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CO2 LES DÉFIS DU CAPTAGE ET DU STOCKAGE

C. G.
CO2
LES DÉFIS DU CAPTAGE ET DU STOCKAGE

© D.R.

- Bloquer le gaz carbonique après ou avant la combustion ? Le combiner avec la production d'hydrogène, voire de carburants synthétiques ? Et où le mettre ? Les défis technologiques ne manquent pas.

Les programmes européens Castor, Encap, Cachet, Dynamis arrivent à échéance. « Nous entrons aujourd'hui dans la phase de développement. Nous devons initier le débat et les discussions, argumenter sur le captage et le stockage du gaz carbonique. C'est maintenant que ça démarre pour que ces technologies soient une réalité dans les cinq à dix ans à venir », déclarait Tore A. Torp de la société norvégienne Statoilhydro, en conclusion du séminaire sur ces quatre programmes européens les 22 et 23 janvier 2008 à l'établissement lyonnais de l'Institut français du pétrole (IFP).

Il faut avoir certains ordres de grandeur en tête : les 6,5 milliards de tonnes (Gt) de carbone de combustibles fossiles utilisées chaque année dans le monde produisent 24 Gt de gaz carbonique. « Réduire de 10 % les émissions européennes, soit 30 % des émissions du secteur énergétique correspond à 400 Mt/an de CO2 », précise Ton Wildenborg, de TNO, un centre de recherche néerlandais.

Le captage et le stockage de ce gaz qui part dans l'atmosphère impliquent l'amélioration et la création de procédés, la mise en place d'une logistique et des lieux de stockage. Perspectives pour 2011-2050 : injecter plus de 22 Gt au rythme de 750 Mt/an au plus fort de la période. Gigantesque ! Des dizaines de milliards d'euros à investir, seulement pour cette capture.

L'Europe vient de donner un cadre juridique (projet de directive, le 23 janvier dernier) au stockage du gaz carbonique : création d'un permis d'exploration de pièges géologiques propices transformable en permis de stockage, contraintes sur le gaz injecté (quantité, qualité...) suivi du site et garanties sur l'étanchéité et la pérennité du stockage, etc. Reste à trouver ces fameux pièges.

Bien qualifier les réservoirs de stockage

« Un bon stockage doit avoir une grosse capacité potentielle, être étanche, avoir une bonne injectivité (capacité à recevoir le débit d'injection) et ne pas être trop loin des centrales électriques où le gaz carbonique est capté (coûts de transport et risques inhérents) », explique Pierre Le Thiez, le directeur général adjoint de Geogreen, une société récemment créée pour rechercher, évaluer et développer de tels réservoirs. De très vastes zones en Europe ont fait l'objet de reconnaissances sismiques, de forages d'exploration ; il faudra tout de même préciser les données, faire beaucoup de modélisation géologique de ces réservoirs pour les qualifier.

Si les pétroliers sont intéressés et pratiquent déjà la réinjection de gaz carbonique pour stimuler la production de champs pétroliers, il n'est pas sûr que les champs abandonnés soient les meilleurs candidats : les nombreux forages d'exploration, puis d'exploitation, sont autant de points de fuite potentiels.

Pari sur les aquifères salins profonds

Les bassins miniers, s'ils peuvent fournir du méthane (grisou) par déplacement grâce à une injection de gaz carbonique, ne suscitent pas non plus de grands espoirs .

Pour le spécialiste de Geogreen, les plus grandes opportunités sont dans les aquifères profonds : en Europe, toute la zone sous la mer du Nord et la Baltique ; une grande zone sous l'Allemagne du Nord, la Pologne, la Hongrie ; des bassins sédimentaires plus petits en Espagne, en France, en Italie, etc. Ces futurs sites ne devront pas être en compétition avec l'exploitation géothermique, ni localisés dans des zones trop urbanisées. Chaque emplacement sera finement évalué avant que soient définies toute l'ingénierie nécessaire à l'injection, la surveillance de la zone, etc. Geogreen a été créée pour cela. Globalement, on dispose de toute la technologie nécessaire. Peut-être faudra-t-il améliorer les ciments et les aciers utilisés dans les puits d'injection.

