Bien avant que le CSC ne devienne un impératif climatique, l'industrie pétrolière et gazière avait des décennies d'expérience dans l'injection de dioxyde de carbone (CO2) dans des réservoirs pour améliorer la récupération du pétrole (EOR). Cette fondation technique place maintenant les ingénieurs pétroliers comme gardiens naturels des grandes opérations de stockage. Cet article fournit une introduction au CSC faisant autorité dans la discipline du génie pétrolier, couvrant les sciences fondamentales, les flux de travail opérationnels, les moteurs économiques et les défis les plus pressants auxquels l'industrie est confrontée aujourd'hui.

Qu'est-ce que la capture et le stockage du carbone?

Le captage et le stockage du carbone sont trois étapes : capture du CO2 à partir de grandes sources ponctuelles, comme les centrales électriques, les raffineries ou les installations de traitement du gaz naturel; compression et transport du CO2 vers un site d'injection approprié; stockage permanent du CO2 dans des formations géologiques profondes. L'objectif est d'empêcher l'entrée du CO2 dans l'atmosphère, où il contribuerait à l'effet de serre. Le CSC peut également être appliqué à des procédés industriels comme la production de ciment et d'acier, et les technologies émergentes visent à capturer le CO2 directement de l'air ambiant (capture directe de l'air ou CAD).

La chaîne de base du CCS

  1. Capture – Le CO2 est séparé des autres gaz produits au cours de procédés industriels ou liés à l'énergie.
  2. Compression et transport[ – Le CO2 capturé est comprimé à une phase dense (généralement supercritique) et déplacé par pipeline, navire, rail ou camion vers un emplacement de stockage.
  3. Injection et stockage – Le CO2 est injecté dans une formation géologique profonde et surveillé pour confirmer qu'il reste piégé.

Technologies de captage relatives au génie pétrolier

Les ingénieurs pétroliers travaillent souvent dans des environnements où le CO2 est déjà présent dans les flux de gaz produits. Il est essentiel de comprendre les diverses méthodes de captage pour concevoir des projets intégrés qui réduisent les émissions et génèrent des revenus par l'intermédiaire de CO2‐EOR. Il existe quatre voies de captage primaires, chacune avec différents niveaux de maturité et de coût.

Capture après la combustion

Cette méthode élimine le CO2 des gaz de combustion après la combustion d'un combustible. C'est la technologie de captage la plus répandue aujourd'hui, utilisant souvent des solvants chimiques comme les amines.

Capture avant combustion

Dans ce processus, le combustible est partiellement oxydé pour produire des syngas (hydrogène et monoxyde de carbone), puis le CO est déplacé avec de la vapeur pour produire de l'hydrogène et du CO2 supplémentaires. Le CO2 est séparé avant combustion, donnant un combustible riche en hydrogène qui brûle proprement.

Combustion à l'oxygène

La combustion de combustibles à l'oxygène brûle le combustible dans un environnement enrichi en oxygène plutôt que dans l'air, produisant un flux de gaz de combustion qui est principalement du CO2 et de la vapeur d'eau. L'eau est facilement condensée, laissant un flux de CO2 hautement concentré prêt à la compression.

Capture directe d'air (CAD)

Bien que relativement coûteux et à forte intensité énergétique, le DAC offre la possibilité de traiter les émissions existantes et peut être implanté n'importe où, y compris à proximité des réservoirs géologiques. Des compagnies pétrolières comme Occidental ont investi énormément dans le DAC, le considérant comme un complément à long terme au CSC conventionnel.

Transport de CO2: pipelines et infrastructures

Aux États-Unis seulement, plus de 5 000 milles de pipelines de CO2 ont été construits, principalement pour alimenter les opérations de production de CO2. La conception, la construction et l'exploitation de ces pipelines empruntent fortement à l'ingénierie des pipelines de gaz naturel, mais le CO2 introduit des considérations uniques, notamment son comportement de phase. À des pressions et des températures typiques des pipelines, le CO2 est un fluide supercritique qui offre une densité élevée et une faible viscosité, permettant un transport efficace.

