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Travaux préparatoires à la rédaction d’une réglementation relative aux

substances annexes dans le flux de CO2 destiné au stockage géologique

Rapport final

BRGM/RP-61369-FR juillet 2012

Travaux préparatoires à la rédaction d’une réglementation relative aux

substances annexes dans le flux de CO2 destiné au stockage géologique

Rapport final

BRGM/RP-61369-FR juillet 2012

Étude réalisée dans le cadre de la Convention MEDDTL/BRGM 2200567671

C. Herer

Vérificateur :

Nom : O. Bouc

Date : 31/07/12

Signature :

Approbateur :

Nom : H. Fabriol

Date : 18/09/2012

Signature :

En l‟absence de signature, notamment pour les rapports diffusés en version numérique, l‟original signé est disponible aux Archives du BRGM.

Le système de management de la qualité du BRGM est certifié AFAQ ISO 9001:2008.

I

M 003 - AVRIL 05

Remerciements

Je tiens tout d'abord à remercier ceux qui ont rendu ce stage possible : Vincent Lagneau du Centre de Géosciences des Mines Paristech ; Philippe Bodenez, chef du Bureau du Sol et du Sous-Sol de la Direction Générale de la Prévention des Risques (Ministère de l‟Ecologie, du Développement Durable et de l‟Energie) ; Hubert Fabriol, responsable de l'unité Risques des Stockages et Exploitations du sous-sol du BRGM.

Je tiens à remercier Jean-Luc Perrin, sous-directeur, et l'ensemble de mes collègues du Bureau du Sol et du Sous-Sol, qui ont rempli mon quotidien : Caroline Bondois, Sophie Dehayes, Armelle Margueret , Tina Léger, Caroline Drouin, Émilie Choux, Pierre-Alain Durand, Dominique Gilbert, Marouane Yaghzar, Bader Sta, ainsi que ceux de la Missions de Sûreté Nucléaire et de Radioprotection : Nicolas Chanterenne, Estelle Chapalain, Sandra Stojkovic, Laurence Roy, Fabien Delafalize, Frédéric Seigle, et ceux du Bureau des Equipements Industriels : Isabelle Griffe, Thierry Chrupek, Jean Boesch, Thomas Blaton, Olivier Lefort, ainsi que mes collègues de la Direction Générale Énergie et Climat : Lionel Perrette et Christian Oeser.

Je remercie également Mohamed Azaroual, Olivier Bouc et Marc Parmentier du BRGM, pour leur aide technique tout au long de mon stage. Je remercie Régis Farret (INERIS) pour sa coopération et nos échanges nombreux sur le sujet.

Enfin, je remercie sincèrement les industriels et chercheurs qui m'ont reçue et ont répondu à mes questions curieuses : MM. David, Buchard et Lockwood (Air Liquide), M. Joffre (Storengy), M. Saysset (GdF Suez), M. Gimenez (Lafarge), M. Sterpenich (INPL), M. Favre (ENSIC), M. Berest (Ecole Polytechnique), M. Bertucci (Arcelor Mittal), M. Leandri (Alstom Power), MM. Le Thiez et Le Gallo (Geogreen), M. Leparlouer (Setaram), Mme Dupuis et M. Landais (ANDRA), M. de Lary de Latour (BRGM) et à l'étranger M. Birkholzer (Lawrence Berkeley National Laboratory), M. Bachu (Alberta Research Council), M. Nicot, (Bureau of Economic Geology), Mme Bayer (Environment Protection Agency), M. Dixon (IEA GHG), M. Carpenter (Advanced Resources International), MM. Helle et Carpenter (Det Norske Veritas). Mots-clés : Stockage de CO2, Substances annexes, Impuretés, Réglementation, Prévention des risques. En bibliographie, ce rapport sera cité de la façon suivante : Herer C. (2012) – Travaux préparatoires à la rédaction d‟une réglementation relative aux substances annexes dans le flux de CO2 destiné au stockage géologique. Rapport final. BRGM/RP-61369-FR, 79 p., 2 fig., 11 tabl., 7 ann. © BRGM, 2012, ce document ne peut être reproduit en totalité ou en partie sans l‟autorisation expresse du BRGM.

Réglementation de la composition du flux de CO2 destiné au stockage géologique

BRGM/RP-61369-FR – Rapport final 3

Synthèse

La filière du captage, transport et stockage de dioxyde de carbone (CSC) est une solution à la réduction de nos émissions de gaz à effet de serre, à mettre en œuvre en parallèle du développement des énergies renouvelables et de la sobriété énergétique. Le développement de nouvelles technologies et de nos connaissances de la filière CSC constitue un pan nouveau du développement de l‟industrie dans son ensemble.

Par la transversalité de son application, le sujet CSC relève d‟une complexité qui s‟exprime notamment au travers de la caractérisation du dioxyde de carbone capté, transporté et stocké : la diversité des fumées industrielles sur lesquelles il sera capté, les différents procédés de captage, leur efficacité et leurs éventuels sous-produits sont autant de facteurs qui vont influencer la composition du mélange gazeux injecté dans le sous-sol, appelé « flux de CO2 ».

Ceci complique d‟autant la compréhension du devenir du flux de CO2 injecté, qui contient des impuretés réactives au sein du complexe de stockage. La réactivité de ces impuretés pourrait entraîner, à plus ou moins long terme, une évolution altérée des sites de stockage, et présenter des risques directs ou indirects pour l‟environnement ou la santé humaine. La sécurité des stockages est d‟abord de la responsabilité des opérateurs, pendant la phase d‟injection ainsi qu‟ensuite lors de la phase de surveillance et de fermeture avant son transfert à l‟État. Il se doit de garantir la sécurité du stockage tout au long de sa durée de vie, sur des périodes de plusieurs siècles, faisant en sorte, entre autres, que les flux de CO2 injectés ne menacent pas l‟intégrité du stockage et ne présentent pas de risques pour l‟environnement ou la santé humaine.

L‟ensemble des acteurs impliqués dans la filière CSC a besoin d‟un cadre juridique exhaustif qui permette le déploiement de la filière en toute sécurité. La réglementation actuelle du captage, transport et stockage de dioxyde de carbone comporte des incertitudes juridiques, notamment en ce qui concerne la caractérisation du flux de CO2. La directive européenne 2009/31/CE relative au stockage géologique de CO2 précise que le flux de CO2 sera composé majoritairement de dioxyde de carbone, ainsi que d'éventuels traceurs et impuretés liées aux processus de captage et transport, sans préciser de limites à leur concentration.

Les auditions des différents acteurs privés et publics de la filière, une recherche bibliographique approfondie et l'étude d'un code de simulation géochimique ont permis l'analyse de l'état des connaissances actuelles sur la composition du flux de CO2.

Sur la base des constats révélés par cette analyse, le présent rapport conclut dans un premier temps sur l'absence actuelle de justification scientifique à l'établissement de limites de concentrations pour les impuretés présentes dans le flux de CO2. Le rapport insiste alors sur les points suivants pour proposer des perspectives d'évolution de l'encadrement juridique de la composition du flux de CO2 :


4 BRGM/RP-61369-FR – Rapport final

- améliorer les connaissances par la recherche académique et industrielle :

· du captage : origine des impuretés selon les procédés et les industries,

· du transport : comportement thermodynamique des mélanges de CO2 et d'impuretés,

· du stockage : capacités de modélisation géochimique et de modélisation de scenario d‟évolution altérée ;

- favoriser le déploiement de la technologie du CSC pour alimenter le retour d‟expérience :

· augmenter les ponts entre recherche académique et industrielle,

· inciter au développement de pilotes industriels ;

- coopérer à l'international :

· au sein de l'Union Européenne, lancer un débat sur les risques liés à la présence d'impuretés,

· s‟impliquer dans les négociations en cours dans le groupe de travail ISO/TC265 concernant une norme sur le CSC.

Finalement, des préconisations immédiates sont proposées, pour encadrer au mieux les projets se mettant en place avant l‟aboutissement des recommandations précédentes.



Sommaire

1. Introduction ............................................................................................................. 9

2. La composition du flux de CO2 destiné au stockage géologique : un souci global et transverse de la filière CSC ................................................................. 11

2.1. ORIGINES ET CONSÉQUENCES VARIEES DES IMPURETES PRESENTES DANS LE FLUX DE CO2 ........................................................... 11

2.1.1. Une filière touchant de nombreux secteurs industriels utilisant différents procédés et matières premières .............................................. 11

2.1.2. Trois méthodes de captage conduisant à une composition variable du flux de CO2 ............................................................................................. 12

2.1.3. L'influence des impuretés sur les différentes étapes de la filière CSC .... 16

2.2. UN CONTEXTE RÉGLEMENTAIRE SE METTANT EN PLACE RAPIDEMENT MAIS ENCORE INCOMPLET.................................................. 19

2.2.1. L‟autorisation du stockage géologique de CO2 en milieu marin dans les conventions internationales .............................................................. 19

2.2.2. Le contexte juridique encadrant le CSC en Australie et aux Etats-Unis .. 20

2.2.3. La coordination des Etats membres de l'Union Européenne et la construction d'une réglementation de la composition du flux de CO2 ...... 23

2.2.4. La transposition de la directive 2009/31/CE en droit français ................. 24

2.3. LA MODÉLISATION GÉOCHIMIQUE : UN OUTIL D'AIDE À LA PRISE DE DÉCISION COMPLEXE AVEC UN FORT POTENTIEL DE DÉVELOPPEMENT ........................................................................................ 25

2.3.1. Des données d'entrée manquantes mais nécessaires au paramétrage des modèles ........................................................................................... 25

2.3.2. La minéralogie des complexes de stockage détermine leur réactivité..... 25

2.3.3. Les simulations géochimiques permettent de prédire le devenir du flux de CO2 dans le complexe de stockage dans certaines conditions précises .................................................................................................. 25

2.3.4. Les scenarii de fuite étudiés ne permettent pas encore de connaître l'impact des impuretés sur l'environnement et la santé humaine ............ 26

2.3.5. Les phénomènes de remobilisation sont peu étudiés ............................. 26

3. Perspectives d’évolution de l’encadrement juridique de la composition du flux de CO2 ............................................................................................................ 27

3.1. COORDONNER DES PROJETS DE RECHERCHE PERMETTANT DE COMPRENDRE LES CONSÉQUENCES DE L'INJECTION D'IMPURETÉS ... 27

3.1.1. Perfectionner la prévision de la réactivité et du devenir des impuretés ... 27

3.1.2. Elaborer des scenarii enveloppes d'évolution altérée majorants ............. 29



3.2. DIFFUSER LES CONNAISSANCES ENTRE LES DIFFÉRENTS ACTEURS DE LA CHAÎNE CSC ..................................................................... 29

3.2.1. Engager la coopération entre recherches académique et industrielle ..... 30

3.2.2. Améliorer la prise de conscience des risques auprès des industriels impliqués dans la filière CSC .................................................................. 30

3.2.3. Créer une base de données regroupant les connaissances sur la composition du flux de CO2 .................................................................... 31

3.2.4. Développer l'instrumentation pour obtenir des mesures fiables de la composition du flux de CO2 .................................................................... 31

3.2.5. Considérer les bilans carbone et technico-économique de la purification du flux de CO2 ...................................................................... 32

3.3. ORGANISER L‟ACTION DE L'ETAT DANS LE DÉVELOPPEMENT DE LA FILIÈRE ........................................................................................................... 32

3.3.1. Dynamiser la gouvernance ..................................................................... 32

3.3.2. Financer des projets de démonstrateur et de recherche ......................... 32

3.4. ENGAGER UNE COOPÉRATION INTERNATIONALE ................................... 33

3.4.1. Collaborer avec les pays de l'Union Européenne .................................... 33

3.4.2. Suivre les travaux de normalisation internationale .................................. 34

4. Préconisations immédiates .................................................................................. 35

4.1. RESPECTER LES NORMES SUR LA QUALITÉ DE L'AIR ET DE L'EAU ....... 35

4.2. S‟INSPIRER DES RÉGLEMENTATIONS EXISTANTES ................................. 35

4.3. UTILISER LES VALEURS GUIDES PUBLIÉES .............................................. 36

4.4. PRENDRE EN COMPTE LES SUBSTANCES ANNEXES SECONDAIRES .... 37

5. Conclusion ............................................................................................................ 39

6. Bibliographie ......................................................................................................... 41

Liste des figures

Figure 1 : Processus de détermination des concentrations critiques des substances annexes dans le flux de CO2. .................................................................................... 38

Figure 2 : Amines utilisées pour le captage de CO2 [69]. .......................................................... 49



Liste des tableaux

Tableau 1 : Émissions de CO2 de différents secteurs industriels en France (source iREP, Registre Français des Emissions Polluantes, 2010). ................................. 11

Tableau 2 : Composition de deux flux de CO2 issus d'un captage en précombustion. ........... 13

Tableau 3 : Composition du flux de CO2, oxy-combustion sur centrale gaz (source Total, Lacq). .................................................................................................................... 14

Tableau 4 : Composition du flux de CO2 après compression et séchage, oxy-combustion sur centrale charbon (ordres de grandeur, Air Liquide). ................... 14

Tableau 5 : Composition de flux de CO2 issus d'un captage post-combustion. ...................... 15

Tableau 6 : Impuretés présentes dans le flux de CO2. ............................................................ 16

Tableau 7 : Spécifications de qualité du flux de CO2 pour le transport (WorleyParsons, 2009). .................................................................................................................... 18

Tableau 8 : Propriétés de certaines impuretés pouvant être contenues dans le flux de CO2. ....................................................................................................................... 19

Tableau 9 : Recommandations de qualité du flux de CO2 (DYNAMIS). .................................. 36

Tableau 10 : Recommandations de qualité pour le design de projets CSC (US Department of Energy). ......................................................................................... 37

Tableau 11 : Liste des personnes auditionnées. ....................................................................... 79

Liste des annexes

Annexe 1 : Lexique des termes utilisés ..................................................................................... 47

Annexe 2 : Quelques données toxicologiques sur les amines et leurs produits de dégradation .............................................................................................................. 55

Annexe 3 : Parties contractantes du Protocole de Londres ...................................................... 59

Annexe 4 : Parties contractantes de la Convention OSPAR ..................................................... 63

Annexe 5 : Potentiels Impacts des impuretés du flux de CO2 sur le stockage géologique ....... 67

Annexe 6 : Remobilisation d'éléments métalliques lors de l'injection de CO2 ........................... 71

Annexe 7 : Synthèse des auditions réalisées ............................................................................ 75



1. Introduction

L'évidence du changement climatique contraint à reconsidérer l'ensemble de la filière industrielle sous l'angle du développement durable. Adopté en 2008 par le Conseil Européen, le paquet Climat-Énergie doit permettre à l'Union Européenne d'atteindre un triple objectif : réduire de 20 % les émissions de gaz à effet de serre d'ici à 2020 par rapport à leur niveau de 1990, porter la part des énergies renouvelables à 20 % de la consommation d'énergie, et réaliser 20 % d'économies d'énergie. La mise en place du système d'échange des quotas d'émission de CO2 (European Trading System) doit permettre de diminuer les émissions issues de l‟industrie de 21 %, tout en créant un fonds commun pour le financement de démonstrateurs, par exemple pour le captage, transport et stockage géologique de dioxyde de carbone (CSC). En France, le CSC est, avec la sobriété énergétique et le développement des énergies renouvelables, l'une des solutions envisagées pour atteindre les objectifs de 20 % de réduction des émissions de gaz à effet de serre entre 1990 et 2050, en les réduisant de 3 % par an.

