Introduc9on (1/2) Le CSC est il une réponse au changement

Le   Captage   et   le   stockage   du   CO2   comme   moyen   de   lu5e   contre   le   changement  clima9que  

Introduc9on  (1/2)  

Le  CSC  est  il  une  réponse  au  changement  

Le  Captage  et  le  stockage  du  CO2  comme  moyen  de  lu5e  contre  le  changement  clima9que   L’effet   de   serre   :   Augmenta9on   des   émissions   de   gaz   qui   agissent   comme   les   vitres   d'une   serre   et   qui   empêchent   les   rayons   infrarouges   de   sor9r   de   l’atmosphère   et   génèrent   une   hausse  des  températures.

 

Le  CO2  responsable  à  lui  seul  de  55%  de  l’effet  de  serre  anthropique  

Direc9ve  2009  «  Le  captage  et  le  stockage  géologique  du    carbone  (CSC)  est  une  technologie  

de  transi9on  qui  consiste  à  capter  les  émissions  de  carbone  et  à  le  transporter  vers  un  site  de  

stockage  afin  de  les  injecter  dans  une  forma9on  géologique  souterraine  adaptée  en  vue  de  

son  stockage  permanent.

 

Les   grands   principes   de   captage   :   précombus9on,   oxycombus9on,   post   combus9on  

Introduc9on  (2/2)  

Le  CSC  est  il  une  réponse  au  changement  clima5que  ?  

Les  zones  de  stockages  :  

Anciens  gisements  d'hydrocarbures,  gaz  ou  pétrole,  

Aquifères  salins  cavités  situées  entre  500  et  3000m  de  profondeur   dans  des  roches  sédimentaires  salées  sous  la  mer,  

Anciennes  mines  

  Le  CSC  pose  des  ques5ons  essen5elles  en  termes  juridique  

et  de  responsabilité  mais  aussi  en  terme  de  viabilité  et  

Régime juridique du stockage du CO2

Par Philippe BILLET

Professeur de droit public (U. Jean Moulin – Lyon 3)

Directeur de l

’

Institut de droit de l

’

environnement (EDPL – EA 666) Labex IMU

!

!

Régime général Directive 2009/31 du 23 avril 2009

Code de l’environnement (transposition)

-  Statut du C0 2

-  Statut des gisements

-  Régime des recherches et exploitations

-  Transfert de responsabilité du site à l'Etat Loi du 7 mars 2014

-  Approuve des amendements aux annexes à la

convention OSPAR pour la protection du milieu

marin de l'Atlantique du nord-est relatifs au

stockage des flux de dioxyde de carbone dans des

structures géologiques

S ^{TATUT DU} CO 2

Exclusion de principe du régime des déchets

Art. L. 541-4-1 Cenv. : Ne sont pas soumis aux dispositions du présent chapitre : le dioxyde de carbone capté et transporté en vue de son stockage géologique et effectivement stocké dans une formation géologique conformément aux dispositions du code de l’environnement .

Elément à part entière

Article L. 229-28 : le dioxyde de carbone s'entend comme un fluide composé essentiellement de dioxyde de carbone. Ce fluide ne doit contenir ni déchet ni aucune autre matière ajoutée en vue de son élimination. Il peut néanmoins contenir des substances qui se sont associées dès la source ou lors des opérations de captage ou d'injection. Des substances traces peuvent y être ajoutées afin d'aider à contrôler et à vérifier la migration du dioxyde de carbone.

Les concentrations de toutes les substances associées ou ajoutées

sont inférieures aux niveaux qui seraient susceptibles de

compromettre l'intégrité du stockage ou des infrastructures de

transport appropriées ou de présenter un risque significatif pour

l'environnement ou la santé humaine.

S ^{TATUT DES FORMATIONS} SOUTERRAINES

Soumission partielle au régime minier

- Les formations souterraines aptes au stockage géologique de dioxyde de carbone sont assimilées à des mines ou gisements miniers,

- les travaux de recherche de formations souterraines

aptes au stockage géologique de dioxyde de carbone

sont assimilés aux travaux de recherche de mines, et

- le périmètre fixé par la décision d'octroi d'un permis

exclusif de recherche de formations souterraines

aptes au stockage géologique de dioxyde de carbone

est assimilé à un périmètre minier.

permis exclusif d’exploration Soumission à un régime minier adapté

La demande, l'instruction et la délivrance d'un permis exclusif de recherches de formations souterraines aptes au stockage géologique de dioxyde de carbone sont régies par les dispositions applicables à la demande, l'instruction et la délivrance d'un permis exclusif de recherches de stockage souterrain conformément au Code minier, avec adaptation :

- 

Titre minier octroyé après mise en concurrence (mise à disposition du public par voie électronique pendant 21 jrs et simple notice d’impact).

