Quest – Plus d'énergie, moins de CO2

Les émissions industrielles de dioxyde de carbone (CO2) contribuent au changement climatique. En exploitant de manière innovante les technologies existantes nous pouvons parvenir à réduire l'impact en capturant le CO2 pour le stocker de façon sécuritaire sous terre. Au Canada, Shell démontre comment les émissions de CO2 à grande échelle peuvent être gérées grâce au captage et au stockage du carbone (CSC).

Le CSC est indispensable pour répondre aux besoins mondiaux en matière de réduction des émissions de dioxyde de carbone en vue de limiter leurs effets sur le changement climatique. Le CSC hest la seule technologie actuellement disponible permettant d'atténuer les émissions industrielles à grande échelle liées à l'utilisation de combustibles fossiles. L'Agence internationale de l'énergie prévoit que près du sixième des réductions des émissions mondiales de CO2 d'ici à 2050 pourrait être attribuable au CSC; elle estime également que sans le CSC, le coût de lutte contre le changement climatique sera supérieur de 40 %.
Quest, le projet phare de Shell en matière de captage et de stockage du carbone (CSC), est conçu pour capturer et stocker de façon permanente plus d'un million de tonnes de CO2 par an, soit l'équivalent des émissions d'environ 250 000 automobiles, émis par l'usine de valorisation de Scotford. Cela correspond à un tiers des émissions de l'usine de valorisation, qui transforme le bitume des sables bitumeux en pétrole brut synthétique.

Les gouvernements de l'Alberta et du Canada ont largement investi dans le projet Quest, à hauteur de 740 et 120 millions de dollars canadiens, respectivement. Un soutien efficace des gouvernements, ainsi que des cadres réglementaires rigoureux seront cruciaux pour soutenir l'accélération de l'élan entourant la mise en œuvre du CSC à l'échelle mondiale.

Shell partage ses informations en ligne concernant la conception, les procédés et les leçons tirées afin de favoriser l'utilisation des technologies CSC et de réduire les coûts pour les projets futurs. Cela fait partie des accords de financement du projet Quest convenus avec le gouvernement.

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Technologie clé pour la lutte contre le changement climatique

Technologie clé pour la lutte contre le changement climatique

Le pétrole lourd, appelé bitume, extrait aux installations du projet d'exploitation des sables bitumineux de l'Athabasca est acheminé par pipeline à l'usine de valorisation de Scotford de Shell, près d'Edmonton, en Alberta. À compter de 2015, le projet Quest permettra de capter chaque année plus de un million de tonnes de CO2 émis par suite du traitement du bitume et de les stocker en profondeur sous terre.

Les technologies de CSC sont essentielles puisqu'elles permettront de répondre à l'explosion prévue de la demande mondiale en énergie et de réduire les émissions de dioxyde de carbone (CO2), explique Peter Voser, ancien chef de la direction de Royal Dutch Shell plc. « Pour atteindre les objectifs en matière de changement climatique, le CSC doit faire partie de la solution. » L'Agence internationale de l'énergie (AIE) prévoit qu'environ le cinquième des réductions des émissions mondiales d'ici à 2050 pourrait être attribuable au CSC. Elle estime également que sans des progrès rapides des technologies de CSC, le coût de la réduction des émissions conformément aux objectifs visés sera supérieur de 70 %.

« Au cours des prochaines décennies, nous aurons besoin de toutes les sources d'énergie pour répondre à la demande mondiale, » ajoute M. Voser. Les sources d'énergie à faibles émissions de CO2 croîtront, mais, même d'ici 2050, les combustibles fossiles continueront de satisfaire au moins 65 % de nos besoins énergétiques. Le CSC sera déterminant dans la gestion des impacts climatiques. »

Au nom des propriétaires de la coentreprise et avec l'appui financier des gouvernements canadien et albertain, Shell va de l'avant avec la construction du projet CSC à son usine de valorisation des sables bitumineux de Scotford, près d'Edmonton au Canada. L'usine de valorisation et Quest font partie du projet d'exploitation des sables bitumineux de l'Athabasca, coentreprise réunissant Shell Canada Énergie à 60 %, Chevron Canada Limited et Marathon Oil Canada Corporation à 20 % chacune, dont la capacité de production est de 255 000 barils par jour.

