Le captage, l’utilisation et le stockage du carbone en Nouvelle-Écosse

Préparé par le gouvernement de la Nouvelle-Écosse, juin 2024. Prière de faire parvenir toute question à la province de la Nouvelle-Écosse.

Table des matières

• Introduction
• Importance du CUSC en Nouvelle-Écosse
• Possibilités de préparation en Nouvelle-Écosse
• Innovation de classe mondiale en Nouvelle-Écosse
• Références

Introduction

La Nouvelle-Écosse est très bien placée pour soutenir l’avenir responsable à zéro émission nette envisagé dans la stratégie de gestion du carbone pour le Canada. Grâce au potentiel de classe mondiale du bassin néo-écossais (figure 1^{Note de bas de page 1}, ^{Note de bas de page 2}) pour le captage, l’utilisation et le stockage du carbone (CUSC), la Nouvelle-Écosse est capable non seulement de capter sa propre production relativement faible de carbone, mais elle est aussi bien placée pour être une importatrice nette de CO₂ et une plaque tournante du CUSC pour les grands producteurs de CO₂. Les systèmes de transport de CO₂ conceptualisés^{Note de bas de page 3} à partir des grandes zones intérieures de production intensive de carbone, sans réservoirs d’atténuation disponibles, présentent de réelles occasions de construire notre réseau national de CUSC à destination de la Nouvelle-Écosse. La Nouvelle-Écosse peut satisfaire une valeur médiane de 177 Gt de CO₂ avec une possibilité allant jusqu’à 1 280 Gt CO₂ (tableau 1).

Comme dans le cas du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien, les contraintes liées aux connaissances et à la technologie du CUSC sont largement atténuées par l’expérience acquise depuis plus de 20 ans dans l’exploitation de réservoirs au large de la Nouvelle-Écosse. En outre, la province étudie actuellement les mécanismes d’intervention et les outils de réglementation nécessaires à la mise en œuvre d’une gestion efficace et sûre du CUSC en mer. La zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse a la possibilité de stocker du CO₂ dans ses gisements de pétrole et de gaz épuisés ou dans des couches aquifères salines dont la géomécanique d’étanchéité est connue et le risque est minime. Il est également possible d’utiliser la séquestration du CO₂ pour l’exploitation de nouveaux champs pétroliers et gaziers afin de fournir le combustible de transition écologique et socialement responsable dont nous avons besoin pour la transition énergétique, conformément à nos objectifs environnementaux de la province et à la Loi sur les objectifs environnementaux et la réduction des changements climatiques de la province. Ceci pourrait être réalisé tout en atteignant un développement carboneutre.

Importance du CUSC en Nouvelle-Écosse

Comme dans la plupart des autres provinces et territoires, le gaz naturel fait partie du portefeuille énergétique de la Nouvelle-Écosse aujourd’hui et continuera d’être considéré comme un carburant de rechange plus propre au fur et à mesure de la transition vers des sources d’énergie à intensité carbonique plus faible. La possibilité offerte par la Nouvelle-Écosse peut non seulement répondre aux besoins actuels de l’Est du Canada en matière de CUSC, mais aussi aux besoins futurs découlant de la croissance démographique prévue.

La région extracôtière de la Nouvelle-Écosse est riche en données. Les travaux de la province et du milieu universitaire offrent des connaissances et un potentiel considérables pour orienter les règlements. Étant donné que le projet Cohasset-Panuke, le Projet énergétique extracôtier de l’île de Sable et le champ de gaz Deep Panuke ont été désaffectés, ces zones de projet constituent désormais des actifs et des possibilités de stockage de CO₂ à faible risque. La Nouvelle-Écosse possède également 33 licences de découverte importante actives^{Note de bas de page 4} pour des réserves connues de pétrole et de gaz dans le bassin néo-écossais. La récupération améliorée par la séquestration et le stockage ultérieur serait un moyen potentiel d’extraire nos ressources de manière socialement et écologiquement responsable.

Les ressources souterraines terrestres de la Nouvelle-Écosse relèvent de la compétence de la province de la Nouvelle-Écosse. Bien que des études antérieures sur le territoire^{Note de bas de page 5}, ^{Note de bas de page 6} aient montré un potentiel limité dans les bassins terrestres sélectionnés, l’exploration de ces possibilités n’en est qu’à ses débuts.

