Source: https://fr.scribd.com/doc/309765989/Analyse-Preliminaire-de-Risques
Timestamp: 2020-08-05 14:00:51+00:00
Document Index: 100228315

Matched Legal Cases: ['arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt\n', 'arrêt ']

Analyse Preliminaire de Risques | Stockage de l'énergie | Séquestration géologique du dioxyde de carbone
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ClimatoL3S5
3 Durabilité EC2
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N° DRA-07-79351-11037A
METSTOR : Méthologie de sélection des sites de stockage du CO 2 dans les réservoirs souterrains en France
Contribution de l’INERIS pour les étapes 2, 3 et 4 du module 5
Liste des personnes ayant participé à l’étude : Pierre ROUX, Brigitte NEDELEC, Charlotte BOUISSOU, Candice LAGNY
Réf. : DRA-07-79351-11037A
Le présent rapport a été établi sur la base des informations fournies à l’INERIS, des données (scientifiques ou techniques) disponibles et objectives et de la réglementation en vigueur.
La responsabilité de l’INERIS ne pourra être engagée si les informations qui lui ont été communiquées sont incomplètes ou erronées.
Les avis, recommandations, préconisations ou équivalent qui seraient portés par l’INERIS dans le cadre des prestations qui lui sont confiées, peuvent aider à la prise de décision. Etant donné la mission qui incombe à l’INERIS de par son décret de création, l’INERIS n’intervient pas dans la prise de décision proprement dite. La responsabilité de l’INERIS ne peut donc se substituer à celle du décideur.
Le destinataire utilisera les résultats inclus dans le présent rapport intégralement ou sinon de manière objective. Son utilisation sous forme d’extraits ou de notes de synthèse sera faite sous la seule et entière responsabilité du destinataire. Il en est de même pour toute modification qui y serait apportée.
L’INERIS dégage toute responsabilité pour chaque utilisation du rapport en dehors de la destination de la prestation.
Responsable du pôle AGIR
Unité DIAG
1.1 OBJET DU PROGRAMME
1.2 OBJECTIFS GÉNERAUX DES TRAVAUX
1.3 PLAN, DE RECHERCHE/PROGRAMME DES TRAVAUX
1.4 PRESENTATION DÉTAILLÉE DU MODULE 5
1.4.1 Identification des risques technologiques
1.4.2 Identification des risques de fuite du stockage géologique
1.4.3 Cartographie des principaux critères de vulnérabilité (CIRED)
1.5 CONTRIBUTION DE L’INERIS POUR LE MODULE 5
2. ÉTAT DE L’ART ACTUALISÉ DE LA RÉGLEMENTATION S’APPLIQUANT AU
PROCESSUS DE SÉQUESTRATION DU CO 2
2.1 LES CANALISATIONS DE TRANSPORT
2.2 LES INSTALLATIONS FIXES CONNEXES AU TRANSPORT ET AU STOCKAGE
2.3 LE STOCKAGE GÉOLOGIQUE
2.4 SEUIL D’EXPOSITION
2.4.1 Seuil d’exposition professionnel
2.4.2 Seuil d’exposition des populations
RÉCAPITULATION DES DISPOSITIFS RÉGLEMENTAIRES
3. SYNTHÈSE D’ACCIDENTS INTERVENUS SUR DES INSTALLATIONS COMPARABLES 19
3.1.1 Revue d’accidentologie des canalisations
3.1.2 Les matières
3.1.3 Les types et circonstances des accidents
3.1.4 Les causes
3.1.5 Les conséquences
3.1.6 Synthèse du retour d’expérience « canalisation »
3.2 LES INSTALLATIONS FIXES CONNEXES AU TRANSPORT ET AU STOCKAGE
3.3 LES STOCKAGES GÉOLOGIQUES
3.4 LES ACCIDENTS CONCERNANT DIRECTEMENT LE CO 2
3.5 CONCLUSION GÉNÉRALE SUR LE RETOUR D’EXPÉRIENCE CO 2
4. ANALYSE DE RISQUES « GÉNÉRIQUES » SUR LES INSTALLATIONS DE TRANSPORT
ET DE STOCKAGE DU CO 2
COLLECTE DES DONNÉES D’ENTRÉES NÉCESSAIRES
4.1.1 Description des procédés et des installations
4.1.2 Recensement des matières et produits
TRADUCTION DES DONNÉES D’ENTRÉES ET PRÉALABLES À L’ANALYSE DES RISQUES
4.2.1 Analyse du retour d’expérience
4.2.2 Les potentiels de dangers
4.2.3 Caractérisation et localisation des agresseurs externes potentiels
5. MESURES DE SÉCURITÉ « GÉNÉRIQUES »
RETOUR D’EXPÉRIENCE EOR
5.1.1 Un exemple de canalisation terrestre
5.1.2 Les moyens de surveillance des canalisations
5.2 CHOIX DU TRACÉ DE LA CANALISATION
5.3 TECHNIQUES DE MONITORING
Le projet METSTOR a pour objet de concevoir une méthodologie permettant, sur la base d’un jeu de données aussi exhaustif et représentatif que possible des caractéristiques du sous-sol français et de critères socio-économiques (inventaire), de proposer des solutions techniques intégrées pour le stockage du CO 2 dans des formations géologiques sur le territoire français (on et off-shore).
L’approche de la problématique du stockage de CO 2 , proposée dans le cadre de ce projet, se veut globale afin de ne pas hypothéquer d’éventuelles solutions pour l’avenir.
C’est pourquoi l’inventaire des formations géologiques doit prendre en compte non seulement les solutions classiques telles que le stockage en réservoir ou la séquestration dans les couches de charbon, mais également de nouvelles voies telle la séquestration minéralogique dans les roches basiques ou ultra-basiques (basaltes, serpentines). Chacun des types de formations géologiques envisagées possède ses propres caractéristiques bénéfiques ou défavorables vis-à-vis du stockage du CO 2 .
Enfin, cet inventaire doit être complété par un inventaire des sources d’émissions de CO 2 en s’attachant, autant que faire ce peut, à caractériser les compositions (quantitatives et/ou qualitatives) des gaz émis.
L’ensemble des données, critères et solutions techniques issues de l’étude doit être intégrées dans un système d’aide à la décision accessible en ligne (via Internet) et exploitable par les industriels aux fins d’analyser les solutions disponibles tant en ce qui concerne les capacités de stockage à proximité de leurs installations que les solutions techniques à mettre en œuvre et les contraintes techniques et environnementales liées soit au site, soit aux solutions techniques envisagées.
OBJECTIFS GÉNERAUX DES TRAVAUX
Ces quelques considérations précédentes démontrent qu’il ne saurait y avoir de solution unique au problème du stockage souterrain du CO 2 , et qu’il convient a priori d’identifier les différents critères à prendre en compte pour la recherche de solutions efficaces afin de répondre aux futurs besoins en termes de réduction des émissions des gaz à effet de serre.
Ainsi, en mettant au regard de chacune des sources de CO 2 identifiée sur le territoire métropolitain, les différents réservoirs potentiellement favorables au stockage, on doit pouvoir renseigner, pour chacune des solutions proposées, les paramètres suivants :
capacités de stockage offertes par le milieu naturel,
proximité des sources d’émission du CO 2 ,
faisabilité technique de l’injection en fonction du milieu choisi,
risques liés à l’ensemble du processus de la préparation et du stockage de gaz,
risques d’éventuelles fuites vers les nappes phréatiques et vers la biosphère,
paramètres d’acceptabilité socio-économiques.
Afin de permettre cette analyse multi-critère, des études fondamentales doivent être menées afin d’identifier les critères déterminants à prendre en compte. Cela concerne pour l’essentiel :
la quantification des potentialités de stockage ou de séquestration en fonction des formations géologiques candidates,
la réactivité de la formation géologique vis à vis d’autres gaz polluants (SO 2 , NO x , …) et par conséquence la pureté minimum acceptable du CO 2 injecté,
les solutions techniques d’injection et leurs contraintes (gaz supercritique, gaz dissous), pour chaque type de formation géologique concernée,
l’identification des risques techniques liés au stockage souterrain (risques technologiques pendant la récupération, la préparation et l’injection de gaz, fuites, temps de retour vers la biosphère, …), en borner les conséquences, les probabilités, et explorer les irréversibilités,
l’identification des critères d’acceptabilité vis à vis des populations.
PLAN, DE RECHERCHE/PROGRAMME DES TRAVAUX
Compte tenu de son aspect pluri-disciplinaire, ce projet a pu être aisément découpé en modules pouvant être traités de façon indépendante (études thématiques). Cependant, il a été nécessaire de tester les différents critères résultant des études thématiques sur un jeu de données aussi exhaustif que possible afin de vérifier la réalité du résultat de l’analyse multi-critère proposée mais également d’identifier les lacunes de connaissance (les verrous) nécessaires de combler pour chacune des solutions proposées.
Il s’agit donc de réaliser un véritable démonstrateur (une application SIG accessible sur Internet) exploitant une base de données évolutive et pouvant être par la suite complétée par les utilisateurs eux-même.
Les différents modules et leurs objectifs correspondants sont les suivants :
Module 1 « Recueil des données géologiques » (coordination BRGM)
Objectif : Recueillir, sur la base de projets déjà réalisés (publics ou privés moyennant l’obtention d’une autorisation d’accès des propriétaires des études) et pour l’ensemble des formations géologiques concernées (réservoirs aquifères, gisements - cf. nota bene ci-dessus - et couches de charbon, roches volcaniques basiques et ultrabasiques), l’ensemble des données disponibles relatives à la géologie, au sein d’une base de données géoréférencée. Identifier les paramètres clés indispensables à l’estimation réaliste des capacités de stockage du CO 2 .
