Stockage géologique du CO2
Plusieurs arguments plaident en faveur du stockage du CO2 dans les veines de charbon, malgré quelques handicaps caractéristiques, dont la faible perméabilité du charbon qui réduit les capacités à y injecter de grandes quantités de CO2.
Le pouvoir d'adsorption des veines de charbon : elles contiennent souvent une grande quantité de gaz piégé dans la structure interne du minerai. Il s'agit en général de méthane, aussi appelé grisou, à l'origine de nombreuses explosions dans les mines. Or, le charbon a une affinité plus grande pour le CO2 : en présence de ces deux gaz, il va relâcher le méthane et adsorber le CO2. D'autre part, il peut contenir deux fois plus de CO2 que de méthane. On peut donc envisager de stocker du CO2 dans le charbon tout en récupérant le méthane ainsi libéré.
Une répartition géographique favorable : les veines de charbon sont des structures géologiques communes réparties sur l'ensemble des continents. Elles se trouvent à proximité des installations industrielles ou des centrales électriques, sources importantes de CO2, ce qui réduit le coût du transport.
Un avantage économique grâce à la récupération de méthane : le méthane récupéré peut être commercialisé : il représente une vaste ressource énergétique, très peu exploitée aujourd'hui, mais qui pourrait être plus largement utilisée dans le futur grâce au recours à un procédé de récupération assistée par injection de CO2 (ECBM).
Mais des capacités de stockage toutefois plus limitées : le potentiel de stockage s'élèverait à une quarantaine de milliards de tonnes de CO2. Seules les formations non exploitables sont concernées, car les sites ayant subi l'extraction du charbon sont truffés de galeries de mines qui constitueraient autant de chemins de migration rapide du CO2 vers la surface.
Principe du procédé de récupération assistée de méthane (ECBM) qui permet d'exploiter le gaz naturel (méthane) qui se trouve piégé dans le charbon.
Des expériences ont été mises en place ces dernières années pour apporter la preuve de la faisabilité à grande échelle du stockage de CO2 dans les couches de charbon, avec récupération de méthane. La perméabilité des veines, les mécanismes d'adsorption/désorption du CO2 et du méthane dans les pores du charbon doivent être mieux connus. Des études sont menées en laboratoire et sur site pour progresser dans ces domaines.
Dans les veines non exploitables, le principal obstacle réside dans le fait que lorsque le charbon adsorbe le CO2, il a tendance à gonfler et donc à diminuer sa perméabilité voire à devenir imperméable. Une alternative consisterait à l'injecter dans des zones sédimentaires aquifères intercalées entre les veines de charbon. On utilise alors les capacités d'adsorption du charbon comme filtre à CO2, en quelque sorte un filtre à charbon actif à grande échelle.
De nombreux projets dans le monde entier ont été lancés afin d’étudier le stockage du CO2 dans les veines de charbon : entre autres les projets américains et canadiens Coal-Seq et MGSC-ECBM (voir ci-dessous), le projet européen RECOPOL (voir ci-dessous), le projet français CHARCO (2006-2010) soutenu par l’ANR, le projet Qinshui Basin en Chine et le projet Yubari Project au Japon.
En novembre 2001, l'Union européenne a lancé le projet Recopol (REduction des émissions de CO2 par stockage dans un bassin houiller en Pologne). Pour réaliser ce projet, un consortium international a été créé, formé par des instituts de recherche, des universités, des compagnies pétrolières et gazières européennes. La France y était représentée par l'IFP, Gaz de France, Air Liquide et Gazonor. Le site retenu était le bassin de Silésie, où deux puits de production de méthane étaient déjà en fonctionnement depuis 1996. Le CO2 fourni par Air Liquide était acheminé par camion. Le projet européen visait les mêmes objectifs que les projets américain Coal-Seq et canadien ECBM : évaluer la faisabilité de l'injection du CO2 dans les veines de charbon. Il s'appuyait également sur des modélisations et des expériences en laboratoire servant de base de référence et d'aide à la décision aux industriels concernés. Le débit de gaz injecté, initialement de 1 à 3 tonnes de CO2 par jour, a été augmenté à 12 à 15 tonnes de CO2 par jour à partir d'avril 2005, ce qui a permis d'étudier la capacité d'injection dans les veines de charbon.
Resources Projet Coal-Seq : le site d'Allison dans le bassin de San Juan au Nouveau-Mexique (États-Unis) comporte 16 puits de production de méthane (photo), 4 puits d'injection de CO2 et un forage d'observation. Des injections de CO2 opérées pendant 5 ans ont permis de produire du méthane avec un taux très bas de CO2.
Le projet Coal-Seq a été lancé aux Etats-Unis en octobre 2000. Il a apporté la preuve des avantages économiques de l'injection du CO2 pour la récupération du méthane.
Le projet canadien ECBM, qui a débuté en 1997, a apporté la démonstration de la faisabilité effective du stockage du CO2 dans les structures charbonneuses.