Pour le stockage en mer ou les projets internationaux, le CO2 peut également être transporté par navire en citernes semi-réfrigérées, comme les transporteurs de gaz de pétrole liquéfié. Plusieurs projets pilotes ont démontré le transport de CO2 par navire et il devrait jouer un rôle croissant à mesure que l'industrie du CSC s'accroît.

Stockage géologique: le domaine de l'ingénieur pétrolier

Le stockage géologique est le cœur du CSC, et c'est là que les ingénieurs pétroliers sont le plus directement engagés. La même expertise de la sous-surface utilisée pour trouver et produire des hydrocarbures est appliquée pour caractériser les formations, concevoir des puits d'injection, et surveiller le comportement du CO2 injecté.

Réservoirs de pétrole et de gaz appauvris

Ces formations ont déjà prouvé qu'elles peuvent piéger les hydrocarbures pendant des millions d'années. Leur structure géologique, leur intégrité au caprock et leurs propriétés de réservoir (porosité, perméabilité) sont bien comprises dans l'histoire de la production. L'injection de CO2 dans un réservoir appauvri peut rétablir la pression et, dans de nombreux cas, mobiliser le pétrole résiduel laissé en arrière – ce qu'on appelle une récupération accrue du pétrole.

Aquifères Saline profonds

Les aquifères salins contiennent des saumures qui ne conviennent pas à l'agriculture ou à la consommation d'alcool. Ces formations ont de loin le plus grand potentiel de stockage mondial, les estimations varient de 1 000 à 10 000 gigatonnes de capacité de CO2. Toutefois, elles sont moins bien caractérisées que les champs appauvris, nécessitant des études de caractérisation du site, des essais par injection et des modélisations numériques.

Seins de charbon et formations de basaltes in minables

L'injection dans les couches de charbon peut libérer du méthane (récupération du méthane dans les lits de charbon) tout en stockant du CO2, qui s'adsorbe sur la surface du charbon. Les basaltes réagissent avec du CO2 pour former des minéraux carbonés stables, offrant un stockage permanent par minéralisation, mais les vitesses de réaction et les géométries d'injection sont encore à l'étude.

Récupération améliorée du pétrole et CCS : une relation symbiotique

Depuis les années 1970, les opérateurs du bassin de Permian et d'ailleurs ont injecté du CO2 pour expulser du pétrole supplémentaire dans des réservoirs matures. Dans une inondation typique de CO2-EOR, le CO2 est injecté à une pression supérieure à la pression minimale de la miscibilité, de sorte qu'il se mélange avec l'huile et réduit sa viscosité, ce qui améliore l'efficacité de la balayage. Les fluides produits sont ensuite séparés : l'huile est vendue et le CO2 est recyclé pour réinjection. Cette approche en boucle fermée signifie qu'une grande partie du CO2 acheté reste dans le réservoir en permanence, à peine 20-30 % retournent à la surface pendant la durée du projet.

Les projets récents ont été conçus spécifiquement comme un « stockage dédié avec EOR », où l'objectif principal est le stockage et les recettes pétrolières compensent partiellement le coût de capture et de transport.Le projet Petra Nova au Texas (maintenant temporairement ralenti) et le projet Quest en Alberta sont des exemples d'opérations à grande échelle intégrées CCS‐EOR.

Avantages du CSC en génie pétrolier

Le recours au CSC offre des avantages tangibles aux compagnies pétrolières, aux gouvernements et au climat.

Avantages pour l'environnement

  • L'élimination permanente du CO2 de l'atmosphère (ou l'évitement des émissions).
  • Réduction de l'empreinte carbone de la production de pétrole et de gaz.
  • La production d'hydrogène à faible teneur en carbone est possible en association avec le reformage du méthane de vapeur et le CSC (hydrogène bleu).

Avantages économiques

  • La production de pétrole supplémentaire par l'intermédiaire de CO2‐EOR peut prolonger la durée de vie des champs matures.
  • Revenus provenant de crédits carbone ou d'incitations fiscales (p. ex., le crédit d'impôt 45Q aux États-Unis).
  • Création d'emplois dans les services d'ingénierie, de construction et de surveillance.