Module 2 « Inventaire des émetteurs de CO 2 en France » (coord. BRGM)
Objectif : Obtenir une cartographie des principaux émetteurs industriels de CO 2 en France.
Module 3 « Réactivité de la formation géologique » (coord. IFP)
Objectif : Etablir une synthèse des différentes modélisations réalisées dans le cadre de projets de recherche ou commerciaux permettant d’estimer, pour chaque type de réservoir ou de formation géologique hôte, la réactivité de la formation géologique vis à vis de mélanges de gaz polluants identifiés dans le module 2. Régionaliser les résultats de ces études pour chacun des réservoirs identifiés sur le territoire national. Identifier les contraintes physiques imposées pour chaque option de stockage ou de séquestration et les caractéristiques chimiques minimales acceptables du fluide à injecter.
Module 4 « Technique d’injection » (coord. GdF)
disponibles concernant les installations de surface et les équipements de forage permettant l’injection de CO 2 dans les formations géologiques.
Module 5 « Evaluation des risques techniques » (coord. INERIS)
Objectif : Identifier et évaluer les risques puis sélectionner parmi ceux-ci, ceux qui présenteront les risques les plus importants vis à vis de l’environnement physique et humain du stockage afin d’en établir une cartographie.
Module 6 « Critères d’acceptabilité vis à vis des populations » (coord. CIRED)
Objectif : Evaluer la perception et la communication du risque lié au stockage géologique du CO 2
Module 7 « Démonstrateur » (BRGM)
l’utilisateur sur l’ensemble des données disponibles mais également sur les lacunes de données, et lui permettre de combiner les informations fournies
avec ses propres informations.
Le présent document est rattaché au module 5 qui s’intitule : Evaluation des risques techniques.
Le CO 2 n’est pratiquement pas toxique aux faibles concentrations, mais il devient dangereux, même en présence d’oxygène, si sa teneur augmente. Son action toxique porte sur le système sanguin et surtout le système respiratoire. Substitué à l’oxygène de l’air ou diluant celui-ci, il peut également être à l’origine d’un risque d’asphyxie pour les personnes exposées. A titre d’exemple, la réglementation minière en France limite à 1% la concentration de ce gaz dans l’air pendant le travail.
De même, l’ensemble du processus de stockage en milieu géologique souterrain (la capture, la préparation, le transport, l’injection,…) nécessite l’emploi de méthodes et d’installations technologies spécifiques mettant notamment en œuvre des hautes pressions et des basses températures.
Par ailleurs, même si un des critères principaux pour le choix des sites potentiels de stockage sera une faible perméabilité des terrains de recouvrement, une certaine migration de gaz vers la surface peut avoir lieu.
Dans le cadre du stockage géologique de dioxyde de carbone, il est donc important d’identifier et d’évaluer les risques puis de sélectionner parmi ceux-ci, ceux qui présenteront les risques les plus importants vis à vis de l’environnement physique et humain du stockage afin d’en établir une cartographie.
Les principales étapes de l’étude concerne donc l’identification :
des risques technologiques sur les sites de la récupération, du traitement et de l’injection du dioxyde de carbone,
des risques liés aux fuites de gaz du gîte géologique du stockage vers la surface du sol, par les terrains de recouvrement et les aquifères,
d’une tentative de cartographie des principaux critères de vulnérabilité de l’environnement physique et humain vis à vis du stockage,
Ces différentes étapes de l’étude sont décrites ci-après comme le prévoyait la définition initiale du projet.
L’étude de l’identification des risques technologiques comporte quatre étapes:
Etape 1 : Définition d’un processus « type » de séquestration géologique du CO2
Le but de cette phase est de recueillir l’ensemble des données nécessaires relatives aux installations technologiques, concernant leur typologie et leur conception.
L’objectif sera d’identifier les principales fonctions des unités et les équipements associés. Les caractéristiques de ces derniers seront précisées de telle façon qu’elles puissent servir de base à l’analyse des risques et à l’examen des scénarios envisagés.
Une description fonctionnelle des installations type sera réalisée en indiquant les paramètres opératoires et procédures prévus pour les différentes phases de l’exploitation, de maintenance, de démarrage et d’arrêt.
A l’issue de cette étape, la typologie d’installations « type » sera définie.
Etape 2 : Réalisation d’un état de l’art actualisé de la réglementation et de la sécurité s’appliquant à l’ensemble du processus de séquestration géologique du CO 2 .
Cette étape vise à réaliser un état de l’art du domaine du processus de séquestration géologique du CO 2 en matière de sécurité.
A l’issue de cette étape, un rapport de synthèse rendra compte de cet état de l’art
en mettant en avant les contextes réglementaires en Europe et Amérique du Nord dans lesquels s’inscrivent les différentes installations étudiées en détail sous l’approche sécurité.
Etape 3 : Réalisation d’une analyse de risques « générique » sur les installations du processus de séquestration géologique du CO 2 .
L’objectif sera d’identifier, d’une part, les dangers des installations étudiées, liés aux produits utilisés et aux équipements associés ainsi qu’aux installations internes susceptibles d’interactions et, d’autre part, les dangers d’origine externe liés aux activités extérieures (éléments naturels
L’INERIS fera une synthèse d’accidents survenus sur des installations comparables. L’étude de ces accidents et l’analyse des enseignements tirés permettront de compléter l’analyse de risques.
Etape 4 : Définition des mesures de sécurité « génériques »
L’objectif de cette partie sera d’identifier les consignes de sécurité, l’installation de dispositifs de contrôle, de régulation et de protection à mettre en œuvre sur une installation type afin de maîtriser les risques.
Identification des risques de fuite du stockage géologique
Ces risques concernent la possibilité de fuites du CO 2 depuis le réservoir jusqu’à
la surface du sol par les terrains de recouvrement et les aquifères.
Le manque de retour d’expérience sur de longues durées relatif aux stockages souterrains ne permet pas d’évaluer le comportement et la durabilité d’un stockage sur plusieurs siècles.
Cependant, dans le cas du stockage géologique du CO 2 , la question n’est pas d’assurer une totale étanchéité du stockage mais de garantir que le temps de retour du gaz stocké vers la biosphère sera suffisamment long et à des flux suffisamment faibles pour être acceptables par la population.
De plus, l’impact de la diffusion verticale des gaz stockés sur les éventuels aquifères sus-jacents devra être estimé afin de ne pas entraîner de pollutions secondaires.
A ce titre, le projet pourra bénéficier des résultats en cours d’acquisition dans le
cadre du projet européen CO2REMOVE et par le Laboratoire des Fluides Complexes (Univ. Pau) dans le cadre d’une thèse cofinancée par l’ADEME et TOTAL « Evaluation des paramètres thermophysiques déterminant la sûreté du stockage » qui identifie les paramètres contrôlant les fuites de CO 2 par les roches de couverture et par les aquifères sous-jacents.
Enfin, les techniques permettant d’optimiser la sûreté du stockage, et notamment l’étanchéité sur le long terme d’une roche de couverture donnée mise en contact avec du CO 2 , devront être identifiées (LFC).
Le but est de définir une méthodologie permettant, sur la base d’une enquête d’experts, d’identifier les critères pertinents permettant de construire une analyse régionalisable des risques.
Contraintes réglementaires (cf. item 1 ci-dessus).
Risques technologiques : critères de dangerosité (cf. item 1 et 2 ci-dessus).
Risques environnementaux : critères de vulnérabilité vis à vis des écosystèmes naturels et artificiels, pour divers types de fuite.
Concernant ce dernier point, parmi les critères écologiques de vulnérabilité, deux critères devront être identifiés. Ils concerneront respectivement les milieux naturels et les populations locales. Les formules seront basées sur les types de données disponibles dans les SIG employés.
Concernant les risques technologiques, l’analyse sera structurée pour chacune des étapes de la filière : capture / transport / injection, en mettant l’accent, pour ce projet, sur la troisième étape : les problèmes d’injection, de diffusion et le devenir
à long terme dans le réservoir. Les informations seront issues pour l’essentiel, des travaux présentés dans les items 1 et 2 ci-dessus et complétés par une enquête auprès d’organismes ou entités concernées par la thématique. Cette analyse permettra de décrire les divers modes de défaillance et borner leurs probabilités futures et leurs effets prévisibles. Elle se basera à la fois sur les modèles académiques et sur les observations dans le passé récent.
La méthodologie permettra d’examiner l’importance de l’ensemble des critères d’impacts notés dans la littérature sur la gestion industrielle du CO 2 , incluant par exemple les fuites, les effets sur les écosystèmes souterrains, les risques pour les travailleurs ou encore les effets des infrastructures sur le paysage. Elle conduira à sélectionner un petit nombre de critères principaux sous la forme de risques type. Les plus importants concerneront le risque de fuite, et on distinguera à cet égard le risque de fuites faibles mais à long terme du risque de fuites fortes et soudaines.
Des méthodes (ou des tables) pour quantifier ces risques en fonction des caractéristiques des sites et des techniques mises en œuvre seront élaborées. Les niveaux de dangerosité pourront être exprimés en termes d’intervalles de probabilité et de conséquence pour les différents types de risque.
