Le rôle de la capture et du stockage du carbone dans la récupération moderne du pétrole et du gaz non conventionnels

Les progrès réalisés dans le forage horizontal et la fracturation hydraulique à plusieurs étapes ont permis aux producteurs d'extraire du pétrole et du gaz naturel de formations serrées de schistes, de gisements de méthane provenant des gisements de charbon et d'autres réservoirs à faible perméabilité. Ces technologies ont permis d'obtenir des avantages importants en matière de sécurité énergétique et de prix à la consommation, mais elles soulèvent également des préoccupations environnementales importantes, en particulier en ce qui concerne les émissions de dioxyde de carbone tout au long du cycle de vie de l'extraction, du traitement et de l'utilisation finale.

L'intégration du CSC dans les opérations pétrolières et gazières non conventionnelles représente une convergence stratégique de la production d'énergie et de la gérance environnementale. Cet article présente un examen complet de la façon dont le CSC est appliqué dans les processus de récupération non conventionnels, des considérations techniques et économiques en jeu, des défis existants et de la trajectoire future de cette technologie dans le cadre d'une stratégie plus vaste de décarbonisation.

Comprendre la capture et le stockage du carbone : fondamentaux et mécanismes

Le captage et le stockage du carbone sont des processus en trois étapes qui commencent par la séparation du CO2 des sources d'émission, puis par le transport vers un site de stockage approprié, et enfin par l'injection dans des formations géologiques souterraines pour le confinement à long terme. L'étape de captage peut être accomplie par plusieurs méthodes, notamment le captage après combustion à l'aide de solvants chimiques tels que les amines, le captage avant combustion dans les procédés de gazéification et la combustion d'oxycombustion qui produit un flux concentré de CO2.

Une fois capturé, le CO2 est comprimé à une phase dense, généralement un fluide supercritique, et transporté par pipeline, rail, camion ou navire jusqu'au site de stockage. Le transport par pipeline est la méthode la plus courante et la plus économique pour les opérations à grande échelle, avec des réseaux étendus déjà en place dans des régions comme les États-Unis, le Canada et la Norvège. Le choix d'un site de stockage dépend de critères géologiques, notamment la porosité, la perméabilité, l'intégrité des roches de la calotte et la présence d'un piège structural ou stratigraphique qui peut empêcher la migration vers le haut du CO2 injecté.

Le mécanisme de stockage comporte une combinaison de piégeage physique, où le CO2 est maintenu sous un joint imperméable, et de piégeage géochimique, où le CO2 se dissout en saumure de formation ou réagit avec des minéraux pour former des composés carbonés stables. Au fil du temps, ces procédés augmentent la sécurité de stockage en réduisant la mobilité du CO2 injecté. Le comportement à long terme du CO2 dans la sous-sol est bien compris à partir de décennies d'expérience avec une récupération accrue du pétrole (ROE) et de projets de stockage spécialisés comme Sleipner en mer du Nord et Quest au Canada.

Récupération non conventionnelle du pétrole et du gaz : méthodes et profils d'émissions

La méthode la plus importante est la fracturation hydraulique, dans laquelle un fluide à haute pression, généralement mélangé à de l'eau de sable et à des additifs chimiques, est injecté dans un puits pour créer des fractures dans la roche, permettant ainsi une plus grande liberté de circulation du pétrole et du gaz. Le forage horizontal complète la fracturation en exposant une plus grande longueur du puits à la formation productive, ce qui accroît considérablement l'efficacité de récupération.

D'autres méthodes non conventionnelles comprennent l'extraction du méthane provenant des gisements de charbon, où le gaz est produit à partir de couches de charbon en réduisant la pression du réservoir par arrosage, et la récupération de gaz serrés à partir de formations de grès ou de carbonate dont la perméabilité matricielle est inférieure à 0,1 millidarcy. Les sables bitumineux et la production de pétrole lourd, tout en étant non conventionnelle, comportent souvent des techniques de récupération thermique telles que le drainage par gravité assisté par la vapeur, qui génèrent des émissions supplémentaires de CO2 dues à l'énergie nécessaire à la production de vapeur.