Lorsque l‟on parle de capter, transporter et stocker le CO2, on évoque en fait un mélange gazeux qui contient surtout, mais pas exclusivement, des molécules de CO2 ; l‟expression « flux de CO2 » permet de retranscrire cette idée de la présence d‟autres molécules dans le mélange gazeux étudié. Selon le type d'industrie ou le procédé de captage, la composition du flux, en quantité comme en qualité, sera différente : les lignes de conduite pour la sécurité du stockage de CO2 [9] soulignent que le flux de CO2 injecté contiendra en général plus de 90 % ou 95 % de CO2 en volume. Les autres substances présentes, appelées substances annexes ou impuretés, peuvent avoir un effet sur l'intégrité des infrastructures de transport lorsqu'elles sont corrosives, ou bien sur l'intégrité du stockage si elles entraînent une modification de la porosité de la roche couverture ; par ailleurs, en cas de rupture des carboducs, ou encore en cas de remontée du mélange stocké vers la surface, elles peuvent présenter des risques pour l'environnement ou la santé humaine. Ainsi, elles représentent des substances dont la concentration est à limiter au titre de l'article L.229-33 du Code de l'environnement.

Afin d'assurer la maîtrise des risques et de garantir ainsi la confiance des populations et l'acceptabilité des projets auprès des habitants, pour permettre de plus aux industriels d'avoir une visibilité sur les exigences qui leur seront imposées, il convient de mettre en place une réglementation qui soit transparente et claire sur la composition de ce qui sera réellement transporté et injecté dans le sous-sol. Pour mettre en place une réglementation adaptée, le présent rapport s‟interroge sur la possibilité de justifier techniquement et scientifiquement, l‟établissement de spécifications de qualité pour le flux de CO2 injecté. Pour répondre à cette question, un état de l‟art des connaissances relatives aux substances co-injectées avec le CO2 est réalisé, avant de proposer des perspectives d‟évolution pour la mise en place d‟une telle réglementation, ainsi que des recommandations immédiates.



2. La composition du flux de CO2 destiné au stockage géologique : un souci global et

transverse de la filière CSC

2.1. ORIGINES ET CONSÉQUENCES VARIÉES DES IMPURETÉS PRÉSENTES DANS LE FLUX DE CO2

2.1.1. Une filière touchant de nombreux secteurs industriels utilisant différents procédés et matières premières

Le captage de CO2 est raisonnablement réalisable sur des sources fixes fortement émettrices (i.e. relâchant plus de 100 000 tonnes de CO2 dans l'atmosphère par an). De nombreuses publications scientifiques s'intéressent au captage de CO2 en sortie des centrales thermiques au charbon, dans le but de réussir à trouver des débouchés pour les centrales existantes, ou pour les centrales en construction dans les pays dépendants du charbon (Pologne, États-Unis dans une certaine mesure). Très limité en France, le parc du thermique au charbon a vocation à disparaître dans les prochaines années ; de plus, ce n‟est pas le seul secteur industriel fortement émetteur de CO2, comme présenté Tableau 1.

Secteur industriel tCO2 émises

agroalimentaire 3 743 000

bois, papier 5 236 000

chimie, parachimie 9 358 000

industries minérales 18 839 000

sidérurgie 24 273 000

énergie 35 251 000

déchets, traitements 474 244 000

pétrole, gaz 2 087 114 000

Tableau 1 : Émissions de CO2 de différents secteurs industriels en France (source iREP, Registre Français des Emissions Polluantes, 2010).

En effet, les secteurs fortement émetteurs et potentiellement délocalisables, comme la sidérurgie, métallurgie ou les industries minérales sont des objets sur lesquels il convient de porter notre attention, afin de développer des procédés de captage du CO2 qui permettraient de diminuer la production de CO2 de ces industries. Ainsi, des techniques sont en développement pour capturer le CO2 dans les haut-fourneaux, procédés qui permettraient, de plus, d'augmenter le rendement en faisant diminuer la consommation de matières premières à hauteur de 25 % pour une même quantité de produit final produit, ou encore en faisant diminuer la consommation d'énergie de 22 %



selon les estimations d'Arcelor Mittal pour le projet ULCOS (Ultra Low Carbon Dioxide Steelmaking).

De même, l'industrie cimentière réfléchit à la mise en place de procédés de captage du CO2 : le CO2 produit lors de la fabrication du ciment est dû, pour plus de 60 % à l‟étape de décarbonatation du calcaire en chaux et dioxyde de carbone. La fabrication d‟une tonne de ciment ou de clinker produit en moyenne 800 kg de CO2. Les secteurs du traitement de déchets, de la biomasse, de la raffinerie ou de la production de gaz pourraient aussi envisager d'utiliser des procédés de captage de CO2. Dans ce dernier secteur, comme pour la production d'hydrogène ou d'ammoniac par exemple, les coûts du captage de CO2 sont déjà partiellement pris en charge : la séparation est faite pour assurer une production de gaz de qualité, mais il faut encore y ajouter les coûts de compression.

Ces secteurs industriels utilisent des matières premières diverses, qui contiennent elles-mêmes des « impuretés » ou « substances annexes ». Parmi ces impuretés, on peut citer à titre d'exemple le mercure ou le soufre contenu dans le charbon, la présence de soufre ou de magnésium dans la chaux utilisée pour la production de ciment, ou encore le phosphore ou le manganèse du minerai de fer utilisé pour la production d'acier. Ces impuretés initiales peuvent se retrouver dans le flux de CO2 final destiné au stockage géologique.

Les procédés industriels évoqués incluent pour la plupart des étapes de combustion. Pour des raisons économiques, cette combustion est réalisée à l'air, ce qui engendre des produits issus de la combustion incomplète des matières premières. Les résidus de combustion sont des cendres ou des gaz, comme le monoxyde de carbone, les oxydes d'azote, les oxydes de soufre, les hydrocarbures haliphatiques polycycliques, ou encore les composés organiques volatils. Notons que les réglementations en place sur la qualité de l'air imposent le traitement des poussières ainsi que des oxydes d'azote et de soufre.

2.1.2. Trois méthodes de captage conduisant à une composition variable du flux de CO2

Il existe différentes techniques de séparation du CO2 des autres composants des fumées industrielles, regroupées sous trois catégories :

- précombustion ;

- oxy-combustion ;

- post-combustion.

Précombustion

La précombustion consiste à créer un gaz de synthèse, le syngaz, qui permet de décarboner le combustible avant la combustion. Ce syngaz est composé essentiellement de monoxyde de carbone et d'hydrogène ; il est ensuite mis en présence de vapeur d'eau, qui réagit avec le monoxyde de carbone pour former du



dioxyde de carbone. Le CO2 est séparé de l'hydrogène, le plus souvent grâce à des solvants physiques comme le rectisol (méthanol) ou le selexol (diméthyl éther de polyéthylène glycol) : l‟absorption du CO2 par le solvant physique se fait grâce à la différence de solubilité par rapport aux autres constituants de la phase gazeuse, et non par réaction chimique entre solvant et soluté. Ce procédé est actuellement utilisé dans la production d'ammoniac ou d'engrais, dans la production d'hydrogène ou encore dans le traitement du gaz naturel, dans la production de gaz de synthèse. Sur les 79 projets de captage-transport-stockage de CO2 à échelle industrielle répertoriés par le Global CCS Institute (Large Scale Integrated Projects, www.globalccsinstitute.com/ projects/browse) à la date du 15/05/2012, 45 sont des projets de précombustion (13 sont actifs, 32 en planification). Ce procédé permet d'obtenir un flux de CO2 qui contient en général plus de 95 % de CO2 en volume.

L'IEA GHG donne des exemples [67] de composition de flux de CO2 issus de procédés de précombustion, présentés Tableau 2.

substance Selexol Rectisol

CO2 97,95 % 99,70 %

H2 1,00 % 20 ppm

N2 0,90 % 0,21 %

Ar 300 ppm 150 ppm

H2S + COS 100 ppm 20 ppm

H2O 600 ppm 10 ppm

CO 400 ppm 400 ppm

CH4 100 ppm 100 ppm

CH3OH - 200 ppm

Tableau 2 : Composition de deux flux de CO2 issus d'un captage en précombustion.

Ces procédés ne peuvent pas être installés après construction de l'usine (le « retrofit » est impossible), ils doivent être prévus lors de la conception de l‟unité.

Oxy-combustion

Le principe de l'oxy-combustion est de réaliser la combustion avec un flux concentré en comburant, i.e. riche en dioxygène, plutôt qu'à l'air. Cette méthode n'est pas à proprement parler une méthode de « captage » du CO2, mais elle permet l'obtention d'un mélange gazeux concentré en dioxyde de carbone et pauvre en sous-produits de combustion incomplète. A condition de modifier la chaudière pour qu'elle supporte les nouvelles conditions de combustion (la température est plus élevée que lors d‟une combustion à l‟air), le procédé peut être installé sur du matériel existant, tant en combustion que pour d'autres procédés industriels, comme les haut-fourneaux. Air Liquide est fortement impliqué dans la mise en place du captage de CO2 par oxy-combustion ; nous avons pu obtenir des compositions caractéristiques pour deux types de centrales : la centrale au gaz de Lacq, opérée par Total (voir Tableau 3), ainsi que



des ordres de grandeur pour un procédé d'oxy-combustion sur une centrale au charbon (voir Tableau 4).

substance sortie oxy-chaudière

après compression et séchage

CO2 32,82 % vol 86,47 % vol

CO < 100 ppm v 300 ppm v

H2O 62,16 % vol 50 ppm v

NOx < 600 ppm v 600 ppm v

N2 1,35 % vol 2,58 % vol

O2 1,51 % vol 4,11 % vol

Ar 2,18 % vol 4,37 % vol

Tableau 3 : Composition du flux de CO2, oxy-combustion sur centrale gaz (source Total, Lacq).

substance quantité

CO2 99,99 % vol

O2 1 000 ppm v

H2O 50 mg/Nm3

SOx 1 ppm v

NOx 10 - 200 ppm v

N2 1 ppm v

Ar 1 ppm v

CO 1 ppm v

H2 0

HF 1 ppm v

HCl 1 ppm v

Hg 0,01 μg/Nm3

Tableau 4 : Composition du flux de CO2 après compression et séchage, oxy-combustion sur centrale charbon (ordres de grandeur, Air Liquide).

De même, l'utilisation de l'oxy-combustion sur un haut-fourneau permettrait (estimation réalisée dans le cadre des études pour le projet ULCOS) d'obtenir un flux de CO2 pur à plus de 99 %. Les impuretés qui pourraient s'y trouver sont du monoxyde de carbone, du dihydrogène, du diazote ou encore de l'eau.

Post-combustion

Dans la post-combustion, une unité de captage est située en aval du processus industriel pour séparer le CO2 des autres effluents gazeux. Plusieurs méthodes de séparation du CO2 des autres effluents gazeux peuvent être utilisées : procédés par solvants chimiques, procédés membranaires, procédés par adsorption physique ou chimique, cryogénique.

Nous n'évoquerons ici que les procédés par solvants chimiques, d'ores et déjà utilisés dans le traitement de gaz naturel par exemple. Les solvants évoqués le plus souvent pour la capture du CO2 sont les amines (MEA, MDEA) : elles réagissent de manière quasi-spécifique avec le dioxyde de carbone dans l'absorbeur entre 25 °C et 40 °C, permettant ainsi sa capture ; elles relâchent ensuite les molécules de CO2 grâce à un apport de chaleur vers 100-140 °C dans le régénérateur. Les amines peuvent aussi



réagir avec d'autres molécules présentes, comme avec les gaz acides tels qu'hydroxydes de soufre (SOx) ou d'azote (NOx). En sortie, la régénération permet de libérer les molécules de CO2 accompagnées de produits de dégradation des amines. Le captage en post-combustion est souvent cité comme permettant d‟obtenir des flux de CO2 très purs, à plus de 99 % de CO2 en volume. L‟IEA GHG [67] a ainsi présenté trois exemples (voir Tableau 5) de composition des flux de CO2 provenant de procédés de captage en post-combustion (type d‟usine et amine utilisée non précisés).

substance composition I composition II composition III unité

CO2 99,93 99,92 99,81 % vol

O2 150 150 300 ppm

N2 + Ar 450 450 900 ppm

NOx 20 20 40 ppm

SO2 10 10 20 ppm

H2O 100 100 600 ppm

CO 10 10 20 ppm

NH3 non spécifié 50 non spécifié ppm

Tableau 5 : Composition de flux de CO2 issus d'un captage post-combustion.