Ces résultats permettront une analyse cartographique préliminaire des risques. Il s’agit d’une première approche, puisque pour utiliser des critères plus précis, il serait nécessaire de construire des hypothèses de mise en œuvre plus explicites. Le but de la méthodologie est de contribuer au screening d’un site pilote, et non d’analyser dans le détail un cas particulier.
La contribution de l’INERIS pour le module 5 du projet concerne :
la réalisation d’un état de l’art actualisé de la réglementation s’appliquant au processus géologique de séquestration du CO 2 dans le cadre de l’étape 2,
la réalisation d’une synthèse d’accidents intervenus sur des installations comparables dans le cadre de l’étape 3,
la réalisation d’une analyse de risques « génériques » sur les installations du processus géologique de séquestration du CO 2 dans le cadre de l’étape 3,
la définition des mesures de sécurité « génériques » dans le cadre de l’étape 4.
Les caractéristiques des équipements associés aux principales fonctions des unités technologiques dégagées de l’étape 1 à cet effet, sont destinées à être utilisées comme éléments de base à l’analyse des risques et à l’examen des scénarios envisagés.
Pour cette contribution, les différentes étapes de l’étude telles que définies au début du projet (c.f 1.4.1) ont été adaptées aux évolutions des limites du projet.
Les éléments principaux de ces nouvelles limites redéfinies en accord avec le donneur d’ordres sont listés ci-dessous :
le domaine global d’intervention a été recentré aux installations situées après la captation jusqu’au stockage géologique et ont été exclus les transports par bateau et par camion,
l’étude des canalisations a été limitée aux seules canalisations terrestres. Les canalisations maritimes ne sont donc pas considérées,
la longueur de la canalisation de transport depuis le lieu de captage jusqu’au lieu de stockage a été considérée de 100 km. Ainsi, pour couvrir l’ensemble des typologies de stockage, la présence à la surface des sites de stockage, juste avant la tête de puits, soit d’une vanne de détente soit d’une pompe de recompression a été considérée.
tous stockages intermédiaires de CO 2 sur le site d’injection ont été exclus du champ de l’étude,
à souligner enfin, que principalement du CO 2 à l’état pur a été considéré mais que la présence d’impuretés a été étudiée au plan des risques supplémentaires spécifiques qu'elles pourraient engendrées.
Les maillons de la chaîne de transport et de stockage du CO 2 concernées par le champ de l’étude sont donc désormais les suivantes :
les canalisations de transport terrestre depuis le lieu captation (piégeage) vers le lieu de stockage souterrain, sans station de recompression ou de détente
les installations fixes de régulation de pression (vanne de détente ou pompe de recompression) avant la tête de puits,
les installations d’injection en surface et en sous-sol (tête de puits, puits),
le stockage du CO 2 dans le sous-sol profond dans les formations géologiques : les aquifères salins, les gisements de pétrole et de gaz épuisés, les veines de charbon non exploitées et les roches basiques.
S’APPLIQUANT AU PROCESSUS DE SÉQUESTRATION DU CO 2
Compte tenu des limites fixées pour le projet, la recherche des réglementations s’appliquant à la séquestration du CO 2 a porté sur :
les canalisations de transport terrestre,
les installations fixes connexes au transport par canalisation (pompe de recompression ou vanne de détente) et au stockage,
le stockage géologique.
Avant 2006, le CO 2 était couvert par la troisième catégorie (produits chimiques) de classement des fluides (autres que l’eau) prévue par la réglementation française susceptibles d’être transportés par canalisation.
Ce classement comportait trois catégories ; les deux autres catégories étant pour la première catégorie : les hydrocarbures et pour la deuxième catégorie : les gaz combustibles.
Les textes applicables pour le CO 2 (hors textes généraux régissant les activités à caractère industriel) à considérer étaient alors:
L’arrêté du 6 décembre 1982,
Le décret 65-881 du 18 octobre 1965 (version consolidée : 28 décembre
En 2006 la réglementation française en matière de transport de gaz par canalisation été modifiée par l’arrêté du 4 août 2006 portant règlement de la sécurité des canalisations de transport de gaz combustibles, d’hydrocarbures liquides ou liquéfiés et de produits chimiques (publication au JO le 15 septembre 2006).
Cet arrêté dont l’objectif est de préserver la sécurité des personnes et des biens et d’assurer la protection de l’environnement, définit les nouvelles prescriptions minimales pour la conception, la construction, l’exploitation, et l’arrêt (temporaire ou définitif) de canalisations de transport de fluides.
L’arrêté du 4 août 2006 distingue désormais 5 classes de fluides, selon des critères de danger suivants. Les classes (en particulier ici la classe E) sont définies selon leur degré de dangerosité par référence à l’article réglementaire R231-51 du Code du Travail.
Liquides non inflammables à base d’eau
Fluides inflammables ou toxiques en phase liquide à la température ambiante et à pression atmosphérique
Fluides non inflammables et non toxiques en phase gazeuse à la température ambiante et dans les conditions de pression atmosphérique
Fluides autres que ceux de la classe D, inflammables ou toxiques en phase gazeuse à la température ambiante et à pression atmosphérique, qu’ils soient transportés en phase gazeuse ou liquéfiée
Compte tenu de la nature et des caractéristiques du CO 2 il apparaît que :
le CO 2 pur correspond à la classe C,
le CO 2 non-pur, selon la nature et la concentration des composés annexes, est susceptible d’être classé dans la classe E.
Remarque : Concernant les composés annexes pour un éventuel classement dans la classe E au lieu de la classe C, les éléments suivants peuvent être avancés :
la présence d’azote (N 2 ), d’argon (Ar) ou d’oxygène (O 2 ) ne doit pas a priori entraîner un changement de classe, si la concentration en oxygène reste faible,
le transport de co-constituants comme l’H 2 S, le SO 2 ou les NO X est a priori à regarder au cas par cas en fonction des concentrations.
Parmi les dispositions nouvelles importantes, l’arrêté du 4 août 2006 stipule qu’une étude de sécurité doit être réalisée sous la responsabilité du transporteur. Celle-ci doit en particulier contenir :
une description du projet de canalisation et de son environnement
une analyse des risques pour l’ouvrage et une application au tracé retenu identifiant des sources de dangers et des mesures compensatoires associées ; définissant des scénarios de référence et quantifiant des effets redoutés,
des études des points particuliers avec réévaluation éventuelle des effets redoutés et définition de mesures compensatoires supplémentaires éventuelles.
Une description plus détaillée du contenu de l’étude de sécurité est fournie en annexe A. Cette réglementation récente est en train de se mettre en place notamment au plan de la méthodologie de déroulement de l’étude de sécurité et les conditions de son application ne sont pas totalement arrêtées.
Il est important de souligner que si on fait une analogie avec les études de dangers de la réglementation des Installations classées relative aux installations fixes, on constate que les démarches adoptées sont très similaires plus particulièrement pour la partie correspondante à l’identification des sources de danger et aux mesures compensatoires associées qui reprend les éléments de l’analyse préliminaire des risques (APR).
Ces installations fixes concernent les pompes de recompression ou les vannes de détente selon le cas ; les équipements d’injection et les installations éventuelles de traitement du CH 4 récupéré.
Concernant les installations fixes, les dispositions réglementaires à retenir sont celles applicables aux installations classées, et notamment le processus d’analyse de risques utilisé dans le cadre des études de dangers présentée au paragraphe 4.
Un aspect aussi important est de voir si l’installation fixe concernée relève d’une rubrique de la nomenclature des installations classées afin de prendre en compte les éventuelles prescriptions réglementaires spécifiques correspondantes.
Dans la nomenclature des Installations Classées figure la rubrique 2920 modifiée par le décret n° 2006-678 du 8 juin 2006 relative aux installations de compression dont la désignation est :
2920-Réfrigération ou compression (installations de) fonctionnant à des pressions effectives supérieures à 105 Pa :
1°/ comprimant ou utilisant des fluides inflammables ou toxiques, la puissance absorbée étant :
- a) Supérieure à 300 kW : (A - 1)
- b) Supérieure à 20 kW, mais inférieure ou égale à 300 kW : (D C)
2°/ dans tous les autres cas :
- a) Supérieure à 500 kW : (A - 1)
- b) Supérieure à 50 kW, mais inférieure ou égale à 500 kW : (D)
La rubrique fait l’objet d’un « Arrêté type n ° 361 » pour les installations relevant du régime de « Déclaration ». Cet arrêté est présenté en annexe B.
Actuellement il n’existe pas de réglementation au plan français pour l’exploitation d’un site de stockage de CO 2 .
Une mission relative aux dispositions juridiques applicables à de premiers projets d’injection et de stockage de gaz carbonique a été diligenté au Conseil Général des Mines en mai 2005 par le ministre délégué à l’Industrie.
l’issue de cette mission un rapport tenant compte de l’état de droit international
notamment européen en vigueur a été établi. Les principales orientations de ce
rapport sont les suivantes :
Au stade des premières expérimentations le rapport suggère de se référer au code minier moyennant l’adoption des textes d’application du code minier pour les stockages souterrains, nécessités par la codification de 2003,
Pour la réalisation des stockages souterrains eux-mêmes, et tout particulièrement ceux de très long terme, le rapport suggère que des modifications législatives soient apportées soit au code de l’environnement soit au code minier en indiquant une préférence pour le code minier qui ce qui permettrait de traiter les conflits éventuels entre le stockage et la propriété du sous-sol et une sorte de continuité technique (expériences depuis 50 ans de stockage d’autres fluides), industrielle (opérateurs traditionnels déjà reconnus) et juridique (situation déjà prévue par le code minier).
