La capture et le stockage géologique du gaz carbonique

Pour ce billet, je dois avouer que je suis cette fois-ci devenu un peu paresseux; je n’ai écris moi-même que les parties du texte qui sont en vert. Le reste du texte, vous l’aurez compris, est le résultat d’une discussion que j’ai amorcée avec l’IA. Je me suis mis au goût du jour. J’ai prudemment évalué et édité à l’occasion la partie du texte produit par l’IA.

Le sujet de la capture/stockage du CO₂ (carbon capture and storage -CCS- en anglais) se pointe de plus en plus dans l’actualité. Ce n’est plus simplement une proposition théorique, car déjà les promoteurs du CCS quêtent et obtiennent partout dans le monde des subventions. Ces fonds publics sont très souvent soutirés aux fonds verts, etc.

Les promoteurs du CCS sont en fait des acteurs de l’industrie des hydrocarbures. Ils promettent la main sur le coeur que les futures expansions de leur industrie vont se faire en « éliminant » le CO₂ qui sera encore ajouté au bilan mondial. La mise en avant des promesses du CCS visent avant tout à installer pour l’industrie pétrolière une possibilité, non seulement de poursuivre leurs activités extractives, mais également de permettre une expansion durant encore quelques décennies.

Toutes les techniques actuelle de CCS sont bien incapables de faire cela; les seules installations actuelles et les suivantes envisagées ne pourront traiter qu’une infime partie du CO₂ rejeté annuellement dans l’atmosphère. Leurs projets actuels sont tous très loin de la rentabilité, ce qui fait que les promoteurs sont activement à la recherche de fonds publics. Des projets-pilotes sont souvent réalisés en association avec des universités ou des instituts de recherche, ce qui facilite justement l’obtention d’investissements publics. Par citer un exemple local, l’INRS vient d’obtenir 5M$ du fédéral plus $426,500 du Québec pour une étude de CCS dans la région de Bécancour. Comme ancien professeur-chercheur, je n’ai rien contre la recherche évidemment; seulement j’ai de forts doutes sur la pertinence du choix de la région de Bécancour et de la faisabilité éventuelle d'y réaliser un projet réaliste de CCS. Bref, je n’aurais pas peut-être pas recommandé l’utilisation de fonds publics pour ce projet. Il y a de multiples façons de mieux utiliser ces fonds dans la lutte au réchauffement climatique.

Revenons au stockage du gaz CO₂ dans le substratum profond, ce que je désigne dans le reste du texte par CCS. Au départ cette idée vient des pétrolières. Injecter d’énormes volumes de gaz dans les strates poreuses des gisements épuisés leur est apparu comme une excellente initiative, « win-win » comme on dit dans ces milieux. D’une part on se débarrasse du gaz CO₂, d’autre part ça remet en pression les poches résiduelles d’hydrocarbures dans des gisements vieillissants qui peuvent alors être extraites par les puits voisins encore actifs. C'était très pratique et peu coûteux de réutiliser les anciens puits dans des gisements épuisés, mais aussi très dangereux, car le gaz peut alors fuir par des centaines de vieilles structures qui souvent ne sont même pas inventoriées. L'aternative consiste maintenant à identifier des nouveaux emplacements poreux dans la géologie profonde pour implanter des puits dédiés au CCS.

Je publie ce texte, qui a priori ne semple pas être un sujet relié aux gisements non conventionnels d'hydrocarbures, mais en réalité, la gestion des puits de stockage CCS soulève les mêmes interrogations que j'ai analysées dans ces pages sur les gisements non conventionnels. Il y a plusieurs questions techniques reliées au CCS. Dans ce billet, je ne vais m’attarder que sur une seule de ces questions. Elle est identique à celle que j’ai posée, il y a une décennie, à propos de l’industrie du gaz de schiste: la gestion à moyen et long termes des puits une fois achevés.

Voici le libellé de la question que j’ai posée à l’IA: « Étant donné la dégradation probable des puits dans le temps, quelle doit être la durée de monitoring de ces puits qui seront implantés dans le substratum pour y stocker d’importants volumes de gaz CO₂ ? Des décennies? Des siècles? Des millénaires ? »

La surveillance des puits de capture et de stockage de carbone (CCS) doit généralement être maintenue pendant plusieurs décennies, l'objectif étant d'assurer la permanence du stockage pendant des siècles, voire des millénaires.

