Gaz acides Une expertise historique (pdf - 11,42 Mo) - Total.com

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18 gaz acides s GTL et CO2 Il est possible de valoriser le CO2 produit en le faisant participer à une réaction de conversion Gas to Liquids (GTL). Cette voie est explorée dans les recherches sur la filière GTL/Fischer-Tropsch, qui produit un gaz de synthèse et le transforme en hydrocarbures liquides. La présence de CO2 dans le gaz alimentant le réacteur de production de gaz de synthèse permet d’améliorer le rendement carbone de la chaîne de conversion de méthane en hydrocarbures liquides. //. ExPErTIsE UNE gEsTION dUrabLE dES PROdUITS aSSOcIéS s s s Total développe des techniques spécifiques pour rendre la production des ressources acides aussi respectueuse que possible de l’environnement. L’injection constitue une solution permettant d’éviter la production de soufre et de réduire les émissions de cO2. Les filières de valorisation des gaz acides produisent des effluents concentrés en H2s, gaz mortel à de très faibles doses, et qui peuvent contenir du cO2, dont le rejet est préjudiciable à l’environnement. La gestion durable et sûre de ces gaz dits “résiduels” occupe une place prioritaire dans les actions de R & d du groupe. vaLOrIsEr LE sOUfrE Le H2s peut être valorisé sous forme de soufre par des procédés propriétaires de Total, mettant en œuvre des unités de type claus. La première phase de la réaction, thermique, permet de transformer une partie du H2s en sO2, suivant la réaction : 2H2s + 3O2 ➝ 2sO2 + 2H2O. Le sO2 produit est ensuite mis en contact avec le H2s restant, ce qui permet d’obtenir du soufre par la réaction de claus : 2H2s + sO2 ➝ 3/2 s2 + 2H2O. cette voie permet de récupérer de l’énergie en quantité généralement suffisante pour alimenter les unités de désacidification du gaz dès que le ratio H2s/cO2 est assez élevé. Le groupe a également développé des procédés de traitement des gaz résiduaires des usines à soufre, comme sulfreen ou les amines sélectives, et détient un savoir-faire en matière de conditionnement du soufre (technologie aquisulf pour le dégazage du soufre liquide notamment). Total maîtrise donc l’ensemble de la chaîne production, manutention, stockage et vente. À cause de la saturation, appelée à durer, du marché du soufre, de nouvelles voies de stockage du soufre ou du H2s doivent être mises en œuvre. L’injection directe des gaz acides séparés dans un réservoir déplété, option facilitée par l’utilisation du procédé sprex ® , qui permet d’extraire le H2s à haute pression, est une piste jugée prometteuse par de nombreux opérateurs. L’exploitation de cette solution nécessite une maîtrise de la corrosion et des aspects liés à l’extrême toxicité du H2s. Par ailleurs, les risques et incertitudes impliqués par le stockage géologique du H2s doivent également être totalement maîtrisés. il s’agit là de l’un des challenges majeurs des travaux de recherche engagés par le groupe sur cette thématique extrêmement complexe. Les gaz acides séparés peuvent être utilisés pour améliorer la récupération de réservoirs d’huile (eOR), mais la mise en œuvre de cette technique nécessite une bonne connaissance du réservoir et la maîtrise de la modélisation des flux de matières, afin d’éviter le cyclage intempestif des gaz acides injectés dans les puits producteurs.
Les diff érents types de stockage géologique du CO2 Stockage de cO2 Stockage Stockage de cO2 dans Stockage de cO2 en veines dans un champ de gaz de cO2 dans un un champ de pétrole avec de charbon avec récupération épuisé. aquifère salin. récupération assistée. assistée de méthane. UTILIsEr LE CO2 si le cO2 issu du traitement du gaz est moins dangereux que le H2s, il participe néanmoins au processus de changement climatique. Le groupe souhaite donc en limiter le rejet direct dans l’atmosphère. dans cette optique, le cO2 peut être stocké dans des réservoirs déplétés, des aquifères salins profonds, des veines de charbon, ou utilisé pour la récupération améliorée d’hydrocarbures (eOR). L’exploration & Production de Total a mis en place en 2001 un programme de R & d dédié aux problèmes de captage et de stockage du cO2, en partenariat avec divers instituts, universités et industriels. dans ce cadre, le groupe est impliqué dans de nombreux programmes nationaux et internationaux s’appuyant sur des travaux de recherche théorique et expérimentale, des pilotes de démonstration industrielle et sur le retour d’expérience de projets dans lesquels Total a une participation. il est ainsi membre de CO2 ReMoVe, consortium d’industries et d’organismes de recherche qui encourage le déploiement des applications du stockage géologique du cO2 en europe et dans les pays voisins. il participe aussi au groupe de travail eNcaP (ENhanced CAPture), conduit par l’électricien suédois Vattenfall et portant sur le développement de procédés de capture du cO2 appliqués à des systèmes de production d’électricité à partir de différents combustibles : charbon, gaz naturel ou combustibles pétroliers. enfin, Total soutient Picoref (piégeage du cO2 dans les réservoirs en France), qui a pour objectif de préparer les démonstrations industrielles d’injection de cO2 dans le bassin parisien (gisements d’hydrocarbures et aquifères salins notamment). Plus concrètement, le groupe participe à l’exploitation du champ de sleipner, en activité depuis 1996, où le cO2 est injecté dans l’aquifère. il est aussi partenaire du projet d’injection du cO2 sur le champ de snøhvit également opéré par statoil en mer de Barents. Le cO2 sera séparé à terre dans une usine de gNL, convoyé en mer par pipeline et injecté par puits sous-marin dans les grès aquifères salins du Tubåen à 2 600 m de profondeur. Total est aussi partenaire du projet de R & d sur le champ pétrolier de Weyburn, au canada, accompagnant la première réalisation industrielle couplant captage de cO2 et récupération assistée de pétrole. enfin, le groupe a décidé en 2005 du lancement des études pour la réalisation d’un pilote de captage de cO2 par oxycombustion et de stockage dans le bassin de Lacq en France. nnn 19 Cristalliser le soufre dans les réservoirs Alternative au stockage géologique du H2S, la production de soufre non plus en surface, mais dans un réservoir d’hydrocarbures déplété ayant contenu du H2S. Le principe consiste à brûler le H2S ou le soufre pour obtenir du SO2 susceptible d’être réinjecté dans le gisement. Le contact de ce fluide avec le H2S natif du réservoir provoquerait la formation d’eau et de soufre selon la réaction de Claus. Cette solution, si elle se révélait possible à réaliser, présenterait l’avantage de résoudre le problème posé par le H2S sur le long terme, le soufre, composé solide, étant parfaitement stable. Cette option pourrait ainsi être appliquée dans des réservoirs déplétés adaptés et situés à proximité de champs de gaz acides en exploitation.
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