Le rapport signale par ailleurs que des travaux ont été engagés dans divers enceintes et notamment par la commission européenne qui pourraient se traduire par des évolutions des dispositions applicables.
A noter qu’au plan français, dans le domaine du stockage de fluide il existe une
réglementation particulière du code de l’environnement (décret n° 2002 – 1482 du 20 décembre 2002 modifiant le décret n° 62-1296 du 6 novembre 1962 relatif au stockage souterrain de gaz combustible et le décret n° 65-72 du 13 janvier 1965 relatif au stockage souterrain d’hydrocarbures liquides ou liquéfiés) qui demande de la part de l’industriel exploitant la réalisation d’une étude de dangers et d’un Plan d’Opération Interne (POI) et la fourniture aux autorités publiques les éléments indispensables à l’élaboration du Plan Particulier d’Intervention (PPI).
Quant au seuil d’exposition en France il n’y a pas pour l’instant de valeur limite d’exposition professionnelle pour les industries de surface, indicative ou réglementaire, pour le CO 2 .
Toutefois la circulaire du code du travail du 9 mai 1985 précise que le renouvellement de l’air de locaux à pollution non spécifique, la concentration maximale admissible de CO 2 est d’environ 0,1 %.
A noter que le RGIE pour les industries extractives dans son arrêté du 8 juin 1990
fourni des concentrations pour la VME de 1 % et pour la VLE de 2 %.
Au plan européen, la directive 91/322/CE précise quant à elle que pour exposition régulière sur huit heures de travail, la moyenne pondérée de concentration ne doit pas dépasser 0,5 %.
Dans les Fiches de données de Sécurité (FDS) des fabricants relatives au CO 2 , le risque d’asphyxie est clairement identifié dans les dangers.
Des informations générales sont fournies sur le risque toxicologique stipulant qu’en haute concentration le CO 2 cause une insuffisance respiratoire rapide. Les symptômes sont le mal de tête, les nausées et les vomissements, qui peuvent conduire à la perte ce connaissance.
Actuellement il n’existe pas de seuil d’effets définis pour le CO 2 car il ne fait pas parti des gaz dangereux.
Il est difficile de préconiser pour le CO 2 un seuil dans le cadre d'une évaluation de
la toxicité aiguë sur la population lors d'un évènement accidentel. En effet:
les seuils disponibles sont établis pour des situations au travail ;
les études sources ne peuvent être évaluées du fait de références non disponibles ou incomplètes. Les informations proviennent donc des différents résumés des monographies relatives au dioxyde de carbone ;
pour l'IDLH (Immediatly Dangerous to Life and Health) la concentration en CO 2 utilisée dans l'étude ayant servi à l'élaboration de ce seuil semble élevée pour des études sur des volontaires humains vis à vis des différents seuils toxicologiques obtenus après une recherche bibliographique (Cf. tableaux ci- dessous).
inférieur à une minute
Inconscience, convulsion, coma et mort
une minute à plusieurs minutes
Vertige, somnolence, contractions
> 100 000 - 150 000
Perte de connaissance ou proche de la perte de connaissance
70 000 à 100 000
1,5 minutes à une heure
Céphalée, augmentation de la fréquence cardiaque, vertige, sudation…
trouble visuel et auditif
<= 16 minutes
céphalée, dyspnée
Céphalée, vertige, augmentation de la pression sanguine, dyspnée
Céphalée légère, sudation et dyspnée au repos
Céphalée, dyspnée en cas d'effort statique
Tableau 1: toxicologie de CO 2 (source: Environmental Protection Agency, 2000)
Perte de connaissance et convulsion.
plusieurs minutes
Troubles respiratoires, détérioration de l'ouïe, nausées, vomissements, sensation d'étranglement, sudation.
Clignotement des yeux, excitation, augmentation de l'activité musculaire.
à 75 000
Ralentissement des activités intellectuelles
Dyspnée, tachycardie, céphalée,
étourdissements, sudation, désorientation et distorsion visuelle (volontaires humains).
(volontaires
Modification de l'électrocardiogramme.
à 54 000
(volontaires humains)
Aucun effet nocif.
Tableau 2 : toxicologie du CO 2 (source: Centre Canadien d’Hygiène et de Sécurité au Travail, 1997)
au vu de la valeur de l'IDLH (40 000 ppm) et des couples concentration-effet présentés dans les tableaux 2 et 3 (notamment 40 000 ppm - céphalée, vertige, augmentation de la pression sanguine, dyspnée) ;
du fait que l'IDLH est un seuil construit pour une utilisation en situation d'urgence (contrairement aux seuils qui sont relatifs aux conditions de travail classique) ;
en approche par défaut, l'IDLH pourrait être utilisée comme seuil d'effet irréversible (SEI) pour une exposition de 15 minutes.
A souligner que des études sont en cours pour établir pour le code de l’environnement les seuils relatifs à la toxicité aiguë à retenir pour le CO 2 dont les définitions sont rappelés dans le tableau ci-dessous.
SEUILS D’EFFETS TOXIQUES POUR L’HOMME PAR INHALATION
SELS (CL 5%)
SEL (CL 1%)
Emissions accidentelles
chimiques dangereuses dans l’atmosphère.
Institut national de l’environnement industriel et des risques.
2003 (et ses jour ultérieures)
Tableau 3 relatif aux valeurs de référence de seuils de toxicité aiguë
Avec dans ce tableau :
SELS : seuil des effets létaux significatifs,
SEL : seuil des effets létaux,
SEI : seuil des effets irréversibles,
SER : seuils des effets réversibles,
CL : concentration létale.
Le tableau ci-après résume les dispositions réglementaires existantes pour les aspects identification et évaluation du risque :
Catégorie C (ou E) (arrêté du 4 août 2006)
(arrêté du 4 août 2006)
pompes de recompression
vannes de détente
équipement d’injection
installation de traitement du CH 4
Réglementation à mettre en place
INSTALLATIONS COMPARABLES
3.1 LES CANALISATIONS
Le BARPI a effectué une étude statistique des accidents (enregistrés dans la base de données ARIA) survenus sur des canalisations drainant des flux important de produits, hors site industriels.
Elle porte sur 75 accidents survenus au cours de la période 1985-2000, en France, sur des canalisations de gaz moyenne et haute pression, ainsi que sur des conduites de liquides divers survenus en France. Elle a été publiée dans le mensuel « Face au risque » n°366 en octobre 2000. Cette étude est synthétisée dans les paragraphes qui suivent.
Les matières les plus fréquemment transportées sont très ciblées.
Elles peuvent être regroupées en quelques familles spécifiques : les
hydrocarbures liquides, les gaz liquéfiés ou non (gaz naturel, butane, propane),
présente pas la même diversité que les nombreux transports de fluides par canalisation généralement rencontrés sur les sites industriels (voir Tableau ci- dessous).
La nature des gaz transportés en masse ou à longue distance ne
Familles de produits concernées
% de I’échantillon où les produits sont renseignés
Acide (sulfurique)
Gaz (butane, gaz naturel, propane)
Hydrocarbures liquides (fuel, gasoil, kérosène,
pétrole…)
Divers (mélasse, phosphogypse, saumure eau)
Tableau 4: répartition en pourcentage des accidents de canalisations par type de produits transportés en France, 1985-2000, BARPI
(canalisations drainant des flux important de produits, hors site industriels)
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Les types et circonstances des accidents
Dans plus de 9 cas sur 10, on constate un rejet de produit. Les autres cas correspondent à des endommagements de canalisation n’ayant pas conduit à un percement (presque accidents) mais ayant affaibli la canalisation. Très souvent, des mesures, telles que la mise en place de périmètre de sécurité, sont dès ce stade prises par les autorités en charge des secours (voir Tableau ci-dessous).
% de l’échantillon avec type renseigné
Rejets dangereux
Tableau 5: répartition en pourcentage des accidents de canalisations par type d’accidents
Seules les rubriques comprenant plus de trois accidents sont mentionnées. Un même accident peut correspondre à plusieurs rubriques.
Dans 10 cas, il y a eu inflammation de la fuite. Les inflammations se sont produites plutôt sur les canalisations de gaz. On dénombre en effet sept cas de ce type contre trois pour les canalisations de liquides inflammables. Les chiffres à ce stade sont toutefois trop faibles pour en tirer une tendance significative. Ils donnent tout au plus une idée de la situation.
Les explosions sont en nombre très limité mais témoignent du risque latent que la nature et le débit de matière en cause peuvent engendrer : les trois explosions dénombrées concernent une inflammation de fuite de gaz liquéfié, une fuite de liquide inflammable et une explosion de vapeurs issues de résurgences de liquide inflammable.
Les causes externes, correspondant à l’impact d’autres activités, constituent l’origine prédominante des accidents.
Le scénario est à chaque fois sensiblement le même : des travaux totalement indépendants de la canalisation, le plus souvent enterrée (2 cas sur 3) sont engagés et les engins (de terrassement, agricoles ou autres) endommagent et souvent perforent la canalisation.
Cette situation se rencontre dans près d’un accident sur deux. Il a été observé plusieurs cas où la canalisation, initialement enterrée à une profondeur significative (0,8 m à 1,0 m) lors de sa pose, se retrouve au fil des ans, du fait de l’érosion des terrains par exemple, à des profondeurs bien inférieures (jusqu’à 0,30 m), hauteur insuffisante pour éviter les impacts de socs de charrue par exemple …
Des insuffisances d’organisation dans la préparation du chantier sont fréquemment mises en évidence ou supposées : absence de demande d’intervention, méconnaissance des servitudes inhérentes au passage de la canalisation, difficulté de communication ou absence de coordination entre les différents acteurs.