- 

Titre exclusif de recherche dans le périmètre (monopole)

- 

Priorité à l’octroi du titre d’exploitation

- 

Ouverture des travaux d’exploration : régime déclaratif

(notice d’impact, effets sur l’eau, mesures compensatoires…)

sauf pour les essais d'injection et de soutirage soumis à

autorisation préfectorale (étude de danger, mesure des effets

sur l’environnement)

CONCESSION DE STOCKAGE

Soumission à un régime minier adapté

La demande, l'instruction et la délivrance d'un permis d’exploitation des structures géologiques sont régies par les dispositions du Code minier :

- 

Concession, avec dossier de demande comportant notamment une étude d’impact adaptée aux questions d’eau et une étude de dangers) (+ jeu de priorité à 6 mois, sinon concurrence)

- 

Compléments liés not. aux caractéristiques du stockage

(quantité, origine, modes de transport jusqu’au site, plan de

correction en cas d’incident ou accident ; justification des

capacités techniques et financières de l'exploitant ; plan de

surveillance (zone de diffusion du flux de dioxyde de carbone

injecté et du milieu environnant, afin de comparer le

comportement réel du dioxyde de carbone et de l'eau de

formation dans le site de stockage avec le comportement prévu

par les travaux de modélisation ; détection des incidents ou

accidents dans les opérations d'injection ou de stockage qui

impliquent un risque de fuite, une fuite, ou un risque pour

l'environnement ou la santé humaine…

CONCESSION DE STOCKAGE

Soumission à un régime minier adapté

L’autorisation de travaux est délivrée par le préfet :

- 

Après enquête publique (sur la base d’un dossier comportant notamment une étude d’impact)

- 

Après avis de la Commission européenne saisie par le préfet (4 mois pour répondre)

L’autorisation prévoit notamment :

- 

la quantité maximale de dioxyde de carbone pour laquelle le stockage est autorisé

- 

les limites de pression

- 

Les mesures préventives à appliquer pour éviter tout risque

de fuite ou tout risque pour l'environnement ou la santé

humaine

CONCESSION DE STOCKAGE

Gestion

En cours d’exploitation, l’exploitant adresse tous les ans un rapports au préfet comportant notamment :

- 

L'analyse et la synthèse des résultats de la surveillance

- 

La preuve du maintien de la garantie financière

- 

Un bilan de fonctionnement

L'exploitant porte sans délai à la connaissance du représentant de l'Etat les modifications survenant dans l'exploitation du site

En cas de modification substantielle des conditions d’exploitation (comme l’aménagement d’un nouveau puits d’injection) = nouvelle autorisation

Le préfet réexamine périodiquement l'autorisation d'exploiter

Mise à l'arrêt définitif des sites de stockage

L’exploitant notifie la mise à l'arrêt au préfet avec un document dans lequel il justifie sa demande de fermeture et du plan de post-fermeture.

L e p r é f e t p e u t i m p o s e r d e s p r e s c r i p t i o n s complémentaires par rapport au plan post-fermeture

L'exploitant procède aux travaux de mise à l'arrêt définitif dans les conditions prévues par ce plan puis adresse au préfet un mémoire descriptif des travaux réalisés.

Le préfet dresse un procès-verbal de récolement,

constate la conformité des travaux et donne acte de

l’exécution des mesures prescrites.

Période de surveillance

Le préfet fixe une période de surveillance au cours de laquelle l’exploitant lui adresse un rapport annuel (évolution réelle du dioxyde de carbone stocké et évaluation de la conformité de cette évolution avec le comportement attendu).