Un concept simple mais coûteux : le captage

C'est sur le captage que les défis seront les plus grands. Chiffre "magique", le coût capté et stocké doit être inférieur à 20 euros par tonne de CO2. Il est de deux à trois fois plus élevé aujourd'hui. L'idée immédiate est de capter en sortie d'installation (captage postcombustion) par lavage des gaz avec un liquide absorbant le gaz carbonique, restitué "pur " lors de la régénération de l'absorbant. Le procédé est connu et pratiqué pour traiter le gaz naturel de certains gisements. Concept simple mais coûteux : le CO2 est dilué (10 %), il faut beaucoup de solvant (1,5 kg par tonne de CO2) et les solvants actuels (MEA méthyléthanolamine et produits semblables) demandent beaucoup d'énergie pour la régénération, de l'ordre de 4 GJ/t de CO2.

Tester les différents solvants

Dans le projet Castor (CO2 : from capture to storage, coordonné par l'IFP et présidé par Statoil), les essais avec des solvants améliorés ont conduit à une baisse de près de 20 % de cette consommation. Prometteur. Mais insuffisant. Les industriels se pressent pour faire des essais sur la prochaine ligne pilote Cato installée au TNO, aux Pays-Bas, d'une capacité de 250 kg/h de CO2 (échelle un millième du besoin). Une installation pilote de captage sur une centrale de 400 MWe fonctionne depuis début 2006 à Esbjerg au Danemark : capacité 1 t/h de CO2 obtenue par circulation de 40 m3/h de solvant ! La tour de captage sert au test de différents solvants et mesure 34,5 m de haut pour un diamètre de 1,1 m. Elle traite 5 000 Nm3/h, soit 0,5 % du flux de fumées.

Globalement, ce captage postcombustion correspond à une baisse de rendement électrique d'une centrale de 10 à 12 points ! De telles installations ne pourront être montées (la demande électrique est là) que sur les toutes dernières centrales ayant un rendement de 45 % (qui passerait alors à 35 % au mieux). L'objectif est de diviser l'énergie de régénération par deux. Les voies à plus long terme sont l'utilisation d'ammoniaque refroidie (Alstom, chilled ammonia), de solvants à séparation de phase (démixants) qui demandent beaucoup moins de volume, de séparation avec adsorbeur solide... Bref, encore beaucoup de recherches en vue.

Cette approche "bout du tuyau" sera sans doute une partie de la solution, mais n'est pas satisfaisante à long terme. Plutôt que traiter le rejet, il est préférable de réduire sa production, voire éviter tout simplement de le produire. C'est l'objet du programme Encap (Enhanced Capture of CO2, 2004-2009, coordonné par Vattenfall AB) qui explore les technologies de capture précombustion : l'oxycombustion, la boucle chimique et la production d'oxygène à haute température. Tous les grands industriels sont là.

Avec l'oxycombustion, c'est- à-dire l'utilisation d'oxygène pur et non d'air, on s'affranchit du ballast d'azote (problème des NOx) et l'on obtient un CO2 beaucoup plus concentré, donc plus facile à séparer. Une installation de 30 MWt/h sur lignite, de Vattenfall, est en construction en Allemagne à Schwarze Pumpe pour être opérationnelle en août 2008. Les brûleurs oxyfuel sont déjà utilisés en verrerie et en métallurgie, mais il faut passer à l'échelle supérieure et reconcevoir intégralement la centrale, forcément plus compacte (moins de pertes thermiques). Des brûleurs de 20 kW (université de Stutt-gart) et 100 kW (université de Chalmers en Suède) servent à définir les régimes de combustion. Mais là encore, le captage du CO2 va coûter 7 à 9 points de rendement. Il faut en outre disposer d'une unité de séparation des gaz de l'air.