L’autre cause notable d’accidents est liée à l’état des canalisations. Il s’agit alors de défaillances dues au matériel (pour les cas connus, tenue de piquage, conception des soudures, corrosion, fissuration sous contrainte notamment dans le cas de sollicitation cyclique). Cette situation est observée dans plus d’un cas sur trois.
Les canalisations cheminent souvent sur des zones très étendues et sont d’autant plus exposées aux divers types d’agressions naturelles telles que les glissements de terrains, le gel et même les impacts de foudre qui frappent les canalisations même enterrées.
Bien qu’ils soient plus rarement évoqués, les éclatements constituent une particularité de ce type d’installations : il s’agit en effet d’une ouverture brusque de canalisation pouvant avoir des effets spectaculaires et dangereux en terme de projection, d’autant plus violentes que les pressions sont élevées. Plusieurs cas, dont certains avec décès des personnes situées à proximité immédiate, se sont produits. Ils représentent environ 5% des accidents recensés.
En revanche, ces accidents intervenant pour la plupart dans des zones peu urbanisées, le nombre de blessés est proportionnellement très faible.
Les écoulements d’hydrocarbures liquides engendrent le plus souvent : des pollutions des sols (1 accident sur 3), des eaux souterraines (1 sur 6), des eaux de surface (1 sur 5). Pour 3 accidents sur 4, il y a aggravation du risque normal du fait de la présence de produit inflammable (fuites de gaz principalement).
Synthèse du retour d’expérience « canalisation »
Un travail a été réalisé par le Joint Research Center (JRC) pour le compte du Major Accidents Hazards Bureau européen qui analysé les principaux accidents majeurs sur les canalisations terrestres provenant de plusieurs bases de données publiques.
Cette étude synthétise des informations sur les sources de données, leurs critères de classement, les dangers des canalisations avec leurs causes, leurs conséquences, leurs taux de défaillance, et les enseignements tirés de certains accidents. Des indicateurs de « performance » sont établis.
Ce travail fait suite à la publication de la directive SEVESO II 96/82/EC de 1996 sur le contrôle des dangers d’accidents majeurs dans les installations chimiques impliquant des substances dangereuses, qui n’intègre pas les canalisations dans son champ d’application.
Les enseignements et conclusions de ce travail ont été extraites et traduites par nos soins d’après les publications suivantes :
Review of transmission pipelines accidents involving hazardous substances, 1999, Joint Research Center European Commission, G. A. Papadakis, report EUR 18122 EN ;
Major Hazard pipelines : a comparative study of onshore transmission accidents, 1999, Joint Research Center European Commission, G. A.
Papadakis, Journal of Loss Prevention in the Process Industries 12 (1999), 91-
Ces enseignements et conclusions présentées ci-après rejoignent le retour d’expérience pouvant être tiré de l’étude du BARPI :
Concernant les principales causes et conséquences des accidents, le Joint Research Center fourni les conclusions suivantes :
- 20% des accidents sont liés aux équipements des canalisations de transport (USA, gaz naturel) ;
- les six grandes catégories de causes sont : les agressions externes ou activités tierces, la corrosion, les défauts de construction ou les défaillances mécaniques / de matériel, les mouvements de terrains ou les risques naturels en général, les erreurs opérationnelles, et enfin les autres causes et les causes inconnues ;
- l’agression externe ou activité tierce est la cause principale pour 40 à 50% des accidents avec des fuites de gaz et la cause secondaire pour les canalisations de liquides dangereux (20 à 30%). Elle est aussi la principale responsable des défaillances de canalisations de gaz de faibles diamètres (inférieurs à 16 pouces). Pour des diamètres plus importants, l’agression externe et la corrosion sont équivalentes.
Concernant les enseignements de certains accidents caractéristiques, le Joint Research Center propose de développer les aspects suivants :
- une politique de prévention des rejets d’hydrocarbures accompagnée de mesures adéquates limitant les conséquences de ces rejets ;
- la participation de la société civile dans les organisations de secours ;
- les systèmes de déclaration de travaux pour la prévention des agressions externes avec la mise à disposition de tracés des réseaux ;
- l’adaptation des mesures compensatoires à la densité urbaine (source d’agression externe) et selon la canalisation (existante ou en projet) ;
- la détection de la corrosion, notamment pour les canalisations anciennes.
En interrogeant la base du BARPI sur l’accidentologie et en exploitant son rapport sur l’accidentologie relative aux installations de réfrigération, des données sur les causes des d’accidents impliquant des compresseurs, pompes (et des stations de compression) peuvent être fournies. Ces causes sont listées ci-dessous :
des incendies comme pour les accidents du 1/08/2005 survenu sur une plate- forme pétrolière aux îles Shetland au Royaume-Unis (N° 30457) et du 21/06/2005 survenu dans une station de recompression de gaz naturel transporté par gazoduc à Cherre suite à une inflammation d’huile de lubrification (N° 30082).
des mises à l’atmosphère intempestives par les dispositifs de sécurité suite à des problèmes de fonctionnement comme pour les accidents du 30/06/2005 survenu dans une usine pétrochimique de Berre- l’étang (N° 30217) et du 29/06/2005 survenu dans une usine chimique de Martigues (N° 30252),
des ruptures d’accessoires occasionnant des fuites accidentelles comme l’accident du 16/05/2005 survenu sur un site d’extraction de gaz naturel à Lacq suite à la rupture d’un graisseur (N° 29850) et l’accident 9/10/1994 survenu sur un site chimique à Château Arnoux Saint Auban suite à la rupture d’une garniture (N° 5921),
des incidents consécutifs à des opérations de maintenance comme l’accident du 22/8/1981 survenu dans une usine chimique à Pierre Bénite sur une installation de, réfrigération d’une unité de production d’acide fluorhydrique en arrêt technique saisonnier (N° 5222),
des détériorations par la foudre comme l’accident survenu le 14/08/1998 à Perry aux Etats Unis dans une station de compression de gaz naturel
(N° 13942).
En interrogeant la base du BARPI sur l’accidentologie relative aux stockages souterrains, des données sur des causes des d’accidents impliquant des stockages peuvent être fournies. Ces causes sont listées ci-dessous :
des incendies comme pour l’accident du 9/02/2004 survenu sur un centre de stockage souterrain gaz naturel de Etrez (N° 26382) sur une unité de déshydration du gaz,
des explosions comme pour l’ accident survenu sur un centre de stockage souterrain de gaz naturel du 7/05/2003 à Gournay sur Aronde (N° 24548) dans un local électrique en surface suite à une fuite de gaz sur une tuyauterie proche du local,
des fuites accidentelles de pétrole, de gaz et d’eau comme pour l’ accident survenu sur un centre de stockage souterrain de gaz naturel du 24/02/2004 à Novare (N° 4775) en Italie lors du forage d’un puits d’extraction suite à l’utilisation supposée de tubes défectueux.
des incidents consécutifs à des opérations de maintenance comme l’accident du 26/11/2002 survenu dans un site de stockage souterrain de gaz naturel à Beynes (N°24457) sur la station centrale de compression du gaz,
des fuites de gaz à travers les anfractuosités du terrain comme l’accident du 20/1/2001 survenu dans un site de stockage souterrain de gaz naturel à Hutchinson (N°20712) aux Etats-Unis.
A noter qu’à Baohé en Chine (N°5739) le 11/10/1993, une explosion souterraine suivie d'une boule de feu serait survenue dans un stockage souterrain de gaz naturel à la suite du dysfonctionnement d'un puits d'extraction. L'accident serait à l'origine de la mort de 70 personnes. Un mauvais entretien de systèmes de protection contre les surpressions serait à l'origine de l'accident.
L’accidentologie fournie également des données sur des causes des d’accidents impliquant directement le CO 2 . Ces causes sont listées ci-dessous :
Le dioxyde de carbone comme d’autres produits non inflammables a entraîné des BLEVE.
C'est notamment le cas de l'accident qui s'est produit à Repcelak (Hongrie) en 1969, au cours duquel un réservoir de stockage de dioxyde de carbone a explosé, ainsi que celui qui s'est produit à Haltern (ex RFA) en 1976, au cours duquel un wagon rempli à 90 %, contenant quelques 231 tonnes de CO 2 , a explosé.
Les caractéristiques essentielles du BLEVE (sans boule de feu) sont alors l'explosion physique et l'onde de choc qui lui est associée. Cette onde de choc peut s'accompagner de l'émission de fragments.
Le dioxyde de carbone a entraîné des intoxications de personnes.
C’est notamment le cas de l'accident qui s'est produit à Sète en 1963, au cours duquel trois personnes ont été intoxiqué (1 mort) après avoir inhalé l’atmosphère d’une cuve à vin contenant plus de 12 % de CO 2 et le cas de l'accident qui s'est produit à dans une mine de Pologne en 1964, au cours duquel quarante cinq personnes ont été intoxiqués après avoir inhalé l’atmosphère des galeries contenant 20 % de CO 2 .
Les accidents caractéristiques ayant permis de réaliser le retour d’expérience de l’accidentologie sont détaillés dans l’annexe C.
Nous pouvons noter qu’il n’existe aucun évènement accidentel concernant la mise en œuvre du CO 2 aussi bien pour le stockage géologique que pour le transport par canalisation.
Il n’existe que peu d’installation de ce type à ce jour, aussi nous avons élargi l’analyse à d’autres produits dangereux.
