Le stockage géologique est permanent : Une FAQ avec Bruce Hill
Les technologies de captage du carbone sont des outils essentiels pour réduire les émissions industrielles de CO₂ d'aujourd'hui, offrant une voie de transition des combustibles fossiles vers des alternatives énergétiques sans carbone développées aujourd'hui, ainsi que pour éliminer le CO₂ directement de l'atmosphère.
Pour que le captage du carbone soit efficace, le stockage des émissions captées doit être permanent. La capture du carbone est en train de prendre de l'ampleur avec plus de trente projets proposés projets de captage du carbone qui ont été allumés par les crédits d'impôt 45Q. Cela a suscité des demandes de renseignements sur les options géologiques pour le stockage du dioxyde de carbone (CO₂) capturé, ainsi que des questions sur le fait que le CO₂ stocké dans des formations géologiques y restera en permanence.
Dans ce blog, je répondrai aux questions fréquemment posées pour illustrer comment le stockage géologique du CO₂ permet effectivement une réduction à long terme, à faible risque et permanente des émissions de CO₂. Un élément clé à retenir de cette FAQ est le fait qu'il est extrêmement peu probable que des injections bien réglementées de CO₂ dans des formations géologiques profondes, dans le cadre de projets correctement situés, atteignent un jour l'atmosphère en quantités significatives. Les multiples lignes de preuve de la permanence commencent par ce que nous savons des roches et des formations géologiques. "Permanent" signifie ici que le CO₂ injecté pour le stockage restera dans le sous-sol et n'atteindra jamais l'atmosphère.
Aller à la FAQ :
- Comment fonctionne le stockage géologique du CO₂ ?
- Comment le CO₂ est-il piégé ?
- Les failles et les fractures peuvent-elles permettre au CO₂ injecté de migrer vers la surface ?
- Une perte soudaine de CO₂ peut-elle se produire dans un stockage géologique, par exemple comme lors de la perte tragique de vies humaines lors de la catastrophe du lac Nios au Cameroun en 1986 ?
- Combien de temps le CO₂ stocké dans des pièges géologiques restera-t-il hors de l'atmosphère dans des projets de stockage bien situés ?
- Le stockage du gaz naturel est-il un analogue du stockage géologique du CO2 ?
- Quelles sont les réglementations qui garantissent un stockage sûr ?
Comment fonctionne le stockage géologique du CO₂ ?
Le stockage géologique, dans sa forme la plus simple, a lieu dans une roche poreuse recouverte par une roche imperméable. Pour trouver des options souterraines pour le stockage de grands volumes de CO₂, nous devons regarder attentivement pour rechercher des formations très profondes - pas moins d'un demi-mile de profondeur - de roches sédimentaires, comme les grès, les calcaires et les dolomies ou qui sont suffisamment poreuses pour retenir le CO₂. Ces formations de stockage ne sont pas juste sous le pied, ce ne sont pas des grottes, mais plutôt des roches poreuses profondes, étroitement liées par des formations imperméables au-dessus, et séparées verticalement de la surface. En géologie, nous parlons également de pièges au sein de ces formations qui empêchent les fluides et les gaz de migrer ; il existe plusieurs types différents de structures géologiques qui piègent le CO₂, notamment la formation bien connue de type bol renversé que les géologues appellent anticlinaux ou dômes (illustré ci-dessous).
Certaines des formations de stockage potentielles les plus épaisses et les plus intéressantes se trouvent dans la région du golfe du Mexique (sur terre et en mer), où le fleuve Mississippi, et son prédécesseur ancestral, a déposé pendant des millions d'années des séquences sédimentaires marines. L'épaisseur du delta atteint plusieurs kilomètres, en raison de l'affaissement de la croûte sous-jacente, qui peut ainsi accueillir davantage de dépôts à mesure que le Mississippi déverse sa charge de sable. Les formations de stockage telles que celles-ci sont très perméables, ont des espaces adéquats entre les grains, remplis en partie d'eau salée, de sorte qu'elles peuvent servir d'éponges géologiques. Nous appelons la séquestration du CO₂ dans ces roches le stockage salin. Ces formations assurent un stockage permanent car elles sont caractérisées par des séquences répétitives de roches imperméables sus-jacentes, comme le schiste, ou d'autres couches rocheuses étanches, bien cimentées ensemble, que les fluides et les gaz ne peuvent pas traverser, appelées roche couverture. Cette association de roches réservoirs poreuses et de schistes imperméables est le résultat de millions d'années de processus répétitifs liés à la tectonique et au niveau de la mer, qui ont donné lieu à des environnements d'eau moins profonds et plus profonds. Grâce à ces formations de stockage spectaculaires, cette région pourrait être la destination d'une grande partie du CO₂ capturé dans le centre du continent. Les séquences de réservoirs et de roches mères peuvent également être formées dans des environnements continentaux non marins par des cours d'eau et des lacs et par le vent dans des environnements désertiques. Tous ces contextes géologiques sont représentés dans la stupéfiante géologie du Grand Canyon. De telles couches alternées de grès et de schiste sont couramment répétées et empilées de telle manière qu'elles peuvent même accepter du CO₂ à plusieurs profondeurs, créant ainsi l'opportunité de ce que l'on appelle le stockage empilé.