Les fuites de méthane dues à l'achèvement des puits, aux pipelines et à l'équipement de traitement représentent une source particulièrement puissante d'émissions de gaz à effet de serre dans les opérations non conventionnelles, car le méthane a un potentiel de réchauffement planétaire beaucoup plus grand que le CO2 sur une période de 20 ans. La réduction de ces émissions de méthane est une priorité complémentaire au déploiement du CSC, et de nombreux exploitants mettent en oeuvre des programmes de détection et de réparation des fuites, des unités de récupération des vapeurs et des installations d'émissions réduites dans le cadre de leur stratégie globale de gestion des émissions.

Intégration du CSC dans les processus de rétablissement non conventionnels

L'intégration du CSC dans la récupération non conventionnelle du pétrole et du gaz peut prendre plusieurs formes, chacune ciblant différents points du cycle de production. L'une des applications les plus prometteuses est l'utilisation du CO2 comme fluide de fracturation à la place ou en combinaison avec l'eau. Dans la fracturation à base de CO2, le CO2 liquide ou supercritique est injecté à haute pression pour créer des fractures dans la formation. Après l'événement de fracturation, le CO2 peut être autorisé à se réécouler avec les hydrocarbures produits, capturés à la surface et recyclés pour les étapes de fracturation subséquentes ou injectés dans un réservoir de stockage dédié.

En plus de son utilisation comme fluide fracturant, le CO2 peut être injecté dans des réservoirs non conventionnels pour une récupération accrue du pétrole (ROE).Bien que l'injection de CO2 ait été pratiquée pendant des décennies dans des réservoirs conventionnels, son application dans des formations serrées est plus difficile en raison de la faible perméabilité et de structures interstitielles complexes. Cependant, des recherches et des projets pilotes ont démontré que l'injection de CO2 peut améliorer la récupération du pétrole dans certains réservoirs non conventionnels par des mécanismes tels que le gonflement du pétrole, la réduction de la viscosité et le déplacement miscible.

En surface, le CSC peut être appliqué pour capter le CO2 des usines de traitement du gaz naturel, des stations de compresseur et d'autres installations qui manipulent les fluides produits. Le gaz naturel brut des puits non conventionnels contient souvent des quantités importantes de CO2, de sulfure d'hydrogène et d'autres impuretés qui doivent être éliminées avant que le gaz ne puisse être vendu. Le CO2 enlevé pendant le traitement du gaz est généralement évacué dans l'atmosphère, mais il peut être capté et acheminé vers un site de stockage.

Considérations techniques concernant le CSC dans les formations serrées

L'injection de CO2 dans des formations étanches pour le stockage ou la ROE présente des défis techniques uniques. La faible perméabilité de ces formations signifie que l'injection de CO2 – la vitesse à laquelle on peut injecter du CO2 sans dépasser la pression de fracturation – est souvent limitée. Pour obtenir des taux d'injection commerciaux, les opérateurs peuvent devoir fracturer la formation ou utiliser des puits horizontaux à intervalles d'injection multiples.

Le comportement de phase du CO2 dans la sous-surface est une autre considération critique. Dans les conditions typiques du réservoir de température et de pression, le CO2 existe comme fluide supercritique avec des propriétés intermédiaires entre celles d'un gaz et d'un liquide. Cette phase dense a une grande solubilité dans la saumure de formation et peut migrer à travers le réseau interstitielle de manière différente des fluides aqueux ou hydrocarbonés.

Avantages de la combinaison du CSC et de la production non conventionnelle

L'intégration du CSC dans les opérations pétrolières et gazières non conventionnelles offre une gamme d'avantages qui vont au-delà de la simple réduction des émissions. D'abord et avant tout, elle fournit un moyen direct de réduire l'intensité en carbone des hydrocarbures produits, ce qui est de plus en plus important sur les marchés où les attributs à faible teneur en carbone exigent une prime de prix.

