Réduction des émissions et efficacité énergétique dans le bitume brut et le pétrole lourd

Contexte du projet

Les émissions de gaz à effet de serre (GES) liées aux sables bitumineux et au pétrole lourd comprennent les émissions issues de la combustion ainsi que les émissions directes du méthane. Il existe de grandes possibilités de réduire les émissions de GES produites par les sables bitumineux et le pétrole lourd en développant de nouvelles technologies visant l’efficacité énergétique et la réduction des émissions.  L’évaporation du méthane aux installations de bitume brut et de pétrole brut lourd constitue une source majeure des émissions de GES. Près de 80 % des volumes évaporés signalés en Alberta se situent dans les régions de Bonnyville et de Wainwright, et sont associés à la production à froid de pétrole lourd. Ces volumes ont été relevés dans des lieux où il aurait été excessivement onéreux de conserver le gaz au moyen des technologies existantes. En 2014, 429 millions de mètres cubes de gaz dissous ont été évacués des installations de bitume brut et de pétrole brut.

Se rendant compte de la nécessité de trouver des technologies pratiques et rentables qui pourraient réduire les émissions de méthane et améliorer l’efficacité énergétique dans l’industrie du pétrole lourd et des sables bitumineux in situ, Petroleum Technology Alliance Canada (PTAC) a proposé le projet Emissions Reductions and Energy Efficiency in Crude Bitumen and Heavy Oil (Réduction des émissions et efficacité énergétique dans le bitume brut et le pétrole lourd) afin d’obtenir un financement de l’Initiative écoÉNERGIE sur l’innovation.  Cette dernière a octroyé 387 k$ à PTAC et à ses partenaires, Accurata Inc., Devon Canada, Husky Energy, Spartan Controls, the Saskatchewan Research Council et Sentio Engineering pour le projet.

Résultats

La première tâche consistait à effectuer une étude d’ingénierie approfondie des technologies qui réduisent l’évaporation du méthane dans la production à froid du pétrole.  Les technologies existantes ont été étudiées afin de comprendre leur applicabilité, opérabilité et le coût de leur mise en oeuvre.  Une recherche documentaire sur les nouvelles technologies a également été menée. Les technologies recensées ont été, entre autres, les suivantes : SlipStream® GTS (Green Tank System), Hexa-Cover® Floating Cover et Go Technologies High Volume Blower Compressor (HVBC).  Ces nouvelles technologies ont fait l’objet d’une analyse plus poussée par Spartan Controls, Husky Energy et Devon Canada.

La deuxième tâche visait à explorer l’utilisation de la technologie SlipStream® GTS de la société REM Technology aux installations de production à froid du pétrole lourd avec sable surnommées CHOPS. La technologie SlipStream® GTS est conçue pour capter les hydrocarbures à basse pression, très variables, évacués des réservoirs de stockage de pétrole et de condensats. Lorsque la technologie GTS a été utilisée aux installations CHOPS,  elle devrait capter et brûler le gaz évacué du tubage, réduisant, de ce fait, les émissions de GES produites sur le site et la consommation de carburant. Les exigences relatives au rendement ont été précisées et les principaux risques techniques ont été déterminés avant de procéder à la conception d’un prototype fonctionnel du système GTS.  Le coût de la mise en œuvre du système a été évalué et il a été déterminé qu’il était trop élevé pour être accepté sur le marché. Par conséquent, il ne devrait pas être mis en place actuellement même  s’il est techniquement réalisable.

La troisième tâche comportait la démonstration de la technologie HVBC de Go Technologies aux installations de pétrole lourd de Devon Canada dans les districts de Bonnyville et Lloydminster. Contrairement aux compresseurs alternatifs, qui ne captaient pas efficacement le gaz du tubage, la technologie HVBC devait traiter des volumes plus élevés de gaz du tubage tout en abaissant la pression de sortie.  Devon Canada a mis en place la technologie HVBC et a réussi à stabiliser  l’opération sur deux sites d’emplacement de puits dans les districts de Bonnyville et Lloydminster.  Une période d’essai de neuf mois s’est soldée par des résultats non concluants. Il a été déterminé que les capacités nécessaires pour mesurer le gaz devraient être améliorées sur le site et une surveillance continue était requise. En outre, l’installation aux sites de rechange pourrait retirer un avantage plus important des unités du HVBC.

Une dernière tâche comportait une démonstration sur le terrain des tuiles flottantes Greatario Hexa-Cover® posées sur des réservoirs à des sites de pétrole lourd afin d’évaluer la possibilité de générer des crédits carbone en réduisant les émissions produites sur le site et en amont.  Husky Energy a installé les tuiles Hexa-Covers® dans le nord de l’Alberta sur un ensemble de réservoirs ainsi qu’un ensemble parallèle utilisé comme contrôle. Les deux ensembles de réservoirs ont été équipés de débitmètres à carburant distincts. Le volume de pétrole et d’émulsion déversé dans les réservoirs a également été mesuré.  Les crédits carbone pouvant être obtenus par an ont été évalués à 48 tonnes de réduction des émissions d’équivalent CO₂. Des économies de coûts pourraient également être réalisées grâce à la consommation réduite de carburant et permettraient de dégager un rendement économique quand le carburant utilisé sur le site est le propane.

Avantages pour le Canada

Les progrès des technologies qui permettent de réduire considérablement l’évaporation du méthane dans les installations de bitume brut et de pétrole lourd profiteront à l’industrie des sables bitumineux au Canada, ainsi qu’aux activités pétrolières et gazières classiques partout dans le monde.

Prochaines étapes

On s’attend à ce que le projet donne lieu à des projets de suivi qui testeront, mettront en évidence et soutiendront le développement de nouvelles technologies afin de réduire les émissions de méthane et de CO₂ dans le secteur de la production pétrolière et gazière.