Bien sur, le principal moyen de réduire notre empreinte carbone est de réduire nos émissions de CO₂.

Il existe cependant des moyens de capturer le CO₂ émis, de le transporter et de l’utiliser ou de le stocker de manière à éviter le rejet dans l’atmosphère. Ces technologies sont souvent référencées en anglais sous l’abréviation CCUS, pour Carbon Capture, Utilisation and Storage.

Cet article propose une revue rapide des technologies aujourd’hui à notre disposition.

Avant de démarrer, quelques rappels sur le comportement thermodynamique du CO₂. Le graphe suivant donne les états selon les conditions de température et de pression. Les températures, en abscisse (échelle linéaire), sont données en °K et vont de 200 à 400°K (-73 à 126°C) ; le 0°C correspond à 273°K. Les pressions, en ordonnée (échelle logarithmique), sont données en MPa et vont de 0,1 à 1000Mpa (1 à 10000 bars). Le point critique est situé à environ 74 bars et 31°C. Une pression de 74 bars ou plus est requise pour passer en condition dense. Pour des températures de plus de 31°C on passe à l’état supercritique.

La capture (captage) du CO₂ :

C’est une des premières difficultés qui se présentent lorsqu’on s’adresse à ce sujet : comment séparer le CO₂ mélangé à d’autres gaz (CH₄, N₂, H₂, …), que ce soit dans des gaz naturels ou des gaz issus de combustion ou de processus industriel.

Voici un bref historique des technologies de capture qui ont été développées :

• Dans les années 1930, des technologies de capture par l’utilisation de solvants chimiques ont tout d’abord été utilisées par l’industrie pour séparer le CO₂ du méthane ;
• Dans les années 1940, l’industrie a développé des techniques de capture par des solvants physiques pour séparer le CO₂ dans des flux à forte concentration et hautes pressions ;
• Dans les années 1950 et 1960, on est passé à des techniques d’adsorption grâce à l’utilisation de sorbents solides ;
• Enfin dans les années 1970 et 1980, ont été développées des membranes pour capturer le CO₂.

Aujourd’hui voici les différentes techniques qui s’offrent à nous pour la capture du CO₂ :

• Absorption :
  • Chimique : par des amines (MEA, DEA, MDEA) des ammonia, PZ ou autres. Le schéma ci-dessous montre un exemple de capture par l’utilisation de solvants chimiques : le gaz riche en CO₂ est d’abord refroidi puis envoyé dans une colonne où le CO₂ est fixé par un solvant chimique, le gaz épuré du CO₂ est récupéré en sommet de colonne, le solvant ayant fixé le C0₂ est lui récupéré, puis chauffé dans une deuxième colonne ce qui permet de libérer et récupérer le CO₂ avant de recycler le solvant dans la première colonne.

• Physique : gràce à des matériaux type Selexol, Purisol, ionique, liquides ou autres.
• Cryogénique
• Séparation par membrane (céramique, polymères, hybrides) : le gaz riche en CO₂ est pompé à travers un réseau de membranes ; le CO₂ ne passe pas à travers ces membranes et est récupéré (« non permeate gas » dans le schéma ci-dessous), alors que le gaz libéré du CO₂est récupéré à l’autre extrémité (« permeate gas » dans le schéma ci-dessous)

• Adsorption :
  • Chimique : à partir d’adsorbants à base d’amine, d’oxydes de métaux ou autres
  • Physique : à partir de charbons actifs, de zeolithes ou autres.
• Boucle chimique utilisant la combustion avec des métaux.

Il est à noter que les processus de capture du CO₂ sont d’autant plus efficaces que la concentration en CO₂ et la pression du gaz sont élevées.