L’exploitant peut solliciter une réduction de cette période

de surveillance (décision ministérielle)

Transfert de responsabilité du site à l'Etat

L’exploitant demande le transfert sur la base d’un dossier démontrant que tous les éléments disponibles tendent à prouver que le dioxyde de carbone restera confiné de façon permanente et sûre (comportement réel = comportement modélisé, pas de fuite détectable, évolution du site de stockage vers une situation de stabilité à long terme)

Avis de la Commission européenne et accord des ministres (Industrie et environnement) (en justifiant les raisons de l’écart avec l’avis de la Commission UE).

Transfert prononcé par décret. Cette procédure est

également suivie en cas de retrait de l'autorisation, avec

transfert effectif de responsabilité.

Surveillance, prévention et mesures correctives

¢  La surveillance peut être réduite à un niveau permettant la détection des fuites ou tout incident ou accident

concernant le stockage qui implique un risque de fuite ou un risque pour l'environnement ou la santé humaine. En cas de détection d'une fuite, d'un tel incident ou d'un tel accident, la surveillance est intensifiée afin de pouvoir déterminer dans les meilleurs délais l'ampleur des

mesures préventives ou correctives à mettre en œuvre.

¢  Après transfert de responsabilité l'Etat ne peut plus

récupérer auprès de l'ancien exploitant les frais qu'il

engage pour couvrir les obligations post-exploitation.

GAS NATUREL ET CSC,

RETOUR D’EXPÉRIENCE SUR LE SITE PILOTE INDUSTRIEL DE LACQ

Conférence CCS Centrale Lyon 29 janvier 2015 - D.Copin

LE CCS

Ref.: club CO2

SWITCH FROM COAL TO GAS: A SIGNIFICANT GHG EMISSION REDUCTION POTENTIAL WORLDWIDE

Conférence CCS Centrale Lyon 29 janvier 2015 - D.Copin 20

0 250 500 750 1000 1250 1500

2011 Average

China 2011 Average

India

2011 Average

World

Modern coal power

plant

CCGT

g /kWh

Worldwide

Emissions from coal and gas power generators

0 10 20

0% 20% 50% 100%

CO2 emissions from power generation (Gt/year)

Share of coal switched to gas

Coal Gas from switch Gas Oil

Gas power plants emit much less CO

₂

than Coal power plants

Switch from Coal to Gas to

produce power has the potential to significantly reduce GHG

emissions

Source IEA CO₂ emission from fuel combustion 2013

GAS CCS AND THE QUESTION ABOUT STORAGE CAPACITIES

Source IEA: CCS Technology roadmap 2013

IEA: cumulative CO

₂

captured 2015-30 and to 2050, by region in the 2DS

Will capacities be everywhere as large as needed?

Each kWh of power produced from gas will require less

storage capacities than from coal.

THE LACQ CCS PROJECT COMBINES 3 CHARACTERISTICS

Conférence CCS Centrale Lyon 29 janvier 2015 - D.Copin

-  It is an integrated project from capture (combustion) to storage.

-  It is based on gas combustion.

-  It uses oxycombustion technology.

http://www.total.com/sites/default/files/atoms/file/Captage-Carbon-capture-and-storage-the-Lacq-pilot

22

23   Lacq deep gas reservoir Oxygen

Production Unit

Lacq gas production

1 Natural gas inlet

2 Lacq

gas treatment plant

3 Commercial gas

4 Utilities

Boiler oxycombustion

5

CO₂ 6 CO₂ Transportation

7 Compression

8 CO₂ injection

9

CO₂ storage

10

4000 m 4500 m

Natural gas Steam

Purification / CO₂ dehydration Compression

Rousse reservoir

Industrial scale:

30MW

^th

oxycombustion

51 kTons captured and stored

CO₂  injec9on   CO₂  transport   CO₂  capture   Natural  Gas  

produc9on  

A COMPLETE INDUSTRIAL CHAIN

Lacq site

PILOT TECHNICAL DESCRIPTION

Air separation unit

Cryogenic unit (Air Liquide)

O₂ : 240 t/d

Oxy-combustion Boiler

Existing 1957 boiler revamped by Alstom to oxy-combustion boiler.