Le CSC améliore également la durabilité de la mise en valeur des ressources non conventionnelles en répondant à l'une de ses critiques environnementales les plus visibles.Les collectivités et les intervenants proches des opérations pétrolières et gazières sont de plus en plus préoccupés par la qualité de l'air, l'utilisation de l'eau et les impacts climatiques.En déployant le CSC, les exploitants peuvent démontrer leur engagement à produire de façon responsable et réduire éventuellement leur opposition à de nouveaux projets.

Dans les réservoirs non conventionnels, l'injection de CO2 peut aider à maintenir la pression du réservoir, à réduire la viscosité du pétrole et à améliorer l'efficacité des opérations de récupération. Bien que les facteurs de récupération différentiels soient généralement plus petits que dans les applications classiques de la ROE, ils peuvent encore être économiquement attrayants dans des environnements à prix élevé. Les revenus provenant de la production supplémentaire de pétrole ou de gaz peuvent compenser une partie des coûts d'investissement et d'exploitation du système de CSC, ce qui améliore l'économie globale du projet.

Régulation et facteurs de marché

Aux États-Unis, le crédit d'impôt de l'article 45Q accorde une subvention par tonne pour le captage et le stockage ou l'utilisation du CO2, avec des crédits de stockage plus élevés dans des formations géologiques spécialisées que dans la ROE. La loi de 2022 sur la réduction de l'inflation a considérablement augmenté la valeur du crédit de la 45Q, ce qui l'a rendu plus attrayant pour les projets de la SCC dans un plus large éventail de sources d'émissions.

Au-delà des mesures d'incitation financière, les cadres réglementaires évoluent pour permettre un déploiement plus clair du CSC. L'Environmental Protection Agency des États-Unis a établi des règles d'autorisation pour les puits d'injection de classe VI, qui sont utilisés pour le stockage du CO2, et des États comme le Dakota du Nord, le Wyoming et la Louisiane ont cherché à obtenir la primauté sur le processus d'autorisation.

Les grandes sociétés pétrolières et gazières, y compris celles qui possèdent des portefeuilles non conventionnels importants, ont annoncé des objectifs de réduction des émissions qui dépendent en partie du déploiement du CSC. Les investisseurs institutionnels scrutent de plus en plus l'exposition à des risques climatiques de leurs participations et s'engagent avec les sociétés de portefeuille pour améliorer leurs performances environnementales. Parallèlement, les utilisateurs finals de produits pétroliers et gaziers – allant des compagnies aériennes aux fabricants de produits chimiques – cherchent à réduire leurs émissions de portée 3, créant ainsi une demande de matières premières à faible teneur en carbone.

Difficultés rencontrées pour l'adoption généralisée du CSC dans les opérations non conventionnelles

Malgré ses promesses, le déploiement du CSC dans les puits de récupération non conventionnels de pétrole et de gaz est confronté à des défis considérables qui doivent être surmontés pour parvenir à une adoption généralisée. L'obstacle le plus important est le coût. Les dépenses en capital nécessaires pour le matériel de captage, la compression, les pipelines et les puits d'injection sont considérables, et les coûts d'exploitation associés à l'énergie et à l'entretien augmentent le fardeau financier.

Les réservoirs appropriés doivent avoir une porosité et une perméabilité suffisantes pour accepter de grands volumes de CO2, une roche à capuchon compétente pour empêcher la migration vers le haut et un cadre tectonique stable pour minimiser le risque de sismicité induite. Dans de nombreux bassins producteurs, les formations de stockage candidates sont des aquifères salins profonds qui n'ont pas été caractérisés en détail, et le coût de la caractérisation du site, y compris les levés sismiques et les puits d'essai, peut être prohibitif pour les petits exploitants ou les exploitants de taille moyenne.