A noter que les BLEVE ont concernés des capacités de stockage (citerne routière
et réservoir).
Cependant, le risque de BLEVE froid sur une canalisation aérienne de transport ne peut pas a priori être écarté dans la mesure où les conditions que l’on retrouve dans une capacité peuvent être atteintes. Chaque situation est à analyser au cas par cas.
INSTALLATIONS DE TRANSPORT ET DE STOCKAGE DU CO 2
L’analyse de risques a pour objectif, d’une part, d’identifier les situations qui peuvent être à l’origine d’un accident, et d’autre part, d’analyser les barrières de sécurité (mesures de prévention, moyens de protection et d’intervention) qui y sont associées.
Il s’agit en définitive d’examiner :
les défaillances d’origine interne : dangers liés aux produits, défaillances intrinsèques liées au dysfonctionnement des installations, mauvaise conception ou exploitation du matériel…,
les défaillances d’origine externe, qui résultent de la défaillance du matériel, elle-même consécutive à une agression externe (autres activités extérieures, risques naturels…).
L’objectif de la démarche retenue est de passer en revue l’ensemble des installations dangereuses susceptibles d’être à l’origine d’un accident.
Les installations les plus dangereuses et/ou celles nécessitant le plus grand niveau de maîtrise du fait de la proximité de cibles particulièrement vulnérables sont examinées à l’aide d’un outil systématique d’analyse de risques.
Le choix de ces installations est ainsi lié à l’identification des potentiels de dangers et des cibles, l’objectif étant de déterminer les scénarios d’accidents à caractère « majeur », pouvant concerner les différents maillons de la chaîne de transport et de stockage du CO 2 .
L’analyse des risques doit intégrer les étapes préalables suivantes :
identification des enjeux humains,
identification des potentiels de dangers,
analyse du retour d’expérience et notamment des accidents et incidents répertoriés,
étude des risques et des incompatibilités liés aux produits, substances et matériaux mis en œuvre.
La localisation des cibles et enjeux, l’identification des sources de dangers internes et externes ainsi que l’étude du risque produit (au sens large) sont essentielles car elles permettent d’identifier a priori les situations potentiellement dangereuses en imaginant les types d’accidents pouvant survenir. L’analyse du retour d’expérience et des accidents et incidents répertoriés complète utilement ce travail en mettant en lumière les accidents survenus de façon récurrente ou en apportant parfois des données pertinentes sur la défaillance ou le bon fonctionnement sur sollicitation des barrières de sécurité, etc… Ces différentes étapes fournissent de plus les données essentielles pour mener l’analyse des risques.
Compte tenu des objectifs globaux assignés, le champ de l’étude a été limité à une analyse quantitative des risques menée dans le cadre des enjeux strictement humain.
Les enjeux environnementaux et patrimoniaux sont à prendre en compte par une estimation qualitative des risques dans le cadre d’un système d’aide à la décision.
Pour avoir une unicité de la démarche et du fait des similitudes des méthodes d’analyses de risques « canalisation » et d’analyses de risques « installation fixe » (cf. 2.1) la méthode d’analyse de risques retenue ici est celle pratiquée par l’étude de dangers.
Le processus de l’étude de dangers qui s’appuie en majeure partie sur une analyse des risques qui en est le cœur, se décompose en 3 étapes :
la première étape est une étape préliminaire au cours de laquelle des données d’entrées nécessaires sont collectées relativement à la chaîne de transport et de stockage du CO 2 et son environnement,
la deuxième étape est une étape de préparation à l’analyse de risque et au cours de laquelle les données d’entrées recueillies à la première étape sont traduites et des phases préalables à l’analyse des risques sont réalisées,
la troisième étape est consacrée à l’analyse de risques proprement dites de la chaîne de transport et de stockage du CO 2 et son environnement et comprends :
- dans une première phase, une analyse préliminaire des risques menée au sein d’un groupe de travail avec le décideur. L’analyse préliminaire des risques (APR) conduit notamment à l’identification des phénomènes dangereux susceptibles de se produire suite à l’occurrence d’événements non désirés, eux-mêmes résultant de la combinaison de dysfonctionnements, dérives ou agressions extérieures sur le système.
- Elle permet également une hiérarchisation de ces situations accidentelles et une sélection des phénomènes dangereux pouvant conduire un accident majeur au sens de l’arrêté du 10 mai 2000 modifié
- dans une deuxième phase, une analyse détaillée des risques. L’étude détaillée des risques consiste en un examen approfondi des accidents majeurs potentiels identifiés lors de l’APR, des scénarios (séquences d’événements) susceptibles d’y conduire et des mesures de maîtrise des risques associées. Relativement à la réduction des risques, il s’agit aussi à ce stade de s’assurer de la performance et de l’adéquation des barrières de sécurité aux risques.
Dans le cas présent, l’analyse détaillée des risques nécessite l’évaluation d’une part de l’intensité des effets et d’autre part de la gravité des conséquences des phénomènes dangereux liés au transport et à la séquestration du CO 2 .
Le retour d’expérience sur les accidents ayant impliqué le CO 2 (cf.3.4) montre que deux grands types d’accidents peuvent être induits par ce gaz :
Il s’agit tout d’abord de fuites ayant entraîné des effets toxiques sur l’homme, principalement lorsque les rejets avaient lieu dans des milieux confinés.
Ensuite, il s’agit d’explosions de capacités ayant contenu du CO 2 soit à l’état gazeux ou soit à l’état liquéfié pressurisé. Dans le premier cas, il s’agit d’éclatements « classiques » de capacités. Dans le second cas, le terme de « BLEVE » est employé (accidents de HALTER de1976 ou de REPCELAK de 1969 par exemple).
L’étude des conséquences des scénarios d’accidents à caractère « majeurs » retenus à l’issue de l’analyse de risques doit permettre d’exposer les effets attendus, les distances associées, les cibles susceptibles d’être atteintes, etc… Cette étape entend la définition d’hypothèses, la mise en œuvre d’outils de modélisation et la prise en compte de seuils d’effets définis réglementairement.
Soulignons que les outils de modélisation sont plus ou moins adaptés à des problématiques particulières avec des domaines de validité plus ou moins étendus. Concernant la dispersion de CO 2 susceptible de concerner des maillons de la chaîne de transport et de stockage, l’étude du comportement d’un gaz à l’état supercritique est peu développée.
En règle générale, il faut employer l’outil le plus adapté aux phénomènes à traiter et à l’environnement du site tout en veillant à trouver un compromis raisonnable entre complexité et temps de calcul d’une part et précision nécessaire et suffisante d’autre part.
Classiquement comme dans les études de dangers les résultats de l’évaluation des conséquences des phénomènes étudiés sont présentés en termes de distances limites en deçà desquelles pourraient être observés :
Les effets irréversibles ou dangers significatifs sur la santé humaine,
Les premiers effets létaux ou dangers graves pour la vie humaine,
Les effets létaux significatifs ou dangers très graves pour la vie humaine.
Pour le cas du CO 2 présent dans les installations de surface de la chaîne CO 2 , le constat suivant peut-être fait :
L’état supercritique du CO 2 modifie assez fortement le comportement du gaz et les modèles classiquement utilisés par l’INERIS tel que le logiciel PHAST pour les fuites de gaz toxique doivent être adaptés à ce cas particulier et pour se faire une approche expérimentale est nécessaire pour permettre d’estimer certaines données d’entrée,
Les seuils d’effets sur l’homme ne sont pas totalement arrêtés car le CO 2 en terme d’accidents industriels ne fait pas partie des gaz les plus dangereux.
Ces aspects nécessitent des études complémentaires et par voie de conséquence l’analyse détaillée des risques sera abordé sur un plan général mais ne fera pas l’objet d’une étude complète et détaillée.
La collecte des données d’entrées nécessaires est constituée par la description de la chaîne de transport et de stockage du CO 2 , de son environnement, de son fonctionnement, de son organisation ainsi que la compréhension des procédés et des installations constituant les maillons en vue de collecter de façon factuelle l’ensemble des informations nécessaires et suffisantes pour être en mesure de réaliser l’analyse de risques.
Au plan de l’analyse des risques, cette étape permet de :
mettre en évidence, en fonction des installations et des procédés mis en œuvre, les situations dangereuses génératrices d’accidents,
recenser les substances présentes dans l’établissement et les quantités
La description des maillons de la chaîne de transport et de stockage du CO 2 doit permettre d’identifier les points sensibles et dangereux et de réaliser l’analyse des risques. Brièvement, les objectifs à poursuivre sont :
de disposer d’une description suffisante des installations à haut risque pour les différentes phases d’exploitation, voire les phases dégradées, de maintenance, de démarrage ou d’arrêt lorsqu’elles sont concernées par ces risques ;
pour les autres installations, d’en comprendre le fonctionnement et leur articulation dans le procédé.
L’analyse de risque a pour périmètre d’étude : la sortie du site industriel de captage, lieu de production du CO 2 jusqu’au stockage souterrain.
Le CO 2 provenant du site de captage est transporté par pipelines (canalisations terrestres) jusqu’au lieu de stockage.
Le CO 2 est transporté en phase dense, sous une pression supérieure à 74 bars (état super critique), jusqu’au site de stockage souterrain distant de moins de 100 km et pour ce faire selon le cas une pompe de recompression ou une vanne de détente est disposée à la surface du site de stockage à proximité de la tête du puits d’injection.
