Capture du carbone dans les centrales au gaz naturel

Le problème du carbone qui ne disparaît pas

Le gaz naturel est depuis longtemps présenté comme le combustible fossile le plus propre. Et, sur une base de combustion, cela est techniquement exact : il produit environ 30 % à 50 % moins de CO₂ par unité d’énergie que le charbon ou le pétrole . Mais « plus propre » ne signifie pas « propre ». Avec la demande mondiale de gaz naturel qui continue de croître et le commerce du GNL représentant environ 59 % du commerce total de gaz , les émissions cumulées de CO₂ liées au traitement et à la combustion du gaz naturel demeurent considérables.

L’Agence internationale de l’énergie a clarifié les calculs : sans déploiement important de technologies de captage du carbone, le gaz naturel ne peut pas être considéré, à long terme, comme une source d’énergie à faibles émissions. L’agence a également souligné que les émissions liées au GNL pourraient être réduites de plus de 60 % à l’aide de technologies existantes — à condition que les investissements nécessaires soient réalisés. Ce « si » est de grande ampleur, mais il permet de mesurer concrètement l’opportunité offerte.

Pour les usines de traitement du gaz naturel en particulier, le défi du captage du carbone diffère de celui posé par la production d’électricité ou par les sources industrielles. Le CO₂ est souvent déjà présent dans le gaz brut entrant, à des concentrations très variables selon le gisement. Son élimination fait déjà partie du périmètre de traitement du gaz — la question est donc de savoir s’il convient de le capturer aux fins de stockage géologique plutôt que de le rejeter dans l’atmosphère.

Les technologies effectivement mises en œuvre

L’absorption chimique à base d’amines reste la technologie dominante pour la capture du CO₂ dans les applications liées au gaz naturel. Elle est mature, bien comprise et capable d’atteindre de hauts taux de capture. Le principe de base est simple : un solvant amine entre en contact avec le flux gazeux dans une colonne d’absorption, réagissant sélectivement avec le CO₂ pour former une liaison chimique faible. Le solvant chargé s’écoule ensuite vers un régénérateur, où la chaleur rompt cette liaison et libère un flux concentré de CO₂.

Le défi réside dans la consommation énergétique. L’étape de régénération nécessite une quantité importante de chaleur, généralement fournie sous forme de vapeur basse pression provenant du système auxiliaire de l’installation. Cette demande thermique constitue le principal coût d’exploitation des systèmes aminés et la raison principale de leur pénalité énergétique, que certains exploitants jugent difficile à justifier.

La technologie membranaire gagne en popularité comme alternative ou complément au lavage par amines. Les membranes polymériques peuvent faire passer sélectivement le CO₂ plutôt que le méthane, assurant une élimination à grande échelle avec une consommation d’énergie réduite. Des contacteurs membranaires à fibres creuses combinés à des solvants aminés ont permis de réduire les coûts d’exploitation d’environ 30 % par rapport aux systèmes conventionnels, tout en occupant une empreinte physique jusqu’à 50 % plus petite. .

Chaque approche présente un domaine d’application optimal. Les systèmes à amines excellent lorsque des taux de captage élevés et une pureté élevée du produit sont requises. Les membranes s’avèrent attrayantes pour l’élimination à grande échelle du CO₂, là où une pureté modérée est acceptable et où les coûts énergétiques constituent la préoccupation principale. Des systèmes hybrides combinant les deux technologies émergent également, utilisant les membranes pour une séparation grossière et les amines pour un polissage final.

Là où la capture du carbone est pertinente dans une usine de gaz

Toutes les installations de traitement du gaz naturel ne sont pas adaptées à la capture du dioxyde de carbone. La rentabilité dépend fortement de la teneur en CO₂ du gaz d’alimentation, de la disponibilité d’un itinéraire de séquestration ou d’utilisation, et du cadre réglementaire ou incitatif.

Les installations traitant du gaz provenant de réservoirs à forte teneur en CO₂ — parfois de 10 % à 20 % ou plus — constituent le cas le plus simple. Le CO₂ est déjà éliminé pour répondre aux spécifications des gazoducs ; sa capture à des fins de séquestration entraîne un coût supplémentaire, mais peut être justifiée par une tarification carbone ou des crédits fiscaux. Aux États-Unis, par exemple, le Department of Energy a ouvert des financements substantiels pour des projets de capture du carbone dans les installations de gaz naturel, avec pour objectif un taux de capture de 90 %.

Pour les installations dont la teneur en CO₂ est faible, la rentabilité est plus difficile à assurer. Le coût marginal de capture par tonne de CO₂ est plus élevé, car le débit gazeux est plus important par rapport à la quantité de CO₂ capturée. Ces installations peuvent devoir compter sur un soutien politique ou des recettes issues de crédits carbone pour atteindre l’équilibre économique.

Il reste également à déterminer l’usage à faire du CO₂ capturé. La récupération assistée du pétrole (RAP) a traditionnellement constitué la voie d’écoulement privilégiée, le CO₂ étant injecté dans des réservoirs épuisés afin d’accroître la production. Le stockage dans des aquifères salins constitue une autre option, bien qu’il exige une caractérisation minutieuse des sites et une surveillance rigoureuse. Les filières d’utilisation — transformation du CO₂ en produits chimiques, carburants ou matériaux de construction — commencent à émerger, mais demeurent encore très limitées en volume.

