Démonstrations de captage et de stockage de dioxyde de carbone (CO²) au Canada

Version PDF (1609 Ko)

L'an dernier, à Hokkaido, au Japon, les leaders du G8 se sont engagés à appuyer l'objectif de lancer, au niveau international, 20 démonstrations à grande échelle de captage et de stockage de CO₂ (CSC), d'ici à 2010. Cette mesure a été établie comme un élément essentiel pour relever le défi posé par les changements climatiques au niveau mondial. Le Canada accueillera les représentants des pays du G8 lors de la réunion de 2010, date butoir de cet engagement, et il fera les efforts nécessaires pour atteindre cet objectif.

Il est essentiel d'aller de l'avant avec la mise en œuvre du CSC à l'échelle de la planète. La démonstration de la technologie de CSC revêt maintenant une importance capitale. Selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE), le CSC « constitue la seule technologie disponible pour atténuer les émissions de gaz à effet de serre (GES) provenant de l'utilisation de combustibles fossiles à grande échelle ». L'AIE indique que le CSC pourrait être responsable de 14 à 19 p. 100 des réductions totales de GES nécessaires d'ici à 2050.

Comme l'ont souligné l'AIE et d'autres organismes, un travail important a déjà été réalisé en matière de soutien à la recherche, aux politiques et aux règlements sur le CSC, et beaucoup reste à faire dans tous ces domaines au cours des prochaines années. Toutefois, que la technologie de CSC soit démontrée dans le cadre d'opérations intégrées et d'envergure est absolument essentiel en ce moment. Maintenant, ces démonstrations constituent le jalon le plus important dans le développement de cette technologie en tant que mesure viable pour atténuer les changements climatiques.

Potentiel de stockage géologique du Canada

Le Canada, grâce à son potentiel de stockage géologique de CO₂ de classe mondiale, contribue à l'engagement du G8 depuis le début du concept de CSC. Le projet Weyburn-Midale en Saskatchewan – l'un des premiers efforts d'envergure dans le monde – a été lancé en 2000. Ce projet comprend le captage des émissions de CO₂ dans le Dakota du Nord, le transport du CO₂ au-delà de la frontière Canada–États-Unis et sa livraison pour des opérations de récupération assistée du pétrole. Cet emplacement sert également à la mise en œuvre du projet de contrôle et de stockage de CO₂ Weyburn-Midale de l'AIE. À titre de membre fondateur de cette initiative, le Canada et ses nombreux partenaires des secteurs privé et public, contribuent à l'un des plus grands projets internationaux de mesure, de contrôle et de vérification du CO₂ dans le monde.

En plus de leurs contributions au projet de contrôle et de stockage de CO₂ Weyburn-Midale de l'AIE, les gouvernements canadiens ont investi plus de 3 milliards de dollars canadiens dans des initiatives de CSC au cours des deux dernières années, ce qui pourrait entraîner la réalisation de cinq à sept projets de démonstration à grande échelle au Canada. Ce financement est fourni par l'entremise de plusieurs programmes fédéraux et provinciaux, comme le nouveau Fonds pour l'énergie propre du gouvernement du Canada, dont proviendront 1 milliard de dollars canadiens sur cinq ans pour des projets de recherche et de démonstration ayant trait à l'énergie propre, y compris le CSC.

L'Initiative écoÉNERGIE sur la technologie du Canada finance neuf projets de CSC qui démontreront comment le CSC peut réduire les émissions associées à la production d'engrais, au traitement du gaz naturel, à la production d'électricité par des centrales au charbon et finalement à l'exploitation des sables bitumineux. Le gouvernement du Canada a également investi 240 millions de dollars canadiens dans une démonstration de CSC à Boundary Dam, en Saskatchewan, soit l'une des premières démonstrations mondiales de CSC à plus grande échelle dans une centrale alimentée au charbon. Des renseignements supplémentaires au sujet des projets de démonstration de CSC au Canada figurent dans cette trousse d'information.