Une fois que le CO2 sera injecté dans la surface souterraine, l'exploitant doit démontrer qu'il restera confiné dans un avenir prévisible, ce qui exige une surveillance et une modélisation continues. Le transfert de la responsabilité à long terme de l'exploitant au gouvernement après la fermeture du site est une question de conception stratégique, les différents pays adoptant différentes approches. Les préoccupations du public au sujet des fuites, de la contamination des eaux souterraines et de la sismicité induite peuvent créer une opposition aux projets de CCS, comme on le voit dans certaines communautés européennes.

Lacunes technologiques et priorités de recherche

Les recherches en cours visent à relever les défis techniques qui entravent le déploiement du CSC dans des environnements non conventionnels. Les technologies de capture avancées, y compris la séparation des membranes, les sorbants solides et les méthodes électrochimiques, permettent de réduire la pénalité énergétique et le coût de la capture du CO2, en particulier pour les sources à faible concentration.

Pour les réservoirs non conventionnels, il faut faire des recherches afin de mieux comprendre l'interaction entre le CO2 et la matrice de formation dans les conditions de haute pression et de faible perméabilité, typiques des formations de schiste et de schiste serré.Les expériences de laboratoire et les essais sur le terrain explorent l'utilisation du CO2 comme fluide de fracturation, y compris l'ajout de modificateurs de viscosité et de proppants pour améliorer la conductivité des fractures.

Études de cas et applications du monde réel

Le projet Quest, exploité par Shell, permet de tirer des leçons précieuses de l'intégration de la technologie dans les opérations pétrolières et gazières non conventionnelles. Le projet Quest, en Alberta, au Canada, qui est exploité par Shell, capte environ 1 million de tonnes de CO2 par année des unités de production d'hydrogène de la raffinerie de Scotford et l'injecte dans un aquifère salin profond. Quest a atteint un taux de capture de plus de 80 % et a stocké plus de 8 millions de tonnes de CO2 depuis sa création en 2015.

Aux États-Unis, le projet Petra Nova au Texas a été l'un des plus grands systèmes de captage après la combustion, captant du CO2 d'une centrale au charbon et l'utilisant pour l'EOR dans le champ pétrolier voisin du West Ranch. Bien que le projet ait été mis en boule de neige en 2020 en raison de la faiblesse des prix du pétrole et ait depuis été relancé, il a démontré la viabilité technique de l'intégration de la capture avec l'EOR et l'importance des cadres politiques de soutien.

Plus directement pertinent pour les opérations non conventionnelles, le projet de CO2 Weyburn-Midale, basé en Saskatchewan, injecte du CO2 pour la ROE depuis 2000, une part importante du CO2 injecté provenant d'une usine de gazéification du charbon au Dakota du Nord par un pipeline de 330 kilomètres. Bien que le champ de Weyburn soit un réservoir conventionnel de carbonate, le projet a généré une recherche approfondie sur la surveillance et la vérification du stockage du CO2 qui est transférable aux milieux non conventionnels.

Plusieurs projets émergents visent spécifiquement le CSC dans des ressources non conventionnelles.Dans le bassin de Permian, des exploitants, dont Occidental Petroleum et ExxonMobil, ont annoncé des plans visant à développer des pôles de stockage de CO2 à grande échelle qui capteraient les émissions de plusieurs sources industrielles et les injecteraient dans des formations salines profondes ou des réservoirs épuisés. Le Permian est le bassin le plus prolifique du monde et possède également un énorme potentiel de stockage de CO2, ce qui en fait un axe naturel pour le développement du CSC. La disponibilité d'infrastructures de pipelines de CO2 existantes provenant de sources naturelles et d'exploitations de la ROE procure un avantage supplémentaire.

Perspectives internationales et efforts de collaboration

En Norvège, la société publique Equinor injecte du CO2 de ses installations de traitement du gaz naturel dans la formation d'Utsira sous la mer du Nord depuis 1996, dans le cadre du premier projet de stockage offshore dédié au monde. Bien que la production norvégienne de gaz naturel soit principalement issue de réservoirs conventionnels, l'expérience acquise dans le cadre des projets Sleipner et Snøhvit a permis d'orienter le développement de la SCC dans le monde entier.