Oxyburners developed by Air Liquide

(30 MWth, 40 t/h steam @ 60b, 450°C)

Direct Contact Cooler

Cooling of flue gases

From to 200°C to 30°C

Drying Unit

Outlet : < 20 ppm of water

Wet CO₂ compressor

From 1barg to 27 barg

Transport and Storage

Conférence CCS Centrale Lyon 29 janvier 2015 - D.Copin 24

Rousse compressor

P inlet: 27 bar P outlet: 51 bar

Rousse storage

Depleted gas reservoir

@ 4500m/GL

RSE-1 injection well head

TRANSPORT AND STORAGE OVERVIEW

Capture

Range

CO₂ 90 – 93 %vol

O₂ 5 – 7 %vol

N₂ 1 – 3 %vol

Ar 1 %vol

NOx <0,1 % vol

H₂O, CO < 10 ppm vol

25

Tertiary

Upper Cretaceous

Low Cretaceous

Mano storage Single well Depleted Gas 480 î 30 ä 80 bar

4500 m depth 3% porosity

K_m < 1 mD K_f ~ 5 mD

150°C

Major Issues Historical behaviour Pilot requirement

Storage Capacity 910 MSm³ produced 90 kT CO₂~ 50 MSm³ Injectivity 300 kSm³/day (prod) 50 kSm³/day

Cap rock integrity 480 bar initial pressure ≤100 bar inj. pressure

RESERVOIR STORAGE

Conférence CCS Centrale Lyon 29 janvier 2015 - D.Copin

PUBLIC SUPPORT AND ACCEPTANCE

§ 

Public dialogue – transparency policy

§  Identification of Stakeholders (NGO, mayors…)

§  Early public meetings in 2007 (3 public meetings)

§  Follow up information committees (13 meetings)

§  Information letter every quarter (21 letters)

§  Dedicated Hot line

§ 

Scientific Advisory Committee since 2007

§ 

Scientific collaboration program with National Institutes and Universities on Rousse storage

§ 

Project endorsed by the Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF)

A scientific book on lessons learned from Lacq CCS pilot will be edited early 2015

PERSPECTIVES

28

●  Switch from Coal to Gas is a significant driver to reduce GHG emissions.

●  This switch will result in fewer constraints for CCS

development due to CO

₂

potential storage capacity limits or costs.

●  Gas CCS demonstrators and R&D are needed.

●  CO

₂

Storage Capacity estimations are key to the assessment of the development potential of CCS.

Conférence CCS Centrale Lyon 29 janvier 2015 - D.Copin

● 

Le stockage géologique du CO ₂ : quels sont les risques et comment y faire face?

André Burnol, BRGM

resp. Unité Risques des Stockages et des Exploitations du sous-sol

Direction Risques et Prévention

[email protected] Centrale Lyon, 29 Janvier 2015

● 

Plan  

● 

Le contexte : quel rôle peut jouer le CSC dans la lutte contre le changement climatique ?

● 

Identification des scénarios de risques

● 

Comment faire face aux risques ?

● 

Un besoin fort : répondre aux attentes de la

société civile (information, transparence…)

• 

aquifères salins profonds (onshore ou offshore)

présents partout dans le monde, très grandes capacités de stockage

• champs de pétrole ou gaz épuisés (onshore ou offshore)

Capacité moyenne, potentiel de récupération assistée de pétrole/gaz

•  veines de charbon profondes non exploitées

Capacité moyenne, potentiel de récupération assistée de méthane

•  sédiments marins profonds (deep offshore)

Capacités théoriques les plus importantes

> 32

● 

Différents types possibles de stockage géologique du CO

₂

3 étapes :

-  Captage (80% des coûts) -  Transport

-  Stockage (repose sur la disponibilité de sites adéquats)

Gisements naturels de CO₂

Eaux carbogazeuses exploitées (boissons, thermalisme)

Les gisements naturels de CO₂ en France

Le stockage géologique du CO ₂ revient à remettre le carbone dans le sous-sol !

> 33

> 34

● 

Quelle contribution possible du CCS dans la lutte contre le réchauffement climatique ?