Impuretés présentes dans les flux de CO2

Ainsi, on peut proposer une première liste présentée Tableau 6 des substances que l'on pourrait trouver dans les flux de CO2 issus des différents procédés de captage. Cette liste a été compilée depuis plusieurs sources et n'est pas exhaustive : les substances qui ne sont pas mentionnées n'ont pas été étudiées ou mesurées, mais pourraient, éventuellement, se trouver dans le flux de CO2. Les sources de cette étude sont :

A. IEA GHG CO2 Transportation Summit 2010 [67] ;

B. European Industrial Gases Association 2004 [28].

Les colonnes A (en blanc) correspondent à des données sur des procédés de captage, tandis que les colonnes B (en grisé) correspondent aux impuretés présentes dans les flux gazeux concentrés en CO2 provenant de différentes sources : combustion, sources naturelles de CO2, fermentation, production d‟hydrogène ou d‟ammoniac, production d‟oxyde d‟éthylène.

Substance postcombA oxycomb

A précomb

A comb

B

sources naturelles

B

fermentationB H2/NH3

B éthylène

B

acétate d'éthyle

non oui oui non oui

aldéhydes oui oui oui oui oui

amines oui non non oui non

Ar oui oui oui

benzène oui oui oui oui oui

cétones oui oui oui oui oui

CH4 non non oui

chlorure de vinyle

oui non non non oui

CO oui oui oui oui oui oui oui



Substance postcombA oxycomb

A précomb

A comb

B

sources naturelles

B

fermentationB H2/NH3

B éthylène

B

COS non non oui oui oui non

HCN oui non non non

DMS non oui oui non oui

éthanol oui oui oui oui oui

éther oxydes

non oui oui oui

éthyl-benzène

non oui non oui oui

H2 non non oui

H2O oui oui oui

H2S non non oui oui oui oui oui oui

halo-carbures

oui non non non oui

HAP oui non oui oui

HCN non non oui non non non non

Hg, métaux

non oui oui oui non non non

COV oui oui oui oui oui

N2 oui oui oui

NH3 oui non non

NOx oui oui non non oui oui oui

O2 oui oui oui

oxyde d'éthylène

non non non non oui

phosphine non non non non non

Rd non oui non non non

résidus lavage

oui non oui

SOx oui oui non oui oui oui non

thiols oui oui oui oui oui

toluène non oui oui oui oui

xylène non oui oui oui oui

Tableau 6 : Impuretés présentes dans le flux de CO2.

2.1.3. L'influence des impuretés sur les différentes étapes de la filière CSC

Outre leur potentielle toxicité, les impuretés donnent au flux de CO2 des propriétés physiques et chimiques différentes de celles du CO2 pur : le flux de CO2 a un comportement thermodynamique dépendant de sa composition, mais non linéaire (voir par exemple l‟évolution de la densité du mélange en Annexe 5, qui aura des conséquences sur la compression, le transport, mais aussi sur la capacité de stockage). Ces influences multiples des impuretés présentes dans le flux de CO2 entraînent des conséquences différentes selon les étapes de la filière CSC : sur le captage, au cours des étapes de compression du flux de gaz issus du captage avant qu‟il soit transporté, pendant le transport et enfin tout au long du stockage.

Captage post-combustion

La présence d'impuretés peut faire diminuer l'efficacité et la fiabilité du procédé de captage post-combustion utilisé [24] : en effet, dans le cas d'un captage avec solvant



chimique, comme les amines, celles-ci vont réagir avec le CO2 ainsi qu'avec d'autres espèces présentes dans le mélange de gaz, comme les dioxydes de soufre. Ces substances se retrouveront alors dans le flux de CO2, et l'efficacité du captage sera légèrement diminuée, puisqu'au lieu de capter le CO2, les amines capteront les autres substances. Pour cette raison, il convient de purifier les effluents gazeux avant les procédés de post-combustion (unités de dépoussiérage, DeSOx et DeNOx).

Produits de dégradation des amines

Les amines utilisées pour le captage du CO2 sont recyclées lors du procédé de captage. Cependant, une petite portion de ces amines est dégradée et/ou émise à l‟air. Ces produits de dégradation, comme les aldéhydes, les amides, les nitrosamines, ou encore les nitramines, présentent des risques pour l‟environnement et la santé humaine (voir une courte synthèse sur la toxicité de certains de ces produits en Annexe 2).

L‟organisation non gouvernementale Bellona a publié en 2009 un rapport concernant les produits de dégradation des amines [69]. Les amines n‟auraient pas un effet toxique significatif sur la végétation terrestre ; la toxicologie des produits de dégradation des amines est très limitée, mais ces derniers sont connues pour être toxiques pour les mammifères, les invertébrés et sans doute pour les micro-organismes.

Compression

Lors des étapes de compression, le risque principal est la formation d'un mélange diphasique liquide-gaz, entraînant des risques pour les équipements ainsi que des surcoûts d'utilisation. Cette formation d‟un mélange diphasique plutôt que d‟une phase (liquide ou supercritique) est liée aux propriétés thermodynamiques du mélange, directement influencées par sa composition. La recherche, académique comme industrielle, a beaucoup progressé dans la compréhension du comportement thermodynamique des mélanges gazeux, mais demande à être encore affinée pour atteindre des capacités de prévision fiables du comportement des flux de CO2.

Transport

La présence d'impuretés dans le flux de CO2 peut avoir plusieurs conséquences lors du transport : la présence d'un mélange diphasique plutôt qu'un CO2 supercritique (transport par pipeline) ou liquide (transport par bateau), corrosion due à la présence de gaz acides (CO2, SO2, H2S) en présence d'eau, formation d'hydrates (CO2, H2S, CH4 forment des hydrates en présence d'eau), ou encore toxicité du mélange en cas de rupture de la canalisation et de fuite [72]. La toxicité du mélange étant ici principalement due à la présence de H2S ou SO2, qui doivent être dilués 500 à 1 000 fois dans l'air pour être rendus inoffensifs, quand le CO2 doit être dilué 20 fois [40]. Ainsi, l'impureté considérée aujourd'hui comme la source des plus grands risques pour les infrastructures de transport est l'eau. WorleyParsons a réalisé une étude [79] pour le gouvernement australien (Commonwealth Department of Resources, Energy and



Tourism DRET), qui rassemble entre autres les spécifications techniques pour le transport de CO2 d‟origine anthropique par carboduc, présentées Tableau 7.

substance Canyon Reef

Carriers Weyburn

Dakota Gasification

CO2 95 % vol. 96 % vol. 96,8 % vol.

CH4 5 % vol. 0,7 % vol. 0,3 % vol.

N2 < 0,5 % vol. < 300 ppm m -

H2S 100 ppm m 0,9 % vol. 1,1 % vol.

C2+ - 2,3 % vol. 1,0 % vol.

CO - 0,1 % vol. -

O2 - < 50 ppm m -

H2O 50 ppm m < 20 ppm v anhydre

Tableau 7 : Spécifications de qualité du flux de CO2 pour le transport (WorleyParsons, 2009).

Le statut négligé des impuretés dans le stockage géologique

Si quelques études sont consacrées à la présence d'impuretés dans le flux de CO2, la plupart d'entre elles sont centrées sur le transport. Le rôle des impuretés sur la sécurité du complexe de stockage est peu abordé, entre autres parce que la première étape de compréhension des systèmes, qui est celle de comprendre le comportement du complexe de stockage après injection de CO2 pur, est imparfaitement connue.

Il s'agit de distinguer deux types d'impuretés :

- les impuretés « primaires », qui sont les substances accidentellement introduites lors des procédés de captage, et présentées ci-dessus ;

- les impuretés « secondaires », qui sont des substances initialement présentes dans le complexe de stockage, étant par exemple contenues dans des minéraux de la roche réservoir. Suite à l'injection du flux de CO2, ce minéral peut se dissoudre, et libérer ainsi dans le milieu les impuretés qui étaient contenues dans la roche. Ces impuretés peuvent être des actinides (éléments radioactifs), des métaux lourds, des métalloïdes.

La caractérisation des impuretés secondaires, l‟évaluation de leur présence dans le milieu initial et de leur influence sur la modification de la composition chimique de la saumure au cours de l‟injection et du stockage de CO2 sont délicates ; une étude récente de la Colorado School of Mines (voir Annexe 6) a cherché à quantifier l'impact de l'injection de CO2 pur sur la concentration en métaux lourds dans le milieu géologique, concluant entre autres sur une augmentation des concentrations de baryum, fer et plomb excédant les limites de qualité d'eau potable fixées par Environmental Protection Agency. Cette dernière remarque est à replacer dans un contexte plus large englobant l‟ensemble du complexe de stockage : en effet, que les impuretés dégradent la qualité de la saumure du réservoir n'est pas un problème en soi, puisqu'il était déjà initialement inapte à la consommation d'eau potable.

Les impuretés, primaires comme secondaires, peuvent être problématiques, car :



- elles peuvent conduire à une réduction de l'intégrité du stockage (augmentation de la porosité de la roche couverture, augmentation de la perméabilité, action corrosive sur les puits) ;

- s'il y a une fuite, en remontant vers la surface, elles peuvent présenter des risques pour l'environnement ou la santé humaine, en raison de leur toxicité (voir par exemple le Tableau 8).

Les effets toxiques et/ou écotoxiques des impuretés ne se manifesteront que suite à une évolution altérée du complexe de stockage : ainsi, l'injection d'impuretés avec le flux de CO2 est un problème de second ordre, s'il est prouvé dans un premier temps qu'elles n'entraînent pas de risques pour l'intégrité du complexe de stockage.

2.2. UN CONTEXTE RÉGLEMENTAIRE SE METTANT EN PLACE RAPIDEMENT MAIS ENCORE INCOMPLET

Il est nécessaire de mettre en place une réglementation destinée à encadrer le développement des activités nouvelles liées au captage, transport et stockage du CO2, à permettre leur avènement en garantissant la sécurité de tous. La présence des impuretés dans le flux de CO2 entraîne un risque juridique, en raison de l‟existence d‟une réglementation contraignante limitant l‟utilisation du sous-sol comme réceptacle de substances dont on n‟a plus utilisation par la suite et qui sont destinées à rester dans le sous-sol. Certaines impuretés pourraient entraîner la requalification du flux de CO2 en déchet, ou déchet dangereux (au titre du décret 2002-540 relatif à la classification des déchets, il s‟agit par exemple de déchets explosifs, inflammables, irritants, comburants, toxiques, cancérogène, corrosifs, infectieux, mutagènes ou encore écotoxiques), propriétés qu‟ont certaines impuretés, comme présenté Tableau 8.

propriété qui rend le déchet dangereux

exemple d’impureté

comburant O2

facilement inflammable benzène

inflammable CO, COS, H2

irritant acétate d‟éthyle

nocif toluène, NO2

toxique benzène, COS, Hg

cancérogène HAP, ex. benzo(a)pyrène

corrosif HCl, HF, HBr

mutagène HAP, ex. benzo(a)pyrène

écotoxique HCN, NH3, Hg

Tableau 8 : Propriétés de certaines impuretés pouvant être contenues dans le flux de CO2.

2.2.1. L’autorisation du stockage géologique de CO2 en milieu marin dans les conventions internationales

En milieu marin, des conventions internationales imposent aux pays signataires de respecter le sous-sol marin, l‟élimination de déchets en les injectant dans le sous-sol étant formellement interdite. Deux conventions pour la protection de l'environnement



marin ont été amendées pour autoriser le stockage géologique de dioxyde de carbone dans le sous-sol marin.

Protocole de Londres

Le Protocole de Londres (1996) vise à la mise en place d'un encadrement juridique de la gestion des déchets qui soit plus précis et plus moderne que celui proposé par la Convention de Londres (1972) ; il rassemble 38 pays signataires (voir liste en Annexe 3). Sur proposition de l'Australie, de la France, de la Norvège et du Royaume-Uni, l'annexe 1 du Protocole a été amendée en 2006 pour autoriser le stockage du CO2 dans le sous-sol marin. Le flux de CO2 est défini comme le flux issu des procédés de captage et destiné au stockage géologique, il doit être composé essentiellement de dioxyde de carbone (« overwhelmingly »), peut contenir des substances accidentellement introduites mais aucun déchet ne doit y être associé.

Convention OSPAR

La Convention OSPAR (1992) réunit quinze pays côtiers ou îles de l'Atlantique du Nord-Ouest, avec l'Union Européenne (voir liste en Annexe 4), et a pour but la protection de l'environnement marin. La Convention est issue de l'unification de la Convention d'Oslo sur les immersions (1972) et de la Convention de Paris sur les pollutions d'origine tellurique et sur l'industrie pétrolière (1974). La Convention a été amendée en 2007 pour interdire le stockage de CO2 dans les colonnes d'eaux marines, et pour autoriser le stockage géologique permanent et sûr des flux de CO2 d'origine anthropique dans le sous-sol de la zone maritime OSPAR, sous certaines conditions.

Les flux de CO2 admissibles sont les « flux qui consistent essentiellement en dioxyde de carbone provenant du processus de capture du dioxyde de carbone […]. Les flux de dioxyde de carbone peuvent contenir des substances associées accidentelles dérivées du matériau d'origine et des processus de capture, de transport, et de stockage utilisés, à condition qu'aucun déchet ou autre matière ne soit ajoutés afin d'être éliminés » (Décision OSPAR 2007/2 sur le stockage des flux de dioxyde de carbone dans des structures géologiques, 1.1).

