ou de loin, les décisions liées à la réduction des émissions de gaz à effet de serre, personne n¶a aujourd¶hui les moyens de prédire clairement l¶avenir du stockage géologique du CO2. Les connaissances, certes encore incomplètes, semblent toutefois optimistes quant au développement des technologies de séquestration grâce notamment à l¶expérience des pétroliers et aux recherches menées par les agences gouvernementales. D¶une manière générale, les projets de cette envergure doivent impérativement trouver le soutien technique et financier des industriels pour éventuellement mener à des applications concrètes à moyen et long terme. Il faut multiplier les sites pilotes, maintenir un investissement soutenu et communiquer au maximum les avantages de la technique auprès de la communauté internationale, sous peine de voir la piste peu à peu délaissée. La réduction des émissions par captage en « end of pipe » ne suffira pas, seule, à résoudre la question du réchauffement climatique : elle n¶a pas vocation à être la solution miracle que beaucoup semblent attendre. Elle doit s¶inscrire dans un ensemble de mesures volontaristes comme la réduction des sources fossiles, les économies à l¶usage ou encore le développement des énergies renouvelables.

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Martine Castello Michel BouchiLamontagne 


: Les Enjeux des Géosciences ÀÀ
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Octobre 2007 ` %  






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Bert Metz Ogunlade Davidson Heleen de Coninck Manuela Loos Leo Meyer  
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Technip (3 mai 2000) À"
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9291692190 ` c
 



  

  
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Martine Castello Michel BouchiLamontagne 


: Les Enjeux des Géosciences À"
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2868177999 (ADEME) 2715909691 (BRGM) 2901638090 (IFP) %  
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Septembre 2005




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Augustin Flory À"
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9789264034082 %  
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Mars 2005 ` c 
 
  

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François Bersani 
: Rapport du Conseil Général des Mines %  
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Avril 2006 ` #'--&1 
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Pour limiter les émissions de CO2 d¶origine anthropique, le captage et le stockage géologique du carbone est un des trois leviers envisagés. Selon le GIEC, 15 à 55% du CO2 pourra être stocké en 2100 selon les évolutions technologiques. Pour cela les connaissances actuelles permettent plusieurs solutions pour chaque étape du captage et du stockage. Le premier peut être fait par oxycombustion, précombustion et postcombustion et un des enjeux sera de limiter l¶apport énergétique nécessaire à ce stockage. Pour le transport, il sera sûrement nécessaire de mettre en place un réseau de pipeline à l¶échelle mondial et la construction de bateaux spécialement conçu pour transporter du CO2. Trois types de formes géologiques sont envisagés pour stocker le CO2 : les gisements d¶hydrocarbures, les veines de charbon non exploitables et les aquifères salins profonds. L¶utilisation de la minéralisation n¶est pas encore à l¶ordre du jour. Enfin, il se développe depuis une dizaine d¶années différentes méthodes pour la surveillance et l¶analyse de risques. Le captage et le stockage du carbone doit aussi surpasser les contraintes liées à l¶économie et la politique. Mais c¶est à ce prix que sera possible l¶objectif de diminuer les émissions de CO2 dans le monde.

To limit emissions of anthropogenic CO2, capture and geological storage of carbon is one of three levers considered. According to the IPCC, 15 to 55% of CO2 can be stored in 2100 by technological developments. For that current knowledge allows multiple solutions for each stage of capture and storage. The capture can be done by oxy-fuel combustion, precombustion and post combustion and one of the issues is to limit energy intake necessary for this storage. For transport, he will surely need to establish a network of pipelines around the world and the construction of ship specially designed to transport CO2. Three types of geological forms are considered for storing CO2 in oil reservoirs, coal seams unusable and deep saline aquifers. The use of the mineralization is not yet on the agenda. Finally, it has been developing for a decade various methods for monitoring and risk analysis. Capture and carbon storage must also overcome the constraints of economics and politics. But this is the price to reach the target of reducing CO2 emissions worldwide.

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