L’utilisation d’une pompe de recompression ou d’une vanne de détente dépend de la pression d’entrée d’air au fond du puits d’injection. La pression d’injection ne doit pas être supérieure à la pression d’entrée d’air pour éviter la fracturation de la roche de couverture
Au niveau du lieu de stockage le CO 2 est injecté par un puits muni d’une tête d’injection jusqu’au stockage souterrain.
Les maillons de la chaîne de transport et de stockage du CO 2 à considérer sont les suivantes :
les canalisations de transport terrestre depuis le lieu captation (piégeage) vers le lieu de stockage souterrain, sans station de recompression ou de détente,
les installations d’injection en surface et en sous-sol (tête de puits, puits)
le stockage du CO 2 dans le sous-sol profond dans des formations géologiques : les aquifères salins, les gisements de pétrole et de gaz épuisés, les veines de charbon non exploitées et les roches basiques.
Ces maillons sont décrits ci-après tour à tour :
4.1.1.1 Les canalisations de transport terrestre
Source : Elément du rapport Gaz de France M.DRX.PSMS.2007 sur les conditions de transport d’injection et des puits d’observation
4.1.1.1.1 Conditions de transport du CO 2
En général, le CO 2 est transporté sous forme de phase dense, c’est à dire à une pression supérieure à la pression critique (74 bar) à température supérieure à 31°C. Il faut que le CO 2 reste sous cette phase pendant tout le transport pour éviter la formation de flux à deux phases et l’augmentation des pertes de charges dans la canalisation. Il peut également être transporté sous forme de liquide réfrigéré pour des faibles distances. La pression à atteindre est alors plus faible, mais, il faut réfrigérer le fluide et isoler la canalisation. Une étude technico- économique devra alors être réalisée pour déterminer la forme sous laquelle le CO 2 sera transporté. Dans le cas de la réutilisation de canalisations dimensionnées pour le gaz naturel, le transport à l’état gazeux sera envisageable (cas du pilote de Lacq).
4.1.1.1.2 Le matériau
Le principal problème à considérer pour le choix du matériau est la présence d’eau qui pourrait provoquer de la corrosion. Le CO 2 considéré dans ce projet est exempt d’impuretés et déshydraté. L’utilisation d’un acier ordinaire devrait donc suffire. Le retour d’expérience en EOR confirme ce choix. Pour protéger la canalisation de la corrosion externe, il faudra ajouter une protection cathodique.
4.1.1.1.3 La configuration des canalisations
Les paramètres à prendre en compte pour dimensionner une canalisation sont le débit de CO 2 à transporter et la pression de service du CO 2 . Ces deux paramètres
permettront de calculer le diamètre de la canalisation et l’épaisseur d’acier
nécessaire. Des facteurs de sécurité seront appliqués suivant les zones traversées par la canalisation. Pour le gaz naturel, les tronçons de canalisation sont d’une longueur de 12 m ou 24 m et sont raccordés par des soudures uniquement (se référer à la norme ISO 13847 pour les types de soudure autorisés).
Lors du transport de fluides de haute énergie, une propagation rapide des fissures peut avoir lieu. C’est pourquoi, sur les canalisations de CO 2 , il faudra ajouter des arrêteurs de fissure. Un arrêteur de fissure est en général une gaine soit constituée d’acier de même qualité que l’acier constituant la canalisation soit d’un acier renforcé par des fibres soit par des matériaux composites.
4.1.1.1.4 Les accessoires de canalisation
Les clapets anti-retour permettent de contrôler le sens de circulation du CO 2 . Ils permettent le passage du fluide dans un sens et bloque le flux si le sens de celui-
ci venait à s’inverser (dépressurisation).
Les vannes d’isolement sont situées aux extrémités de la canalisation, ainsi qu’avant et après chaque station de recompression. Elles doivent fonctionner en position totalement fermées ou grande ouverte et jamais en mode détente. Ces vannes sont entourées de robinets by-pass qui assurent l’équilibrage de pression avant ouverture.
Les vannes d’arrêt d’urgence sont en général automatisées et fonctionnent en position grande ouverte, et sont fermées uniquement en cas d’urgence.
Il n’y a aucune contre-indication à l’utilisation de racleurs pour contrôler les
canalisations de CO 2 [1]. Il faudra juste concevoir des gares fixes de racleurs.
Il faudra ajouter des capteurs de pression pour détecter les fuites. Par ailleurs, si
le flux contient des impuretés type H 2 S ou SO 2 , les impacts éventuels des fuites
seraient amplifiés.
Les installations fixes de régulation de pression
Les vannes de détente ou de régulation comprennent les vannes de régulation de pression, de débit, de by-pass ou des soupapes de sécurité. La plupart sont automatisées et peuvent s’ouvrir et se fermer de manière lente ou rapide.
Remarque : Ici, les stations de re-compression ne sont pas traitées, mais, elle serait, dans le cas du transport de CO 2 sur de plus longues distances, constituées d’une pompe, d’éléments de contrôle de la pression et de vannes d’isolement.
4.1.1.3 Les installations d’injection en surface et en sous-sol
Les technologies de forage et de complétion des puits ont été très étudiées dans le domaine du pétrole et du gaz : il est possible de forer et de compléter les puits dans des formations très profondes de façon verticale et horizontale, les puits peuvent disposer de plusieurs complétions et supporter des fluides corrosifs. Grâce à cette longue expérience dans ces domaines, le forage et la complétion des puits de CO 2 ont pu être réalisés avec quelques adaptations : les principaux paramètres à prendre en compte pour implanter un puits injecteur de CO 2 sont la pression, l’utilisation de matériaux résistants à la corrosion (pour les flux contenant
des impuretés et si l’injection se fait dans un réservoir contenant de l’eau) et les débits d’injection et de production (EOR). Les équipements nécessaires pour les puits de CO 2 sont similaires à ceux utilisés pour les champs de pétrole (EOR) et les stockages de gaz naturel. Cependant, tous les composants en fond de puits doivent être plus résistants aux hautes pressions et à la corrosion. Ces équipements ont déjà été éprouvés pour l’EOR.
Le nombre de puits nécessaires pour un projet de stockage dépend du débit total d’injection, de la pression maximale d’injection, de la perméabilité et de l’épaisseur de la formation et de la surface disponible au-dessus du réservoir.
Les puits comprennent les puits d’exploitation et les puits d’injection. Les puits d’exploitation assurent l’injection de CO 2 . Ils sont constitués des éléments suivants (figure ):
• le cuvelage constitué an général d’un casing 7 ‘’, isolé des fluides eau ou gaz présents dans le réservoir souterrain afin d’éviter la corrosion et les fuites en même temps que les variations de température ou de pression lié à l’exploitation et susceptibles d’entraîner la détérioration de la cimentation,
• la vanne de sécurité situé à une trentaine de mètres de la surface du sol et commandée à la surface (commandes automatique et manuelle)
• le cuvelage est arrêté au toit du réservoir et une crépine permet une meilleure dispersion dans le réservoir.
Les puits d’injection pour l’EOR sont en général équipés de deux vannes pour le
contrôle du puits : l’une pour une utilisation régulière, l’autre réservé à la fermeture en cas de danger. Dans les cas d’injection de gaz acides, il en est de même : une vanne de sécurité est ajoutée en fond de puits dans le tubing de telle sorte que, si les équipements en surface ne fonctionnent pas ou ont un défaut, le puits est fermé pour éviter les remontées de gaz à travers le puits et les éventuelles fuites.
Il est recommandé d’utiliser pour les puits de CO 2 une vanne automatique d’arrêt
d’urgence pour assurer qu’aucune fuite n’ait lieu. Un contrôleur annulaire de pression permet de détecter les fuites dans le packer et le tubing. Dès qu’une fuite
a lieu, il faut arrêter l’injection de CO 2 pour éviter une montée en pression dans les
équipements de surface. Des disques de rupture et des vannes de sécurité peuvent être utilisés pour libérer les gaz montés en pression.
- Tête de puits
- Commande de la vanne de sécurité
- Canalisation de raccordement
- Tube d’injection
- Vanne de sécurité automatique
- Tube cimenté
- Obturateur annulaire
10 - Réservoir
Figure 2 Coupe d’un puits d’exploitation pour le gaz naturel
Source : Rapport Gaz de France M.DRX.PSMS.2007
Les matériaux conventionnels utilisés pour l’isolation des puits pour le gaz naturel sont des ciments de type Portland. Ces ciments ne pourront être utilisés pour le stockage de CO2 car ne sont pas assez résistants au CO2 (réaction avec l’hydroxyde de calcium). En EOR de nombreux puits ont fui en raison des mauvaises propriétés du ciment. La fuite par le puits sera nettement plus rapide que celle pouvant arriver dans les structures géologiques. La figure ci-après décrit de façon plus précise le fond du puits et la tête de puits dans le cas du WAG (Water alternating gas : injection alternée d’eau et de CO 2 pour récupérer le pétrole).
Figure 3 Puits d'injection de CO 2 et tête de puits
Tous les équipements dans le puits doivent être dimensionnés pour anticiper les pics de pression ou de température. Dans le cas de gaz humide, il faut utiliser des matériaux résistants à la corrosion. Dans le cadre du projet Metstor, le gaz est déshydraté, il n’y a donc pas besoin d’utiliser ces matériaux sauf pour les éléments en contact avec le réservoir si on injecte le CO 2 dans une formation contenant de l’eau. Les puits de contrôle permettent de suivre les mouvements de gaz et de vérifier la qualité des eaux dans la couche réservoir et dans les couches aquifères supérieures. Dans la figure ci-après se trouve la disposition des puits de contrôle pour le CO 2 .