Voici une ventilation des délais :

Période de surveillance réglementaire (décennies) : Les réglementations, telles que les règles américaines de l'EPA (Environmental Protection Agency) pour les puits de classe VI, exigent généralement une période de surveillance post-injection d'au moins 50 ans, à moins que les régulateurs n'approuvent un calendrier alternatif basé sur des données spécifiques au site. Dans d'autres juridictions comme l'Alberta, la phase initiale de surveillance post-fermeture requise avant le transfert de responsabilité au gouvernement peut être aussi courte que 10 ans, suivie d'une intendance gouvernementale pendant des décennies supplémentaires.

Permanence ciblée (siècles à millénaires) : L'objectif ultime du stockage géologique est le confinement permanent pour atténuer efficacement le changement climatique. Les modèles climatiques et les normes scientifiques soulignent souvent que le CO₂ stocké doit rester séquestré pendant des centaines, voire des milliers d'années (siècles à millénaires) pour atteindre les objectifs climatiques.

Cycle de vie du projet : L'ensemble du cycle de vie du projet, de la sélection du site et de l'injection à la surveillance post-fermeture, peut s'étendre sur de nombreuses décennies, ce qui est un facteur majeur dans la planification du projet et les considérations financières.

La surveillance à long terme est cruciale pour confirmer que le panache de CO₂ se comporte comme prévu par les modèles et qu'il n'existe aucune voie de fuite susceptible de présenter un danger pour les sources souterraines d'eau potable ou l'atmosphère.

La création des sites de CCS est déjà extrêmement coûteuse. À quel pourcentage des coûts initiaux se situeront les coûts de monitoring sur une période de 100 ans?

Les coûts de surveillance (monitoring) à long terme pour les sites de capture et de stockage de carbone (CCS) ne représentent généralement pas une proportion fixe ou majeure des coûts d'investissement initiaux, mais sont plutôt considérés comme une partie gérable des coûts d'exploitation totaux sur la durée de vie du projet. Voici quelques points clés concernant ces coûts :

Faible proportion des coûts d'exploitation : Les programmes de surveillance ne représentent généralement pas une proportion significative des coûts d'exploitation totaux du site.

Les coûts initiaux sont dominants : La majorité des coûts totaux d'un projet CCS proviennent de la phase de capture (la plus chère) et de l'investissement initial dans les infrastructures de transport et d'injection.

Objectif de réduction des coûts de surveillance : Les projets commerciaux ont tendance à mettre en œuvre le minimum d'exigences réglementaires pour la surveillance afin de maîtriser les coûts, par rapport aux projets de recherche qui investissent souvent davantage  (mesure, surveillance et vérification).

Variabilité selon les technologies : Le coût des différentes technologies de surveillance varie. Par exemple, l'InSAR (radar interférométrique à synthèse d'ouverture) a des coûts unitaires plus élevés que la surveillance des eaux souterraines et le GPS, cette dernière étant une méthode plus mature et moins coûteuse.

Mécanismes financiers pour la post-fermeture : Pour couvrir les coûts de surveillance et d'éventuelles mesures correctives après la fermeture du site (pendant les décennies ou siècles requis), il est souvent recommandé aux promoteurs de projets d'établir des mécanismes financiers, tels que des comptes fiduciaires ou des assurances, garantissant que des fonds adéquats sont disponibles. 

Il est difficile de fournir un pourcentage précis pour une période de 100 ans, car les coûts spécifiques dépendent fortement des caractéristiques géologiques du site, des exigences réglementaires locales et des technologies de surveillance choisies. Cependant, l'industrie et les régulateurs s'efforcent de faire en sorte que ces coûts à long terme soient gérables et prévisibles grâce à une planification initiale rigoureuse et des mécanismes financiers appropriés. 

Ce que est chiffré ci-dessus ne se rapporte bien évidemment qu’aux seuls coûts de surveillance, mais qu'en est-il des coûts d'intervention sur les puits lorsque la surveillance détectera des fuites, des détériorations des aciers, etc.?. La technologie des puits a été développée pour l'extraction des hydrocarbures. Selon une étude de Schlumberger (Brufatto et al 2003. From Mud to Cement—Building GasWells, Oilfield Review Sept 2003, pp 62-76), environ 50% des puits développent des problèmes de perte d'étanchéité après 25 ou 30 ans. Qu'en sera-t-il pour les puits de stockage CCS, qui sont très souvent implantés dans les mêmes strates géologiques (gisements d'hydrocarbures épuisés) ?