2.2.2. Le contexte juridique encadrant le CSC en Australie et aux États-Unis

Australie

L'Australie a publié une loi relative à l'injection de CO2 dans le sous-sol : Offshore Petroleum and Greenhouse Gas Storage Act 2006. Cette loi s'intéresse à toutes les activités pétrolières ainsi qu'au stockage de gaz offshore. La composition du flux injecté doit être décidée par le Commonwealth Ministre en charge de l'autorisation d'injection ou de stockage. Le Conseil ministériel des Ressources Minérales et Pétrolières, composé du ministère de l'industrie, du tourisme et des ressources, ainsi que des ministères régionaux responsables des ressources minérales et pétrolières, a



publié au même moment un document destiné à aider les gouvernements des différents Etats à instruire les dossiers de stockage de CO2. Ces lignes de conduite soulignent la nécessité de s'intéresser à la composition du flux de CO2 sur l'ensemble de la chaîne captage, transport, stockage. Elle souligne aussi que, bien que la mesure des concentrations en impuretés dans le flux de CO2 soit aisée, il n'est pas possible d'imposer des contraintes sur ces concentrations à l'heure actuelle, en raison du caractère innovant de cette technologie et du manque de retour d'expérience. Ainsi, les autorisations de composition doivent être données au cas par cas, en insistant sur l'impact environnemental et la présence raisonnable de risques, garantissant la protection de l'environnement. Un second guide publié en 2009 requiert que les impacts environnementaux permettent d'identifier les impacts entraînés par le changement de la composition du flux injecté. De plus, le flux de CO2 doit être composé essentiellement (« overwhelmingly ») de dioxyde de carbone, comme défini dans le Protocole de Londres ou dans la directive européenne relative au stockage géologique de CO2 ; la présence accidentelle de substances provenant du captage est autorisée, tout comme l'injection de traceurs.

L‟accent est mis sur le développement d'une réglementation qui prévoit la mise en place de moyens pour établir, avec une précision appropriée, la quantité, la composition et la traçabilité du gaz capté, transporté, injecté et stocké.

L‟Australie s‟est par ailleurs dotée depuis le 1er juillet 2012 d‟un système de taxe carbone, faisant payer chaque tonne de carbone émise par les pollueurs, avec un coût initial de 23 dollars la tonne, qui augmentera jusqu‟en 2015 (www.carbontax.net.au).

États-Unis

Aux États-Unis, le programme Underground Injection Control (UIC) de l‟Agence fédérale de Protection de l‟Environnement (Environmental Protection Agency EPA) réglemente la construction, la délivrance de permis, les opérations et la fermeture des puits qui injectent des fluides dans le sous-sol à des fins de stockage ou d‟élimination. Les puits sont catégorisés selon six classes différentes basées sur la similarité des fluides injectés, des activités, des constructions, de la profondeur d‟injection, du design et des techniques opératoires. Cette catégorisation fixe des critères de performance permettant la protection des sources d‟eau potable (underground sources of drinking waters USDWs) :

- Class I : injection de déchets dangereux ou de déchets industriels liquides non-dangereux ;

- Class II : injection de saumures et autres fluides liés à la production de pétrole ou de gaz ;

- Class III : injection de fluide pour dissoudre/extraire des minéraux (uranium, cuivre, sel, soufre) ;

- Class IV : injection de déchets dangereux ou radioactifs dans ou au-dessus d‟un USDW, ces puits sont interdits sauf autorisation spéciales ;

- Class V : tous les puits d‟injection non répertoriés dans les classes I à IV ;



- Class VI : injection de CO2 en prévision de son stockage géologique. Cette classe de puits est nouvelle et spécifique à l‟injection de CO2 dans le sous-sol en vue de son stockage géologique permanent.

L'injection de CO2 tombe potentiellement sous une réglementation double : Class VI ou CERCLA / RCRA (Comprehensive Environmental Response, Compensation and Liability Act 1980 et Resource Conservation and Recovery Act).

D‟après la réglementation de la classe de puits VI, la composition du flux de CO2 doit permettre de déterminer l'impact des impuretés sur la corrosion des puits, et elle doit être fournie en amont afin de dimensionner correctement les installations des puits. La composition doit être mesurée tout au long de l'injection, à une fréquence appropriée à la variabilité de la composition du flux de CO2 dans le temps. Des mesures liées tant au CO2 pur qu‟aux impuretés co-injectées sont demandées par la classe VI. Afin de prévenir les risques liés à la corrosion des éléments des puits, EPA demande à ce que soit faite en continu la mesure de plusieurs grandeurs pendant l'injection : pression d'injection, débit d'injection, volume injecté, pression annulaire, et fluide annulaire. En raison de la nature corrosive du CO2 en présence d'eau pour les éléments des puits (ciments et tubages en acier), ainsi que par sa densité inférieure à celle de la saumure initialement présente en solution, EPA demande de vérifier l'intégrité extérieure des puits au moins une fois par an, par un test avec des traceurs, ou par un log de température le long du puits. De plus, une vérification de l'état du puits peut être demandée à la discrétion du directeur autorisant/ayant autorisé l'injection. Une vérification de la non-corrosion des puits doit être faite trimestriellement. De plus, la qualité des eaux des aquifères supérieurs (situés au-dessus du réservoir) devra être périodiquement vérifiée.

La CERCLA (Comprehensive Environmental Response, Compensation and Liability Act 1980) et la RCRA (Resource Conservation and Recovery Act) réglementent l'injection de substances dangereuses comme les impuretés co-injectées. Cette loi permet, entre autres, de constituer un fonds commun constitué du prélèvement d'une taxe à l'injection de substances dangereuses « the Superfund ». La qualification en substance dangereuse dépend de la composition du flux de CO2 ainsi que de l'environnement géologique et sera déterminée par les opérateurs, mais si une telle requalification a lieu, la Class VI ne s'applique plus, et l'injection sera réglementée par Class I Hazardous Waste. Ceci impose une activité soumise à délivrance d‟un permis, valable pour une durée maximale de dix ans, sous réserve de conditions adéquates relatives au site, à la construction du puits, au déroulement des opérations, à la surveillance et aux mises à l‟épreuve, ainsi qu‟aux informations transmises aux autorités, avec des spécificités dépendant de la nature du fluide injecté. La récupération assistée de pétrole (Enhanced Oil Recovery EOR) quant à elle tombe sous la réglementation de la Class II Oil and Gas related, elle est soumise à permis ou autorisation. Au sein de cette classe de puits, les Etats peuvent avoir la primauté sur EPA pour la délivrance de permis (Safe Drinking Water Act, Section 1422 ou Section 1425).



2.2.3. La coordination des états membres de l'Union Européenne et la construction d'une réglementation de la composition du flux de CO2

La directive européenne 2009/31/CE relative au stockage géologique de CO2 utilise le terme « flux de CO2 ». La définition donnée à ce terme, tirée de la définition que lui a donné le Protocole de Londres, est la suivante : « un flux de substances qui résulte des procédés de captage du CO2 ». Les informations que l'exploitant devra fournir comprennent, entre autres, la composition du flux de CO2.

L'article 12 détaille les critères relatifs à la composition du flux de CO2 :

« Critères et procédure d’acceptation du flux de CO2

1. Un flux de CO2 est majoritairement composé de dioxyde de carbone. À cet effet, aucun déchet ni aucune autre matière ne peut y être ajouté en vue de son élimination. Cependant, un flux de CO2 peut contenir des substances qui se sont accidentellement associées dès la source ou lors des opérations de captage ou d’injection et des substances traces peuvent y être ajoutées afin d’aider à contrôler et à vérifier la migration du CO2. Les concentrations de toutes les substances associées par accident ou ajoutées sont inférieures aux niveaux qui seraient susceptibles:

a) de compromettre l’intégrité du site de stockage ou des infrastructures de transport appropriées ;

b) de présenter un risque significatif pour l’environnement ou la santé humaine ; ou

c) d’enfreindre les dispositions de la législation communautaire applicable.

2. La Commission adopte, si nécessaire, des lignes directrices permettant de définir les conditions applicables au cas par cas pour le respect des critères fixés au paragraphe 1.

3. Les États membres veillent à ce que l’exploitant :

a) n’accepte des flux de CO2 et ne procède à leur injection que s’il a été procédé à une analyse de leur composition, y compris des substances corrosives, et à une évaluation des risques, et si cette dernière a établi que les niveaux de contamination sont conformes aux conditions visées au paragraphe 1 ;

b) tienne un registre des quantités et des propriétés des flux de CO2 livrés et injectés, y compris la composition de ces flux. »

L'idée la plus importante de cet article est l'interdiction de se débarrasser de déchet(s) en les co-injectant avec le CO2 : celui-ci ne doit pas être requalifié en déchet.

La directive impose de plus aux mélanges gazeux issus des procédés de captage de respecter les normes communautaires sur la qualité de l'air ; pourtant, elle ne précise pas à quel point de mesure ces limites doivent être respectées (avant compression ? avant transport ? avant injection?). La présence de traceurs est tolérée, ainsi que celles des impuretés (« accidentellement introduites »), dans la mesure où elles permettent de garantir l'intégrité du stockage et du transport ainsi que de limiter les risques environnementaux et pour la santé humaine. Il appartient pour l'instant à l'opérateur de démontrer l'innocuité du mélange avec la composition qu'il propose, et de démontrer que l'injection d'impuretés n'entraînera pas de dégradation de l'intégrité



du stockage ou des infrastructures de transport (augmentation de la perméabilité ou de la porosité de la roche couverture, risques de corrosion des tubages des puits ou des réseaux de transport, ou encore dégradation des ciments des puits par exemple). Il faut noter que démonstration doit être faite que le dioxyde de carbone et les impuretés, ensemble, n'auront pas d'effet indésirable.

Le suivi des compositions est un élément essentiel pour assurer la sécurité du stockage sur le long terme et gérer les transferts de responsabilité.

2.2.4. La transposition de la directive 2009/31/CE en droit français

La directive a été transposée par plusieurs textes :

- Loi n° 2010-788 du 12 juillet 2010 portant engagement national pour l'environnement (1), dite « loi Grenelle I » ;

- Ordonnance n° 2010-1232 du 21 octobre 2010 portant diverses dispositions d'adaptation au droit de l'Union européenne en matière d'environnement ;

- Décret n° 2011-1411 du 31 octobre 2011 relatif au stockage géologique de dioxyde de carbone afin de lutter contre le réchauffement climatique.

Parmi ces textes de transposition, l'article L.229-28 du Code de l'Environnement précise les dispositions relatives à la composition du flux de CO2 :

« Au sens de la présente section, le dioxyde de carbone s'entend comme un fluide composé essentiellement de dioxyde de carbone. Ce fluide ne doit contenir ni déchet ni aucune autre matière ajoutée en vue de son élimination. Il peut néanmoins contenir des substances qui se sont associées dès la source ou lors des opérations de captage ou d'injection. Des substances traces peuvent y être ajoutées afin d'aider à contrôler et à vérifier la migration du dioxyde de carbone.

Les concentrations de toutes les substances associées ou ajoutées sont inférieures aux niveaux qui seraient susceptibles de compromettre l'intégrité du stockage ou des infrastructures de transport appropriées ou de présenter un risque significatif pour l'environnement ou la santé humaine.

Des formations souterraines sont aptes au stockage géologique du dioxyde de carbone si elles présentent les qualités requises pour le confinement sûr et permanent du dioxyde de carbone à des fins de lutte contre le réchauffement climatique. »

La notion de risque significatif n'est pas précisée, et il convient ici encore de laisser à l'opérateur le soin de démontrer que l'injection d'impuretés n'engendre aucun risque, ou s'il existe certains risques pour l'environnement ou la santé humaine, que ceux-ci ne sont pas significatifs.



2.3. LA MODÉLISATION GÉOCHIMIQUE : UN OUTIL D'AIDE À LA PRISE DE DÉCISION COMPLEXE AVEC UN FORT POTENTIEL DE DÉVELOPPEMENT

Pour prédire l‟évolution du complexe de stockage sur le long terme, i.e. sur des échelles de temps allant de la dizaine à plusieurs centaines d‟années, il est indispensable de pouvoir modéliser le comportement des complexes de stockage après injection du flux de CO2. Pour obtenir une représentation fiable de ce comportement dans le temps, il convient de caractériser le système initial (flux injecté et complexe de stockage) et de disposer d‟outils de simulation numérique performants pouvant intégrer les phénomènes envisagés à partir des connaissances scientifiques actuelles (espèces réactives ou non, évolution normale ou altérée, propriétés pétrophysiques, surface réactive, paramètres cinétiques, etc.).

2.3.1. Des données d'entrée manquantes mais nécessaires au paramétrage des modèles

Le caractère innovant des procédés industriels de captage entraîne une réticence des opérateurs concernant à la fois l‟expérimentation et la mise en place de pilotes ou démonstrateurs, mais aussi la protection de leurs procédés et le secret industriel. Ainsi, les données concernant la composition réelle des flux de CO2 captés sont éparses, et mesurées à différents points de la chaîne captage, transport, stockage, ce qui conduit à une incertitude sur la composition exacte du flux. Il en découle que les géochimistes étudiant la phase de stockage se trouvent en difficulté pour alimenter leurs modélisations, ne connaissant que vaguement la nature des mélanges gazeux potentiellement injectés.

2.3.2. La minéralogie des complexes de stockage détermine leur réactivité

Deux réservoirs, de composition minéralogique et de propriétés pétro-physiques similaires, vont réagir différemment. Cette différence peut, ou non, être quantitative et conduire à des états d'équilibres finaux tout à fait différents. Un réservoir carbonaté réagira d'autant plus différemment d'un réservoir gréseux : leur pouvoir tampon de pH (paramètre clef de la réactivité des systèmes hydrogéologiques), en particulier, n'est pas le même, et le réservoir gréseux aura tendance à être moins sensible à l'injection du flux de CO2 que le réservoir carbonaté (moins de dissolution/précipitation). Ainsi, une caractérisation la plus détaillée possible est nécessaire pour fournir aux modèles des paramètres d‟entrée représentant le complexe de stockage de la manière la plus réaliste possible.

