Source: http://www.shell.ca/can-shell/aboutshell/our-business-tpkg/upstream/oil-sands/quest/technology.html
Timestamp: 2016-10-23 17:55:37+00:00

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Sécurité éprouvée des technologies de CSC - Canada
Le secteur amont au Canada
Projet Shell Quest Captage et stockage du carbone, processus essentiel pour parer au changement climatique
Sécurité éprouvée des technologies de CSC
Consultations sur le projet Quest
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Le projet Quest de Shell constitue une première dans l’application de la technologie de captage et de stockage du carbone (CSC) au secteur des sables bitumineux. Toutefois, la plupart des composantes du projet ont fait la preuve de leur fiabilité depuis des décennies.
« La majorité des technologies utilisées ont déjà été mises à l’épreuve séparément et ont démontré au cours de nombreuses années leur fiabilité dans le secteur de l’énergie », explique Len Heckel, directeur du projet Quest chez Shell Canada.Les trois composantes technologiques utilisées dans le CSC sont :l’extraction du dioxyde de carbone (CO2) des flux de gaz de procédés;le transport par pipeline; etl’injection de CO2 dans une formation géologique profonde.« Nous sommes convaincus que le projet Quest démontrera que ces trois composantes peuvent fonctionner de façon tout aussi sûre et fiable dans un système CSC intégré que dans toute autre application », ajoute M. Heckel.Shell construira le projet Quest pour le compte des partenaires de la coentreprise du projet d’exploitation des sables bitumineux de l’Athabasca, soit Shell Canada Énergie (60 %), Chevron Canada Limited (20 %) et Marathon Oil Sands L.P. (20 %). Le projet bénéficie également d’un financement des gouvernements albertain et canadien.À compter de 2015, Quest permettra de capter plus de un million de tonnes de CO2 émis par l’usine Shell de valorisation des sables bitumineux de Scotford située à proximité de Fort Saskatchewan, en Alberta, ce qui équivaut à mettre au rancart 175 000 véhicules chaque année. Le CO2 sera ensuite transporté par un pipeline de 80 km à un lieu de stockage approprié où il sera injecté et stocké en permanence à plus de deux kilomètres sous terre.
Quest a recours aux technologies de Shell
La technologie de captage brevetée ADIP-X de Shell à base d’amines (site Shell non canadien, en anglais seulement) est utilisée de façon courante dans l’industrie gazière à l’échelle mondiale depuis plus de 40 ans pour extraire le sulfure d'hydrogène et le CO2 du gaz naturel. Le perfectionnement du processus à base d’amines afin de récupérer un flux gazeux composé à toutes fins utiles de 98 % de CO2 pur à partir des unités de production d'hydrogène de l’usine est le seul nouvel aspect de l’unité de captage de carbone de Quest.Dans le processus de valorisation de l’usine de Scotford, on ajoute de l’hydrogène au pétrole lourd afin de le transformer en brut synthétique qui pourra ensuite être traité pour l’obtention de divers produits comme l’essence. La production d’hydrogène constitue l’une des plus importantes sources d’émissions de CO2 de l’usine de valorisation.Les installations de captage utiliseront un solvant de type amine pour capter le CO2 du flux gazeux. Le CO2 sera ensuite séparé de ce solvant au moyen d’un processus thermique, puis déshydraté et comprimé. La compression réduira son volume d’environ 400 fois, le transformant ainsi en un liquide très épais. Ce CO2 « liquide » sera ensuite transporté au moyen d’un pipeline enterré de 80 km jusqu’à des puits d’injection (dont le nombre variera de trois à huit), situés au nord de l’usine de valorisation.Le CO2 est transporté par pipeline en grandes quantités depuis 1972, pour son utilisation dans le processus de récupération assistée des hydrocarbures des gisements pétrolifères en déclin, principalement au Texas. Le pipeline le plus long, et ayant la plus importante capacité au monde, a été construit en 1983. Shell en était l’exploitant. Il servait au transport de CO2 sur une distance de 800 kilomètres, du gisement naturel de CO2 de McElmo Dome au Colorado au champ pétrolifère de Wasson au Texas.Selon l’U.S. Energy Information Administration, on dénombre actuellement 105 projets aux États Unis où on injecte de façon sécuritaire plus de 50 millions de tonnes de CO2 par année dans des formations pétrolifères pour produire 90 millions de barils de pétrole par année.L’industrie du gaz naturel a recours également depuis des décennies à l’injection de CO2 dans des formations géologiques sous terre. Bien que ce type d’enfouissement ait été proposé pour la première fois en 1909 par la U.S. Geological Survey comme la méthode la plus sûre de stocker temporairement de grandes quantités de gaz naturel, la première installation commerciale de stockage de gaz naturel sous terre n’est entrée en service qu’en 1915 dans le comté de Welland en Ontario.