Cette vue du Grand Canyon illustre la profondeur d'un mile des injections typiques de CO₂, et l'épais recouvrement de strates - empilements répétés de grès, de calcaires et de schistes, en grande partie imperméables - que le CO₂ flottant devrait traverser pour atteindre la surface. Le stockage du CO₂ supercritique capturé doit se faire à une profondeur d'au moins un demi-mile.
Comment le CO₂ est-il piégé ?
Le CO₂ devient piégé ou verrouillé dans la formation, lorsqu'il traverse la roche poreuse. Dans le stockage géologique, le CO₂ capturé est injecté dans la roche poreuse, non pas sous forme de gaz, mais sous une forme liquide très comprimée appelée CO₂ supercritique. Le dioxyde de carbone dans cet état est extrêmement fluide et peut facilement passer à travers les pores de la roche lorsqu'il s'approche d'un piège physique. Pourtant, ce faisant, une partie du CO₂ " s'arrache ", comme disent les géophysiciens, et reste enfermée dans les pores de la roche. Nous appelons cela le piégeage capillaire ou résiduel car l'action capillaire retient le CO₂ dans les pores de la roche. Au fur et à mesure que le panache de CO₂ injecté se déplace dans et à travers la roche jusqu'au réservoir, la taille et la force du panache diminuent, de sorte qu'il ne peut aller plus loin. Le CO₂ ne conserve donc pas suffisamment d'élan pour se déplacer de manière flottante à travers une séquence de roches aussi épaisse verticalement. Par conséquent, ce piégeage résiduel contribue à réduire la probabilité que le CO₂ migre de manière inattendue à travers un demi-mile de roche poreuse et vers l'atmosphère. En plus du piégeage capillaire, le CO₂ injecté est également dissous dans l'eau saline de la formation. Le piégeage par solubilité est important car il dissout le CO₂ en phase libre dans la saumure, réduisant ainsi le potentiel de migration verticale en phase gazeuse. En fait, dans certaines conditions, si la saumure contenant du CO₂ est dense, elle peut descendre plus bas dans la formation. Enfin, au fil du temps, en présence de calcium adéquat, le CO₂ peut être utilisé pour former des minéraux de carbonate de calcium dans la formation, en fonction de la composition géochimique locale des roches et de la saumure environnante.
Après l'injection, plusieurs mécanismes de piégeage permettent d'empêcher la migration du CO₂ vers la surface. Le piégeage stratigraphique est le piégeage physique du CO₂ sous des couches imperméables comme les schistes. Le piégeage résiduel est l'immobilisation progressive du CO₂ piégé dans les pores par la pression capillaire lorsque le panache traverse la roche. Le piégeage par solubilité est le CO₂ piégé par dissolution dans l'eau saline de la formation. Le piégeage minéral est la formation de minéraux à long terme dans certaines formations, comme les calcaires ou les grès cimentés par la calcite. Source : GIEC, 2005.
Les failles et les fractures peuvent-elles permettre au CO₂ injecté de migrer vers la surface ?