Les gouvernements provinciaux du Canada ont également fait d'importants investissements dans les démonstrations de CSC. En 2008, le gouvernement de l'Alberta a annoncé un programme de 2 milliards de dollars canadiens pour financer des démonstrations de CSC à grande échelle. Les gouvernements de la Saskatchewan et de la Colombie-Britannique ont également financé des projets à Boundary Dam et à Fort Nelson, respectivement.

Au cours des prochaines années, le leadership du G8 sera essentiel pour favoriser la mise en œuvre de grande ampleur de démonstrations de CSC dans le monde entier. L'engagement de 2010 des pays du G8 appuiera particulièrement l'émergence du savoir essentiel qui nous permettra de réduire les émissions de GES au niveau mondial, et de faciliter la transition vers une économie à basse teneur en carbone. Le Canada attend 2010 avec intérêt, pour démontrer ses contributions notables en vue d'atteindre cet objectif important.

Captage postcombustion – Amine et charbon propre

Description du projet

Ce projet, à l'échelle commerciale et pleinement intégré, comprend la reconstruction d'une centrale électrique existante alimentée au charbon, afin de produire 100 mégawatts (MW) d'énergie propre nets et de capter jusqu'à 1 mégatonne de CO₂ par année d'ici à 2015. Le CO₂ sera initialement injecté dans le projet de RAP dans les champs de pétrole de Weyburn-Midale et sera ultérieurement injecté aux fins de séquestration permanente. Le projet Boundary Dam est un partenariat entre le gouvernement du Canada, la province de la Saskatchewan, la SaskPower et l'industrie.

Résultats attendus

Le projet Boundary Dam sera l'une des premières démonstrations mondiales de captage et de stockage de CO₂ (CSC) à grande échelle dans une centrale électrique alimentée au charbon. Ce projet démontrera également les technologies avancées du captage postcombustion et de l'intégration complète d'un système pour le CSC.

Profil de la société

La SaskPower, une société d'État de la province, est le principal fournisseur d'électricité en Saskatchewan et dessert 460 000 consommateurs provinciaux. Cette société exploite également trois centrales électriques alimentées au charbon, sept centrales hydroélectriques, quatre centrales au gaz naturel et deux parcs éoliens, représentant une capacité totale de puissance de 3,172 MW. La capacité globale disponible est de 3,641 MW.

Site Web du projet

www.saskpower.com/cleancoal (en anglais seulement)

CSC dans une usine de traitement de gaz naturel acide

Chef de projet : Spectra Energy

Titre du projet : Projet exploratoire de CSC de Fort Nelson

Source de dioxyde de carbone (CO₂) : Formation de CO₂ à partir d'une usine de traitement de gaz naturel existante

Type de stockage de CO₂ : Séquestration dans un aquifère salin

Lieu : Usine de Spectra Energy de Fort Nelson, dans le nord-est de la Colombie-Britannique

Description du projet

Ce projet consiste à examiner la faisabilité géologique, technique et économique d'un projet de captage et de stockage de CO₂ (CSC) à l'échelle mondiale, en association avec l'usine Spectra Energy de Fort Nelson, en Colombie-Britannique, la plus grande usine de traitement de gaz naturel acide en Amérique du Nord. Dans la région de Fort Nelson, le gaz brut contient naturellement un niveau élevé de CO₂, lequel est retiré au cours du traitement et est actuellement rejeté dans l'atmosphère. Si l'on démontre la faisabilité du projet, ce CO₂ serait comprimé, déshydraté, refroidi en courant concentré et injecté dans des formations salines profondes, à une profondeur de plus de deux kilomètres, pour y être séquestré de façon permanente. Ce projet vise à démontrer la faisabilité technique d'injecter une grande quantité de CO₂ brut dans des formations salines profondes pour le stocker en permanence. Si le projet est une réussite, il préparera le terrain à l'un des plus grands projets de CSC de ce type dans le monde.