Conçu pour capter plus d'un million de tonnes de dioxyde de carbone par an, le projet Quest capturera environ un tiers des émissions directes de l'usine de valorisation de Scotford, ce qui équivaut aux émissions de 250 000 véhicules.

Projet de CSC phare de Shell

Shell considère Quest comme le projet phare de son programme mondial de CSC. Il s'agit du premier projet de CSC d'envergure commerciale au monde à attaquer de front les émissions de carbone résultant de l'exploitation des sables bitumineux. Ce sera également le premier projet de CSC dont Shell détiendra une participation majoritaire et dont elle sera responsable de la conception, de la construction et de l'exploitation. Il sera aussi au cœur du programme de recherche en matière de CSC de Shell et contribuera au développement de sa technologie de captage de CO2. Pour faire progresser le CSC à l'échelle mondiale, nous avons besoin de projets comme Quest, qui permettront d'améliorer les technologies et de réduire les coûts.

Shell participe également à divers projets phares de CSC ailleurs dans le monde. Elle détient notamment une participation de 25 % dans le projet de liquéfaction de gaz naturel de Gorgon en Australie, exploité par Chevron et auquel sera intégré le plus grand projet de CSC du monde.

L'installation, qui captera entre trois à quatre millions de tonnes de CO2 par année, devrait amorcer le stockage en 2015. En Norvège, Shell est partenaire de la plus importante installation de recherche sur le captage du CO2, le Test Centre Mongstad (TCM).Par ailleurs, au barrage Boundary, en Saskatchewan, la filiale Cansolv de Shell a fourni la technologie de captage de carbone qui permettra de récupérer 90 % du CO2 des gaz de combustion d'une nouvelle turbine de 150 MW d'une centrale à charbon existante.

En 2010, Quest a été l'un des projets reconnus mondialement par le Forum sur le leadership en matière de séquestration du carbone (FLSC) pour sa contribution en matière de recherche et de collaboration mondiale permettant de faire avancer les technologies CSC. Quest est également l'un des huit projets qui font en sorte, selon l'étude « Race to First » du groupe-conseil Bloomberg New Energy Finance, que l'Amérique du Nord mène la course internationale du développement de la technologie de CSC.

Shell entend devenir un chef de file de la technologie du secteur de l'énergie, et le développement du CSC joue un rôle important à cet égard. Le Massachusetts Institute of Technology a récemment inclus Shell dans la liste des 50 sociétés les plus innovantes au monde et Shell y est la seule société d'énergie. « La majeure partie de l'expertise nécessaire pour favoriser le développement du CSC existe déjà chez Shell, » souligne Graham van't Hoff, vice-président directeur, CO2, Shell.

« Nous nous appuyons sur des décennies d'expérience dans la compréhension des réservoirs souterrains, des propriétés des roches et du transport et du stockage des gaz, » ajoute van't Hoff. « C'est la raison pour laquelle nous sommes bien placés pour faire évoluer les projets de CSC. »

À l'échelle mondiale, Shell collabore avec divers gouvernements et autres parties intéressées aux CSC, tant sur le plan politique que technique, au développement et à la mise en œuvre de ces technologies à plus grande échelle.

Technologies du CSC

Technologie clé pour la lutte contre le changement climatique

« La plupart de ces technologies ont déjà été testées et éprouvées séparément sur de nombreuses années d'utilisation fiable dans le secteur de l'énergie », a indiqué Len Heckel, directeur du projet Quest chez Shell Canada.

Les trois composantes technologiques du CSC sont :

l'extraction de dioxyde de carbone (CO2) des courants gazeux de procédé;
le transport par pipeline;
l'injection de CO2 dans une formation géologique profonde.

« Nous sommes convaincus que le projet Quest démontrera que ces trois composantes peuvent fonctionner de façon tout aussi sûre et fiable dans un système CSC intégré que dans toute autre application », ajoute M. Heckel.

Shell construira le projet Quest CSC pour le compte des partenaires de la coentreprise du projet d'exploitation des sables bitumineux de l'Athabasca, soit Shell Canada Énergie (60 %), Chevron Canada Limited (20 %) et Marathon Oil Canada Corporation (20 %). Le projet bénéficie également d'un financement des gouvernements albertain et canadien.

