La Recherche - Veolia Environnement

TECHNOLOGIE SÉQUESTRATION CO 2
Objectif : zéro émission
Dominique
Chouchan
est journaliste
scientifique.
Enfouir le dioxyde de carbone, émis par la combustion du charbon et
des hydrocarbures, est l’une des solutions pour freiner l’augmentation
de son taux dans l’atmosphère.
Parmi les multiples scénarios envisagés
en géoingénierie* (lire « Un climat sur
mesure », p. 62), les plus avancés sont fondés
sur le stockage géologique du dioxyde de
carbone (CO ), et en premier lieu de celui
2
émis par les principales sources fixes : centrales thermiques
et secteur industriel (raffineries, usines sidérurgiques…).
Un enjeu majeur, lorsqu’on sait, par
exemple, qu’à l’horizon 2030, la quantité de charbon
brûlé devrait croître de près de 60 % à l’échelle mondiale
selon l’Agence internationale de l’énergie. Pour
sa part, l’Europe s’est fixé l’échéance de 2015 pour la
mise en œuvre d’une douzaine de démonstrateurs de
captage et de stockage géologique de CO . 2
Les réservoirs possibles sont désormais bien identifiés,
du moins sur le plan théorique : les gisements de
pétrole ou de gaz épuisés ou en voie de l’être, les
veines de charbon inexploitées et les aquifères salins
profonds. Ces derniers représentent de loin le plus
fort potentiel (jusqu’à dix fois supérieur à celui des
gisements d’hydrocarbures) et, surtout, ils sont bien
mieux répartis sur la planète. Pour tous, l’une des
contraintes est de garantir le confinement du CO2 pendant au moins un à deux millénaires.
Cela a conduit à écarter les stockages dans l’océan.
Trop d’incertitudes pèsent sur leur pérennité et leur
impact sur les écosystèmes marins. En outre, rappelle
Isabelle Czernichowski-Lauriol, chef de projet « stockage
géologique de CO » au Bureau de recherches
2
géologiques et minières (BRGM), « des conventions
internationales protègent le milieu océanique ». Reste
toutefois à accomplir l’essentiel : sélectionner les sites
les plus appropriés, les caractériser, les modéliser, définir
les moyens et les dispositifs de surveillance (à court
et à long terme) et établir les critères de sécurité.
L’intérêt d’injecter le CO dans les veines de charbon
2
n’est pas encore avéré, mais cette piste garde son
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caractère attractif. Avantage : le très grand pouvoir
d’adsorption du charbon, donc la possibilité d’y stocker
de grandes quantités de CO 2 . Inconvénient : sa
faible per méabilité, un facteur limitant pour l’injection.
En revanche, cette voie permettrait de faire
d’une pierre deux coups, comme l’explique Hubert
Fabriol, géophysicien au BRGM : « On récupérerait
le méthane piégé dans le charbon, alors délogé par le
dioxyde de carbone. D’où, en prime, la production de
gaz naturel », condition sine qua non, car le méthane
est un puissant gaz à effet de serre.
Plusieurs expériences industrielles
Dans les gisements d’hydrocarbures, on injecte
depuis longtemps du CO 2 pour aider à la récupération
du pétrole ou du gaz en phase finale d’exploitation.
L’idée serait de généraliser le procédé à grande
échelle, cette fois pour stocker le CO 2 . Un site est
étudié depuis 2000 sur le champ pétrolifère de
Weyburn (Canada). Reste qu’à l’avenir il sera nécessaire
de passer à la vitesse supérieure : d’environ
1 million de tonnes de CO 2 injecté par an, il faudra
atteindre plusieurs millions de tonnes par an. D’où
l’importance décisive des aquifères profonds.
Le stockage dans ces aquifères salins des bassins sédimentaires
(1 000 à 2 000 mètres de profondeur) bénéficie
aussi d’une expérience industrielle : une opération
pilote est menée depuis 1996 dans un aquifère
profond de Norvège, sur le site de Sleipner, sous la mer
du Nord. Autres sites étudiés : les analogues naturels,
ou réservoirs naturels de CO 2 (comme en France à
Montmiral, dans la Drôme). Il s’agit notamment de
s’assurer de l’imperméabilité de la roche de couverture,
d’analyser l’impact sur le milieu environnant.