Figure 4: Emplacement des puits de contrôle pour le CO 2
Les emplacements des puits d’observations sont obtenus en combinant la modélisation du réservoir, à la sismique 3D et à la gravimétrie.
Si on ne s’intéresse qu’à l’injection de CO2, les installations de surface sont limitées. Effectivement, il ne reste que l’armoire de commande des vannes automatiques, la tête de puits, et l’éventuelle pompe sur le site de stockage.
Le CO 2 doit être à l’état supercritique en arrivant au stockage souterrain.
Le CO 2 est à l’état super critique à la pression de 74 bar à température extérieure supérieure à la température critique ou plutôt “phase dense”, si la température extérieure est inférieure à la température critique = 31 °C
Par ailleurs, la pression maximum à laquelle doit être injecté le CO 2 dépend de plusieurs facteurs :
de la pression limite d’entrée d’air dans la première couche géologique pour éviter la fracturation de la roche de couverture,
de la profondeur du réservoir de stockage.
En tenant compte de ces différents paramètres, il est possible de calculer la pression qui va devoir être appliquée en tête de puits, et par déduction de déterminer quelle sera l’action à mettre en œuvre avant l’injection à savoir soit une recompression par une pompe ou soit une détente par une vanne de détente.
En effet, le CO 2 peut dans certain cas de figure être injecté à l’état gazeux pour arriver à l’état super critique au réservoir de stockage.
Des stockages sont envisagés dans quatre sortes de formations géologiques :
les aquifères salins,
les gisements de pétrole et de gaz déplétés,
les veines de charbon non exploitées,
les roches basiques et ultrabasiques.
Selon le cas, des produits dont y faut tenir compte dans l’analyse de risques sont présents initialement à l’intérieur des formations géologiques. Le tableau suivant les récapitule :
Réservoir Aquifères salins Gisements de pétrole et de gaz
Eau, saumure
Un certain nombre de critères limitant l’éventualité d’une fuite de CO2 stocké dans un réservoir vers la surface à travers les aquifères et les terrains de recouvrement peuvent être identifiés. Ces critères déclinés communs pour chaque type de réservoir sont présentés dans le tableau ci-après.
Évolution des propriétés intrinsèques du stockage (après exploitation)
Sur 1000 ans
Aquifères salins
d’injection/pression
Gisements de pétrole et de gaz déplétés
-Failles
-Pendage /
-Mélange injecté
(CBM/autres)
stockage (géochimie,
et ultrabasiques
fatigue/temps,
gonflement)
-Hydrogéochimie
Tableau 6 : Evènement redouté : fuites (soudaines, brutales) vers la surface (à travers le recouvrement, les aquifères) – Identification des critères limitant
Remarques : Dans le cadre du projet METSTOR, les fuites diffuses caractérisant les terrains de couverture n’ont pas été retenus comme indicateur de risque de fuite car la couverture a été jugée suffisamment étanche (cf Annexe F)
Les risques de fuites accidentelles à partir du sous-sol considérés dans l’étude proviennent donc essentiellement en dehors des agressions par des risques naturels (séisme, glissement de terrain), des tubbings et des puits abandonnés. Toutefois, pour le stockage dans des roches basiques (balsate), un examen particulier est nécessaire pour voir si le risque de remontée de CO 2 par les strates du gisement doit être considéré.
Une grille d’analyse préliminaire des risques type est proposée en annexe E pour chacun des différents types de réservoirs de stockage.
Le but est d'établir un inventaire chiffré des matières premières, produits finis, produits semi-finis ou intermédiaires, déchets présents dans la chaîne de transport et de stockage du CO 2 , en permanence ou ponctuellement lors de certaines phases de fonctionnement particulières.
Ce recensement doit être conforme à la classification relative à la nomenclature, en principe réalisée lors de la constitution du dossier de demande d’autorisation d’exploite quand c’est nécessaire, même s’il en est indépendant.
Un tel recensement s’avère nécessaire à la fois pour :
identifier les potentiels de dangers et par voie de conséquence une première sélection des installations et zones à risques;
poser les bases d’une réflexion sur les quantités présentes, la quantité et la nature des déchets, etc…
Les produits principaux à considérer dans l’étude sont principalement :
le CO 2 transporté dans les canalisations puis stocké dans le site géologique,
le méthane, dans le cas d’un stockage en veine de charbon, libéré lors de l’adsorption du CO2 par le charbon et récupéré par un puits spécifique (autre que le puits d’injection).
A noter que des impuretés peuvent être présentes dans le CO2 et interagir sur
d’autres matériaux et installations et en modifier le comportement.
D’autres produits secondaires combustibles contenus dans les installations fixes sont aussi présents mais dans de faibles quantités peuvent donner lieu ou contribuer notamment à des incendies.
Propriétés physico-chimiques du CO 2
Le dioxyde de carbone est le résultat de la combinaison de deux éléments : le carbone et l’oxygène.
Le CO 2 est un gaz inodore, incolore, à saveur piquante. Il est plus lourd que l’air (densité 1,52). Il est incombustible et inertant.
Il se liquéfie à –56°C et gèle à -78 °C pour former de la neige carbonique ou carboglace.
Il est très soluble dans l’eau. En solution aqueuse, il forme de l’acide carbonique, qui est trop instable pour pouvoir être isolé facilement.
Le CO 2 est souvent transporté et utilisé à l’état supercritique.
L’état supercritique est un état particulier de la matière, intermédiaire entre gaz et liquide, qui peut être atteint pour des valeurs de température et pression supérieures à des valeurs limites, dépendantes du produit. Les fluides supercritiques ont une viscosité proche de celle des gaz et une densité proche de celle des liquides.
L’état supercritique pour le dioxyde de carbone est obtenu pour une température supérieure à 31 °C et une pression supérieure à 74 bar.
Diagramme de la phase du dioxyde de carbone
Patrick BONNET - EDIS/DRA - Présentation du 16 01 2006
Le CO 2 est également mis en œuvre sous un état de gaz liquéfié réfrigéré.
4.1.2.1.2 Risques principaux du CO 2
Le risque d’asphyxie est dû à la substitution de l’oxygène de l’air en milieu confiné.
Risque de toxicité pour l’homme
Sur le plan de la toxicité, le dioxyde de carbone a longtemps été considéré comme un gaz inerte agissant par diminution de la fraction inspirée d’oxygène.
Cependant, depuis ces cinquante dernières années, le dioxyde de carbone a fait l’objet de nombreuses études, qui ont mis en évidence une toxicité du CO 2 indépendante de l’asphyxie et qui peut être aiguë chez l’homme. En effet, à forte teneur, il affecte les systèmes sanguins et respiratoires.
Le dioxyde de carbone est le régulateur de la respiration. Il agit sur le centre nerveux de commande du système respiratoire. Une augmentation de la teneur en CO 2 de l'air inhalé accroît son taux dans l'air alvéolaire et cause une accélération importante du rythme de la respiration entraînant rapidement la perte de
conscience et l'arrêt irréversible des centres nerveux et des fonctions respiratoires et cardiaques.
La concentration au seuil des premiers symptômes significatifs (respiration accélérée, maux de tête,…) se situe entre 3 et 4 % de CO 2 dans l’air (en proportion volumique). Le seuil des effets narcotiques développés semble se situer autour de 5 %. Le niveau de concentration mortel pour l’homme est très incertain et varie selon les sources et les durées d’exposition de 10 % à 40 %.
Dans les accidents mortels, il a été constaté la rapidité de survenue du décès, après une perte de connaissance quasi-immédiate, dès les premiers instants de l’exposition.
La toxicité avérée du CO 2 a conduit plusieurs pays à imposer des seuils admissibles. Ils sont généralement situés entre 0,5 % et 1% pour la concentration moyenne de CO 2 dans l’air et entre 1,5 % et 2 % pour les concentrations maximales.
La note (non publiée au journal officiel) du 16 novembre 2007 rédigée par le MEEDDAT à destination des chefs de services de l’environnement industriel en DRIRE et relative à la concentration à prendre en compte pour l’oxygène, le dioxyde de carbone, l’azote et les gaz inertes dans les études de dangers pour le stockage de gaz de l’air, indique les teneurs en part volumique de CO 2 dans l’air où l’on observe la survenance des effets létaux significatifs, des premiers effets létaux et des effets irréversibles telles qu’indiqué dans le tableau suivant.
Taux des différents gaz en % de volume dans l’air
Produit/risque
premiers effets létaux
Le risque de surpression est possible pour le transport et le stockage de gaz liquéfié pressurisé et peut conduire à un éclatement pneumatique avec projection de fragments, aussi dénommé BLEVE froid (Ebullition-Explosion).
Un BLEVE (Boiling Liquid Expanding Vapour Explosion) correspond à la destruction complète d'un réservoir pressurisé contenant un liquide dont la température est très supérieure à sa température d'ébullition à la pression atmosphérique. Tous les stockages de gaz liquéfiés sous pression sont susceptibles d’être le siège d’un BLEVE. En effet, le BLEVE est associé avant tout à un changement d’état à caractère explosif. Ce scénario ne peut également pas être écarté pour les canalisations de transport.
Les BLEVE ont une cause commune, une perte de confinement amenant à la dépressurisation du contenu du réservoir.
Les effets d’un BLEVE sur l’environnement se manifestent généralement de deux manières pour le CO 2 :
la propagation d’une onde de surpression,
la projection de fragments provenant des installations à des distances parfois très importantes,