Possibilités de préparation en Nouvelle-Écosse

La Nouvelle-Écosse reconnaît que la gestion des émissions de CO₂ au moyen du CUSC est essentielle pour atteindre ses propres objectifs de carboneutralité et ceux du Canada. La Nouvelle-Écosse est une émettrice de CO₂^{Note de bas de page 3}, quoique relativement faible. Les possibilités de stockage du CO₂ ne sont pas présentes ni connues dans de nombreuses régions du pays, et certains grands émetteurs de CO₂ ne disposent pas d’options de stockage du CO₂ à proximité. Les grands centres émetteurs de CO₂ du Québec et de l’Ontario sont près de la Nouvelle-Écosse, mais ils nécessiteraient un réseau de transport (figure 2) semblable à ceux qui existent déjà, comme les gazoducs. Le stockage dans les couches aquifères et les réservoirs salins au large de la Nouvelle-Écosse est bien caractérisé et dispose d’une couverture de données étendue, y compris la porosité et la perméabilité des réservoirs, ainsi qu’une compréhension complète de l’étendue et des limites de la zone couverte par des données sismiques marines tridimensionnelles et bidimensionnelles avec données de puits et de production. La Nouvelle-Écosse est un emplacement intéressant pour le développement du CUSC, car sa capacité de stockage et ses risques sont relativement bien connus.

Avec le potentiel de stockage décrit dans le tableau 1, la Nouvelle-Écosse pourrait atteindre la carboneutralité. Même si toutes ses émissions provinciales étaient stockées en mer, la province aurait encore la capacité de servir de plaque tournante du CO₂ pour l’Amérique du Nord.

La Nouvelle-Écosse peut sélectionner, optimiser et mettre en phase les emplacements de stockage. Les coûts, les crédits et les facteurs commerciaux peuvent être avantageux avec la bonne stratégie de développement et le bon réseau de distribution de CO₂.

Figure 1 : Prospectivité mondiale du stockage géologique du CO₂^{Note de bas de page 7}, ^{Note de bas de page 8}

Tableau 1 : Potentiel de stockage du CO₂ au large de la Nouvelle-Écosse

Potentiel	Longueur (106m)	Largeur (106m)	Intervalle (m)		Facteur de forme	VBR (109m3)	NAB	Phi	VPN (Gm/cc)	1-SEI	CO2	Efficacité du stockage	Stockage du CO2 (109 tonnes
Médian	650	150	-800	-4000	0.5	78 000	0.5	0.18	7020	0.09	0.7	0.04	177
Faible	550	100	-1000	-3000	0.4	22 000	0.4	0.14	1232	0.85	0.65	0.02	14
Haut	750	180	-800	-5000	0.6	170 100	0.6	0.22	22 453	0.95	0.75	0.08	1280

Volume brut de la roche (VBR), Net à brut (NAB) fraction du volume du réservoir occupée par des roches contenant des hydrocarbures, Phi (porosité), Volume de porosité nette (VPN) saturation en eau irréductible (SEI), CO₂, Efficacité du stockage, and Stockage du CO_2.Source : Ministère des ressources naturelles et des énergies renouvelables, Direction du développement de l’énergie souterraine, Cen et Richard 2022

Figure 2 : Réseau de transport de CO₂ conceptualisé

Sources : Ressources naturelles Canada (2021) Canadian CUSC Emission Map for the Year 2018, communication personnelle avec Robin Hughes, CANMET Énergie Ottawa

Innovation de classe mondiale en Nouvelle-Écosse

Technologies de CarbonCure

CarbonCure est une entreprise en plein essor de Dartmouth, en Nouvelle-Écosse, spécialisée en technologie d’élimination du CO₂. Elle a pour mission de réduire et d’éliminer chaque année 500 millions de tonnes métriques d’émissions de CO₂ d’ici 2030, ce qui équivaut à retirer 100 millions de voitures de la circulation chaque année. La suite de technologies faciles à adopter de CarbonCure permet aux producteurs de béton de stocker de façon permanente le CO₂ piégé dans le béton par minéralisation du carbone tout en produisant des mélanges de béton de haute qualité et à faible teneur en carbone. Près de 2,5 millions de chargements de camions de béton vert CarbonCure ont été livrés sur des milliers de sites de construction dans le monde, notamment le HQ2 d’Amazon à Arlington, en Virginie, le campus Middlefield de LinkedIn à Mountainview, en Californie, et l’aire de dégivrage Est de l’aéroport international de Calgary.