Au Moyen-Orient, l'Arabie saoudite a injecté du CO2 dans le champ pétrolier d'Uthmaniyah pour l'EOR depuis 2015 dans le cadre d'un projet pilote qui comprend également la capture de CO2 d'une usine de traitement du gaz. Le projet vise à évaluer la faisabilité de la CSC à grande échelle dans les champs géants de la région, dont beaucoup sont maintenant produits à l'aide de techniques de stimulation non conventionnelles.

En Asie, le projet GNL Gorgon en Australie injecte du CO2 de la transformation du gaz naturel dans un aquifère salin profond sous l'île Barrow depuis 2019. Gorgon est l'un des plus grands projets de CSC au monde, avec une capacité de conception pouvant atteindre 4 millions de tonnes par an. Le projet a dû faire face à des défis techniques liés à l'injectivité qui ont limité les volumes d'injection réels, soulignant l'importance de la caractérisation approfondie du site et la nécessité de la flexibilité opérationnelle.

Perspectives et perspectives stratégiques

Sur le plan technologique, on s'attend à ce que l'innovation continue dans les processus de captage réduise les coûts et la consommation d'énergie, ce qui rendra le CSC plus concurrentiel par rapport à d'autres options de réduction des émissions. Des unités de captage modulaire, des solvants avancés et des systèmes intégrés de captage et de compression sont en cours de développement pour réduire l'empreinte et l'intensité en capital des installations de CSC, en particulier pour les installations plus petites ou éloignées.

La sécurité des politiques est essentielle pour libérer l'investissement nécessaire pour passer des projets de démonstration au déploiement dans l'ensemble de l'industrie. L'élargissement du crédit d'impôt 45Q aux États-Unis, la conclusion de contrats carbone pour les différences au Royaume-Uni et l'inclusion du CSC dans la stratégie industrielle nette zéro de l'Union européenne sont des signes positifs qui stimulent déjà l'élaboration de projets. La création de pôles de stockage du carbone et d'infrastructures partagées, souvent soutenues par des subventions gouvernementales ou des partenariats public-privé, peut réduire la charge de coûts pour les opérateurs individuels et accélérer le développement de la capacité de stockage.

Pour l'industrie pétrolière et gazière non conventionnelle, l'adoption du CSC représente un choix stratégique qui influera sur le rôle du secteur dans un monde de décarbonisation.Les opérateurs qui investissent de façon proactive dans le CSC et d'autres technologies de réduction des émissions sont susceptibles de maintenir l'accès aux capitaux, aux marchés et aux licences sociales, tandis que ceux qui retardent risquent de subir une pression réglementaire croissante, des risques de litige et un désavantage concurrentiel.La viabilité à long terme de la production non conventionnelle dans un scénario d'émissions nettes nulles dépend du déploiement réussi du CSC à l'échelle, de même que de l'atténuation du méthane, des améliorations de l'efficacité énergétique et de l'intégration des sources d'énergie à faible émission de carbone dans les opérations.

La convergence du CSC avec la récupération non conventionnelle du pétrole et du gaz n'est pas seulement un impératif environnemental, mais une opportunité économique. En tirant parti de l'expertise, des infrastructures et des ressources financières du secteur pétrolier et gazier, le CSC peut réduire de façon mesurable les émissions tout en favorisant la sécurité énergétique et la compétitivité industrielle.

Pour de plus amples informations sur les dimensions techniques et politiques du CSC, l'Institut mondial du CSC[ fournit des ressources et des données de projet complètes. L'Agence internationale de l'énergie[ offre une analyse régulière des tendances et des recommandations en matière de déploiement du CSC. L'Office of Fossil Energy and Carbon Management du Département américain de l'énergie publie des possibilités de recherche et de financement pour les technologies avancées du CSC. L'Institut de l'énergie nucléaire discute également du rôle de l'énergie à faible intensité de carbone dans la mise en œuvre des applications du CSC. Enfin, le Centre pour les solutions climatiques et énergétiques offre une analyse équilibrée des défis liés à la conception et à la mise en œuvre des politiques du CSC.