Les failles et les fracturations peuvent présenter un risque pour le CO₂ stocké si elles constituent une voie de contournement des pièges vers la surface. Dans les roches plus anciennes, cependant, les failles et les fractures existantes peuvent être remplies de minéraux, ou minéralisées, de sorte qu'elles constituent en fait d'excellents pièges lorsque des formations imperméables ont été tectoniquement juxtaposées à des formations perméables. Ainsi, lorsqu'une faille apparaît dans un examen géologique en vue d'un projet de stockage, il est important de déterminer de quel type de faille il s'agit. Une réglementation solide exigeant une étude géologique détaillée est essentielle pour identifier ces caractéristiques et déterminer si elles sont transmissibles ou imperméables dans les conditions d'injection prévues.
Si la perméabilité est probable, ou s'il existe un risque sismique à proximité, un site ne peut pas - et ne doit pas - être admissible à un permis de stockage. La réglementation américaine sur le contrôle des injections souterraines prévoit ces protections, en exigeant l'identification et la surveillance de toutes les failles et fractures potentiellement transmissibles.
Une perte soudaine de CO₂ peut-elle se produire dans un stockage géologique, par exemple comme lors de la perte tragique de vies humaines lors de la catastrophe du lac Nios au Cameroun en 1986 ?
Le dioxyde de carbone, contrairement à son frère le monoxyde de carbone (CO), n'est pas directement toxique pour l'homme lorsqu'il est libéré dans l'air ambiant, sauf si le rejet est catastrophique - très rapide et en quantités extrêmement élevées. Comme discuté brièvement ci-dessus, et plus en détail dans mon billet de blog, le rejet catastrophique du lac Nios s'est produit dans des conditions très différentes de ce qui serait le cas pour le CO₂ séquestré. Cela a été causé par de très grands volumes de CO₂ volcanique éventé qui ont été concentrés et piégés dans l'eau froide au fond du jeune lac et libérés probablement à la suite d'un tremblement de terre.
Les geysers sont un exemple tangible de rejets rapides de CO₂ bien plus importants que ceux d'un site de stockage ; si vous avez visité le parc national de Yellowstone, vous pouvez assister au jaillissement périodique du CO₂ et de l'eau du Old Faithful sans risque d'asphyxie.
Combien de temps le CO₂ stocké dans des pièges géologiques restera-t-il hors de l'atmosphère dans des projets de stockage bien situés ?
Les gisements de pétrole et de gaz constituent un analogue valable pour démontrer la permanence du piégeage géologique, car ils ont été piégés dans des formations géologiques pendant des millions d'années. Le pétrole et le gaz que nous produisons à partir de formations géologiques ont été piégés pendant des millions, des dizaines de millions et, dans certains cas, plusieurs centaines de millions d'années. Et ils resteraient là pendant des dizaines ou des centaines de millions d'années encore, si nous ne les exploitions pas. Comme le CO₂, ces hydrocarbures flottent par rapport à l'eau, et comme ils se forment à partir de la décomposition du schiste sur des périodes géologiques extrêmement longues, ils se déplacent par flottaison dans la roche jusqu'à ce qu'ils soient piégés par une séquence de roches supérieures et forment les gisements à partir desquels nous les produisons maintenant.
Le gaz naturel et le pétrole à forte flottabilité sont piégés pendant des millions d'années dans des structures géologiques telles que cet anticlinal. Parmi les autres pièges figurent les failles et les pièges stratigraphiques, juxtaposant une roche poreuse sous une roche imperméable. Illustration : Géologie de la vallée de San Joachin.
Comme résumé dans mon article de 2013 Geologic Carbon Storage Though Enhanced Oil Recovery, rédigé avec mes collègues Susan Hovorka du Bureau de géologie économique de l'Université du Texas et Steve Melzer, consultant EOR bien connu, les États-Unis ont un demi-siècle d'expérience dans les injections de CO₂ en subsurface et la gestion des panaches. Le CO₂ est utilisé par l'industrie pétrolière pour produire plus de pétrole depuis un demi-siècle en raison de ses propriétés de mobilisation et de libération du pétrole tenace des champs qui ont été épuisés par les méthodes conventionnelles. Nous appelons cela la récupération assistée du pétrole ou EOR. Les résultats obtenus par l'industrie de la récupération assistée du pétrole depuis plus de 50 ans constituent une preuve supplémentaire de la faible probabilité de pertes importantes de CO₂ dues à des fuites. Environ 65 millions de tonnes de CO₂ sont actuellement transportées vers les projets de RAH par plus de 5 000 miles de pipelines aux États-Unis et avec des décennies d'opérations sûres. Les opérateurs EOR paient pour le CO₂ et le traitent comme une marchandise précieuse en travaillant pour minimiser et éliminer sa perte par des processus de recapture et de recyclage, la prévention des fuites, en suivant le CO₂ dans la subsurface. Ce suivi peut consister à équiper les puits de capteurs de pression qui alertent immédiatement les opérations centrales des problèmes d'injection et de production afin qu'ils puissent être immédiatement résolus. En EOR, le CO₂ est géré selon un schéma où un puits injecteur peut être typiquement entouré de 4 puits producteurs, résultant en une zone de basse pression vers laquelle le CO₂ injecté s'écoule, gardant ainsi le CO₂ dans le champ, attiré vers les puits de production. Les systèmes de recyclage récupèrent tout le CO₂ présent dans le pétrole, et le réinjectent, stockant ainsi progressivement la quasi-totalité du CO₂ initialement injecté. Lorsque l'injection cesse, la pression de la formation se relâche, et les fluides injectés finissent par atteindre l'équilibre avec la roche environnante.
