☞ voir aussi le retour du charbon

 Mécanismes de stockage

Le charbon est une roche sédimentaire formée au cours des temps géologiques à partir de matière organique. Selon le degré d’évolution, on distingue différents types de charbon du lignite à l’anthracite. Au-delà de son caractère énergétique, le charbon est un milieu hétérogène (ses propriétés varient fortement selon l’endroit) et microporeux (renfermant de nombreux pores de diamètres inférieurs à 2·10^-9 m). Il est également caractérisé par une très grande surface spécifique interne (20 à 300 m²/g).

Cette propriété lui confère un potentiel théorique important de stockage de gaz. En effet, le CO₂ n’est pas uniquement stocké dans la porosité   comme c’est le cas pour les aquifères, mais surtout adsorbé sur la surface spécifique du charbon. On estime que le charbon peut stocker jusqu’à 40, voire 60 m³ [1] de CO₂ par tonne. Les capacités peuvent donc représenter 5, voire 10 fois celles des aquifères salins profonds.

De plus, le CO₂ est adsorbé dans le charbon préférentiellement au méthane CH₄ (constituant principal du grisou). En France, une tonne de charbon contient environ 5 à 25 m³ [2] ; une molécule de méthane chassée est remplacée par 2 à 5 molécules de CO₂. Le méthane relâché pourrait éventuellement être récupéré et valorisé ; le méthane serait canalisé par un puits vers la surface, où il serait brûlé pour obtenir de l’énergie.

 Difficultés

Cependant, la difficulté principale consiste à pouvoir injecter le CO₂ avec un débit suffisamment important. Le charbon est un milieu poreux fracturé de faible perméabilité  . La matrice solide est encore moins perméable et poreuse. L’adsorption   du CO₂ ne se fait qu’à la surface des fractures, ce qui réduit considérablement le potentiel d’adsorption  . De plus, les propriétés d’écoulement des fluides dans les charbons européens sont plus faibles que chez ceux nord-américains, où cette technique est expérimentée commercialement pour la production de méthane. Cette solution est donc tributaire de la réalisation d’un grand nombre de puits, nécessaires à l’injection, ainsi que d’une station de compression, laquelle dégrade le bilan carbone du stockage.

 Récupération assistée  

☞ voir également la récupération assistée d’hydrocarbures (pétrole et gaz) L’injection de CO₂ peut également permettre une récupération assistée   de gaz présent dans les veines de charbon (dit “gaz de couche” ou “gaz de charbon”), principalement constitué de méthane, qui peut être valorisé énergétiquement. Cette récupération assistée   (ECBM à l’anglaise) se fonde sur la plus forte affinité du CO₂ par rapport au méthane. Le CO₂ injecté s’absorbe dans la couche de charbon, ce qui libère le méthane. Celui-ci est alors extrait, alors que le CO₂ est stocké durablement.

Cette technique est actuellement à l’état de recherche en Europe, et est appliquée ailleurs dans le monde.

Il faut distinguer cette technique de la récupération de gaz de mine : dans ce cas, le méthane est récupéré à partir d’une exploitation minière (parfois en activité, le plus souvent pendant son ennoyage). Ce gaz s’échappe quoi qu’il arrive, à cause de l’exploitation ; sa récupération et son utilisation permet d’en tirer un intérêt énergétique, donc économique, et écologique [3]. La récupération de gaz de mine est appliquée en France, dans les bassins lorrain et du Nord.

 Le charbon dans la cartographie Metstor

La cartographie proposée par Metstor indique des valeurs de capacité de stockage théorique sur deux zones : dans le bassin de l’Arc autour de Gardanne, et dans le bassin lorrain autour de Saint-Avold. Dans le premier cas, les calculs de capacités sont ceux détaillés ci-après. Pour le second, des calculs similaires ont été réalisés à partir des travaux menés par le RTPG.

Les terrains permiens et carbonifères sont également disponibles sur la cartographie. Il s’agit des âges géologiques renfermant l’essentiel des réserves de charbon en France. Deux remarques sont ici nécessaires. D’une part, tous ces terrains ne recèlent pas forcément du charbon : par exemple, une large zone carbonifère en Bretagne, allant de Châteaulin à Corlay, en est dépourvue. D’autre part, ces zones ne décrivent que l’affleurement : le charbon enfoui à grandes profondeurs n’est pas indiqué.

 Capacité de stockage

Plusieurs niveaux de calcul de la capacité de stockage sont proposés par le “Carbon Sequestration Leadership Forum” (CSLF), à l’instar des capacités en réservoir  . La capacité théorique représente la limite physique de ce que peut accepter un système géologique. Pour le stockage en couche de charbon, elle suppose que le CO₂ sature la totalité de la masse de charbon. Il est évident que cette capacité théorique est bien supérieure à la capacité pratique. En effet, plusieurs éléments réduisent le volume de gaz potentiellement stockable. Parmi eux, on peut citer : la distribution des puits, la distribution de la pression ainsi que les perturbations de la structure géologique, l’anisotropie et les hétérogénéités du gisement lui-même (la perméabilité   du charbon, le taux de matière minérale, etc…).