À compter de 2015, Quest permettra de capter plus de un million de tonnes de CO2 émis par l'usine Shell de valorisation des sables bitumineux de Scotford située à proximité de Fort Saskatchewan, en Alberta, ce qui équivaut à supprimer 175 000 véhicules chaque année. Le CO2 sera ensuite transporté par un pipeline de 80 km vers un lieu de stockage approprié où il sera injecté et stocké en permanence à plus de deux kilomètres sous terre.

Quest exploite les technologies de Shell

La technologie de captage brevetée ADIP-X de Shell à base d'amines est utilisée de façon courante dans l'industrie gazière à l'échelle mondiale depuis plus de 40 ans pour extraire le sulfure d'hydrogène et le CO2 du gaz naturel. Le perfectionnement du processus à base d'amines afin de récupérer de préférence 98 % de CO2 pur à partir des unités de production d'hydrogène de l'usine de valorisation est le seul nouvel aspect de l'unité de captage de carbone de Quest.

Dans le processus de valorisation de l'usine de Scotford, on ajoute de l'hydrogène au pétrole lourd afin de le transformer en brut synthétique qui pourra ensuite être traité pour l'obtention de divers produits comme l'essence. La production d'hydrogène constitue l'une des plus importantes sources d'émissions de CO2 de l'usine de valorisation.

Les installations de captage utiliseront un solvant de type amine pour capter le CO2 du flux de procédé. Le CO2 sera ensuite séparé de ce solvant au moyen d'un processus thermique, puis déshydraté et comprimé. La compression réduira son volume d'environ 400 fois, le transformant ainsi en un liquide très épais. Ce CO2 « liquide » sera ensuite transporté au moyen d'un pipeline enterré jusqu'à des puits d'injection, dont le nombre variera de trois à huit, situés au nord de l'usine de valorisation.

Le CO2 est transporté par pipeline en grandes quantités depuis 1972, pour son utilisation dans le processus de récupération assistée du pétrole des champs pétrolifères en déclin, principalement au Texas. Le pipeline le plus long, et ayant la plus importante capacité au monde, a été construit en 1983 et exploité par Shell. Il servait au transport de CO2 sur une distance de 800 kilomètres, du gisement naturel de CO2 de McElmo Dome au Colorado au champ pétrolifère de Wasson au Texas. Selon l'U.S. Energy Information Administration, on dénombre actuellement 105 projets aux États Unis où on injecte de façon sécuritaire plus de 50 millions de tonnes de CO2 par an dans des formations pétrolifères pour produire 90 millions de barils de pétrole par an.

L'industrie du gaz naturel utilise également depuis des décennies l'injection de CO2 dans des formations géologiques sous terre. Bien que les formations géologiques souterraines aient été proposées pour la première fois en 1909 par la U.S. Geological Survey comme la méthode la plus sûre de stocker temporairement de grandes quantités de gaz naturel, la première installation commerciale de stockage de gaz naturel sous terre n'est entrée en service qu'en 1915 dans le comté de Welland en Ontario.

Démontrer la capacité de stockage

La formation de stockage de CO2 du projet Quest de Shell n'est reliée à aucun gisement pétrolier ou gazier. En fait, Quest vise à prouver la capacité de stockage des étages gréseux de base cambriens très profonds que l'on retrouve dans le sous-sol de la majeure partie de l'Alberta, de la Saskatchewan et des plaines du nord des États-Unis. Les formations de cette nature aux endroits choisis sont jugées idéales pour le stockage du CO2 puisqu'elles sont situées à une profondeur de plus de deux kilomètres et qu'elles sont constituées de multiples couches rocheuses imperméables qui scellent les zones de stockage.

Faire la preuve que de telles formations peuvent servir au stockage permanent de grandes quantités de CO2 est important pour les projets de CSC qui seront nécessaires à l'avenir pour aider les gouvernements à atteindre leurs objectifs de réduction du CO2.