Source  :  IEA,  Energy  Technology  Perspec6ve  2012  

55  Gt  :  +6  °C  

Il  faudrait  diviser  par  deux  les  émissions  de   CO₂  pour  limiter  à  +2°C  le  réchauffement  

Gt  CO

₂  

41  Gt  :  +4  °C   35  Gt  

15  Gt  :  +  2°C  

● 

Etat en 2014 des projets commerciaux en opération, construction ou préparation

source GCCSI (Global CCS Institute) http://

> 36

● 

Projection possible 2030 – 2050 pour le déploiement du CSC à l’échelle mondiale (ANCRE, decarbonization wedges)

Maturité technologique versus Potentiel de déploiement

 

2030    

2050  

   

 

CAPTURE  

CAPTURE  

ONSHORE/  

OFFSHORE   STORAGE  

DEEP   OFFSHORE  

STORAGE   OFFSHORE  

STORAGE  

ONSHORE   STORAGE  

DEEP   OFFSHORE  

STORAGE  

Maturité    

technologique  

Poten7el  de  déploiement  

 

2030    

2050  

   

 

CAPTURE  

CAPTURE  

ONSHORE/  

OFFSHORE   STORAGE  

DEEP   OFFSHORE  

STORAGE   OFFSHORE  

STORAGE  

ONSHORE   STORAGE  

DEEP   OFFSHORE  

STORAGE  

● 

Plan  

● 

Le contexte : contribution possible du CSC

dans la lutte contre le changement climatique

● 

Identification des scénarios de risques

● 

Comment faire face aux risques ?

● 

Un besoin fort : répondre aux attentes de la

société civile (information, transparence…)

> 38

● 

Le devenir du CO

₂

dans les sédiments dépend de la pression et de la température (gaz, fluide supercritique, liquide, hydrate)

Bassins sédimentaires (onshore/offshore)   Sédiments marins (offshore profond)  

Haute  Pression   Haute  Température  

Haute  Pression  

Très  basse  Température  

Très  haute  Pression   Basse  Température  

Hydrate  de  CO

₂  

● 

Le devenir du CO

₂

dans le bassin

sédimentaire (onshore/offshore)

> 

Pour une profondeur supérieure à 800m, un

panache de CO₂ (« supercritique ») se forme et une surpression apparaît. Plus léger que l’eau souterraine, le CO₂ monte et atteint le « toit » du réservoir, c’est-à-dire la base de la roche

couverture argileuse, imperméable.

> 

Il s’étend latéralement au sein des couches

géologiques du réservoir, qui est relativement perméable

> 

Il se dissout et « retombe » du fait de la densité

supérieure de l’eau saturée en CO₂

> 

L’extension latérale dépend de la configuration :

perméabilité, forme du toit, aquifère « fermé » ou

« ouvert »

> 40

Le différents pièges géologiques possibles (réservoir sédimentaire ouvert/fermé)

Capacité  de  stockage  réservoir  ouvert  >  fermé  

Complexe de stockage (réservoir/couverture) et son environnement

> 42

Iden9fica9on  des  scénarios  de  risques  

(onshore  et  offshore)  

Iden9fica9on  des  scénarios  de  risques  

(onshore  et  offshore)  

> 44

Iden9fica9on  des  scénarios  de  risques  

(onshore  et  offshore)  

Iden9fica9on  des  scénarios  de  risques  

(onshore  et  offshore)  

120x190 km pour simuler la propagation de la pression

Modèle à l’échelle Regionale

Un  risque  connu  mais  peu  commenté  est  la  sur-­‐pression  locale  qui  aura  un  

impact  régional  :  conflits  d’usages  à  prévoir  et  à  an9ciper  (par  exemple  avec  

la  géothermie  profonde)      

> 47

● 

Plan  

● 

Le contexte : contribution possible du CSC

dans la lutte contre le changement climatique

● 

Identification des scénarios de risques

● 

Comment faire face aux risques ?

● 

Un besoin fort : répondre aux attentes de la

société civile (information, transparence…)

MESURES   PREVENTIVES  

> 48

● 

Gestion et mesures de traitement des risques

SI  COMPORTEMENT  ANORMAL   ÉTAT  ZÉRO  

AVANT   INJECTION  

INJECTION  

~  t₀  +  40  ans

 

FERMETURE  

~  t₀  +  70  ans

 

ÉVALUATION  DES  

RISQUES   MONITORING   MONITORING   MONITORING  

L’évaluation des risques et le plan de surveillance sont mis à jour dès que nécessaire, en particulier en cas de comportement anormal ou lors des phases de fermeture et de post-fermeture

CONCEPTION  

~  t₀  +  7  ans

 

MESURES   CORRECTIVES  

SI  INEFFICACES  

MESURES  DE   RÉPARATION  

POST     FERMETURE  

t₀

 

Transfert  de   responsabilité    

à  l’Etat  

t₀+  1000  ans  

SELECTION  DU  SITE    

~  t₀  +  5  ans  

Les principales mesures de maîtrise du risque

§  Conception :

ex. techniques de forage et localisation des puits

§  Prévention en exploitation du stockage :

è Limiter les niveaux d'impuretés à l'injection (% en H₂S ou SOx, NOx..)