Avantages opérationnels et stratégiques

  • Tire parti de l'expertise et de l'infrastructure existantes en matière de subsurface.
  • Maintenir l'accès aux combustibles fossiles pendant la transition énergétique tout en atteignant les objectifs d'émissions.
  • Positionne les entreprises pour un avenir en carbone limité grâce à un portefeuille diversifié de services énergétiques.

Défis liés au déploiement du CCS

Malgré sa promesse, le déploiement du CSC a été plus lent que nécessaire. Plusieurs obstacles subsistent, qui nécessitent tous une attention active du génie pétrolier.

Plafond élevé des coûts et de l'énergie

La récupération du CO2 provenant d'une source diluée comme un gaz de combustion d'une centrale peut consommer 20 à 30% de l'énergie de sortie de l'installation pour la régénération et la compression des solvants. Cette pénalité énergétique entraîne une augmentation du coût de l'électricité ou de l'hydrogène.

Capacité de stockage et caractérisation du site

Bien que la capacité de stockage théorique soit énorme, les caractéristiques propres au site varient grandement. Un aquifère salin qui n'a pas de joints robustes ou une perméabilité suffisante peut ne pas accepter le CO2 aux taux requis.

Surveillance à long terme et responsabilité

Après la cessation de l'injection, le CO2 stocké doit être surveillé pendant des décennies pour s'assurer qu'il ne quitte pas la formation cible. Les voies de fuite – par des failles, des puits abandonnés ou des fractures de surcharge – doivent être identifiées et atténuées.

Questions de réglementation et d'acceptation par le public

Les projets de CSC exigent un cadre juridique clair pour la propriété de l'espace interstitielle, des permis d'injection et l'approbation des plans de surveillance. L'opposition du public peut être causée par des craintes de sismicité induite, de contamination des eaux souterraines ou de fuites de pipelines.

Orientations futures et rôle des ingénieurs pétroliers

L'avenir du CSC en génie pétrolier est prometteur, animé par des objectifs climatiques plus ambitieux et l'amélioration de l'économie.

Hubs et grappes de la CCS

Au lieu de construire ses propres pipelines et prises, les hubs regroupent le CO2 provenant de multiples sources industrielles et le transportent vers un site de stockage partagé. Le projet Northern Lights en Norvège et le hub CCS du port de Rotterdam en sont des exemples notables.

Intégration avec l'hydrogène et l'énergie

L'hydrogène bleu (du gaz naturel au CSC) et les projets « de puissance à X » créent une nouvelle demande de captage et de stockage. Les centrales au gaz naturel au CSC peuvent fournir une électricité flexible et à faible teneur en carbone pour équilibrer les énergies renouvelables.

Amélioration de la mesure, de la surveillance et de la vérification (MMV)

Les progrès réalisés dans la détection des fibres optiques, les jauges de trous d'échappement, l'InSAR par satellite et les traceurs géochimiques facilitent et réduisent les coûts de vérification du maintien en place du CO2 stocké, ce qui réduit l'incertitude et renforce la confiance des organismes de réglementation et des investisseurs.

Capture et stockage directs d'air

Les compagnies pétrolières investissent de plus en plus dans le DAC parce qu'il offre un moyen de produire des émissions négatives nettes. Le CO2 capturé peut être stocké dans les mêmes formations géologiques que l'industrie le sait le mieux. L'installation de captage direct d'air prévue par Occidental dans le bassin de Permian, jumelée au stockage, pourrait enlever jusqu'à 1 million de tonnes de CO2 par année.

Ressources externes pour la lecture supplémentaire

Conclusion

Le captage et le stockage du carbone ne sont pas un concept futuriste, mais une réalité opérationnelle pour de nombreux ingénieurs pétroliers aujourd'hui. Des inondations de l'ouest du Texas à l'usine de stockage de Sleipner en mer du Nord, l'industrie a déjà démontré que l'injection de CO2 à grande échelle peut être sûre, permanente et économiquement viable dans les bonnes conditions. À mesure que le monde se dirige vers des émissions nettes nulles, la demande de capacité de CSC augmentera de façon exponentielle.