Avec plus de 550 systèmes vendus dans 25 pays et une méthodologie vérifiée par Verra, les technologies de CarbonCure retirent actuellement des milliers de tonnes métriques de CO₂ de l’atmosphère chaque mois, avec une croissance et un impact exponentiels d’année en année. À ce jour, cette technologie a permis de réduire et de supprimer plus de 160 000 tonnes métriques de CO₂. Cette quantité équivaut à la séquestration annuelle de carbone de 189 410 acres de forêt. La recherche et l’innovation de pointe de CarbonCure lui ont valu une reconnaissance mondiale et des titres prestigieux, notamment celui de gagnant du grand prix Carbon XPRIZE, celui d’entreprise nord-américaine de technologies propres de l’année 2020 et celui d’entreprise du Cleantech 100 Hall of Fame. Les investisseurs de CarbonCure comprennent Breakthrough Energy Ventures, Amazon, Microsoft, BDC Capital, Carbon Direct et Mitsubishi Corporation.

Groupe de recherche FluxLab à l’Université St. Francis Xavier

Le groupe de recherche FluxLab de l’Université St. Francis Xavier est l’un des plus grands regroupements de laboratoires en sciences de l’environnement au Canada, et se concentre entièrement sur la mesure des gaz à effet de serre. L’équipe a participé à la VCM de surface pour tous les grands projets d’injection de CO₂ au Canada au cours des quinze dernières années. Les méthodes de VCM utilisent des réseaux de capteurs ou la géochimie dans le but de suivre l’intégrité des puits et de démontrer l’absence d’impacts ou de suintements en surface. L’équipe de FluxLab a beaucoup travaillé sur le projet de récupération assistée des hydrocarbures (RAH) de Weyburn, où elle a conçu le système VCM actuel et effectue toujours la surveillance de surface annuelle pour Whitecap Resources. Chez Aquistore, le groupe a participé à la conception du système de surveillance de la surface et gère actuellement les campagnes de mesures réglementaires semestrielles pour le compte de SaskPower et du Petroleum Technology Research Centre. Chez Shell QUEST, Dave Risk, chef d’équipe de FluxLab, a siégé à un comité d’experts organisé par DNV pour précertifier le plan de développement du stockage avant l’approbation réglementaire. L’équipe a également collaboré avec Tundra Oil and Gas sur l’injection de CO₂ au Manitoba, et est actuellement en pourparlers avec Whitecap Resources concernant de nouveaux projets en Saskatchewan. Par ailleurs, le FluxLab est très actif dans la mesure des émissions des installations pétrolières et gazières et dans le développement d’outils de surveillance pour l’industrie, le gouvernement et les organismes de réglementation. Ces dernières années, l’équipe s’est orientée vers des travaux plus axés sur le pétrole et le gaz en mer, y compris la mesure des émissions dans des installations à Terre-Neuve-et-Labrador. Il y a plusieurs années, le groupe a conçu et breveté un capteur de surveillance de gaz à fibre optique adapté aux environnements extracôtiers dans le cadre d’un projet financé par EnCana/Deep Panuke et des scientifiques des quatre coins du pays. Actuellement, le FluxLab travaille activement avec NetZero Atlantic et un consortium de partenaires pour développer une capacité de surveillance et de détection des infiltrations sous-marines à partir de puits extracôtiers actifs et désaffectés. Ce projet implique des submersibles, une surveillance à bord de navires et des capteurs.

Planetary Technologies

Planetary Technologies, une jeune entreprise spécialisée dans l’élimination du carbone située à Dartmouth, en Nouvelle-Écosse, a mis au point une plateforme de transition accélérée du carbone qui permet à la fois d’éliminer le CO₂ de l’air et de générer de l’hydrogène vert et les métaux pour batteries nécessaires à la décarbonisation.

La plateforme de transition accélérée du carbone fonctionne en ajoutant de l’alcalinité à l’eau de mer par l’entremise d’exutoires autorisés tels que le traitement des eaux usées et les boucles de refroidissement des centrales électriques. Dans l’eau de mer, cette alcalinité rétablit l’équilibre chimique de l’océan en convertissant le CO₂ dissous sous forme d’acide carbonique en carbonates et en bicarbonates, ce qui permet de l’emprisonner pour 100 000 ans tout en luttant contre l’acidification locale de l’océan. Planetary travaille avec des chercheurs de l’Université Dalhousie, de l’Université de Miami et des Plymouth Marine Laboratories, au Royaume-Uni, pour modéliser et vérifier l’élimination du carbone ainsi que les avantages pour les écosystèmes marins locaux touchés par l’acidification des océans.