2.3.3. Les simulations géochimiques permettent de prédire le devenir du flux de CO2 dans le complexe de stockage dans certaines conditions précises

La modélisation géochimique simule les interactions entre mélange gazeux injecté, eau interstitielle initialement présente, et minéraux de la roche hôte. Pour conceptualiser une simulation qui caractérise de manière fiable l'évolution du complexe de stockage, il est nécessaire de connaître avec précision les caractéristiques minéralogiques du



réservoir, ainsi que leurs évolutions spatiales. Ceci requiert de pouvoir faire de nombreux travaux de prospection et diagraphies pour avoir une connaissance fine des propriétés minéralogiques et pétro-physiques des roches du complexe de stockage. En effet, deux sites de stockage réagiront différemment selon leurs propriétés, et même s'ils ont des propriétés similaires, leurs réponses seront différentes.

Cette remarque explique en partie l'impossibilité de pouvoir définir des limites génériques de concentration en impuretés, puisque chaque site réagira différemment : il faudrait faire de nombreuses simulations sur différents types de réservoirs pour déterminer les tendances globales et en tirer des limites indépendantes des sites de stockage.

2.3.4. Les scenarii de fuite étudiés ne permettent pas encore de connaître l'impact des impuretés sur l'environnement et la santé humaine

À ce jour, peu d‟études examinent les conséquences d‟une fuite, négligeant en général la présence d‟impuretés dans le flux de CO2 fuyard. Une étude du BRGM [18] sur la remontée du CO2 dans la cave d'une maison étudie un scenario de fuite ne considérant pas la présence d'impuretés, puisqu'il suppose une fuite de CO2 pur.

En général, l'impact toxicologique d'une remontée du CO2 n'est pas étudié, et on lui préfère l'étude de la réactivité du flux de CO2 dans le réservoir.

2.3.5. Les phénomènes de remobilisation sont peu étudiés

L'injection d'un flux de CO2 va entraîner une modification de l'équilibre géochimique initial, du fait de la co-injection d'impuretés, mais aussi dans un second temps, du fait de la remobilisation d'éléments présents initialement dans les roches et qui seront libérés dans l'eau interstitielle en raison de la dissolution des minéraux dans lesquels ils étaient piégés. Ces éléments remobilisés, appelés impuretés secondaires, pourraient avoir un effet parfois plus important que l'injection d'impuretés dans le flux de CO2. Quelques études de laboratoire et de simulation numérique sont parues sur le sujet, mais elles sont limitées puisque très spécifiques à la minéralogie du site étudié. Il convient de s'intéresser à ce sujet puisque le relargage, ou la remobilisation d'impuretés secondaires pourrait avoir un effet cumulatif avec l'injection d'impuretés contenues dans le flux de CO2.

En résumé, la variabilité des compositions des flux de CO2 ainsi que la spécificité de la réactivité des sites de stockage ont pour conséquence que les connaissances acquises sont fortement dépendantes des procédés de captage (industrie et type de captage) et des sites de stockage étudiés, d‟où la difficulté de tirer des conclusions de portée générale.



3. Perspectives d’évolution de l’encadrement juridique de la composition du flux de CO2

La composition du CO2 est un facteur transverse qui a des répercussions sur l'ensemble de la filière CSC. Le présent rapport se concentre plus particulièrement sur l‟effet de la composition du flux de CO2 sur le stockage géologique, en la considérant plus particulièrement comme un facteur potentiel de risque. Il s'agit de produire une réglementation qui assure une protection efficace des citoyens et de l‟environnement sur les échelles de temps du stockage géologique, i.e. sur plusieurs siècles ; la réglementation doit aussi permettre aux industriels d'avoir une visibilité claire et stable sur leur manière d'encadrer leurs procédés industriels. Ainsi, il ne s'agit pas d'attendre que la filière CSC soit en place pour développer un cadre juridique donnant des spécifications de qualité des flux de CO2 utilisés, mais plutôt de considérer la mise en place de ce cadre juridique comme une opportunité de développer nos connaissances précises de l'influence des impuretés.

Les recommandations qui suivent ne seront applicables que dans le cas d'une politique publique définissant des objectifs clairs en matière de développement du CSC : jusqu'à présent, le gouvernement et le Parlement ont montré leur intérêt pour le stockage de CO2 (Paquet Climat-Énergie 2008, Loi Grenelle I) ; cet engagement est la première pierre de la mise en place d'un encadrement juridique du CSC, et doit à ce titre se poursuivre.

3.1. COORDONNER DES PROJETS DE RECHERCHE PERMETTANT DE COMPRENDRE LES CONSÉQUENCES DE L'INJECTION D'IMPURETÉS

Pour l'instant, les connaissances sur le sujet ne permettent pas de conclure sur des limites applicables à tous les projets CSC. Il s'agit de définir une stratégie de recherche claire permettant d'améliorer nos capacités de prédiction du devenir du flux de CO2. Ce rapport a permis de synthétiser quelques données sur la composition des flux de CO2 issus des procédés de captage, qui seront utiles pour la réalisation de simulations ayant des données d'entrée proches de la réalité industrielle.

3.1.1. Maîtriser la prévision de la réactivité et du devenir des impuretés

La simulation géochimique repose sur trois piliers :

- les données d'entrée : mélange gazeux injecté, caractérisation physique du réservoir (pression, température, propriétés pétrophysiques), composition minéralogique des roches réservoir et couverture et variations spatiales de cette composition, composition chimique de la saumure initialement présente ;

- une base de données thermodynamiques permettant de prévoir l'état d'équilibre final du système liquide, gaz, roche ;



- une base de données cinétiques permettant de prévoir l'évolution temporelle du système.

L'obtention de données d'entrée repose sur une bonne connaissance du sous-sol et du fluide à injecter. La composition minéralogique des roches réservoir et couverture est obtenue grâce à l'analyse des carottes : des compromis sont à trouver entre la réalisation de nombreuses carottes pour déterminer précisément l'évolution spatiale des caractéristiques minéralogiques des roches, et leur coût ainsi que les risques pour le stockage géologique liés à la multiplication des forages d'exploration.

Les données thermodynamiques relatives aux réactions chimiques sont bien connues ; en revanche, celles relatives aux propriétés des mélanges gazeux dans les conditions du réservoir le sont moins. Ces mélanges gazeux ne sont pas des mélanges idéaux de gaz parfaits : il existe des interactions qui modifient de manière non linéaire leur comportement selon leur composition. Ceci entraîne ensuite une incertitude sur les résultats issus de codes de simulation, comme PHREEQC, qui supposent une absence de telles interactions. Cette incertitude ne joue que sur la partie supercritique/gazeuse du système considéré.

Les données cinétiques sont moins bien connues, car plus complexes : sous ce terme générique sont regroupées

- les données relatives aux surfaces réactives des minéraux (sphériques, cubiques, mesures physiques type BET…) ;

- les énergies d'activation des réactions (la barrière énergétique à franchir pour que le contact et la réaction entre les espèces considérées aient lieu) ;

- les mécanismes de réaction (catalyses, inhibitions, évolution de la vitesse de réaction en fonction de l'écart à l'état d'équilibre final).

À titre d‟exemple, nous présentons en le mécanisme retenu (inspiré de [4]) permettant de décrire, pour chaque minéral considéré, sa vitesse de formation (précipitation) ou disparition (dissolution), i.e. le changement de quantité de matière n avec le temps :

Équation 1 : Exemple d'équation régissant l'évolution temporelle de la quantité de matière d’une espèce (d’après André et al. [4]).

Lors de la réalisation de simulations géochimiques, il s'agit donc, pour chaque minéral composant la roche et pour tous ceux dont on prévoit la formation au cours de l'évolution du système, de nourrir le modèle de l'ensemble de ces données. Il existe à



l'heure actuelle de nombreux doutes concernant ces constantes, qui pourraient être levés par des expériences de laboratoire ou de terrain.

Le laboratoire de l'ANDRA à Bure permettrait par exemple de réaliser des expériences sur la réactivité des minéraux de la roche couverture. Le stockage de CO2 et le stockage de déchets radioactifs ont en commun des échelles de temps longues. Les efforts effectués dans le domaine du stockage de déchets radioactifs pour l'étude des évolutions géochimiques des roches de couverture peuvent inspirer des simulations du même type pour le stockage de CO2.

3.1.2. Élaborer des scenarii enveloppes d'évolution altérée majorants

La connaissance précise de tous les mécanismes intervenant lors de l'injection d'un flux de CO2 n'est pas forcément adaptée au suivi de l'évolution du flux de CO2 sur le long terme (plusieurs siècles). Il s'agit plutôt d'avoir une connaissance globale des conséquences de la co-injection d'impuretés dans le réservoir, afin de déterminer celles qui entraînent des risques d'amoindrissement de l'intégrité du stockage, ou des risques environnementaux ou pour la santé humaine en cas de remontée vers la surface. Pour comprendre cela, il s'agit de simuler des cas où le fluide injecté réagit d'abord au sein du réservoir, avec la couverture, puis avec les couches géologiques traversées lors d'une éventuelle remontée. De telles simulations permettront d'appréhender les facteurs de dilution des impuretés dans les différents milieux : en effet, l'injection avec une concentration c d'impureté dans le mélange gazeux provoquera dans le réservoir une concentration c1 de la même espèce ou d'une espèce issue de la réaction de l'impureté avec le milieu, concentration c1 qui engendrera, dans le cas d'une fuite vers un aquifère supérieur, par exemple, une concentration c2 en la même espèce. Le but est de déterminer le lien entre ces différentes concentrations, ce lien étant lié à l'espèce considérée ainsi qu'à la nature des milieux traversés avec lesquels l'espèce réagira. L'INERIS a fait une première estimation de ce scenario de fuite en estimant les facteurs de dilution grâce à une revue bibliographique approfondie [30]. Cette première étape a permis de mettre en avant les substances à surveiller afin d'éviter une pollution des aquifères d'eau potable (métaux tels que Ni, Hg, Pb) ou dans le cas d'une fuite à l'air libre (benzène). L'étude permet de déterminer des concentrations en impuretés acceptables dans le réservoir pour prévenir la pollution ; il faudrait, pour boucler le scenario, une étude permettant de conclure sur les concentrations acceptables dans le flux de CO2, en fonction de la minéralogie de la roche réservoir. Cette étude sera forcément spécifique au site étudié. De nombreuses hypothèses conservatrices sont nécessaires pour simplifier le problème : il s'agit donc de déterminer des scenarii du pire, ou scenarii enveloppes, afin de mettre en place les barrières de sécurité nécessaires.

3.2. DIFFUSER LES CONNAISSANCES ENTRE LES DIFFÉRENTS ACTEURS DE LA CHAÎNE CSC

La recherche ne permet pas, seule, de développer les connaissances. C'est par une coopération étroite entre industriels et chercheurs que les connaissances se développent.



3.2.1. Engager la coopération entre recherches académique et industrielle

Le Club CO2, présidé par l'ADEME, réunit régulièrement industriels et chercheurs de la filière CSC. Un groupe de travail est consacré aux substances annexes, il a publié un premier rapport [31] qui met en commun différentes expertises pour synthétiser les données disponibles sur ces impuretés, et proposer des évolutions des travaux du groupe (apport de données et pilotage d'une étude) et qui propose des domaines de développement des connaissances relatives aux impuretés :

- leur origine et leur genèse ;

- les moyens disponibles pour limiter leur concentration ;

- l'impact géochimique des impuretés et leur devenir après injection du flux de CO2.

Le second point doit être analysé et développé en parallèle du dernier et selon ses avancées : la purification des gaz étant une étape coûteuse et fortement consommatrice en énergie (donc potentiellement fortement émettrice de CO2), il convient de ne pas chercher à se débarrasser d'impuretés dont l'impact a été prouvé comme négligeable.

D'autres partenariats et ponts entre la recherche académique et la recherche industrielle se développent, comme les instituts Carnot ou les Instituts d'Excellence pour les Énergies Décarbonées. Selon l'évolution du projet Geodenergies, il conviendra de mettre en avant la nécessité, au sein de cet institut, de s'intéresser aux problématiques liées à l'injection d'impuretés et à la remobilisation des impuretés secondaires.

3.2.2. Améliorer la prise de conscience des risques auprès des industriels impliqués dans la filière CSC

Comme l'ont montré les auditions réalisées, les industriels spécialisés impliqués dans le CSC semblent confiants dans l'innocuité des substances contenues dans le flux de CO2 qui sera injecté dans le sous-sol. Cette impression, basée entre autres sur les faibles concentrations des impuretés dans le flux de CO2, ne saurait justifier d'une attitude réductionniste qui négligerait les risques pour l'environnement ou la santé humaine. La prise de conscience des risques liés à l'injection de CO2 pourra se faire grâce à la concertation avec les différents acteurs, au moyen d'interactions entre industriels et pouvoirs publics. Pour renforcer ce dialogue et faire émerger une véritable prise de conscience des risques, l'intervention d'experts, l'utilisation d'éléments scientifiques tangibles ou d'images fortes sont des maillons essentiels pour susciter le débat et montrer aux industriels, qu'ils sont, ainsi que leurs salariés et leurs sous-traitants, directement concernés par les risques liés à l'injection d'impuretés dans le sous-sol. Ce discours, pédagogique plutôt que démagogique, doit montrer de plus que l'État vit dans le même monde que ses industriels, dans une période de difficultés économiques où le court-terme l'emporte sur les réflexions sur le long terme ; en expliquant son action, en rendant compte des résultats (les diffusant au plus grand nombre), l'État doit pouvoir expliquer et convaincre de la pertinence de son action en faveur de l'intérêt général.