Un moyen de s'en passer est la boucle chimique qui assure un captage à 100 %. « Plutôt que séparer l'oxygène, on interfère sur les états d'oxydation d'un solide qui joue le rôle de porteur d'oxygène », explique Thierry Gauthier, de l'IFP en charge de ce sous-projet. Dans un premier temps, le porteur est oxydé à l'air à chaud ; il retrouve son état moins oxydé quand il est mis au contact du combustible qui s'oxyde (production de CO2 pur) et le cycle peut recommencer.

Contact entre combustible et porteur

Plusieurs matériaux peuvent exercer le rôle de porteur : minerais, déchets industriels, métaux et matériaux spécifiques. Une vingtaine d'entre eux ont été évalués. Une des clés du procédé est le contact entre le combustible et le porteur. Celui-ci peut être solide immobile (comme un monolithe de pot d'échappement) ou au contraire circuler dans un lit fluidisé, un peu à la manière des craqueurs catalytiques. Plus de 140 heures d'essais ont eu lieu en collaboration entre Alstom et Chalmers. Gros avantage : la perte de rendement est inférieure à 2 % (due à la nécessité de comprimer le CO2) avec un coût de captage inférieur à 10 E/t.

Une étude de faisabilité d'unité de lit fluidisé circulant de 455 MWe est en cours ainsi que sur un autre projet de 350 MWe avec réacteur tournant (IFP) ; le TNO travaille sur un concept à deux réacteurs en parallèle alimentés alternativement d'air et de combustible au travers de membranes céramiques qui distribuent les flux. Oxycombustion et boucle chimique n'échapperont pas au besoin d'inventer ou d'adapter des composants critiques : compresseurs, turbines, échangeurs, brûleurs. L'enjeu pour les fabricants est de réutiliser au maximum l'existant.

Des hydrocarbures moins polluants

Pourquoi se limiter à la combustion et ne pas aller plus loin : associer à la production électrique et à l'exigence de captage du CO2 la production d'hydrogène, voire de combustibles liquides synthétiques ? On quitte alors le domaine des énergéticiens pour un autre domaine partiellement exploré avec la carbochimie pratiquée à grande échelle en Afrique du Sud, mais vu sous un jour nouveau. On parle de cycle intégré combiné, de reformage à la vapeur, etc. Le carbone, qu'il vienne du gaz naturel, du charbon ou de résidus pétroliers, réagit avec l'eau pour donner du gaz de synthèse. L'idée est de combiner différentes réactions conduisant à du CO2 pur pour le stockage et à de l'hydrogène brûlé en turbine (à développer), ou en piles à combustible. Ou encore à produire des hydrocarbures liquides, avec l'avantage de moins polluer puisque ce carburant synthétique est débarrassé du soufre et autres impuretés. Rendez-vous dans dix ou quinze ans, car il faut concevoir les procédés et les installations, et entrer dans un nouveau schéma énergétique reposant sur l'hydrogène.

Le programme Cachet se concentre sur la conversion du gaz naturel en hydrogène et électricité (400 MW). Il se compose de sous-projets développant de nouveaux concepts comme Hygensys (procédé IFP), des boucles chimiques de combustion et de reformage comme celles de l'ENI (production directe d'hydrogène et séparation du CO2 par couplage de trois réacteurs utilisant différents degrés d'oxydation du fer), d'Air Products SEWGS Sorption Enhanced Water Gas Shift (extraction du CO2 du gaz de synthèse à haute température), et de réacteurs à membranes perméables à l'hydrogène.