è Pression et débit d’injection, vannes automatiques de sécurité subsurface et fond è Détection et surveillance des failles connues et de tous les puits…

§  Prévention à long terme : techniques de bouchage des puits d’injection (choix des ciments, hauteur minimale des bouchons, usage de bentonite ?)

§  Surveillance adaptée:

è aux échelles de temps

è aux cibles vulnérables (ex: aquifères de contrôle, zones habitées…),

§  Mesures correctives en cas d’incident : reprise d’un puits, pompage dans la nappe, extraction et injection de saumure…

Puits  

«  ordinaire  »  

Exemples de forages

horizontaux ou forages dirigés Couverture  

CO₂  

> 49

● 

Le rôle clé de la surveillance

•  Face au risque avéré : détecter une fuite en surface, une intrusion dans un « aquifère de contrôle »

•  Face à un potentiel risque futur :

•  Détecter une anomalie du panache de CO

₂

par rapport

aux prédictions (« history matching ») et alimenter le Retour d’Expérience

•  Détecter une zone de fragilité

(faille, puits) ou un mouvement des roches (sismicité induite)

•  Vérifier et/ou améliorer les prédictions (modèles numériques) tout au long de la vie du stockage

1994

2001

2008

2008-1994

> 52

● 

Plan  

● 

Le contexte : contribution possible du CSC

dans la lutte contre le changement climatique

● 

Identification des scénarios de risques

● 

Comment faire face aux risques ?

● 

Un besoin fort : répondre aux attentes de la

société civile (transparence, indépendance…)

CO

₂

>90%

CO

₂

>40%

CO

₂

<2%

Latera  caldera  (Italie)  10  x  8  km  à  100  km  de  Rome)  

Et  si  une  fuite  de  CO ₂  a5eint  le  sol  (onshore)  ?  

> 

Une fuite de CO₂ qui atteint la surface ou des ressources en eau ne peut pas être

exclue a priori (« le risque zéro n’existe pas ») mais les scénarios ont bien été décrits et les mesures correctives/réparatrices sont connues

> 

Il est important aussi de bien étudier les fuites de CO₂ naturelles (d’origine

volcanique) pour faire face à ce risque :

• 

Le cas italien de Latera est aujourd’hui bien documenté

• 

Étude en cours du BRMG dans le sous-sol de Clermont-Ferrand (financée par la DGPR du Ministère de l’Environnement)

> 

Flux total de 7.7 kton

CO₂/an : impact local sur la végétation

> 

Une valeur majorante a

priori pour le risque de fuite des futurs

stockages

 

> 54

●  Projets européens actuels (succès, abandon…)

•  Ex.1: Barendrecht (Pays-Bas, -2500m.) : projet de stockage abandonné. Zone

urbanisée. Concertation tardive, sans marge de manœuvre – un manque de pédagogie qui a été fatal au projet.

•  Ex2: Lacq-Rousse (France, -4500m) : pilote d’injection de 2010 à 2013, en cours de fermeture (DAD). Projet abouti malgré une relative opposition locale (procès). Acteurs clés : Cellule « communication » de Total, CLIS, DREAL en lien avec DGEC. Un projet pionner en France … mais non représentatif au niveau quantité de CO₂.