3.2.3. Créer une base de données regroupant les connaissances sur la composition du flux de CO2

Pour un sujet sur lequel les questions sont aujourd'hui plus nombreuses que les réponses, il s'agit d'engager avec les parties prenantes concernées par la composition du CO2 un dialogue permettant un véritable échange. Les industriels sont l'une de ces parties prenantes, et doivent participer au processus de mise en place d'un encadrement juridique : sans implication de leur part, la confiance que l'on pourra leur accorder s'en trouvera diminuée d'autant, et la réglementation risque d'aller à l'encontre de leurs pratiques.

Mettre en place une base de données permettra de construire le retour d'expérience sur les performances du captage de CO2, de rassembler les critères relatifs au transport, et de nourrir les entrées des modélisations s'intéressant aux interactions du fluide injecté avec son environnement géologique, en cas d'évolution normale ou altérée. Certains industriels, notamment Air Liquide, soutiennent cette idée et semblent prêts à alimenter la base de données. Il reste néanmoins des doutes quant à la participation d'autres industriels, à l'origine plus réticents sur le partage des données. Deux solutions sont possibles : réussir à convaincre l'ensemble des industriels de participer, en publiant leurs noms avec les données de composition du flux de CO2. Cette solution semble improbable, en raison des secrets industriels qui gardent les innovations technologiques. Seconde solution, trouver un moyen d'assurer suffisamment de données d'entrée afin que les sources ne soient pas traçables immédiatement, ce qui permettra de garantir la confidentialité des opérateurs.

Cette base de données devrait impliquer le maximum d'industriels de toutes les étapes de la filière CSC. Les données doivent être des mesures, ou bien des données calculées à condition de fournir les bases de calcul. Les unités seront imposées par la base de données, afin d'assurer l'homogénéité des données : en particulier, on cherchera à exprimer les données en % volumiques plutôt qu'en mg/Nm3, à moins que l'instrumentation ne fournisse des données dans la seconde unité. Les champs de pression et température seront aussi à remplir, tout comme les étapes de purification ayant eu lieu avant la mesure (unités DeSox, DeNox, dépoussiéreur, paliers de compression…).

3.2.4. Développer l'instrumentation pour obtenir des mesures fiables de la composition du flux de CO2

Pour caractériser le flux de CO2, il faut développer avant tout les capacités de mesure. Bien que les concentrations en impuretés majoritaires soient fiables, les concentrations en éléments trace sont difficiles à obtenir, et coûteuses à mettre en place. Ainsi, la mise en place d'une instrumentation fiable est nécessaire pour caractériser les flux de CO2 et surveiller l'évolution du complexe de stockage dans le temps.



3.2.5. Considérer les bilans carbone et technico-économique de la purification du flux de CO2

Une étude des coûts et de la consommation énergétique liée à la purification est nécessaire, dans le but d'assurer un réel compromis entre faisabilité technique et protection de l'environnement et de la santé humaine. En effet, les techniques de séparation et purification des gaz sont extrêmement coûteuses en énergie, il s'agit donc d'établir la pureté critique (95 % de CO2 en volume par exemple) qui soit atteignable sans avoir à émettre trop de CO2.

3.3. ORGANISER L’ACTION DE L'ÉTAT DANS LE DÉVELOPPEMENT DE LA FILIÈRE

3.3.1. Dynamiser la gouvernance

Les objectifs fixés par le gouvernement en matière de développement de la filière CSC doivent être clairs, afin que les décisions associées soient pertinentes et efficaces. La qualité du flux de CO2 est un élément essentiel de la chaîne CSC, dont la réglementation aura des conséquences importantes pour les industriels, vers lesquels il convient d'envoyer des messages clairs sur les démarches effectuées et les objectifs recherchés. Spécifier un flux de CO2 contenant plus de 99 % de dioxyde de carbone en volume n‟éliminera pas pour autant les risques : ainsi, le but de l'encadrement juridique n'est pas d'aller vers une pureté maximale, mais de comprendre l'influence des impuretés pour limiter et maîtriser les plus dangereuses pour l'intégrité du stockage et pour l'environnement et la santé humaine.

Jusqu'ici, la filière CSC en France a surtout été encadrée par la Direction Générale pour l'Énergie et le Climat du Ministère de l‟Écologie, du Développement Durable et de l‟Énergie ; au sein de l'administration centrale, les rôles doivent être clairement définis en termes de soutien au développement économique et de protection des populations et de l'environnement. Ainsi, la Direction Générale de la Prévention des Risques (Ministère de l‟Écologie, du Développement Durable et de l‟Énergie), et plus particulièrement ses bureaux du sol et du sous-sol ainsi que des équipements sous pression, ont un rôle décisif à jouer et doivent coordonner leur action de prévention des risques avec le développement de la filière accompagné par la DGEC, ainsi que par les ministères en charge de l‟industrie et de la recherche.

3.3.2. Financer des projets de démonstrateur et de recherche

Le contexte économique, la perte de compétitivité de l'industrie française et son déclin progressif, la crise de la dette publique n'engagent pas à l'investissement et au soutien financier de projets innovants. Pourtant, soutenir la recherche pour parvenir à une connaissance avancée des impacts de l'injection d'impuretés dans le flux de CO2, passera nécessairement par un investissement de l'État dans des projets de recherche et développement. Cet investissement permettra de parvenir à une réglementation adaptée de la composition du flux de CO2, mais aussi de « permettre à l'industrie française, qui détient de nombreuses compétences en ce domaine, de jouer un rôle



éminent dans le monde », comme l'a souligné la Commission Énergie du Centre d'analyse stratégique [72]. En effet, le captage du CO2 sur les centrales charbon ou gaz, ou la pré-combustion, sont des filières qui se sont beaucoup développées outre-Atlantique et dans lesquelles la France, peu pourvue de ces types d'unités, accuse un certain retard ; en revanche, le captage sur l'industrie lourde en est encore à ses balbutiements et devra se développer dans les prochaines années, si l'on veut atteindre les objectifs de réduction des émissions de CO2. Par la présence d'une industrie française dans toutes les étapes de la filière CSC, ainsi que la présence d'organismes de recherche spécialisés dans le sous-sol et dans les risques, la France pourra être à même de réglementer intelligemment la composition du flux de CO2, tout en permettant à une filière de se développer et de devenir compétitive aux niveaux européen et mondiaux. Le soutien au développement de projets de recherche passe par un suivi des programmes de recherche en cours, et une réorientation éventuelle vers l‟analyse des risques liés à l‟injection d‟impuretés dans le réservoir, mais aussi par la mise en place et le suivie de démonstrateurs. EdF et Alstom (en partenariat avec Dow Chemical) ont mis en place un pilote de captage en post-combustion de CO2 sur la centrale charbon du Havre en février 2012 : ce pilote est protégé par le secret industriel, mais pourrait servir de base au développement d‟un registre de données sur le CSC en France.

Au niveau communautaire, comme au niveau national, il s'agit de pouvoir influencer la révision des principes de fonctionnement du marché des quotas de CO2, afin de développer les sources de financement disponibles pour la mise en place de démonstrateurs, permettant d'alimenter le retour d'expérience et l'amélioration des connaissances sur les effets des impuretés sur le stockage de CO2 [15].

Pour coordonner les financements, le retour d‟expérience, et créer un référent unique, une agence pourrait être mise en place, qui soit l'interlocuteur direct des administrations, des chercheurs, des organismes de recherche et des industriels. Elle serait composée ou pourrait faire appel dans le cas de demandes précises, à des experts nationaux ou internationaux, permettant ainsi de créer un vivier de connaissances disponibles pour des contre-expertises, sans risque de conflits d'intérêts.

3.4. ENGAGER UNE COOPÉRATION INTERNATIONALE

Il existe en France toutes les possibilités pour améliorer notre connaissance théorique et pratique de l'influence des impuretés. Cependant, dans un contexte mondialisé où l'Union Européenne joue un rôle important dans le développement économique et juridique, il s'agit pour l‟administration de s'ouvrir à la coopération internationale, suivant par exemple les travaux liés à la réglementation du CSC aux États-Unis, en Australie et en Norvège.

3.4.1. Collaborer avec les pays de l'Union Européenne

Une clause de révision de la directive européenne 2009/31/CE a été prévue pour 2015. L'opportunité de cette révision doit permettre de lancer des initiatives au niveau



européen concernant la réglementation de la composition du flux de CO2, sujet pour lequel la Commission Européenne et le Sector Forum on Energy Management, par le biais de son animateur Raphaël Sauter, sont déjà sensibilisés. Ainsi, la France pourrait proposer de mettre en place au niveau européen une base de données sur la composition du flux de CO2, ou encore de créer un groupe de travail spécifique aux questions relatives à la qualité du flux de CO2, permettant par exemple d'aboutir à la rédaction d'un premier document des Meilleures Pratiques Disponibles.

3.4.2. Suivre les travaux de normalisation internationale

La composition du CO2 fait partie des sujets transverses qui seront discutés lors de la mise en place d‟une norme internationale ISO relative au CSC, déclinée ensuite au niveau du CEN européen et de l'AFNOR en France. Il s'agit de s'investir dans cette démarche et de suivre les débats et conclusions des experts, qui offriront une garantie qualité non réglementaire aux opérateurs et contrôleurs ; ces travaux permettront aussi d'orienter les démarches de mise en place d'un cadre juridique relatif à la composition du flux de CO2



4. Préconisations immédiates

Les recommandations précédentes mèneront à une prise de décision dans les prochaines années, suivant les progrès et avancées scientifiques comme industrielles, mais le besoin pourrait se faire sentir d'avoir à discuter de spécifications de qualité du flux de CO2 dans un futur rapproché. Dans ce cas, il convient d'être prudent, de s'inspirer des quelques exemples que nous avons à disposition, et surtout d'analyser avec attention les études d'impact qui seront réalisées au cas par cas par les industriels lors de la constitution du dossier, et qui devraient faire l‟objet d'une tierce expertise qui soit consciente des risques liés à l'injection d'impuretés.

4.1. RESPECTER LES NORMES SUR LA QUALITÉ DE L'AIR ET DE L'EAU

La directive IPCC (Integrated Pollution Prevention and Control), directive européenne 96/61/CE, ainsi que la directive IED applicable à partir de 2014 (Industrial Emissions Directive 2010/75/UE), qui élargit le champ d'applicabilité de la directive IPCC, réglementent, entre autres, les émissions de polluants à l'atmosphère. Le flux de CO2 capté n'est pas émis à l'atmosphère, mais dans le cas d'une rupture de canalisation de transport, le flux s‟échappant dans l'atmosphère devrait respecter les critères d'émissions imposés à l'unité où il a été capté, pour ce qui est de toutes les espèces autres que le dioxyde de carbone.

Dans le cas d'une fuite du flux de CO2 hors du complexe de stockage, il n'est pas possible de faire un lien direct entre la composition du fluide injecté et la composition du fluide qui remontera vers un aquifère supérieur ou vers la surface, en raison de la présence d'impuretés secondaires, et de potentielles diminutions ou augmentation de la concentration en impuretés lors de la remontée. Il faudra avoir mis en place un système de surveillance adapté afin de détecter les changements de composition de l'aquifère concerné, et de procéder aux mesures correctives nécessaires pour continuer à respecter les normes en vigueur sur la qualité des eaux souterraines. Le dispositif de surveillance du stockage de CO2 devra donc inclure des moyens de contrôler la qualité des eaux souterraines, permettant de détecter la présence de substances toxiques dans les aquifères. Un dispositif de surveillance le plus exhaustif possible, qui tienne compte des capacités de l‟exploitant, la prévision d‟un plan de mesures correctives en cas d‟incident, permettront de limiter les effets néfastes d‟une remontée des impuretés vers la surface.

4.2. S’INSPIRER DES RÉGLEMENTATIONS EXISTANTES

Des pays comme l‟Australie, les États-Unis et la Norvège, ont mis en place, depuis plusieurs années pour certains, un cadre juridique qui évoque plus ou moins précisément la composition du flux de CO2. Devant l‟impossibilité de déterminer une composition optimale du flux de CO2, ces pays ont axé leur réglementation sur l‟obligation pour les exploitants de fournir à l‟État leurs données relatives à la composition du flux (Norvège), ou encore sur la mise en place de systèmes de mesure



et de surveillance contraignants, qui permettront de repérer les zones de corrosion, ou les fuites potentielles (Class VI, États-Unis). De telles mesures permettent de mettre en place et stimuler l‟amélioration de nos connaissances sur les substances annexes, ainsi que de limiter les effets nuisibles liés à ces substances lors de leur remontée vers la surface.