Des projets de stockage EOR bien situés et soigneusement gérés, menés avec un suivi, des rapports et des vérifications, tels que Core Energy dans le Michigan et Occidental Petroleum au Texas (et plusieurs autres), contribuent au stockage du CO₂ tout en produisant du pétrole. Un avantage de la séquestration du CO₂ basée sur l'EOR est que le sous-sol est bien connu, tout comme les mécanismes de piégeage et la capacité du champ. Le risque de fuite réside dans les champs où se trouvent des puits anciens, inconnus, mal bouchés. Cependant, le risque lié aux anciens puits doit, selon les règles américaines décrites ci-dessous, être examiné au cours du processus d'établissement du plan de surveillance, de déclaration et de vérification(MRV) requis pour le stockage géologique dans le cadre du programme de déclaration des gaz à effet de serre. Plusieurs défaillances importantes de puits abandonnés (hérités) ont été rapportées dans la presse au cours de la dernière décennie, par exemple au Mississippi (2007, 2011) et au Texas (2015). Bien que certains dommages environnementaux aient résulté de l'écoulement de saumures pétrolières transportant du CO₂ à la surface de la terre, les grandes pertes volumétriques de CO₂ n'ont pas été signalées publiquement. De plus, ces fuites étaient rapidement découvertes, corrigées et de lourdes amendes étaient payées. Une étude californienne a suggéré que ces types de défaillances de puits hérités étaient très probablement au début du processus d'inondation du CO₂, lorsque le bord du panache a atteint les puits insuffisamment abandonnés. Par conséquent, toute fuite provenant de puits hérités abandonnés est susceptible d'être détectée et résolue rapidement. Dans un projet EOR mal géré, le risque de migration de CO₂ hors modèle/hors concession pourrait entraîner une perte de CO₂ du projet, dans de nombreux cas vers les concessions d'autres sociétés. Bien que la perte de pétrole et de CO₂ hors d'un projet puisse poser un problème aux opérateurs, elle peut être gérée en suivant l'équilibre du modèle - les fluides injectés doivent être égaux aux fluides produits - et par des rideaux d'eau (injection d'eau autour des marges d'un site EOR pour bloquer le flux de CO₂ hors du champ) pendant que le projet se poursuit. Aux fins de la comptabilisation du carbone, la migration hors du champ est comptabilisée comme une fuite de CO₂, bien que, le CO₂ puisse ne jamais migrer entièrement vers l'atmosphère si la migration se fait en dessous de la séquence de piégeage.
Le CO₂ qui est injecté à un kilomètre de profondeur et recyclé pendant la production de pétrole est stocké dans des systèmes de récupération assistée du pétrole, comme dans cette illustration fournie par le projet Core Energy dans le Michigan, un projet de surveillance et de stockage approuvé par l'EPA. En tenant compte de l'analyse du cycle de vie, le CO₂ net est stocké même lorsque le CO₂ provenant du combustible fossile est pris en compte.
Le stockage du gaz naturel est-il un analogue du stockage géologique du CO₂ ?