La question des coûts d'intervention et de réparation des puits de CCS en cas de fuite est cruciale et représente l'un des principaux défis et risques financiers du secteur. La comparaison avec la statistique de Schlumberger est pertinente, mais il existe des différences fondamentales dans la conception des puits de CCS qui visent à atténuer ces risques.

1. Coûts d'intervention et de réparation

Les coûts d'intervention pour réparer une fuite de puits de CCS peuvent être très élevés et potentiellement imprévisibles :

2. Absence de données précises publiques : Étant donné le nombre encore limité de projets CCS commerciaux à grande échelle en phase de post-injection prolongée, il existe peu de données publiques sur les coûts réels des interventions de réparation de fuites de CO₂.

3. Complexité de la remédiation : Les coûts dépendraient de la nature, de l'emplacement et de la gravité de la fuite (par exemple, une simple réparation de cimentation de surface par rapport à une opération complexe en profondeur). Les réparations peuvent impliquer des opérations lourdes similaires à celles de l'industrie pétrolière et gazière (re-cimentation, installation de nouveaux tubages, etc.).

4. Risques financiers majeurs : Le risque d'intervention imprévue est une préoccupation majeure pour les opérateurs et les régulateurs, car ces coûts peuvent rapidement dépasser les budgets de surveillance annuels. C'est pourquoi la planification financière (fonds fiduciaires, assurances) est essentielle pour couvrir ces éventualités sur le long terme. 

Pertinence de l'étude Schlumberger et différences CCS :

La statistique de Brufatto et al. (2003) selon laquelle environ 50 % des puits pétroliers/gaziers développent des problèmes d'étanchéité après 25-30 ans est un fait bien connu de l'industrie et souligne les risques inhérents à l'intégrité des puits. Cependant, l'industrie du CCS se base sur ces leçons pour concevoir des puits spécifiquement adaptés au stockage permanent :

- Matériaux spécialisés : Contrairement aux anciens puits d'hydrocarbures où le ciment standard était conçu pour des opérations à court terme, les puits de CCS utilisent des matériaux de cimentation et d'étanchéité avancés (comme le CorrosaCem™ mentionné précédemment) et des aciers résistants à la corrosion. L'acide carbonique formé par le mélange de CO₂ et d'eau peut dégrader le ciment Portland standard, ce qui nécessite des formulations spécifiques pour une stabilité chimique et mécanique à long terme.

- Conception rigoureuse et réglementation : Les puits de CCS (notamment les puits de classe VI aux États-Unis) sont soumis à des exigences réglementaires beaucoup plus strictes en matière de sélection des matériaux, de protocoles de cimentation et de tests d'intégrité initiaux que la plupart des puits historiques d'extraction d'hydrocarbures.

- Surveillance continue : La surveillance à long terme, absente de la plupart des puits pétroliers abandonnés, permet une détection précoce des problèmes, permettant des interventions avant qu'une fuite ne devienne majeure ou catastrophique.

Puits neufs vs existants : Les projets de CCS privilégient souvent le forage de nouveaux puits d'injection conçus dès le départ pour le stockage plutôt que la conversion de vieux puits "hérités", dont les matériaux et l'état sont souvent incertains. 

Conclusion : Le risque de fuite et les coûts d'intervention associés sont des préoccupations très réelles. Bien que l'historique des puits d'hydrocarbures mette en évidence un risque significatif de défaillance de l'intégrité, l'industrie du CCS vise à réduire ce risque grâce à des normes de conception, des matériaux et des protocoles de surveillance nettement supérieurs. Le coût d'une intervention majeure reste un facteur de risque important qui doit être géré par une planification financière rigoureuse et des mécanismes de transfert de responsabilité.

J’ai arrêté ici la discussion avec l’IA, car l’intelligence artificielle puise évidemment ses infos et ses conclusions dans la littérature qui a été publiée ces dernières décennies sur la question de la détérioration des puits à moyen et à long termes. Je retrouve dans son exposé les mêmes énoncés que j’ai déjà lus quand je posait ces mêmes questions par rapport aux puits de gaz de schiste. L’industrie avance alors un bla-bla où se retrouve pêle-mêle des voeux pieux du type « On va tirer parti des leçons …», « On va utiliser des aciers résistant à la corrosion… », « Il va y avoir une réglementation rigoureuse … », etc.