Un projet inédit, digne d’intérêt

Un projet récemment mis en service dans le sud-ouest de la Chine constitue un exemple instructif. L’installation est une usine de purification de gaz naturel qui traite du gaz acide provenant d’un champ voisin. L’unité de captage du carbone a été ajoutée à titre de projet pilote afin de démontrer la faisabilité technique et économique du captage du CO₂ présent dans les gaz résiduaires de l’usine .

Le projet utilise un procédé d’absorption chimique avec une formulation d’amine propriétaire, optimisée pour le flux de CO₂ à faible pression et concentration moyenne, caractéristique des gaz résiduaires de l’usine la conception intègre une section de lavage à l’eau située au-dessus de l’absorbeur afin de minimiser l’entraînement d’amine, combinée à une étape de séparation par micro-cyclone pour récupérer le solvant entraîné .

Le CO₂ capté est comprimé puis réinjecté dans le même champ gazier afin d’améliorer la récupération du gaz . Cela crée un système en boucle fermée dans lequel le CO₂ remplit une fonction utile tout en étant maintenu hors de l’atmosphère. La capacité annuelle de captage est d’environ 26 500 tonnes, et l’effet de récupération améliorée augmente la production d’environ 10 %.

Le projet revêt une importance particulière non pas en raison de son ampleur — d’autres installations de captage de carbone plus vastes existent ailleurs — mais parce qu’il démontre l’intégration du captage avec la récupération améliorée de gaz dans un contexte de traitement du gaz naturel. L’approche technique, le choix du solvant et la stratégie d’injection ont tous dû être spécifiquement conçus pour cette application, et les enseignements tirés sont appliqués à des projets ultérieurs.

Les coûts réels et les compromis

Une discussion honnête sur la capture du carbone exige de reconnaître les coûts et les compromis associés. La pénalité énergétique est réelle. La régénération des amines consomme de la vapeur qui pourrait autrement produire de l’électricité ou répondre à d’autres besoins procéduraux. Cette charge parasite réduit la production nette de l’installation ou augmente sa consommation de combustible.

Le tableau ci-dessus résume les principaux compromis. Les systèmes aux amines offrent les taux de capture les plus élevés, mais au prix d’un coût énergétique le plus élevé. Les systèmes membranaires sont plus efficaces, mais ne parviennent généralement pas à atteindre les mêmes taux de capture sans configurations multi-étages. Les approches hybrides cherchent à combiner les avantages des deux technologies, mais elles sont moins éprouvées à l’échelle commerciale.

Il existe également des considérations opérationnelles. La dégradation de l’amine au fil du temps exige la régénération et le remplacement du solvant. L’encrassement et le vieillissement des membranes nuisent aux performances et nécessitent un remplacement périodique. L’intégrité du flux de CO₂ destiné au transport et au stockage doit être préservée : des contaminants tels que l’eau, l’oxygène et les composés soufrés peuvent provoquer de la corrosion ou nuire à la capacité d’injection.

L’aspect économique dépend fortement de facteurs externes. Le prix du carbone, les crédits d’impôt et les obligations réglementaires peuvent rendre viable un projet à la marge. En l’absence d’un tel soutien, seules les installations émettant les plus fortes quantités de CO₂ ou celles bénéficiant d’accords favorables de récupération assistée du pétrole (EOR) peuvent justifier l’investissement.

Le cadre politique et ses implications

L’environnement réglementaire évolue. L’AIE a identifié les technologies CCUS comme essentielles pour décarboner la chaîne de valeur du gaz. Des programmes publics de financement voient le jour dans plusieurs juridictions. Le DOE américain a mis des milliards de dollars à disposition pour la démonstration et le déploiement de technologies de captage du carbone. Des initiatives similaires existent en Europe, en Asie et au Moyen-Orient.

Toutefois, le soutien politique n’est pas acquis. Les financements peuvent être retirés, les crédits d’impôt expirer et les exigences réglementaires évoluer. Les promoteurs de projets doivent évaluer non seulement la faisabilité technique et économique, mais aussi le risque réglementaire. Certains projets avancent avec une conception « prête pour le captage », permettant l’ajout futur d’équipements de captage et reportant ainsi l’investissement en capital jusqu’à ce que la situation réglementaire et économique soit plus claire.

La technologie elle-même continue d’évoluer. De nouvelles formulations de solvants promettent une énergie de régénération réduite. Des matériaux membranaires avancés offrent une sélectivité et une durabilité accrues. Des stratégies d’intégration des procédés — utilisant la chaleur résiduelle pour la régénération, optimisant la chaîne de capture en fonction de la composition spécifique du gaz — peuvent améliorer l’efficacité globale.

Pour les exploitants d’usines de traitement de gaz naturel, la décision d’ajouter une capture du carbone n’est pas simple. Elle exige une évaluation rigoureuse de la composition du gaz d’alimentation, des utilités disponibles, des options de séquestration, du soutien politique et des conditions du marché. Les projets qui réussissent sont ceux qui adaptent la technologie aux conditions spécifiques du site et qui disposent d’un chemin clair vers la commercialisation.

GreenFir fournit des équipements de traitement et de séparation des gaz pouvant être configurés pour soutenir l’intégration de la capture du carbone, appuyés par des capacités de fabrication certifiées ASME et CE la chaîne d’approvisionnement en équipements existe ; l’expertise technique est disponible. Le facteur limitant est souvent la rentabilité au niveau du projet et le cadre politique, plutôt que la technologie elle-même.