Le gaz peut être contenu dans le charbon sous différentes formes :

• adsorbé sur la surface interne : du fait de la très grande surface interne du charbon (entre environ 100 et 400 m²/g), cette forme est largement prépondérante et peut représenter 90% ou plus du gaz contenu dans le gisement ;
• comme gaz libre dans les vides (macroporosité, fissures, fractures…) : en fonction de la porosité   du charbon et de la pression d’équilibre du gaz, le gaz sous forme libre emmagasiné dans les pores pourra représenter jusqu’à 10% voire plus du volume total de gaz contenu dans le charbon ;
• absorbé dans la structure moléculaire du charbon ; cette contribution est faible ;
• sous forme soluble dans l’eau éventuellement contenue dans le gisement.

La formule proposée pour l’estimation de la capacité théorique de stockage du CO₂ est la suivante :

Avec :

• C_th : la capacité théorique de stockage en t ;
• A : la surface de charbon dans la zone considérée en m² ;
• H : l’épaisseur de charbon dans la zone considérée en m ;
• η_m : la porosité   totale moyenne de la couche visée pour le stockage (charbon et roches encaissantes selon la nature) sans unité ;
• ρ_g : la masse volumique du CO₂ en t/m³ à la pression P et à la température T du stockage ;
• H_t : l’épaisseur totale de la couche visée (charbon et roches encaissantes) en m ;
• ρ : la masse volumique du charbon en t/m³ ;
• C : la capacité massique d’adsorption   de CO₂ sur le charbon à pression et température données, sans unité ;
• f_a : la fraction en poids de cendres ;
• f_m : la fraction en poids de l’humidité ;

Cette formule concerne les conditions de stockage du CO₂ à l’état gazeux. La fraction minérale contenue dans le charbon (cendres) est considérée comme inerte vis-à-vis du CO₂. La capacité d’adsorption   est déterminée à partir de la relation appelée communément isotherme. L’isotherme présente la capacité d’adsorption  , à une température donnée, d’un charbon en fonction de la pression de gaz. Selon la théorie de Langmuir, la plus couramment admise, la quantité de gaz adsorbée à l’équilibre est liée à la pression du gaz dans le charbon par une relation de la forme :

Avec :

• C : quantité massique théorique de gaz adsorbé à une pression donnée (sur un charbon pur et sec, sans unité) ;
• P : pression absolue (en MPa) ;
• C₀ : constante de Langmuir représentant la quantité de gaz adsorbée lorsque la pression tend vers l’infini (sans unité) ;
• P₀ : constante de Langmuir de même dimension que la pression.

Pour un charbon donné, les coefficients C₀ et P₀ dépendent principalement de la nature du gaz et de la température.

Cette formule montre que lorsqu’on fait croître la pression P, la quantité de gaz adsorbé ne croît pas indéfiniment, mais tend vers une limite qui correspond à la saturation de tous les sites d’adsorption   de la structure interne du charbon.

La connaissance de l’isotherme et de la pression de gaz in situ permet donc en théorie de connaître la capacité unitaire d’adsorption   d’un gaz donné sur un charbon donné.

Dans la pratique, les capacités d’adsorption   sont très variables d’un charbon à l’autre et dépendent de plusieurs autres facteurs comme :

• les caractéristiques intrinsèques des charbons et notamment leur teneur en matières volatiles et leur teneur totale en carbone ;
• la température : pour une même pression d’équilibre, la quantité de gaz adsorbé décroît lorsque la température augmente ;
• l’humidité : des études ont montré que la capacité d’adsorption   du CO₂ décroît de façon approximativement proportionnelle avec la teneur en eau ;
• la teneur en cendres : la capacité d’adsorption   diminue grosso modo proportionnellement avec l’augmentation de la teneur en cendres ;
• la composition du gaz et, dans une moindre mesure, la composition de la fraction minérale…

 Exemple d’application sur le bassin de Gardanne

Il est proposé un exemple d’évaluation de la capacité théorique de stockage du CO₂ sur une partie non exploitée du Bassin Houiller de Gardanne (zone Vitrolles - Aix-en-Provence).

Bassin de l’Arc, zone d’étude des capacités de stockage de CO₂

La zone d’application des formules de calcul des capacités théoriques de stockage de CO₂ se situe au centre du bassin de l’Arc. (Crédits BRGM, IFP, INERIS, SNET, 2004 - 2005)

Cet exemple tient compte de paramètres du gisement connus ou estimés dans le cadre du programme RTPG Filière du charbon propre.

Le tableau ci-dessous présente les résultats obtenus pour certains panneaux du gisement situés entre 500 et 1500 m de profondeur, en supposant une pression finale de CO₂ de 5 MPa.

Pour situer l’ordre de grandeur, la capacité de stockage ainsi estimée correspond à environ 20 ans d’émission de CO₂ de la centrale thermique de Gardanne située à proximité du site de stockage analysé.

Dans les calculs, on suppose une saturation totale et homogène, à une pression donnée, de la zone de gisement disponible. Il est bien évident que la capacité théorique ainsi calculée est significativement supérieure à la capacité pratique.

L’évaluation de cette dernière nécessitera l’acquisition d’un certain nombre de données plus précises sur le gisement lui-même et sur les modalités technologiques du stockage envisagé.

 Documentation

• Filière du charbon propre en France : Étude de faisabilité d’un pilote de séquestration du CO₂ pour les centrales thermiques au charbon. État des connaissances géologiques. Bassin de l’Arc (Bouches-du-Rhône). Rapport final.
• Filière charbon propre en France. Étude de faisabilité d’un pilote de séquestration du CO₂ pour les centrales thermiques au charbon. Bassin houiller de Lorraine. Rapport final