Démontrer la capacité de stockage
La formation de stockage de CO2 du projet Quest de Shell n’est reliée à aucun gisement pétrolier ou gazier. En fait, Quest vise à prouver la capacité de stockage des formations de grès de base cambriennes très profondes que l’on retrouve dans le sous-sol de la majeure partie de l’Alberta, de la Saskatchewan et des plaines du nord des États-Unis. Les formations de cette nature aux endroits choisis sont jugées idéales pour le stockage du CO2 puisqu’elles sont situées à une profondeur de plus de deux kilomètres et qu’elles sont constituées de multiples couches rocheuses imperméables qui scellent la zone de stockage. Faire la preuve que de telles formations peuvent servir au stockage permanent de grandes quantités de CO2 est important pour les projets de CSC qui seront nécessaires à l’avenir pour aider les gouvernements à atteindre leurs cibles de réduction du CO2. Selon Stefan Bachu*, chercheur de renom de l’Alberta Innovates – Technology Futures, les réservoirs de grès de base cambriens constituent la meilleure formation géologique pour le stockage permanent de CO2 en Alberta et l’ouest du Canada, compte tenu de leur grande capacité de stockage, de l’absence d’hydrocarbures ou d’autres ressources dont l’exploitation pourrait entrer en conflit avec leur utilisation comme réservoir de stockage du CO2 et du fait qu’historiquement très peu de puits ont atteint ces formations. « Le développement de la technologie du CSC est essentiel pour faire face au changement climatique, explique Stefan Bachu. Le projet Quest de Shell est important, car il permettra de faire la démonstration de l’efficacité de la technologie intégrée et de l’utilisation des réservoirs de grès de base cambriens pour le stockage du CO2. » Après avoir été le premier projet pour lequel des droits autorisant l’injection de CO2 dans les « espaces interstitiels » des formations géologiques ont été octroyés en vertu de la nouvelle loi provinciale régissant le CSC adoptée en 2011, Quest sera le premier projet de CSC en Amérique du Nord où sera appliquée l’injection de CO2 à l’échelle commerciale dans des réservoirs de grès de base cambriens. Modélisation des formations souterraines La compétence de Shell en matière de modélisation des formations souterraines lui confère un avantage concurrentiel et c’est précisément cette expertise qui a servi à confirmer l’intégrité des zones souterraines de stockage sélectionnées. « Notre confiance en la possibilité de stocker le CO2 sous terre de façon permanente et sure s’appuie en partie sur l’expérience du stockage du CO2 du gaz naturel, technique utilisée dans notre industrie depuis près de 100 ans et présentant un excellent dossier en matière de sécurité, explique Sean McFadden, directeur de projets, activités souterraines. « Nous avons pris des mesures très rigoureuses pour nous assurer que la formation retenue pour le stockage dans le cadre du projet Quest était située dans une zone comportant de nombreuses couches de roche imperméable étanche », ajoute M. McFadden.