Dans la réalité, les compagnies se font une concurrence et celles qui ont des coûts plus élevés disparaissent laissant les puits à l'abandon. Aucune ne sera là pour des siècles et des millénaires évidemment. J'ai souligné ci-dessus le phrase où l'IA admet que la surveillance est absente dans la plupart des puits. Son dernier paragraphe indique aussi que le risque de défaillance sera significatif. Pour un exposé de ce que tout cela implique, je voie renvoie à mon mémoire sur le gaz de schiste. La figure 6 y analyse le diagramme de Schlumberger sur la détérioration des puits dans le temps.

Ma conclusion toute personnelle est qu'en raison des bugs technologiques liés à la détérioration dans le temps des puits, tout le gaz CO₂ qu'on injectera dans des strates géologiques poreuses et perméables y restera peut-être le temps de deux ou trois générations. Mais nous lèguerons ainsi à nos descendants de gros réservoirs qui vont progressivement laisser remonter ce CO₂ dans l'atmosphère. Les seules techniques qui seraient éventuellement acceptables seraient celles où le CO₂ sera minéralisé chimiquement en composés stables (lié au calcium ou magnésium par exemple); c'est possible en théorie et même en pratique en laboratoire, mais cela demande une très grande quantité d'énergie et c'est plus coûteux encore que le CCS.

Le projet de l'INRS semble bien viser la modélisation de réservoirs pour de l'injection conventionnelle; c'est pour cela que je ne crois pas que cela sera bien utile et que cela risque à nouveau d'être une perspective cul-de-sac; et comme le gaz de schiste au Québec, un gaspillage de fonds publics. L'injection massive dans le substratum est associé à très grand risque de séismicité induite. La géologie et la tectonique des Basses-terres du St-Laurent, imposerait alors avec du CCS un risque significatif dans ces zones densément habitées. C'est à rejeter dès maintenant.

La biosphère sait très bien comment convertir le CO₂ en composés stables; elle le fait depuis des millions d'années dans les mers (récifs, CaCO3), sur terre (plantes, bois, etc). Laissons lui la chance de réparer ce que l'humanité détruit sans vergogne. Ou mieux, investissons dans des recherches qui viseront à favoriser l'action de ces processus de biotechnologies naturelles, plutôt que d'investir dans encore plus de trous de forages.

Des irresponsables à tous les niveaux

Le Devoir publie ce matin un article  Les puits de gaz de schiste forés et fracturés au Québec laissent toujours fuir du méthane. J'ai placé un commentaire très écourté vu les restrictions du journal relatives à la longueur des lettres acceptées. Voici le texte entier que j'ai rédigé suite à la lecture de cet article.

Voici un bref résumé de la gestion locale du dossier « gaz de schiste » depuis 15 ans. Au début on a un petit groupe de promoteurs qui sont encouragés et aidés par des fonctionnaires à Québec (octroi de permis à prix ridicule, contributions financières directes d’Investissement Québec, etc.). Il n’y a là que pure spéculation car aucun des puits ne démontre qu’il peut être rentable, ni dans le shale d’Utica (Basses-terres du St-Laurent), ni à Anticosti. Deux BAPE, deux ÉES plus tard, les études et leurs conclusions évidentes démontrent qu’il n’y a aucune rentabilité possible pour la société au Québec dans ces projets d’un autre siècle. C’est finalement en avril 2022 que le gouvernement prend le virage à 180 degrés qui met fin à l’octroi de tout nouveau développement d’exploration et de forages. Les promoteurs se disent floués et intentent des poursuites qui bloquent actuellement toutes les interventions sur les dizaines de puits existants, dont les 18 puits fracturés. 

La loi 21 du 12 avril 2022, ne règle qu’une partie du dossier : elle change la politique d’avant qui encourageait le développement d’un illusoire filière d’exploitation d’hydrocarbures sur le territoire du Québec; c’est maintenant une interdiction pure et simple. Mais ce dossier n’est pas clos pour autant. Outre les poursuites qui ne sont que de l’esbrouffe temporaire, le vrai problème demeure l’existence des puits forés. J’ai écrit de nombreux textes depuis 2010 pour expliquer qu’un puits fracturé ne disparaît jamais une fois foré. Il est impossible de remettre le massif rocheux, rendu perméable par la fracturation, à l’état de très faible perméabilité qu’il avait dans son état antérieur. Même bouchés, ou fermés « définitivement » ces puits se détériorent dans le temps et le méthane et les autres composés présents vont trouver des chemins vers la surface. C’est très facile et peu couteux de casser un œuf, mais c’est extrêmement couteux, donc en pratique impossible, de recoller les fragments de coquilles pour le remettre à l’état d’avant. La problématique est comparable avec le shale fracturé.