Selon le Dr Stefan Bachu, chercheur de renom de l'Alberta Innovates – Technology Futures*, les réservoirs de grès de base cambriens constituent la meilleure formation géologique pour le stockage permanent de CO2 en Alberta et l'ouest du Canada, compte tenu de leur grande capacité de stockage, de l'absence d'hydrocarbures ou d'autres ressources dont l'exploitation pourrait entrer en conflit avec leur utilisation comme réservoir de stockage du CO2 et du fait qu'historiquement très peu de puits ont atteint ces formations.

« Le développement de la technologie du CSC est essentiel pour faire face au changement climatique, » explique Dr Bachu. « Le projet Quest de Shell est important, car il permettra de faire la démonstration de l'efficacité de la technologie intégrée et de l'utilisation des réservoirs de grès de base cambriens pour le stockage du CO2. »

Après avoir été le premier projet pour lequel des droits autorisant l'injection de CO2 dans les « espaces interstitiels » des formations géologiques ont été octroyés en vertu de la nouvelle loi provinciale régissant le CSC adoptée en 2011, Quest sera le premier projet de CSC en Amérique du Nord où sera appliquée l'injection de CO2 à l'échelle commerciale dans des réservoirs de grès de base cambriens.

Modélisation des formations souterraines

La compétence de Shell en matière de modélisation des formations souterraines lui confère un avantage concurrentiel et c'est précisément cette expertise qui a servi à confirmer l'intégrité d'emprisonnement des zones souterraines de stockage sélectionnées.

« Notre confiance en la possibilité de stocker le CO2 sous terre de façon permanente et sûre s'appuie en partie sur l'expérience du stockage du CO2 du gaz naturel, technique utilisée dans notre industrie depuis près de 100 ans et présentant un excellent dossier en matière de sécurité, » explique Sean McFadden, directeur de projets des activités souterraines.

« Nous avons pris des mesures très rigoureuses pour nous assurer que la formation retenue pour le stockage dans le cadre du projet Quest était située dans une zone comportant de nombreuses couches de roche imperméable étanche », précise M. McFadden.

Sélection rigoureuse des emplacements

« Les trois couches étanches qui recouvrent immédiatement le réservoir de stockage de Quest situé à une très grande profondeur sont composées de couches de sel et d'une couche de schiste, soit au total environ 150 mètres (485 pieds) de roche imperméable. Les comparaisons chimiques de l'eau salée des réservoirs de grès de base cambriens et des formations juste au-dessus indiquent qu'il n'y a eu aucune communication entre les deux zones et que l'eau salée de la formation est bien emprisonnée depuis des centaines de millions d'années.

« Nous avons choisi un lieu de stockage dans les étages gréseux de base cambriens profonds parce que les meilleurs géologues indépendants jugent que ce sont d'excellents réservoirs pour le stockage du carbone à grande échelle », poursuit M. McFadden.

Selon lui, pour plus de sécurité, Shell a choisi un emplacement qui éviterait toute proximité avec un puits existant foré dans les étages gréseux de base cambriens profonds ou les formations qui le recouvrent.

«  Nous avons également conçu les puits d'injection de Shell en ayant toujours à l'esprit la sécurité, » précise-t-il. « Afin de protéger la nappe phréatique peu profonde, nous avons prévu, pour les puits d'injection du CO2, trois barrières de tubage d'acier, chacune cimentée jusqu'à la surface. »

Pour éviter la corrosion dans le pipeline ou dans les puits d'injection que peut causer l'association eau - CO2, Shell a ajouté une unité de déshydratation à l'usine de Scotford de façon à retirer l'eau du courant de CO2. En outre, afin d'accroître la protection contre la corrosion, les sections inférieures des tubages des puits d'injection seront faites d'acier au chrome.

On utilisera pour la construction du pipeline des matériaux appropriés pour le transport de CO2, notamment de l'acier au carbone conçu pour une utilisation à basse température répondant à des exigences précises de résistance.

Technologies de surveillance perfectionnées

« Comme il s'agit d'un nouveau type de projet, Shell reconnaît qu'il lui incombe de faire plus pour assurer la sécurité, » indique M. McFadden.