•  Ex.3:

ü  2011: projet Longannet en Ecosse

ü  déc.2012: projet ULCOS d’Arcelor-Mittal en Lorraine ü  2013: démonstrateurs de Mongstat (NO) et Brindisi (IT)

Arrêts à cause de conditions politio-économiques difficiles. Le CCS n’était qu’une composante d’un problème socio-économique bien plus large…

> 

L’enjeu sociétal est autour des risques de fuites liés aux stockages (Nimby ou « Not

in My BackYard »/« pas dans mon jardin ») et sur une méconnaissance des risques (« bombe à retardement » selon Greenpeace)

Conclusion (1)

§  Sur la filière du Captage-Transport-Stockage du CO₂

è une maturité technologique forte de la filière onshore/offshore

ü  récupération assistée de pétrole et de gaz

ü  analogues naturels (gisement naturels de CO₂ et fuites de CO₂ en zone volcanique) ü  ~20 ans d’expérience sur le site offshore en Mer du Nord de Sleipner

è L’innovation est encore nécessaire en termes de captage afin de diminuer les coûts tout en obtenant moins d’impuretés dans le CO₂ in fine

! un déploiement rapide est possible mais passe en France par un démonstrateur à grande échelle en aquifère salin pour notamment préciser les estimations des capacités de stockage totales.

§  Sur le plan technique:

è Encore des incertitudes sur le comportement à long terme des stockages onshore/

offshore (intégrité des différents puits d’injection) d’où la nécessité d’améliorer et valider les méthodes de monitoring couplées aux modèles prédictifs

è Une faisabilité technique à démontrer pour le stockage offshore profond (risques long terme plus faibles et potentiel de déploiement plus grand)

Conclusion (2)

> 56

§  Sur le plan socio-économique :

è l’émission du CO₂ doit avoir un vrai coût économique prévisible dans le temps.

è La filière n’est pas vraiment bien connue du grand public. CCS et ENR sont complémentaires et non concurrents afin de réduire le réchauffement global à 2°C.

è Le BRGM, en tant qu’établissement public qui réalise des avis d’expertise (ex. Rousse) et une R&D indépendante depuis plus de 20 ans sur le stockage géologique du CO₂ peut contribuer à la transparence et donc à la confiance du public.

 

95,32  %   0,04  %  en  2015  

96,5  %  

> 58

●  Droit de la mer : Protocole de Londres et convention OSPAR (2007) :

^è révision permettant le transport et le stockage offshore du CO₂ (« déchet ») notamment en zone Atlantique Nord Est (OSPAR)

^è nécessaire pour le stockage « offshore » et « offshore profond » des Zones Economiques Exclusives (ZEE)

●  Directive européenne EC/2009/31 :




è prise en compte des risques pour qu’un stockage soit « sûr et pérenne » è directive transcrite dans 20 pays européens à présent

è révision prévue en 2015

●  France :

è adaptation du Code Minier + Code Environnement (2 rubriques)

è transcription en droit français de la Directive (2eme pays après l’Espagne)

è guide 2011 sur les lignes de conduite pour la sécurité d’un site de stockage de CO₂




Evolutions récentes de la réglementation

● 

L’injection depuis 1996 à Sleipner (Mer du Nord, 1 Mt/an)

 

Simula6on  du  panache  de  CO₂   de  Sleipner  (Chadwick  ,  2008)  

 

> 60

●  Keuper Sud – Site modeling

>   Injec9on  simula9on  with  the  new  petrophysical  models  

• 

1  model  with  K/Phi  laws  computed  by  layers  but  no  facies  modeling  

• 

1  model  with  facies  integra7on.  K/Phi  rela7onships  computed  for  each  facies  in  each   layer.  

 

Storage  poten7al  :  140  Mt  with  15  wells  

Storage  poten7al  :  54  Mt  with  15  wells  

chalain   Chailly-­‐Chaunoy  

Grès  Intermédiaires  

62

● 

CO

₂

GeoNet & CGS Europe are fully committed to the safe development of CO

₂

storage

Latest  publica7ons:  

•  State-­‐of-­‐Play  of  CO₂  storage  in  28   European  countries  

•  Quan7fica7on  techniques  for  CO₂   leakage  

•  Monitoring  methods  

•  Poten7al  impacts  on  groundwaters  

now 25 languages!