Il est également possible de capter le CO₂ directement au niveau de l’atmosphère :

• Par exemple en faisant pousser des végétaux qui grâce à la photosynthèse fixent le CO₂ dans leur développement ; c’est pour cela que l’on voit pas mal d’industriels se tourner vers des plantations, restorations de forêts pour obtenir des compensations au carbone émis par leurs productions. Le développement de combustibles issus de la biomasse permettent de fixer du carbone de l’atmosphère, il faut par contre s’assurer que le CO₂ émis lors de la combustion est récupéré et stocké ou utilisé.
• Certains projets s’intéressent également à des processus de capture du CO₂ de l’air. On parle de DACC pour Direct Air Carbone Capture. Les coûts de capture sont pour l’instant très importants et les volumes stockés demeurent limités. Deux exemples sont développés ci-dessous :
  • Carbon engineering : ce projet est développé par Occidental Petroleum. Une solution d’hydroxyde de potassium (KOH) est utilisée pour fixer le CO₂ de l’atmosphère sous forme de sel carbonaté. Le sel est extrait sous forme de pellets et brulé pour récupérer le CO₂ qui est injecté dans un gisement de pétrole pour de la récupération assistée (EOR (“Enhanced Oil Recovery”). Ce projet prévoit d’injecter 1 Mt de CO₂ par an.

Illustration du site https://carbonengineering.com/our-technology/

• La start-up suisse Climeworks, pionnière de la capture directe de CO₂ dans l’atmosphère a mis en service en mai 2024 en Islande la plus grande la plus grande usine jamais construite. Baptisée Mammoth, elle permettra de capter et stocker dans le sous-sol 35,000 tonnes de CO₂ par an. Cette start-up travaille sur 3 projets aux Etats-Unis qui devraient permettre de stocker 1 million de tonnes de CO₂ par an. Elle envisage également de construire des usines au Canada, au Kenya et en Norvège. Le procédé de capture utilise un adsorbant solide posé sur un filtre pour fixer le CO₂. Quand le matériau est saturé, le filtre est chauffé à 80-100°C pour récupérer le CO₂ et régénérer les capacité de l’adsorbant (info et illustration ci-dessous issues du site transitionenergies.com).
  • 
    • De petits projets de ce type sont développés pour fournir du CO₂ pour des serres ou la production de boissons carbonées.
    • Un projet (Carbfix) utilisant l’énergie fournie par une centrale géothermique est développé en Islande, le CO₂ est stocké par précipitation sous forme de carbonates dans des basaltes fracturés.

Illustration du site https://www.carbfix.com/

Le transport du CO₂ :

Sauf à disposer de lieux de stockage ou d’utilisation à proximité immédiate des unités de capture, le CO₂ nécessite alors un système de transport.

Cela se fait généralement en utilisant des pipelines mais cela peut également se faire par bateau.

Le transport se fait généralement sous forme liquide, plus dense que le gaz.

• En ce qui concerne le transport par pipeline, le CO₂ est préférentiellement transporté à l’état supercritique ou dense, c’est-à-dire à une pression supérieure à 74 bars ; en effet le transport à l’état gazeux avec des densités plus faibles nécessite de plus gros pipelines. L’acier utilisé doit être résistant au risque de corrosion (CO₂ + eau = acide carbonique) et doit être compatible avec les différents états du CO₂ transporté et pouvoir résister à des températures très faibles en cas de dépressurisation. On évoque souvent la capacité de pouvoir réutiliser des pipelines de gaz existants, mais cela doit faire l’objet d’études de faisabilité poussées en raison des plus fortes pressions utilisées pour le transport du CO₂ que pour du méthane. Au niveau des risques, contrairement au méthane, il n’y a pas de risque d’explosion en cas de fuite de CO₂ ; le CO₂ étant plus dense que l’air le nuage de CO₂ ne montera pas et restera plaqué au sol. On estime qu’il y a déjà 8000km de pipleline de CO₂ déjà en opération au niveau mondial (85% aux Etats-Unis).
• Le transport par bateau est également possible. C’est par exemple ce qui est prévu pour le projet de stockage géologique de Northern Lights en Mer du Nord norvégienne.

https://www.equinor.com/energy/northern-lights

Le CO₂ est transporté à l’état liquide, à 15 bars et -25°C. Chaque bateau, généralement adapté des bateaux transporteurs de gaz LPG, peut transporter jusqu’à 1800 tonnes de CO₂. Le CO₂ est plus dense que le LPG, ce qui accroit le poids du transporteur. La pression et la densité plus élevées nécessitent l’utilisation d’acier spécial.

