Les projets de captage et stockage du CO₂ dans le monde

Cette carte a été réalisée en septembre 2009 à l’occasion du 3^e colloque international organisé par l’ADEME, le BRGM et l’IFP sur le captage et stockage géologique du CO₂ (voir la carte en pdf, la page d’origine)

Vue nocturne de la plate-forme de Sleipner  

 Sleipner   (Norvège)

Sleipner   est un gisement de gaz naturel situé au centre de la mer du Nord, à environ 200 km des côtes, exploité par Statoil. Le gaz naturel produit est chargé de 4 à 10 % de CO₂. La norme impose une fraction de CO₂ dans le gaz naturel vendu d’au plus 2,5 %.

L’exploitant aurait pu rejeter le surplus de CO₂ directement dans l’atmosphère. Mais suite à l’introduction d’une taxe norvégienne sur les émissions, la décision a été prise en 1992 de stocker géologiquement ce CO₂.

Le stockage a été lancé en 1996. Le site est un aquifère   à 1 000 m sous le fond de la mer, dans la formation des sables d’Utsira au-dessus du gisement de gaz. Chaque année, un million de tonnes de CO₂ sont ainsi enfouies dans le sous-sol marin, au lieu d’être rejetées dans l’atmosphère comme cela se pratique habituellement. C’est actuellement le seul cas de stockage de CO₂ dans un aquifère  .

Le stockage est surveillé depuis 1998 par le projets SACS auquel participent le BRGM et l’IFP, puis CO₂STORE (2003-2006).

☞ site de Statoil sur Sleipner

Premier site mondial de stockage de CO₂ en aquifère   salin profond à Sleipner   en mer du Nord (Norvège)

Le gaz naturel est extrait à 2 500 m de profondeur depuis la plate-forme de forage et fait l’objet d’une séparation du CO₂ qu’il contient sur la plate-forme de traitement du gaz. Le CO₂ est alors injecté dans l’aquifère   sableux d’Utsira situé à 1 000 m de profondeur.

Unité d’exploitation de gaz naturel à Ain Salah   (Algérie)

La société In Salah   Gas, filiale de Sonatrach, BP et Statoil, a mis en place les infrastructures pour extraire le CO₂ contenu dans le gaz naturel (de 1 à 9 %) et le stocker dans le gisement. (© Sonatrach–BP–Statoil)

 Ain Salah   (Algérie)

Ain Salah   (ان صلاح) est un champ de gaz naturel en Algérie opéré par BP, Sonatrach et Statoil. Le CO₂ est séparé du gaz produit et injecté dans une partie plus profonde de la couche géologique contenant le gaz ; dans cette partie, cette couche géologique se présente comme un aquifère   dont la capacité de stockage est estimée à 17 Mt de CO₂. Depuis août 2004, un million de tonnes de CO₂ est injecté par an. Ici, la décision d’un stockage n’est motivée ni par des considération économiques, ni par des considérations de récupération assistée   des hydrocarbures. Les opérateurs industriels présentent ce cas comme une leçon d’apprentissage afin d’affiner leurs compétences pour des futures mises en œuvre à plus grande échelle.

Coupe schématique du gisement d’Ain Salah  

Depuis août 2004, un million de tonnes de CO₂ sont réinjectés chaque année. (© Sonatrach–BP–Statoil)

 Snøhvit   (Norvège)

En mer de Barents, Statoil exploite le champ de gaz de Snøhvit  . Le gaz de ce champ, à l’instar de celui du champ de Sleipner, contient une part non négligeable de CO₂, qui doit être séparé du gaz naturel avant sa vente. Le gaz naturel étant destiné à être liquéfié (GNL), l’extraction du gaz carbonique est opérée à terre à Hammerfest, à environ 160 km de la plate-forme d’extraction. Le CO₂ est ensuite transporté par gazoduc au lieu d’injection situé à proximité de la plate-forme de production. L’injection d’environ 700 000 tonnes de CO₂ par an s’effectue dans une formation géologique à environ 2 600 m de profondeur, sous le réservoir   de gaz.

Schéma du stockage géologique de K12B

© Gaz de France

 K12B (Pays-Bas)

Exploité depuis 1987, le gisement de gaz nature K12B est situé en mer du Nord néerlandaise, à 70 km au nord-ouest d’Amsterdam, par 3 800 m sous le niveau de la mer. Ce gisement exploité par ProNed, filiale de Gaz de France, arrive à épuisement. Le gaz carbonique présent dans le gaz naturel (à hauteur de 13 %) était jusqu’en début 2004 rejeté dans l’atmosphère.

Gaz de France a lancé un projet de stockage géologique. Le pilote doit stocker une petite quantité de CO₂ dans le gisement, avec un potentiel d’injection à terme de 480 000 t/an, pour un coût estimé à 8 €/t. La capacité estimée du réservoir   est de 8 millions de tonnes de CO₂.

Le projet CATO-2 (2009−2014) étudie ce site. Il est coordonné par TNO et représente 60 M€ (50% par financement public).

 Ketzin (Allemagne)

Le projet CO₂SINK est articulé autour d’un pilote d’injection à Ketzin en Allemagne, près de Berlin. Le projet vise à développer et éprouver les procédures de surveillance à long terme. Le consortium regroupe 18 partenaires de 9 pays européens coordonnés par le Centre de Géorecherches allemand GFZ sous l’égide de l’Union européenne.

La cible du stockage est un aquifère du Trias   d’une épaisseur de 80 m. L’injection se fera à 650 m de profondeur, et sera au maximum de 60 000 tonnes de CO₂ achetés à un industriel. Deux puits d’observation et des équipements de surveillance en surface complètent l’installation.

L’injection à débuté en juin 2008.

Schéma du pilote de Ketzin

Le transport du CO₂ s’effectue en camion jusqu’au puits d’injection. Deux puits d’observation et un certain nombre d’équipements géophysiques sont chargés de suivre la progression du CO₂ sous terre. (source)

Pilote de captage à Lacq

L’une des cinq chaudières à vapeur existantes de la centrale du site a été convertie en chaudière oxycombustion. (© Total)

 Lacq (France)

Le pilote de démonstration de Lacq est le premier cas de chaîne complète du captage et stockage du CO₂ en France. L’une des cinq chaudières de la centrale de Lacq sera adaptée pour l’oxycombustion, et le CO₂ capté sera transporté sur 27 km vers le site d’injection, un réservoir   presque épuisé de gaz naturel du gisement de Rousse, à 4 500 m sous terre. Sur deux ans, 150 000 tonnes de CO₂ devraient être injectées.

Voir le site de Total sur ce pilote.

Pilote d’injection à Rousse

Schéma du dispositif de surveillance de l’injection de CO₂ (© Total)

 Programme européen pour la relance de l’énergie

Les six projets financés par le programme européen pour la relance de l’énergie

Le Programme européen pour la relance de l’énergie finance six projets pilotes de stockage géologique du CO₂ :

• Jänschwalde, Allemagne : 300 MW, captage par postcombustion et oxycombustion à partir d’une centrale au lignite ;
• Hatfield, Royaume-uni : 900 MW, captage par précombustion ;
• Porto Tolle, Italie : 250 MW, captage par postcombustion ;
• Rotterdam, Pays-Bas : 250 MW, captage par postcombustion ;
• Bełchatów, Pologne : 250 MW, captage par postcombustion à partir d’une centrale au lignite ;
• Compostilla, Espagne : 323 MW, captage par oxycombustion.

 Autres projets

Une carte est proposée sur ce site, avec des orthographes assez approximatives.