•  Mitigation & Remediation

Public  Hearing  on  CCS,    June  18,  2013  –  European  Parliament,  Brussels  

Booth at SciTechEurope event in Brussels, 2011

Spring School in Poland, 2012

●  Le point de vue de Greenpeace

Phase  equilibrium  between  CO ₂  and  H ₂ O  

O 23/4H CO

O 23/4H

CO

₂

+

₂

↔

₂

⋅

₂

●  Comparison with previous estimations

  JOULE  II  

(1996) Projets  GESTCO  (2003)  et    

EU  GEOCAPACITY  (2009) France  Nord  

(2009-­‐2011)

  Traps Traps Total Conserva7ve Flow  models

Dogger 189  Mt  

(E=0.18%)

9  Mt   (E=0.01%)

4320  Mt   (E=6%)

1440  Mt   (E=2%)

Poten7al  Conflict   with  geothermal  

resources

Keuper 529  Mt  

(E=0.18%)

130  Mt   (E=0.18%)

4331  Mt   (E=6%)

72  Mt  

(E=0.1%) 90-­‐180  Mt

Buntsandstein Conflict  with  fresh   water

529  Mt   (E=0.18%)

17640  Mt   (E=6%)

5880  Mt  

(E=2%) ~  90  Mt

Other  fm. 91  Mt -­‐ 845  Mt 530  Mt -­‐

TOTAL 809  Mt 668  Mt 27136  Mt 7922  Mt 180-­‐270  Mt

● 

Quels seraient les besoins de stockage du CO

₂

par région ?

Note:  Mass  captured  shown  in  GtCO₂  

Source  :  IEA,  Energy  Technology  Perspec6ve  2012  

Prédic9on  possible  d’un  besoin  de    13  Gt  CO₂  en  2030  à  123  Gt  CO₂  en  2050  

 >  66  

● 

Comment la filière CCS se réoriente en 2014

Constat à ce jour que le CCS se réoriente vers deux types de projets:

•  Des projets offshore :

- important projet ROAD à Rotterdam ;

NB : aux Pays-Bas, seul le stockage offshore est autorisé à ce jour

- projet White Rose en Ecosse avec stockage en Mer du Nord (succès au 2

^e

appel d’offres NER300)

•  Des projets qui offrent une contrepartie financière: exemple de l’EOR

(Enhanced Oil Recovery), sous l’influence des USA: La plupart des projets

« à grande échelle » répertoriés à ce jour par le GCCSI sont des projets

d’EOR aux USA et en Chine

Les membres du Club CO2 français

●  La recherche sur de nouvelles

voies d’utilisation du CO2 capté ^{– un}

complément au stockage géologique

●  En 2008 : Utilisation industrielle

classique de CO2 (naturel et sous-produit de la production d’engrais) au niveau mondial

= 153,5 Mt, soit 0,5 % des émissions de CO2 anthropiques mondiales annuelles (30 Gt)

●  Recherche de technologies de rupture qui permettraient d’ouvrir des

applications à grande échelle sur du CO2 capté :

●  Power-to-Gas (H2, CH4), etc.

●  Synthèse méthanol, carbonate de sodium, acide formique (cf rapport ADEME 2014)

●  Microalgues, etc.

●  Bénéfices climatiques, économiques et environnementaux difficiles à

Utilisation mondiale du CO2 en 2008 (cf rapport ADEME, 2010)

Exemple  de  calcul  de  coûts  (source  :  projet  SOCECO2)     Coût total du stockage dans le Dogger = 42 €/t env.

Coût total du stockage en Mer du Nord = 48 €/t env.

A  comparer  au  prix  de  la  tonne  de  CO

₂

 sur  le  marché:    

15€/t  env.  (2009)    è  5  €/t  env.  (2014)  

● 

Premier défi : la faisabilité économique

NB  :  le  CSC  demande  25  à  30%  d’énergie  supplémentaire      nb  t.  CO

₂

 captées  >  nb  t.  CO

₂

 évitées  

 

Deux  exemples  illustra7fs  de  scénarios  de  déploiement  hypothé7ques  (source  :   projet  SOCECO2,  2009)    

Liaison entre sites d’émission et lieu potentiels de stockage : Bassin Parisien (aquifère du Dogger, 1500 m. env. et/ou aquifère du Trias, 2500 m. env.) ou stockage en Mer du Nord (gisement d’hydrocarbure déplété)

Deuxième défi : la proximité captage-stockage

(le transport)

Flux de CO ₂ Terre – Atmosphère

(en milliards de tonnes de carbone par an)

Emissions mondiales de CO₂ anthropique : 8 Gt C /an (ou 30 Gt CO₂ /an)

80% lié à l’énergie (combustibles fossiles)

20% lié à l’utilisation des terres (déforestation, pratiques agricoles)

Changement climatique

Acidification

> 72