Pour générer de l’alcalinité tout en réduisant les émissions, la plateforme de transition accélérée du carbone de Planetary commence par convertir des déchets miniers provenant de mines en exploitation ou désaffectées. Les sous-produits de ce processus métallurgique et électrochimique comprennent des métaux tels que le nickel et le cobalt, ainsi que de l’hydrogène vert. Ces sous-produits permettent de compenser le coût de l’élimination du carbone et, dans certains cas, de ramener ce coût à un niveau près de zéro, offrant ainsi aux exploitants miniers un moyen peu risqué de décarboniser tout en réduisant les déchets. Pour les mines désaffectées, le procédé métallurgique de Planetary permet de décontaminer les déchets miniers en laissant un résidu qui est principalement du silicate (sable).

Planetary est en train de passer des prototypes en laboratoire aux projets-pilotes sur site au Québec et à Halifax. Récemment lauréate du prix XPRIZE Carbon Removal Milestone d’un million de dollars américains, Planetary prévoit de construire une usine de démonstration de l’élimination du CO₂ à l’échelle commerciale de 1 kT/an d’ici 2024.

Fondée en 2019, l’entreprise compte désormais une équipe internationale de 18 scientifiques, ingénieurs et innovateurs et se développe rapidement pour atteindre les étapes de développement technologique. Le Canada est l’endroit idéal pour tester et construire cette technologie prometteuse d’émissions négatives, étant donné ses abondantes ressources d’énergie renouvelable, sa vaste industrie minière, son accès aux résidus ainsi que le plus long littoral au monde.

The Basin & Reservoir Lab, Université Dalhousie

Le bassin néo-écossais a été identifié comme l’un des rares bassins atlantiques les plus prometteurs pour le stockage du CO₂^{Note de bas de page 7}, ^{Note de bas de page 8}. Les provinces maritimes possèdent plusieurs bassins paléozoïques et mésozoïques propices au stockage du CO₂ et de l’énergie. Le sel peut former une excellente barrière d’étanchéité pour les réservoirs potentiels et deux systèmes salins sont présents, le groupe paléozoïque de Windsor et la formation mésozoïque d’Argo. Plusieurs réservoirs carbonatés et clastiques poreux sont envisageables. En plus des possibilités de stockage dans les couches de charbon, nous comptons les candidats moins probables que sont les basaltes, les schistes fracturés et les granitoïdes fracturés.

Au Basin & Reservoir Lab, la recherche est axée sur l’« écologisation des Maritimes » dans le but de fournir une feuille de route au Canada pour atteindre les objectifs de 2030 en matière de réduction des gaz à effet de serre. Il convient d’évaluer correctement la capacité de stockage et les sources d’émission de CO₂ avant de concevoir et de construire des infrastructures de surface coûteuses. La recherche innovante fournit à l’industrie et aux gouvernements les connaissances nécessaires pour planifier et mettre en œuvre le captage et stockage du carbone. Le laboratoire étudie les données géologiques (données sismiques, puits et carottes) pour évaluer les bassins et modéliser le comportement des roches, la perméabilité, la porosité et prédire le mouvement des fluides lors de l’élimination souterraine dans les couches aquifères salines profondes. Les sites de stockage optimaux sont déterminés à l’aide de données de subsurface modélisées avec le logiciel Petrel. Pour réussir l’injection en profondeur, il faut évaluer les taux d’injection maximaux à travers une configuration de puits dans des couches aquifères salines profondes, ce qui nécessite une bonne connaissance de la perméabilité et la porosité. La modélisation porte sur la pressurisation, la réactivation des failles (sismicité induite) et l’intégrité de la roche-mère. Les paramètres thermodynamiques (température, pression, flux thermique, etc.) obtenus à partir des données de diagraphie des puits sont mesurés pour évaluer les changements, y compris la diagenèse, des caractéristiques des roches.

Une fois que les réservoirs potentiels de séquestration du CO₂ dans les bassins sédimentaires terrestres et extracôtiers des provinces maritimes auront été évalués en fonction de leur capacité de stockage et de l’intégrité de la roche-couverture, l’objectif est de déterminer quels sont les réservoirs de stockage qui pourraient être reliés par une « Maritimes Carbon Trunk Line » (MCTL), afin de disposer d’une infrastructure de transport du CO₂ vers les sites de stockage dans les bassins. Le groupe propose que le corridor énergétique existant et le pipeline Maritimes & Northeast soient utilisés pour créer la MCTL, à l’instar de l’Alberta Carbon Trunk Line dans l’Ouest canadien.

Références