Dans le texte de l’article, M. Brullemans souligne à juste titre qu’il y a deux types de fuites : a) celles qui sont dans le puits lui-même et qu’on mesure au tube d’évent;  b) celles qui migrent dans les fractures du roc en dehors du puits. Des travaux de fermeture « définitive » d’un puits peuvent pour un temps réduire ou stopper les fuites que le ministère mesure avec l’installation de débitmètres à l’évent, mais il est à toutes fins utiles impossible d’intervenir sur les autres fuites, autour et entre les puits. Leur simple détection et mesure est déjà très problématique. Cela implique que les mesures des fuites quand on se limite à la technique des inspecteurs du gouvernement, sous-estiment grandement le volume réel des fuites. Cette grande sous-estimation a été démontrée par des survols avec détecteurs des vastes champs d’exploitation aux USA.

 

 J’indique fermeture « définitive » avec des guillemets pour le mot « définitive », car on intervient pour fermer un puits que sur une petite section de son tubage. Le bouchon dans le tube en profondeur, la soudure d’une plaque d’acier sur un tubage scié à un mètre sous la surface du sol, le tout recouvert de terre fait certes disparaître la partie visible de l’ouvrage, mais un puits fracturé c’est plus de mille mètres de long. Une fois bouché, le puits n’est plus inspectable, ni entretenu; il se corrode avec le temps. Ces obturations ne dureront qu’un temps; les fuites reprendront périodiquement après chaque réparation de réparation. Tant qu’il restera du gaz mal contenu dans le grand volume de shale fracturé, il y aura des fuites. La loi 21 règle le cas des puits futurs qui ne seront donc pas forés, mais elle ne règle en rien le cas des puits du passé. Après avoir lancé de façon irresponsable l’octroi de permis de forages il y a quinze ans suite aux évaluations trompeuses des développeurs privés, le gouvernement se fourvoie actuellement avec deux autres erreurs : la plus évidente est d’offrir des compensations financières à ceux qui ont créé ces problèmes. Quand les gouvernements partout dans le monde ont compris que les cigarettiers avaient menti quant aux liens entre leur produit et les cancers du poumon des fumeurs, ils ont poursuivi en dommage les compagnies responsables et leurs dirigeants; ils n'ont évidemment pas offert des compensations pour les restrictions imposées.

La deuxième erreur est de continuer à croire que les fuites des puits disparaitront avec leur fermeture « définitive ». Au contraire, le cout de gestion des puits va se poursuivre et sans doute croitre dans le temps. J’estime que chaque puits va couter plus cher à la société que son cout initial de construction. Il est impératif d’inscrire au passif de l’État un minimum de $10M /puits, si le gouvernement accepte le transfert du puits à son bilan. Idéalement il faudrait que l’exploitant de chaque puits demeure responsable des couts de gestion pour toujours. Ce n’est évidemment pas le modèle économique réel de cette industrie qui est plutôt : take de money and run away.

Au bas de l'article il y a dans un encart un paragraphe qui évoque la possibilité que le gouvernement accorde une exception à l'obligation de fermeture dans le cas où un de ces puits serait proposé pour y faire du stockage de CO₂. Le type de roc où il serait envisageable de faire du stockage de CO₂ est tout à fait à l’opposé des caractéristiques du roc où on a ciblé le shale. Il s’agit là d’une manoeuvre dilatoire d’un promoteur bien connu qui a déposé au ministère cette proposition de projet pilote laquelle n'a scientifiquement aucun sens.

Dans ce texte A. Shields indique que le MEIE a refusé d'identifier le promoteur en question par mesure de confidentialité. Depuis quinze ans dans tous les dossiers de forages les fonctionnaires des ministères impliqués ont diligemment maintenu eu en très haute priorité la protection de confidentialité des actions et demandes des intérêts privés qui ont créé ces immenses gâchis. Protéger les intérêts privés au détriment de l'intérêt public demeure encore leur politique. Ils font cela parfois bien au-delà de ce que le client demande, car Questerre a depuis des mois annoncé ce projet; il est donc risible que le MEIE refuse cette information au journaliste.

Le titre de mon texte contient le mot irresponsables qui à prendre dans tous ses sens, à commencer par le fait que les hauts fonctionnaires qui ont géré le gâchis du dossier gaz de schiste au gouvernement du Québec ont droit le plus souvent à l'anonymat et ne seront jamais tenus responsables de quoi que ce soit.