4.3. UTILISER LES VALEURS GUIDES PUBLIÉES

Quelques rapports ont cherché à synthétiser les connaissances actuelles sur les impuretés et à établir des valeurs guides de référence. En particulier, les recommandations issues du projet européen DYNAMIS (Towards hydrogen and electricity production with carbon dioxide capture and storage [23]) sont basées sur la qualité du flux de CO2 issu des procédés de pré- et post-combustion et destiné à être transporté, sans considération du volet stockage. Les recommandations de ce projet sont basées sur des considérations techniques, économiques et de santé/sécurité du transport. Le point de départ de ces analyses a été le rapport du projet ENCAP (Enhanced Capture of CO2) du sixième programme cadre européen de recherche et développement, qui avait identifié plusieurs points critiques liés à la composition du CO2 : risques pour la santé et la sécurité liés à la présence d'impuretés, formation d'hydrates, corrosion, ou encore diminution de la densité du flux de CO2, auxquels points DYNAMIS ajoute aussi les risques d'effets cumulatifs. Les conclusions de DYNAMIS, centrées sur l'utilisation du flux de CO2 pour le transport et transposées ensuite au transport et stockage géologique, sont présentées au Tableau 9 ci-dessous. Ces valeurs guides doivent être utilisées à titre d‟exemple, ou de base de réflexion. Substance Concentration Limitation

H2O 500 ppm

Technique : - inférieure à la limite de solubilité de H2O dans le CO2, - pas d‟effet cumulatif significatif de H2O et H2S,

- effet cumulatif significatif pour H2O et CH4, mais en deçà des limites de solubilité de H2O

H2S 200 ppm risques santé et sécurité

CO 2 000 ppm risques santé et sécurité

O2 4 vol % limitation technique : manque d‟expérimentations sur les effets de l‟injection d‟O2 dans le sous-sol

CH4 4 vol % technico-économique : consommation d‟énergie lors de la compression

N2 < 4 vol % (pour

tous les gaz incondensables)

technico-économique : consommation d‟énergie lors de la compression Ar

H2 une concentration inférieure en H2 est recommandée en raison de son pouvoir énergétique

SOx 100 ppm risques santé et sécurité

NOx 100 ppm risques santé et sécurité

CO2 > 95,5 % à équilibrer selon les autres substances présentes dans le flux de CO2

Tableau 9 : Recommandations de qualité du flux de CO2 (DYNAMIS).

Aux États-Unis, le Department of Energy a publié en janvier 2012 un document de synthèse [21] présentant des recommandations sur les valeurs limites de composition



du flux de CO2 imposées par le transport et le stockage géologique (elles sont identiques dans ce document). Ces limites ont été obtenues par des « informations consolidées par de nombreuses études », et sont destinées à des études conceptuelles liées à des scenarii génériques, non applicables aux projets en cours basés sur des scenarii différents du scenario générique « supposé ». Les valeurs ainsi publiées fournissent des références consensuelles au sein de l'industrie. Ces valeurs sont présentées dans le Tableau 10 ci-dessous, qui propose une valeur guide pour le design de projets, ainsi que les minima et maxima de concentration des impuretés étudiées issus de la littérature scientifique.

Composé design

(conception) minimum dans la

littérature maximum dans

la littérature unité

CO2 95 90 99,8 % vol

H2O 300 20 650 ppm m

N2 4 0,01 7 % vol

O2 4 0,01 4 % vol

Ar 4 0,01 4 % vol

CH4 4 0,01 4 % vol

H2 4 0,01 4 % vol

CO 35 10 5 000 ppm v

H2S 100 20 13 000 ppm v

SO2 100 10 50 000 ppm v

NOx 100 20 2 500 ppm v

NH3 50 0 50 ppm v

COS traces traces traces ppm v

C2H6 10 000 0 10 000 ppm v

C3+ <10 000 0 10 000 ppm v

Part. 1 0 1 ppm v

HCl N/A N/A N/A ppm v

HF N/A N/A N/A ppm v

HCN traces traces traces ppm v

Hg N/A N/A N/A ppm v

Glycol 46 0 174 ppb v

MEA N/A N/A N/A ppm v

Selexol N/A N/A N/A ppm v

N/A : informations manquantes

Tableau 10 : Recommandations de qualité pour le design de projets CSC (US Department of Energy).

4.4. PRENDRE EN COMPTE LES SUBSTANCES ANNEXES SECONDAIRES

L‟injection de CO2 et d‟impuretés engendre la remobilisation de substances annexes dans la saumure du réservoir. Dans sa demande d‟autorisation, l‟exploitant devra donc prouver que, compte tenu de la minéralogie du réservoir, l‟injection du flux de CO2 n‟entraînera pas une remobilisation qui ait des impacts dangereux pour la santé humaine ou l‟environnement. Cette évaluation des impacts de la remobilisation doit accompagner l‟étude des scénarios de fuite ; l‟étude de leurs conséquences sur les concentrations limites de certaines substances dans le flux de CO2 injecté peut se faire selon le schéma de principe suivant (fig. 1, focalisée sur la protection des ressources



en eau potable), en partant de données connues : ici, les teneurs limites en substances déterminées par la réglementation relative à la qualité des eaux.

Figure 1 : Processus de détermination des concentrations critiques des substances annexes dans le flux de CO2.



5. Conclusion

La filière captage, transport, stockage de dioxyde de carbone se développe grâce à un investissement des recherches académique et industrielle : les connaissances des différents procédés de captage, des méthodes de transport et de stockage géologique ont progressé, mais ne permettent pas encore de prédire avec précision l'impact que la présence d'impuretés dans le flux de CO2 aura en termes de sécurité des stockages géologiques. En particulier, la spécificité des sites et les éléments manquants à nos connaissances liées à la réactivité des éléments du stockage et des impuretés ne fournissent pas le recul nécessaire pour déterminer a priori des concentrations limites en impuretés dans le flux de CO2.

En conséquence, mettre en place une réglementation relative à la composition du flux de CO2 serait un signe fort à destination de tous les acteurs de la filière, en France comme à l‟international. La France montrerait ainsi l‟engagement soutenu de son gouvernement, et ferait passer un message d‟encouragement ou d‟alerte selon le degré de prescription adopté : on pourrait par exemple envisager une limitation des flux de CO2 injectés comme comprenant au moins 95 % de CO2 en volume, mais cette limitation n'a pas de réelle justification scientifique aujourd'hui. Quelle qu‟elle soit, la réglementation ne peut pas, aujourd‟hui, être issue de travaux scientifiques exhaustifs, en raison de la complexité des phénomènes mis en jeu, ainsi que de la mise en place récente, dotée d'un faible retour d‟expérience, de cette filière industrielle. Mais la recherche d‟une réglementation adéquate et adaptée peut être l‟amorce nécessaire au développement de la filière, conduisant à une amélioration des connaissances et in fine à une compréhension des phénomènes suffisante pour déterminer les seuils d‟acceptabilité des différentes substances co-injectées. Cette volonté de l‟État de mettre en place une réglementation adaptée de la composition du flux de CO2, qui se traduit par exemple par la transposition de la directive 2009/31/CE et la mise en place de l‟encadrement juridique global de la filière CSC, ou encore par son soutien à des projets de recherche ou au développement du pilote industriel ULCOS, doit accompagner l‟engagement de l‟industrie et de la recherche dans le développement de la filière.



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Annexe 1

Lexique des termes utilisés



Amine

Composé azoté dérivant formellement de l‟ammoniac NH3 par remplacement d‟un ou plusieurs atome(s) d‟hydrogène par des groupes carbonés. Le captage du CO2 en post-combustion utilise les amines comme solvants chimiques, en particulier la monoéthanolamine (MEA) ou la méthyldiéthanolamine MDEA, ou encore 2-amino-2-méthylpropanol AMP, la piperazine PIPA, la diglycolamine DGA, la diéthanolamine DEA ou la di-isopropanolamine DIPA ; ces amines sont présentées ci-dessous Figure 2.

Figure 2 : Amines utilisées pour le captage de CO2 [69].

Aquifère

Roche perméable, le plus souvent sédimentaire. Pour le stockage de CO2, on s‟intéresse à des aquifères salins profonds (au-delà de 800 m en général) qui contiennent une eau salée impropre à l‟exploitation, qui sont assez profonds pour que le CO2 injecté ait une densité élevée, avec de plus des porosité et perméabilité élevées.

Carboduc

Conduite destinée au transport du CO2 issu des procédés de captage vers les sites de stockage (à l‟origine, canalisation de transport du charbon en suspension dans l‟eau ou dans l‟air).

Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF)

Initiative prise au niveau international entre les gouvernements, pour faciliter le développement de technologies efficaces de captage, transport et stockage du CO2. Le forum comprend 25 membres : Commission Européenne, Afrique du Sud, Allemagne, Arabie Saoudite, Australie, Brésil, Canada, Chine, Colombie, Danemark, Émirats Arabes Unis, États-Unis, France, Grèce, Inde, Italie, Japon, Corée du Sud, Mexique,



Nouvelle-Zélande, Norvège, Pays-Bas, Pologne, Royaume-Uni, Russie. Le forum met en place des groupes de travail (standardisation des études de risques, standardisation des méthodes d‟évaluation des capacités de stockage, identification des manques de connaissances liés au captage, au transport, ou au stockage..), et publie la feuille de route CSLF Technology Roadmap (www.cslforum.org/publications).

Carbonates

Minéraux naturels composés de divers cations entourant un anion CO32-, tels que la

calcite, la dolomite, la sidérite ou la magnésite.

source : IPCC 2005

Cinétique chimique

Étude de la vitesse des réactions chimiques. Les facteurs influençant la cinétique sont la température, la pression, les quantités de réactifs, le degré de mélange du réacteur, la présence ou non d'un catalyseur ou d'un inhibiteur.

Complexe de stockage

Le site de stockage et le domaine géologique environnant qui est susceptible d'influer sur l'intégrité et la sécurité globales du stockage, c'est-à-dire les formations de confinement secondaires. [9]

Constante d'équilibre

Valeur du quotient de réaction à l'équilibre thermodynamique, i.e. lorsque l'énergie libre de Gibbs totale du mélange est nulle.

Couverture

Roche très peu perméable capable d‟assurer l‟étanchéité à très long terme du stockage [9].

CSC

Captage, Transport, Stockage (géologique) du dioxyde de carbone (CO2).

Department of Energy (DOE)

Ministère de l‟Énergie des Etats-Unis.

Dioxyde de carbone

Molécule de formule chimique CO2, produit de la respiration humaine ainsi que de tous les processus de combustion.



Équation d'état

Relation f(p, V, T) = 0 représentant mathématiquement l'existence d'une surface dans l'espace (p, V, T) qui caractérise l'existence d'états thermodynamiques possibles. Elle permet d'évaluer les fonctions thermodynamiques (p, V, T) d'un fluide.

Environmental Protection Agency (EPA)

Agence de Protection de l‟Environnement des États-Unis, équivalent du ministère de l‟écologie en France.

Flux de CO2

Mélange gazeux capturé en sortie d'un procédé industriel, avant ou après les étages de compression permettant d'atteindre l'étape de transport.

Gaz à effet de serre

Gaz qui contribue à augmenter l'effet de serre : dioxyde de carbone (CO2), méthane (CH4), oxyde nitreux (N20), hydro- et perfluorocarbones (HFCs et PFCs), ainsi que hexafluorure de soufre (SF6).

Source : IPCC 2005

Global CCS Institute

Institut qui a pour but d‟accélérer la mise en place de la filière CSC, en favorisant l‟échange d‟informations entre les développeurs de projets, les gouvernements et les chercheurs. L‟institut a créé une plateforme collaborative rassemblant plus de 349 gouvernements, industriels, organisations non gouvernementales et institutions de recherche ; il a de plus des partenariats actifs avec l‟Agence Internationale de l‟Énergie, la Banque Mondiale, la Banque Asiatique de Développement et le Carbon Sequestration Leadership Forum. Chaque année, il publie un document de synthèse sur l‟évolution du CSC dans le monde : Global Status of CCS Report (www.globalccsinstitute.com/publications/global-status-ccs-2011).

Halocarbure (hydrocarbure halogéné)

Composé organique dont les molécules contiennent au moins un atome halogène (fluor, chlore, brome, iode ou astate), comme HCl, HBr, ou encore HF.

IEA GHG (International Energy Agency Greenhouse Gas R&D Programme)

Programme collaboratif de recherche fondé en 1991 dans le but de fournir des informations aux membres du programme sur le rôle que peut jouer la technologie dans la réduction d‟émissions de gaz à effet de serre. L‟information produite doit être objective, fiable, indépendante, ayant rapport aux politiques générales (policy relevant) mais n‟étant pas prescriptives (policy prescriptive), revue par des experts externes. De nombreux pays (France, Canada, États-Unis, Pays-Bas, Suisse, Afrique du Sud…) et industriels (Vattenfall, Total, Statoil, Eon, RWE…) sont membres de ce programme.



Impureté

Terme utilisé pour désigner toutes les substances autre que les molécules de CO2 présentes dans le flux de CO2 injecté dans le sous-sol, y compris celles qui peuvent être utilisées comme traceurs (comme l'argon).

Intégrité

L‟intégrité d‟un composant du stockage rend compte du maintien de propriétés physico-chimiques compatibles avec la réalisation de son rôle, notamment vis-à-vis du confinement ou de la sécurité. On parlera ainsi d‟intégrité de la couverture ou d‟un bouchon de ciment ; d‟intégrité mécanique pour dire que le composant n‟a pas subi de fracturation. [9]

Panache de CO2

Sous l'effet de l'injection et de la gravité, le CO2 formera dans l'espace poreux du réservoir hôte une phase fluide continue, assez dense (0,6 à 0,7), migrant préférentiellement dans les bancs les plus perméables, et rejoignant la base de la couverture. On appelle communément « panache de CO2 » cette nappe fluide mobile. Après l'injection, le panache se résorbe peu à peu, par dissolution de CO2 dans les fluides naturels de la formation.

Perméabilité

Paramètre intrinsèque à un milieu poreux, qui traduit son aptitude à se laisser traverser par un fluide (phase liquide, gaz ou supercritique). Elle est exprimée en Darcy D (1D = 10-12 m2).

PhreeQC

Code de simulation géochimique développé par le service géologique américain US Geological Survey.

Point critique

Dans le diagramme (p, T), point de coordonnées (pression critique, température critique), qui est la limite de coexistence des phases liquide et gazeuse d'un corps pur. Au-delà de ce point, on passe de manière continue de l'état gazeuse à l'état liquide sans observer d'état diphasé. On observe ce qu'on appelle un état fluide ou supercritique.