« Toute l'astuce d'Hygensys est dans la récupération de la chaleur des gaz de combustion de turbines pour réaliser un reformage à la vapeur de gaz naturel dans un réacteur échangeur sous pression. Le procédé consomme du gaz naturel pour produire de l'électricité et du gaz de synthèse sur lequel on séparera le CO2 et l'hydrogène », explique Fabrice Giroudière, responsable de ce programme à l'IFP. La clé du procédé (complexe au niveau des turbines) est une innovation technologique au niveau du réacteur-échangeur développé avec Technip. Au lieu du classique échangeur de chaleur à plaques tubulaires, un système original de tube à baïonnette permet de travailler à haute pression (35 bars) dans les tubes où se déroule la réaction du gaz de synthèse et à basse pression (5 bars) dans le corps de l'échangeur. Le réacteur-échangeur pourrait faire 10 m de diamètre, 17 m de hauteur et contenir 320 tubes (poids total : 225 t). Le tout travaille à 900 °C ! Les alliages résistant à ces températures et pressions seraient disponibles.

Une maquette froide sera bientôt opérationnelle à l'IFP Solaize pour vérifier les pertes de charge et le chargement du catalyseur de réformage dans l'espace annulaire.

22 milliards de tonnes de CO2 captées et stockées.

C'est l'objectif pour la période 2011-2050 - Cela correspond à l'injection de CO2 à un rythme de 750 Mt/an au plus fort de la période.

VERS UNE EUROPE SANS CARBONE ?

- Parviendra-t-on un jour à se passer des combustibles fossiles ? L'ambition est de diviser par deux, d'ici à 2050, les émissions de gaz carbonique. Les centrales électriques à combustibles fossiles sont des lieux privilégiés de captage du CO2, mais ne représentent que 10 % des émissions européennes (30 % des émissions industrielles). L'Europe a lancé sur la période 2006-2013 une vingtaine de programmes de recherche sur le sujet, ouverts à des non-Européens. Objectif : couvrir l'ensemble des solutions et susciter un effort de recherche coordonné pour aboutir à des solutions concurrentielles sur le marché. La démonstration industrielle s'effectuera au travers du Flagship Program : il s'agit d'ici à 2015 de démarrer dix à douze projets intégrés grandeur nature de capture et stockage de gaz carbonique mettant en jeu différentes technologies et différents combustibles (pétrole, coke de pétrole, charbon, lignite, gaz). Disponibilité commerciale en 2020.

LACQ PREMIER PROJET FRANÇAIS DE RÉINJECTION

- Le gisement de gaz naturel de Lacq (Pyrénées-Atlantiques) arrive en fin de vie après une cinquantaine d'années d'exploitation. Si l'homme n'avait pas foré, ce gaz serait resté en place pour l'éternité tel qu'il était depuis des centaines de milliers d'années. D'où l'idée de réutiliser ce réservoir qui a prouvé son efficacité pour remettre du gaz carbonique. Total met ainsi en oeuvre un pilote de production de vapeur par oxycombustion et captage du CO2, la purification (certaines impuretés gênent le transport), le transport par tuyau sur 27 km et le stockage souterrain à 4 500 m dans l'ancien gisement de Rousse. L'installation démarrera fin 2008 pour une durée de deux ans avec l'objectif de stocker 150 000 t. La chaudière de 30 MW reconvertie à l'oxycombustion a besoin d'une unité de production de 240 t/j d'oxygène. Elle sera réalisée par Air liquide, largement impliqué dans de nombreux projets de par le monde.

POUR EN SAVOIR PLUS

Des sites - Sur les projets européens www.cachetco2.eu/c2ws /projects.html - Sur la séquestration www.cslforum.org (en anglais) - Sur la recherche européenne www.zero-emissionplatform.eu un livre « La capture et le stockage géologique du CO2 - Réduire les émissions de gaz à effet de serre », par Arnaud Mercier, Pierre Vassal, Patrick Boisserpe, Pierre Le Thiez, collectif. Ademe Éditions - BRGM - IFP. 44 pages, 9 euros.

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