Sélection rigoureuse des emplacements
Les trois couches étanches qui recouvrent immédiatement le réservoir de stockage de Quest situé à une très grande profondeur sont composées de couches de sel et d’une couche de schiste, soit au total environ 150 mètres (485 pieds) de roche imperméable. Les comparaisons chimiques de l’eau salée des réservoirs de grès de base cambriens et des formations juste au-dessus indiquent qu’il n’y a eu aucune communication entre les deux zones et que l’eau salée de la formation est bien emprisonnée depuis des centaines de millions d’années « Nous avons choisi un lieu de stockage dans les formations de grès de base cambriens parce que les meilleurs géologues indépendants jugent que ce sont d’excellents réservoirs pour le stockage du carbone à grande échelle », poursuit M. McFadden. Selon lui, pour plus de sécurité, Shell a choisi un emplacement qui éviterait toute proximité avec un puits existant foré dans les formations de grès de base cambriennes ou les formations qui le recouvrent. « Nous avons également conçu les puits d’injection de Shell en ayant toujours à l’esprit la sécurité, précise-t-il. Afin de protéger la nappe phréatique peu profonde, nous avons prévu, pour les puits, trois barrières de tubage d'acier, chacune cimentée jusqu’à la surface. » Pour éviter la corrosion dans le pipeline ou dans les puits d’injection que peut causer l’association eau - CO2, Shell a ajouté une unité de déshydratation à l’usine de Scotford de façon à retirer l’eau du flux de CO2. En outre, afin d’accroître la protection contre la corrosion, les sections inférieures des tubages des puits d’injection seront faites d’acier au chrome. On utilisera pour la construction du pipeline des matériaux appropriés pour le transport de CO2, notamment de l’acier au carbone conçu pour une utilisation à basse température répondant à des exigences précises de résistance.
Technologies de surveillance perfectionnées
« Comme il s’agit d’un nouveau type de projet, Shell reconnaît qu’il lui incombe de faire plus pour assurer la sécurité, poursuit M. McFadden. « C’est pourquoi, nous mettrons en place de l’équipement de surveillance complet et hautement perfectionné au lieu de stockage pour assurer divers niveaux de mesure, de surveillance et de vérification (programme MMV) pendant la durée de notre projet afin de confirmer que le CO2 demeure emprisonné. Nous effectuerons une surveillance rigoureuse des puits d’injection, de la formation de stockage et des puits de surveillance (entre autres ceux de la nappe phréatique peu profonde, afin d’offrir le plus haut niveau d’assurance aux résidents de la région ». Le projet de stockage a fait l’objet d’une vérification exhaustive effectuée par des experts indépendants réunis par la firme DNV (Det Norske Veritas) (en anglais seulement) de Norvège, qui lui a décerné le premier certificat d'aptitude mondial pour le stockage sécuritaire du CO2.
La réduction des coûts est essentielle
Quest vise à démontrer que toutes les composantes du CSC fonctionnent de façon fiable dans un système intégré, pour assurer le captage, le transport et le stockage du CO2 émis par une usine de valorisation des sables bitumineux. Toutefois, selon Len Heckel, le véritable défi technique consiste à trouver des moyens de réduire les coûts des projets d’envergure commerciale. « Nous avons besoin du CSC pour réduire le profil carbone de notre industrie en général et en particulier du secteur des sables bitumineux, explique-t-il. « Une économie industrielle dynamique aura besoin de l’énergie à base d’hydrocarbures pendant les décennies à venir. D’ici 2050, la demande d’énergie mondiale devrait doubler, et, bien qu’il soit possible que les hydrocarbures représentent une part moins importante de l’ensemble des ressources énergétiques, leur utilisation augmentera en termes absolus. Parallèlement à cette augmentation, nous devrons réduire nos émissions totales de CO2 et le CSC sera essentiel pour mener à bien cet effort. « Le véritable défi consistera donc à réduire les coûts du CSC afin que nous soyons en mesure d’offrir des ressources énergétiques abordables à plus faibles émissions de CO2 », ajoute M. Heckel. « Les apprentissages du projet Quest seront très importants à cet effet. Et ils seront encore plus importants pour le secteur des sables bitumineux, car nos coûts de production sont élevés. La réduction des coûts du CSC sera donc essentielle au maintien de la compétitivité du secteur des sables bitumineux et de l’Alberta. »
* Stefan Bachu est un chercheur de renom, spécialiste du stockage du CO2, à l’Alberta Innovates - Technology Futures (auparavant l’Alberta Research Council). Il se consacre depuis deux décennies à la recherche sur le stockage du CO2 et depuis plus de 30 ans à la recherche sur la circulation souterraine des fluides et de la chaleur dans le bassin sédimentaire canadien de l’Ouest canadien. Il faisait partie des scientifiques du Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (GIEC) récompensés par le prix Nobel de la paix en 2007. Il représente l’Alberta et le Canada au sein de nombreux organismes nationaux et internationaux qui se penchent sur la question du captage et du stockage du carbone, dont le Carbon Sequestration Leadership Forum, est membre de nombreux comités consultatifs et est rédacteur en chef adjoint de l’International Journal of Greenhouse Gas Control.

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