L’utilisation du CO₂ :

Le CO₂ issu d’une récupération industrielle ou d’un captage direct dans l’air peut être recyclé en utilisant divers processus industriels.

• Plusieurs applications pour de l’usage direct :
  • Agriculture à haute intensité (serres) ; 
  • Fabrication de solvant ;
  • Fabrication de boissons gazeuses ;
  • Amélioration de production sur gisement d’huile (EOR) ;
  • Recharge d’extincteurs d’incendie;
  • Fabrication de produit réfrigérant.
• De nombreuses utilisations pour lesquelles le CO₂ passe par un  processus de conversion :
  • Fabrication de produits chimiques, de polymères ou d’engrais.
  • Fabrication de méthanol vert : 1 tonne de méthanol vert nécessite 0,19 tonne d’hydrogène (issu d’électrolyse d’électricité renouvelable), 1,38 tonne de CO₂ et 10-11MWh (issu d’électrolyse également) pour cuisson/chauffage.
  • Fabrication de carburants de synthèse dérivés de méthanol (e-fuels) pour l’aviation ;

• Divers usages pour le bâtiment : fabrication de carbonates transformés en agrégats, injection dans du ciment pour améliorer sa résistance à la compression ;
  • Gestion des déchets (traitement d’eau,..)
  • Fabrication de produits d’alimentation (aquaculture, biomasse algaire, fabrication de protéines).

Le stockage géologique du CO₂ :

L’idée est d’injecter le CO₂ récupéré de manière permanente par des forages dans des couches géologiques, selon le cheminement inverse des technologies utilisées pour l’exploitation pétrolière.

Trois types de stockages géologiques sont aujourd’hui considérés : le stockage des des anciens gisements pétroliers déplétés, dans des réservoirs aquifères salins ou dans des roches basiques/ultrabasiques.

Le CO₂ injecté vient tout d’abord occuper et se déplacer au sein de l’espace poreux du réservoir, une partie va ensuite se dissoudre dans l’eau du réservoir et enfin une partie va se retrouver stockée sous forme minérale (précipitation, formation de carbonates par réaction avec le calcium ou magnésium présents dans l’aquifère).

La principale difficulté est de s’assurer de l’étanchéité du stockage, y compris sur le long terme, pour éviter d’éventuelles fuites du CO₂ injecté.

Le stockage dans le sous-sol se fait généralement à des profondeurs de plus de 800m, profondeur à laquelle le CO₂ passe de l’état gazeux à l’état supercritique ce qui permet de stocker plus de CO₂ mais également de réduire le risque de fuite au niveau de la couverture.

Le stockage dans des champs déplétés : l’idée est d’injecter du CO₂ le plus souvent à l’état supercritique dans des réservoirs déplétés suite à la mise en production pétrolière. Le C0₂ va venir occuper le volume libéré par les hydrocarbures produits. Ce type de stockage offre l’avantage que le lieu et les conditions de stockage sont bien établies à partir d’une bonne couverture sismique, des nombreux puits ; l’accumulation d’hydrocarbures a pu documenter la capacité de rétention dans le réservoir ; on dispose généralement d’un modèle réservoir qui peut être utilisé pour évaluer les capacités de stockage. Un autre avantage est lié à l’existence d’infrastructures (puits, plate-forme, pipeline) qui moyennant quelques études et réaménagements peuvent être réutilisées pour l’injection de CO₂. Le champ de Rousse, à coté de Lacq avait ainsi fait l’objet d’un pilote par Total pour étudier les conditions de tels stockages.