Le stockage de gaz naturel fournit en effet un autre analogue utile démontrant comment le CO₂ reste piégé après injection. En fait, trois trillions de pieds cubes de gaz naturel sont actuellement stockés dans des formations géologiques dans le cadre du programme américain de stockage de gaz naturel. Le gaz naturel est stocké en l'injectant dans des formations géologiques de stockage (une combinaison de cavernes salines profondes, de réservoirs salins et de champs pétrolifères épuisés). Le gaz naturel reste en sécurité jusqu'à ce qu'on y accède en fonction de la demande, contrairement au stockage permanent prévu dans les projets de CSC. La première installation souterraine de stockage de gaz naturel a été créée en 1915. Les États-Unis possèdent 415 installations de stockage géologique de gaz naturel et 17 500 puits. Ces réserves stratégiques contiennent plus de 3 000 milliards de pieds cubes de gaz naturel, gérés régulièrement au cours des 25 dernières années. Le National Energy Technology Laboratory a publié en 2019 un rapport intitulé Stockage souterrain du gaz naturel - Études analogues au stockage géologique du CO₂ qui conclut : "...l'expérience a démontré que de grands volumes de gaz peuvent être stockés en toute sécurité sous terre et sur de longues périodes lorsque les meilleures pratiques appropriées sont mises en œuvre. Le stockage de CO₂ dans des formations géologiques de subsurface à des échelles commerciales devrait également être réalisable si des meilleures pratiques comparables sont démontrées." Le rapport identifie une construction de puits archaïque comme la racine des événements de fuite peu communs, mais bien connus, qui incluent Aliso Canyon en 2015, illustrant l'importance de l'identification et de la correction des puits abandonnés, et les exigences robustes de construction de puits d'aujourd'hui pour le stockage de CO₂.
La figure 2-7, tirée du rapport NETL 2019, montre les installations de stockage de gaz naturel dans l'ensemble des États-Unis, par type et par taille de stockage.
Quelles sont les réglementations qui garantissent un stockage sûr ?
Les réglementations sur l'eau potable et la pollution atmosphérique aux États-Unis garantissent que le stockage du CO₂ est permanent. Plus précisément, deux réglementations sont essentielles à la sécurité du CO₂, une fois qu'il a été injecté pour être séquestré. La première est la Programme de contrôle des injections souterraines (UIC), partie de la loi sur l'eau potable (SDWA), qui est administrée par le bureau de l'eau de l'EPA en coopération avec les États. Une classe de puits spécifique a été établie dans le cadre de ce programme en 2010 aux fins de la séquestration géologique du CO₂. La classe UIC VI comprend des exigences visant à identifier, par le biais d'une étude géologique approfondie et de tests d'injection, des formations géologiques de haute qualité et à faible risque, une construction rigoureuse et l'intégrité mécanique des puits d'injection, des exigences pour l'injection de CO₂ (telles que la limitation de la pression d'injection à 90 % de la pression qui fracturerait la formation et la roche couverture), une surveillance et des rapports opérationnels et post-injection, ainsi que des exigences de fermeture du site. En complément de la classe VI de l'UIC, le Clean Air Act Programme de déclaration des gaz à effet de serre, sous-partie RR qui exige une analyse géologique identifiant et surveillant toute voie de fuite potentielle vers l'atmosphère, ainsi que des rapports et une comptabilité annuels. Dans le cas d'un stockage géologique, l'intégrité du système de confinement ou de piégeage dans la zone de pression élevée ou de flottabilité du CO₂ doit être prouvée par l'évaluation de toutes les voies de fuite potentielles, telles que les puits existants défectueux (lorsque le stockage se fait dans des champs pétrolifères épuisés) ou les conduits naturels tels que les fractures ou les failles transmissibles.
En somme, les caractéristiques inhérentes à la formation rocheuse et aux analogues du stockage du carbone, accompagnées des exigences réglementaires en matière de planification, d'injection, de stockage et de surveillance du CO₂ injecté, suggèrent fortement que le stockage géologique bien situé présente un faible risque à long terme, et qu'il est permanent. Les fuites du projet seront une exception rare et d'ampleur limitée en raison de ce que nous savons de la physique du piégeage géologique du CO₂ injecté, des décennies d'expérience de l'injection de CO₂ et d'autres analogues, et des exigences réglementaires existantes pour la sélection et l'exploitation des sites d'injection et de stockage de CO₂, y compris les exigences relatives à la construction des puits d'injection et à l'intégrité mécanique. C'est la permanence nécessaire pour atteindre les objectifs de réduction de CO₂ que le stockage géologique offre pour les émissions de CO₂ captées.
