Scruter les sols, forer des puits, allonger des pipelines sur des kilomètres de fond marin… Stocker du dioxyde de carbone au fond des océans revient peu ou prou à extraire du pétrole ou du gaz. Le trio des géants du pétrole Shell, TotalEnergies et Equinor se trouve ainsi à la tête de l’exploitation du site d'injection Northern Lights, au large des côtes norvégiennes. D’une capacité de 1,5 million de tonnes de dioxyde de carbone, le premier puits d’injection, déjà foré, devrait recevoir ses premières tonnes de gaz par bateau au printemps 2025.
«On travaille néanmoins avec un fluide bien différent», explique Grégoire Chabrol, en charge des études de développement CCS chez TotalEnergies. «Avec le dioxyde de carbone, nous rencontrons des aspects de corrosion et de thermodynamique nouveaux, inconnus dans le pétrole et le gaz.» Bien loin des hautes températures du pétrole et du gaz, les puits de stockage de gaz carbonique doivent, eux, pouvoir résister à des basses températures, parfois cryogéniques.
Dans son centre technique de Pau (Pyrénées-Atlantiques), le géant français développe une nouvelle recette de ciment, capable de contenir les tubes en acier nécessaires au transport du gaz carbonique. Objectif : trouver la bonne formule pour permettre au liant de résister à des températures sous zéro degré.
Injection dans les aquifères salins
Pour stocker le dioxyde de carbone en mer, les foreurs disposent de trois solutions. La plus abondante consiste à injecter le gaz sous forme liquide dans des aquifères salins – des roches poreuses renfermant une eau salée. Des tubes en acier de quelques centimètres de diamètre, étanchéifiés par des gaines en ciment, pénètrent le sol au-delà de 800 mètres. Le dioxyde de carbone est alors injecté sous pression dans l’aquifère. Puis la gravité se charge, pendant plusieurs décennies, de tirer le gaz lourd vers le fond du réservoir.
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«Par l’existence même de réservoirs naturels de dioxyde de carbone, on sait que les roches sédimentaires sont capables de le retenir pendant des durées suffisantes», résume Thomas Le Guenan, ingénieur de recherche spécialiste en stockage CO2 au BRGM. Selon l'établissement public français, les formations géologiques peuvent piéger le dioxyde de carbone pendant des «millions d’années». «Le tout, c’est de s’assurer que le site lui-même remplisse les critères permettant de maintenir le CO2 confiné», précise le chercheur.
Risques de fuite
Car tous les aquifères marins ne se valent pas pour stocker du gaz carbonique. Pour maintenir le dioxyde de carbone dans les profondeurs, les réservoirs naturels doivent notamment être surplombés par un «Cap rock», une couche rocheuse étanche de plusieurs dizaines de mètres. Non poreuse et souvent dépourvue de failles, l’argile constitue l'une des roches les plus prisées par les foreurs.
Comment les entreprises de forage s’assurent-elles de l'absence de fuites durant l'injection ? «Nous installons des capteurs de pression en bout de tuyau», pointe Cristel Lambton, cheffe de projet CCS d’Equinor. «En injectant le CO2, la pression doit mécaniquement augmenter. S’il y a une fuite, nous observerons immédiatement une chute ou un ralentissement de la pression dans le puits.»
L’injectivité : principal juge de la rentabilité
Les géants du forage ont surtout les yeux rivés sur la diffusion du CO2 dans le sol. S’il se propage trop vite, le panache de carbone risque de sortir de la zone géographique fixée par l’État ; le foreur doit alors réduire la quantité injectée dans le puits. S’il se diffuse trop faiblement, il risque, au contraire, de boucher plus rapidement que prévu les pores de la roche. «On doit alors multiplier les puits pour injecter une même quantité de gaz carbonique. Or, forer un puits coûte plusieurs centaines de millions de dollars», résume Cristel Lambton.
Smeaheia et Northern Lights en Norvège, Bifrost au Danemark… Les trois foreurs multiplient donc les zones d’exploitation. «Grâce à cette démarche en portfolio, nous pourrons nous tourner vers d’autres sites si la diffusion du gaz dans une zone est mauvaise», explique Cristel Lambton.
Autre bonne raison de multiplier les sites de stockage : les faibles taux de marge de l'activité. Equinor a indiqué, en février 2024, un taux de rentabilité de ses projets de stockage de dioxyde de carbone situé entre 4% et 8%. «Pour nos projets en mer, ce taux gravite plutôt vers la partie basse de cette fourchette. Nous avons donc besoin de faire du volume», résume Cristel Lambton.
Recyclage des puits pétroliers
Aux Pays-Bas, les exploitants du projet Aramis misent sur une tout autre approche : l’injection annuelle de 7,5 millions de tonnes de gaz carbonique dans d’anciens réservoirs naturels gaziers, épuisés après leur exploitation. Le stockage du gaz carbonique devrait ainsi prendre le relais des champs gaziers en mer, arrivant en fin de production, à partir de 2029.
Infrastructures déjà en places, fonds marins connus… En apparence, la réutilisation des champs pétroliers et gaziers semble la plus juteuse. «Tout le monde pensait auparavant que ce serait moins cher de réutiliser les puits pétroliers et gaziers existants», explique Grégoire Chabrol.
Moins d’une dizaine de champs pétroliers et gaziers de TotalEnergies seraient toutefois de potentiels candidats à une reconversion dans le stockage de CO2. «Il faut vérifier l’intégrité du sous-sol, l’étanchéité du puits, avec des données souvent insuffisante pour des puits vieux, parfois, de plusieurs décennies. On se rend compte que nous sommes souvent obligés de forer de nouveaux puits neufs sur les anciens sites. En revanche, on peut envisager de réutiliser des plateformes comme sur Aramis et Bifrost, ou de reconvertir des pipelines», pointe Grégoire Chabrol.
La roche basaltique : nouvelle technologique en Islande
En Islande, la jeune pousse suisse Climeworks, associée au projet islandais Carbfix, mise sur le basalte, une roche volcanique trouée par une multitude de cavités dans lesquelles peuvent se loger les molécules de gaz carbonique. Concrètement, l’usine mélange le dioxyde de carbone sous forme liquide à de l’eau pour l’injecter sous pression, onshore, à 1000 mètres de profondeur dans la roche. Principal avantage : le gaz se minéralise en seulement deux ans environ.
«Le risque d’échappement dans l’atmosphère est annulé grâce au processus rapide de minéralisation. Mais cette technique a l’inconvénient d’être très gourmande en eau», résume Thomas Le Guenan. En tout, le dispositif mobiliserait en eau jusqu’à 20 fois le volume de dioxyde de carbone injecté, selon le chercheur.
Encore balbutiant, le stockage par minéralisation est étudié à Oman, par la jeune pousse locale 44.01, et au Kenya, par l'Américaine Cella, suite à la découverte de gisements de roches basaltiques propices au stockage de CO2 dans ces deux pays.