« C'est pourquoi, nous mettrons en place un équipement de surveillance complet et hautement perfectionné sur le lieu de stockage pour assurer divers niveaux de mesure, de surveillance et de vérification (MMV en anglais) pendant la durée de notre projet afin de confirmer que le CO2 demeure emprisonné. Nous effectuerons une surveillance rigoureuse souterraine des puits d'injection, de la formation de stockage et des puits de surveillance profonds et des puits de la nappe phréatique peu profonde, afin d'offrir le plus haut niveau d'assurance aux habitants de la région », explique M. McFadden.

Le plan de développement du stockage du projet Quest a par ailleurs fait l'objet d'une vérification exhaustive effectuée par des experts indépendants et il s'agit du premier projet au monde ayant reçu un certificat d'aptitude pour le stockage sécuritaire du CO2, décerné par la firme DNV (Det Norske Veritas) de Norvège.

La réduction des coûts est essentielle

Quest vise à démontrer que toutes les composantes du CSC fonctionnent de façon fiable dans un système intégré, pour assurer le captage, le transport et le stockage du CO2 émis par une usine de valorisation des sables bitumineux. Toutefois, selon M. Heckel, le véritable défi technique consiste à trouver des moyens de réduire les coûts des projets CSC d'envergure commerciale.

« Nous avons besoin du CSC pour réduire le profil carbone de notre industrie en général et en particulier du secteur des sables bitumineux, » explique-t-il.

« Une économie industrielle dynamique aura besoin de l'énergie à base d'hydrocarbures pour les décennies à venir. D'ici 2050, la demande d'énergie mondiale devrait doubler, et, bien qu'il soit possible que les hydrocarbures représentent une part moins importante de l'ensemble des ressources énergétiques, leur utilisation augmentera en termes absolus. Parallèlement à cette augmentation, nous devrons réduire nos émissions totales de CO2 et le CSC sera essentiel pour mener à bien cet effort.

« Le véritable défi consistera donc à réduire les coûts du CSC afin que nous soyons en mesure d'offrir des ressources énergétiques abordables à plus faibles émissions de CO2 », ajoute M. Heckel. « Les leçons apprises du projet Quest seront très importantes à cet effet. Et ils seront encore plus importants pour le secteur des sables bitumineux, car nos coûts de production sont élevés. La réduction des coûts du CSC sera donc essentielle au maintien de la compétitivité du secteur des sables bitumineux et de l'Alberta. »

* Stefan Bachu est un chercheur de renom, spécialiste du stockage du CO2, à l'Alberta Innovates - Technology Futures (auparavant l'Alberta Research Council). Il se consacre depuis deux décennies à la recherche sur le stockage du CO2 et depuis plus de 30 ans à la recherche sur la circulation souterraine des fluides et de la chaleur dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. Suite à ses contributions, il faisait partie des scientifiques du Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (GIEC) récompensés par le prix Nobel de la paix en 2007.

Il représente l'Alberta et le Canada au sein de nombreux organismes nationaux et internationaux qui se penchent sur la question du captage et du stockage du carbone, dont le Forum sur le leadership en matière de séquestration du carbone, il est membre de nombreux comités consultatifs et est rédacteur en chef adjoint de l'International Journal of Greenhouse Gas Control.

Consultations

consultations

« Le secteur pétrolier et gazier jouant un rôle d'une telle importance pour l'économie albertaine, la plupart des gens connaissent le concept de l'extraction des ressources, » explique Margit Phillips, responsable des relations avec les collectivités du projet Quest. « Toutefois, la notion d'injection de grandes quantités de CO2 sous terre représente une nouveauté pour la plupart des gens et nos efforts initiaux de consultation ont visé en grande partie à expliquer ce qu'était le CSC et pourquoi cette technologie était importante. »

Le projet Quest est le premier projet intégré de CSC dans le secteur des sables bitumineux en Alberta. Il a été conçu pour capter et stocker chaque année plus d'un million de tonnes de CO2 émis par l'usine Shell de valorisation de sables bitumineux de Scotford, située à environ 50 kilomètres au nord-est d'Edmonton. Une fois achevé en 2015, le projet Quest permettra de capter jusqu'à 35  % des émissions directes de CO2 de l'usine de valorisation, de transporter le CO2 capté au moyen d'un pipeline de 80 kilomètres et de l'injecter dans un lieu de stockage sûr à plus de deux kilomètres sous terre.