La chaîne intégrée de capture, de transport et de capture du CO₂ du pilote de Rousse (X.Payre et all, Analysis of the passive seismic monitoring at the Rousse CO₂ storage demonstration site (2014) Energy Procedia

Aujourd’hui de nombreux pilotes sont en test, notamment aux Etats-Unis ou en mer du Nord. La Grande Bretagne, la Norvège et les Pays Bas sont naturellement très intéressés par l’idée de créer un nouveau business en réutilisant leurs infrastructures pétrolières en fin de vie. Parmi les inconvénients, les volumes disponibles restent limités (on ne pourra pas injecter au-delà de la pression initiale du réservoir) ; les infrastructures existantes, notamment les puits peuvent représenter un risque de fuite car leur architecture n’avait pas été intégré l’impact de futures réinjection ; la profondeur importante des réservoirs peut représenter un cout non négligeable pour des nouveaux forages.

Le stockage dans des aquifères salins : l’idée est d’injecter dans des réservoirs aquifères, dans des structures fermées ou hors structures ; par salin on entend, un aquifère dont la salinité dépasse la salinité de l’eau de mer (30g/litre). Principal avantage : les volumes à disposition dans les bassins sédimentaires pour le stockage géologique sont beaucoup plus conséquents que pour les champs déplétés ; on peut également s’intéresser à des réservoirs moins profonds donc plus poreux et perméables. Principal inconvénient : on est en face d’un système beaucoup moins bien documenté : il y a peu d’information sismique, peu ou pas de puits à disposition ce qui augmente les incertitudes sur les capacités de stockage et va nécessiter des travaux d’appréciation pour s’assurer de la faisabilité du stockage. A nouveau les provinces pétrolières mieux documentées géologiquement sont en première ligne pour le lancement de tels projets. Des licitations sont mises en place pour l’octroi de permis d’injection de CO₂. Un autre point à intégrer est lié au conflit d’usage, il n’est pas question par exemple, d’entrer en compétition avec l’utilisation d’un aquifère pour de la production d’eau.

Le pilot de Sleipner en mer du Nord norvégienne est l’un des premiers sites a avoir été développé avec un large support de budgets recherche pour étudier le stockage en aquifère salin. Sur ce site, le CO₂ associé au gaz naturel produit d’un réservoir profond est capturé sur la plateforme puis réinjecté dans un réservoir moins profond grâce à un puits horizontal.

Schéma illustrant le concept du stockage en aquifère salin de Sleipner (O.Eiken (2019) Twenty years of monitoring CO2 injection at Sleipner (Cambridge University Press)

Le stockage dans des roches basaltiques ou ultra-basiques est également étudié. Le CO₂ injecté se minéralise sous forme de carbonates au contact de ces roches. Carbfix est le premier stockage pilote qui a été développé en Islande. Des eaux riches en CO₂ dissout, donc acides sont injectées dans des roches basaltiques ; ces eaux acides s’infiltrent par densité dans la porosité et les fractures naturelles ; elles réagissent avec le calcium, le magnésium, le fer contenus dans ces roches pour former des carbonates et fixer le CO₂ sous forme minérale. On estime que au moins 95% du CO₂ injecté se minéralise dans les deux années qui suivent.

Illustration du site https://www.carbfix.com/

Aujourd’hui les volumes de C0₂ injectés dans des stockages géologiques demeurent assez faibles tant qu’un marché du carbone (ou taxe carbone) n’est pas encore en place. En 2021, il y a eu environ 40 millions de tonnes de CO₂ injectés par an dans des stockages géologiques dont prés de 75% pour de la production assistée (EOR) et 25% pour du stockage géologique « pur ».

Mais les choses pourraient s’accélérer dans les années à venir car des objectifs de neutralité carbone sont de plus en plus intégrés par les états et les industriels. On estime que les capacités de stockage pourraient atteindre en 2030, 240 millions de tonnes de CO₂ injectés par an dans des stockages géologiques dont prés de 25% pour de la production assistée (EOR) et 75% pour du stockage géologique « pur ».