Par exemple, comment celui-ci va-t-il réagir à une
acidification du réservoir profond due à l’absorption
massive de CO 2 ? « Observations et modèles tendent
© STATOIL
à montrer que cette acidification est assez vite neutralisée
au travers de processus chimiques (dissolution
des carbonates…) », indique Isabelle Czernichowski-
Lauriol, qui est également manager du réseau d’excellence
européen CO 2 GeoNet. Autre question : le
devenir des impuretés (N 2 , SO 2 , NO et autres substances)
injectées avec le CO 2 , dont la nature dépend
du procédé de captage.
Le captage du CO 2 : un verrou majeur
Car avant de le stocker, encore faut-il le capter et le
transporter. Le captage est une opération très énergivore
et onéreuse. « L’un des défis est de diviser son
coût par deux », souligne Pierre Le Thiez, de l’Institut
français du pétrole (IFP) et, désormais, directeur
général adjoint de la toute nouvelle société Geogreen,
qui associe l’IFP, Geostock (groupe international d’ingénierie)
et le BRGM, pour offrir des services d’ingénierie
pour le transport et le stockage de CO 2 . Il faudrait
ainsi parvenir à une vingtaine d’euros par tonne
de CO 2 d’ici à 2015. Pour les centrales existantes ou
celles en construction selon le design actuel, l’idée est
de capter le dioxyde de carbone entre la chaudière et
la cheminée (captage post-combustion). « Le travail
consiste à adapter des technologies déjà connues en les
rendant plus performantes », ajoute Pierre Le Thiez.
Récemment, Alstom Power Systems annonçait la
mise au point avec Statoil d’une technique à base
d’ammoniaque réfrigéré qui pourrait se révéler plus
économe en énergie que d’autres. À suivre…
Quant aux centrales de l’avenir, elles devront intégrer
le captage et le stockage du CO 2 dès la conception.
Deux voies sont étudiées. L’une, également
adaptable aux centrales conventionnelles, consiste à
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remplacer l’air par de l’oxygène dans la combustion
(oxycombustion), d’où une plus grande concentration
en CO 2 dans le gaz de combustion. Un pilote
va être mis en œuvre par Total sur le site de Lacq
dans les Pyrénées-Atlantique, dès 2008. Parmi les
difficultés : le caractère très énergivore de la séparation
de l’oxygène de l’air.
L’autre voie porte sur la conception de centrales
entièrement nouvelles, fondée sur un captage dit en
« précombustion ». Les produits finaux seront de l’hydrogène
et du CO 2 , directement stocké dans le soussol.
Cette voie se concrétise, aujourd’hui, au travers
de trois grands projets : FutureGen, lancé aux États-
Unis en 2003, et HypoGen, lancé l’année suivante
par les Européens, mais aussi GreenGen, développé
par la Chine. Ces trois projets nécessitent des investissements
considérables (respectivement 1 milliard
de dollars et 1,3 milliard d’euros sur dix ans pour les
projets américain et européen). Ils supposent surtout
en aval un changement de système énergétique, et en
particulier l’adoption massive de l’hydrogène comme
carburant. ● D. C.
POUR EN SAVOIR PLUS
Réseau CO GeoNet : www.co2geonet.com (en anglais).
2
Geogreen : www.geogreen.fr/
CSLF (Carbon sequestration leadership forum) :
www.cslforum.org/ (en anglais).
Projet européen Castor de captage et
de stockage géologique du CO : www.co2castor.com/
2
(en anglais).
Capter et stocker le CO dans le sous-sol,
2
Ademe ed., 2007.
* La géoingénierie
désigne
les techniques
susceptibles
de contrôler
les grands cycles
naturels.
Par extension,
ce terme est aussi
employé au sujet
des techniques
capables
de contrecarrer
les influences
anthropiques
sur le climat.
À SLEIPNER (MER
DU NORD) : STATOIL
EXTRAIT DU GAZ NATUREL,
EN SÉPARE LE CO2, ET RENVOIE CELUI-CI
DANS UN AQUIFÈRE SALIN
À 800 MÈTRES
SOUS LA MER.
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