Selon Mme Phillips, les efforts de consultation précoce se sont concentrés sur les propriétaires fonciers et sur les résidents vivant le long de l'itinéraire du pipeline proposé et à proximité immédiate des puits d'injection proposés, et ont permis de garantir que les représentants des gouvernements municipaux locaux comprenaient parfaitement les intentions de Shell.

Réponses aux commentaires des parties prenantes

À la suite des discussions tenues dans le cadre des consultations, plus de 30 modifications ont été apportées à l'itinéraire du pipeline de façon à tenir compte des commentaires des parties prenantes. L'itinéraire du pipeline a également été établi de sorte à suivre 28  km d'emprise de pipeline existante.

« Nous nous sommes assurés d'avoir bien compris les attentes des collectivités avant de finaliser la conception du projet et de déposer notre demande, » précise Margit Phillips. « Shell a intégré la consultation des collectivités dans sa stratégie commerciale et nous pensons proposer un meilleur projet, car il respecte leurs attentes. »

« En plus de rencontrer individuellement chacun des propriétaires dont les propriétés étaient situées le long de l'emprise du pipeline, Shell a également organisé des séances ouvertes au public. La première séance de ce genre a eu lieu en 2008 », a-t-elle indiqué. Depuis, Shell a tenu dans la région plus de 16 séances ouvertes d'information et de rencontre et deux ateliers, auxquels avaient été invités les parties prenantes et les leaders des collectivités. De plus :

  • des trousses documentaires sur le projet Quest ont été envoyées aux résidents de la région
  • un numéro sans frais 1-800 a été établi pour le projet
  • un site Web a été créé pur que le public puisse poser des questions, formuler des commentaires et partager leurs préoccupations
  • un bulletin destiné aux collectivités a été créé pour informer les résidents sur les projets de Shell

Shell a également mené deux sondages au sein des collectivités visant à évaluer dans quelle mesure les gens connaissaient le projet et le soutenaient. Shell prévoit d'autres sondages afin d'être au fait de l'opinion des résidents concernant les activités de construction et d'exploitation.

Comité consultatif communautaire

Shell procède actuellement à la mise en place d'un comité consultatif de la région, qui regroupera des leaders et des parties prenantes de la région; ces derniers passeront en revue à intervalles réguliers les données du programme de mesure, de surveillance et de vérification (MMV).

Le programme MMV fait appel à de nombreuses technologies de pointe et vise à fournir d'autres assurances quant à l'emprisonnement permanent du CO2.

« Nous avons largement dépassé les exigences réglementaires dans la conception de notre programme de mesure, de surveillance et de vérification, » précise Mme Phillips. « En plus d'avoir fait valider nos plans par des experts internes du sous-sol, nous les avons également soumis à des experts externes en CSC. »

Det Norske Veritas (DNV), une entreprise internationale de gestion des risques, a réuni un comité de sept experts en CSC provenant du milieu universitaire et d'instituts de recherche, chargé d'effectuer un examen exhaustif du plan de développement de stockage et du programme MMV de Shell.

Processus d'examen réglementaire

Le processus réglementaire mené pour le projet Quest a donné lieu à un examen approfondi et exhaustif de tous les aspects du projet de Shell. Une audience publique, qui s'est tenue en mars sous la présidence de la Commission chargée de l'économie des ressources énergétiques (CERE) de l'Alberta, l'organisme de règlementation régional, a offert au public une autre tribune pour partager leurs commentaires ou poser des questions.
Dans sa décision d'approbation réglementaire en juillet 2012 pour le projet Quest, la CERE a émis les commentaires suivants sur le programme de consultation de Shell :

« La Commission estime que le programme de communication et de consultation publique mis en place par Shell dépasse les exigences minimales du Participant Involvement Program (Programme d'engagement des participants) de la Directive 056. La Commission félicite Shell pour sa communication et les consultations menées jusqu'à présent.

La Commission prend note du plan de Shell visant à consulter les organismes de règlementation, la communauté scientifique et le public sur la manière de partager au mieux ses rapports et données. La Commission soutient totalement l'intention de Shell de former des comités consultatifs communautaires afin de faciliter la communication de données de surveillance complexes et de l'évolution du projet. »

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