Porosité

Ce terme désigne aussi bien :

- l‟espace poreux, au sens de volume de vide délimité par de la matière solide, l‟ensemble formant un matériau ;



- la fraction volumique de l‟espace poreux, définie comme le rapport du volume de vide sur le volume du milieu poreux (en fonction des problèmes étudiés, certains auteurs utilisent le volume actuel du milieu poreux, on parle alors de porosité eulérienne, d‟autres le volume initial du milieu poreux, avant toute déformation, on parle alors de porosité lagrangienne).

Dans tous les problèmes où il est question d‟injection (ou de récupération) de phase(s) fluide(s) dans le milieu poreux, il est fondamental de distinguer porosité occluse (relative aux pores fermés, qui ne sont pas connectés avec l‟extérieur du milieu poreux) de la porosité ouverte (relative aux pores connectés avec l‟extérieur du milieu poreux, ces pores constituant ainsi une phase géométriquement continue au sein du corps poreux). C‟est au travers de cette dernière qu‟a lieu la percolation. En pratique, le terme de porosité se réfère à la porosité ouverte rapportée au volume du milieu poreux. Unité : vol.% [9].

Quotient de réaction

Coefficient sans unité, produit des activités chimiques des constituants d'un système qui s'écrit sous la forme sigma affectés d'une puissance égale à leur coefficient stoechiométrique.

Réservoir

Sédiment dont la porosité, la perméabilité, la continuité hydraulique, la position stratigraphique et la situation structurale permettent d'y injecter et d'y confiner un stockage de CO2. Le réservoir, inclus dans le complexe de stockage, fait en général partie d'une formation sédimentaire (entité litho-stratigraphique) beaucoup plus étendue que le complexe [9].

Risque

Selon le guide ISO/CEI 73, ou AFNOR X50-252, il s‟agit de la « Combinaison de la probabilité d‟occurrence d‟un dommage et de sa gravité ». De façon similaire, la Directive Seveso (modifiée en 1996 puis 2003) indique que le risque est la « probabilité qu‟un effet spécifique se produise dans une période donnée ou dans des circonstances déterminées ».

L‟état de l‟art consiste à exprimer le risque par la gravité de l‟effet d‟une part, et d‟autre part par la probabilité (ou fréquence, ou vraisemblance) du scénario qui le produit, souvent dans une matrice à deux dimensions [9].

Saumure

Une saumure est une solution chargée en sel, généralement de chlorure de sodium. Au cours de leur migration dans les roches, les eaux des aquifères solubilisent une partie des minéraux rencontrés, et se chargent en différents éléments : calcium, silice, carbonates... En fonction de l‟histoire de l‟aquifère, les eaux peuvent également être fortement chargées en chlorure de sodium, jusqu‟à des concentrations dépassant celles de l‟eau de mer. On appelle ces eaux des saumures. Leur charge en sel les rend



impropres à la consommation, ce qui constitue une certaine assurance contre un risque futur d‟utilisation du réservoir à des fins de production d‟eau potable [9].

Solvant chimique

Un solvant est un composé chimique qui en dissout un autre, appelé soluté. Dans le cas d‟une absorption chimique, le solvant réagit chimiquement avec le soluté pour former des complexes. Pour le captage de CO2 en post-combustion, les amines sont les espèces les plus fréquemment citées, du fait de leur forte réactivité et affinité avec le CO2, et de la réversibilité de la réaction entre les deux composés : en chauffant le complexe formé entre CO2 et amine, on sépare les deux molécules.

Solvant physique

Un solvant est un composé chimique qui en dissout un autre, appelé soluté. Dans le cas d‟une absorption physique, le solvant dissout le soluté du fait de la différence de solubilité par rapport aux autres constituants de la phase gazeuse. Cette méthode s‟est développée dans les années 1960, en particulier dans le secteur de la purification des syngaz. Dans le cas du captage de CO2, le soluté sera le dioxyde de carbone, et deux des solvants physiques couramment utilisés et commercialisés sont le rectisol de Linde (méthanol, CH3OH), ou encore le selexol de Dow Chemical (diméthyléther de polyéthylène glycol, CH3O(CH2CH2O)nCH3).

Syngaz

Le syngaz est un gaz de synthèse produit par thermochimie. Ce gaz est principalement constitué de dihydrogène (H2) et de monoxyde de carbone (CO), ainsi que de quelques hydrocarbures gazeux.

Thermodynamique

Science se développant depuis le début du XIXe siècle, qui a pour but l'étude des formes d'énergie et leurs transformations. Elle s'intéresse en chimie au bilan énergétique des réactions chimiques, décrivant les états possibles qu'un système chimique peut atteindre, au moyen de paramètres d'état (grandeurs macroscopiques indépendants ou reliés par une équation d'état).

ULCOS

Abréviation du projet Ultra Low Carbon Dioxide Steelmaking (processus sidérurgiques à très basses émissions de CO2). L‟objectif de ce projet est de réduire d‟au moins 50% les émissions de CO2 par rapport aux méthodes de production actuelles les plus performantes. Il s‟agit d‟un consortium de 48 entreprises et organisations, géré par les « membres-clé » : Arcelor Mittal, Saarstahl, Voestalpine, Thyssenkrupp, Dillinger Hütte GTS, Corus, LKAB, RIVA, SSAB, RUUKKI (Source : www.ulcos.org).



Annexe 2

Quelques données toxicologiques sur les amines et leurs produits de dégradation

Shao et Stangeland, Amines used in CO2 capture – health and environmental impacts, the Bellona Foundation



Voici quelques données issues du rapport de Bellona [69] concernant la toxicologie des amines utilisées pour le captage de CO2 et de leurs produits de dégradation. Le tableau ci-dessous présente les valeurs critiques de concentration en amine dans l‟air respiré, pour quatre des amines les plus couramment utilisées pour le captage de CO2 : MEA, AMP, MDEA, PIPA.

amine utilisée MEA AMP MDEA PIPA

concentration critique dans l‟air (µg/m3) 10 6 120 5

Le tableau suivant présente les valeurs de concentration de ces amines dans l‟air, en fonction de la distance à l‟usine où est installé le procédé de captage : on remarque que certaines de ces valeurs sont au-dessus des valeurs critiques présentées précédemment.

distance à l‟usine (km) 1 2 3 4 5 6 8 10

concentration en amine dans l‟air (µg/m3) 11 6,6 4,4 3,9 5,2 5,8 5,6 4,9

Enfin, ce dernier graphique présente l‟écotoxicologie des amines et de certains de leurs produits de dégradation : l‟écotoxicologie est représentée par l‟EC-50, qui est la concentration pour laquelle la croissance des algues (phytoplancton marin, tel que déterminé par ISO/DIS 10253) est diminuée de 50 %.



Annexe 3

Parties contractantes du Protocole de Londres



Danemark

Allemagne

Royaume-Uni

Afrique du Sud

Vanuatu

Espagne

Norvège

Trinidad et Tobago

Géorgie

Canada

Suisse

Suède

Australie

Irlande

Nouvelle Zélande

Angola

Islande

Tonga

France

Égypte

Saint Kitts et Nevis

Luxembourg

Bulgarie

Arabie Saoudite

Belgique

Mexique

Slovénie

La Barbade

Chine

Italie

Surinam

Japon

Kenya

Sierra Leone

Iles Marshall

Pays-Bas

République de Corée

Ghana



Annexe 4

Parties contractantes de la Convention OSPAR



Belgique

Danemark

Commission Européenne

Finlande

France

Allemagne

Islande

Irlande

Luxembourg

Pays-Bas

Norvège

Portugal

Espagne

Suède

Suisse

Royaume-Uni



Annexe 5

Potentiels impacts des impuretés sur la masse volumique du flux de CO2

Nicot et al., University of Texas, Eleventh Annual Conference on Carbon Capture, Utilization and Sequestration, Pittsburgh 2012



Annexe 6

Remobilisation d'éléments métalliques lors de l'injection de CO2

Marcon, University of Wyoming, Eleventh Annual Conference on Carbon Capture, Utilization and Sequestration



Annexe 7

Synthèse des auditions réalisées



À partir des auditions réalisées, une synthèse est proposée en six points, regroupant les avis de divers acteurs impliqués dans la chaîne CSC concernant la mise en place d'une réglementation de la qualité du mélange gazeux injecté.

a. Un problème de définition commun à l'ensemble de la filière

Le consensus le mieux partagé parmi les acteurs interrogés est l'absence de définition des objets d'étude. Le mélange gazeux capté, transporté et injecté dans le sous-sol est appelé « flux de CO2 » par un abus de langage qui ne choque pas, car il est lié à une réelle méconnaissance. Les industriels se proposent d'intégrer les spécifications imposées par le transport ou le stockage de CO2, tandis que les chercheurs leur demandent de préciser leurs capacités en matière de purification des mélanges gazeux, afin d'alimenter leurs modélisations.

b. Une appréhension de la réglementation

Les industriels interrogés n'ont pas caché leur désapprobation de l'initiative engagée d'imposer des limites de concentration pour certaines espèces co-injectées. La crise économique, souvent citée, rend les investissements frileux, et les industriels redoutent d'avoir à investir dans des technologies de séparation et purification de gaz coûteuse en énergie et en argent. De plus, la nouveauté du sujet et l'absence de retour d'expérience leur fait souligner l'incapacité de l'État à imposer des limites justifiées et raisonnables, qui ne soient pas trop conservatrices. De plus, les industriels soulignent la précision des mesures qui doivent quantifier des ppm de substances, et dont l'incertitude est si grande que la mesure ne peut être fiable.

c. Un désintérêt de la question du stockage géologique

Face à la nécessité de développer leurs installations pour se préparer à la mise en place du CSC, les industriels se sont consacrés au déploiement des technologies de captage. Pour ceux qui ne seront pas opérateurs du stockage, celui-ci devient un élément en fin de chaîne, trop éloigné de leurs problématiques. De plus, les échelles de temps sur le long terme sont difficilement envisageables et nombreux sont ceux qui envisagent les risques potentiels liés au stockage de CO2 comme s'arrêtant après la phase d'injection et de surveillance. Enfin, l'idée que tout se passe à quelques centaines de mètres de profondeur, dans des compartiments dont le pouvoir tampon et le confinement semblent faire l'unanimité, a fait dire à plus d'un que les risques qui en découlaient en surface sont faibles, voire négligeables.

Il est intéressant de mettre cette légèreté de considération du sous-sol en comparaison des craintes des habitants liées au stockage géologique de dioxyde de carbone. L'opposition locale est assez forte pour faire tomber des projets, et si celui de Lacq a pu se faire, l'Allemagne a été contrainte d'abandonner un site à la suite d'opposition de locaux.

d. Le transport comme élément limitatif

Lors du transport de CO2, les risques de corrosion liés à la présence d'eau suscitent une inquiétude bien supérieure à celle engendrée par l'idée d'une fuite de CO2 et de sa



remontée en surface. Les industriels semblent prêts à accepter des limites imposées par des questions d'opérabilité par les transporteurs de CO2, et les chercheurs soulignent que ces limites seront sans doute plus conservatives que celles imposées par le stockage géologique. Cependant, quelques industriels ont mentionné que la qualité du CO2, tant qu'il est sec, n'est problématique pour son transport que lorsque les carboducs traversent des zones densément peuplées en raison des risques toxiques liés aux impuretés ; dans des zones moins peuplées, le problème leur apparaît moindre et non significatif.

e. Les impuretés considérées comme un problème de second ordre

La question de la composition du CO2 étudiée sous l'angle de la prévention des risques est un problème de second ordre : en effet, une fois les substances injectées dans le sous-sol, il n'est raison de s'en inquiéter que si elles s'échappent du réservoir. La question de la modification de l'intégrité du stockage liée à la présence d'impureté n'est pas souvent évoquée, et son éventualité sciemment écartée.

f. Un environnement global peu porteur

Le marché européen du carbone, censé inciter au développement industriel du captage de dioxyde de carbone en finançant les projets, est inadapté et ne donne aucune perspective aux industriels pour investir dans la filière. Face à un manque de visibilité concernant les subventions et réglementations, nombreux sont ceux qui préfèrent attendre pour s'assurer d'un environnement économique, juridique et social plus favorable.



Canada Bachu Stefan Alberta Innovates [email protected] États-Unis Bayer Maryrose Environmental

Protection Agency [email protected]

Suède Bernstone Christian Vattenfall [email protected] France Berest Pierre Ecole Polytechnique [email protected] France Bertucci Salvatore ArcelorMittal [email protected] États-Unis Birkholzer Jens Lawrence Berkeley

National Laboratory [email protected]

États-Unis Carpenter Steve Advanced Resources International

[email protected]

France David Marc Air Liquide [email protected] Royaume-Uni

Dixon Tim IEA GHG [email protected]

France Farret Régis INERIS [email protected] France Favre Eric ENSIC [email protected] France Gimenez Michel Lafarge Ciments michel.gimenez@pole-

technologique.lafarge.com Norvège Helle Kaare Det Norske Veritas [email protected] France Joffre Gilles-

Henri Storengy [email protected]

France Landais Patrick ANDRA [email protected] France Le Gallo Yann Geogreen [email protected] France Le Thiez Pierre Geogreen [email protected] France Lethier Samuel Total [email protected] Lockwood Frédérick Air Liquide [email protected] États-Unis Nicot Jean-

Philippe Bureau of Economis Geology

[email protected]

France Prinet Catherine Total [email protected] France Saysset Samuel GdF Suez [email protected] États-Unis Spycher Nic Lawrence Berkeley

National Laboratory [email protected]

France Sterpenich Jérôme Université de Lorraine

[email protected]

Norvège Sunde Fahadi

Javad Standards Norway [email protected]

Brésil Teixeira Ana Maria Petrobras [email protected] États-Unis Wilkin Rick Environmental

Protection Agency [email protected]

Tableau 11 : Liste des personnes auditionnées.

mailto:[email protected]




























Centre scientifique et technique

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3, avenue Claude-Guillemin BP 36009 – 45060 Orléans Cedex 2 – France – Tél. : 02 38 64 34 34

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