Résultats attendus

Si ce projet est mis de l'avant, il pourrait donner lieu à des réductions d'émissions de gaz à effet de serre (GES) de 2 mégatonnes par année et à des réductions d'émissions de dioxyde de soufre de plus de 2 000 tonnes pas année. L'usine de traitement de gaz de Fort Nelson est une importante source émettrice de CO₂ en Colombie-Britannique. Le projet pourrait ainsi mener à d'énormes réductions d'émissions de GES pour la province. La récente découverte du gaz de schiste de Horn River, au nord de l'usine, accroîtra l'activité des principaux producteurs dans la région, ce qui fera augmenter la demande en technologie de CSC. Si l'on démontre la faisabilité du projet, l'injection et le stockage du CO₂ associé à l'usine de traitement de gaz Spectra Energy, de Fort Nelson, pourraient débuter dès 2012.

Profil de l'entreprise

La Spectra Energy, une entreprise faisant partie de la liste Fortune 500, est l'une des premières entreprises d'infrastructure gazière en Amérique du Nord, exerçant des activités dans trois maillons importants de la chaîne de valeur du gaz naturel : la collecte et la transformation, la transmission et le stockage, et la distribution. Pendant près de un siècle, Spectra Energy et ses prédécesseurs ont créé des canalisations cruciales ainsi que l'infrastructure connexe, permettant de lier les sources de gaz naturel aux marchés les plus lucratifs.

Site Web du projet

www.spectraenergy.com/our_responsibility/climate/carbon_capture/ (en anglais seulement)

Séquestration de CO₂ dans des reservoirs minces et peu profonds de pétrole lourd

Description du projet

Ce projet portera sur des activités de recherche et de développement ciblées, afin d'acquérir de nouvelles connaissances et de découvrir de nouvelles méthodes en matière de RAP dans les réservoirs de pétrole lourd, en injectant du CO₂ qui pourrait demeurer stocké en permanence dans ces réservoirs. Il s'agit d'une nouvelle approche en ce qui a trait à l'extraction du pétrole lourd. Le CO₂ sera capté à l'usine d'éthanol et à celle de valorisation du pétrole lourd de Husky, puis transporté et injecté dans des réservoirs de pétrole lourd situés près de l'usine de valorisation. Ce projet devrait permettre d'améliorer la RAP et de déterminer si les réservoirs de pétrole lourd sont adéquats pour la séquestration de CO₂. Ultimement, ce projet permettrait le captage de 400 000 tonnes par année du CO₂ qui émane de l'usine d'éthanol et de celle de valorisation de Husky, en purifiant, déshydratant, compressant et transportant le CO₂ vers des réservoirs de pétrole lourd dans l'ensemble de la région de Lloydminster. La valeur ajoutée grâce à la RAP par injection de CO₂ peut être un élément clé de la séquestration durable, et la démonstration de l'intégration du captage et de la RAP à l'aide d'une dernière séquestration constituerait une étape importante.

Résultats attendus

Le projet permettra d'acquérir de nouvelles connaissances et de découvrir de nouvelles méthodes en matière de RAP dans les réservoirs de pétrole lourd qui n'ont pas été utilisés auparavant pour la séquestration de CO₂, en raison de leur manque de profondeur et de leur minceur, comparativement aux réservoirs de pétrole classiques. On s'attend à ce que ce projet permette de faire avancer la technologie de pointe dans ce domaine. Étant donné que la ressource en pétrole lourd est relativement importante en Saskatchewan et en Alberta, on espère qu'à l'avenir, de tels réservoirs pourront être utilisés pour séquestrer de façon permanente d'importantes quantités de CO₂, et qu'une partie des coûts de la séquestration sera compensée par la valeur du pétrole produit à l'aide de la RAP.

Profil de l'entreprise

Husky Energy Inc., dont le siège social est situé à Calgary, en Alberta, est l'une des plus importantes entreprises spécialisées en énergie au Canada. L'entreprise compte environ 5 000 employés. Husky possède un portefeuille de propriétés productrices de carburant et combustible fossiles dans l'Ouest canadien, dans l'Est du Canada et en Asie. La production de pétrole et de gaz oscille entre une à court terme et à faible profondeur dans l'est de l'Alberta et une à plus long terme et de puits profond dans l'ouest de l'Alberta, le nord-est de la Colombie-Britannique, le sud-ouest de la Saskatchewan et la côte Est du Canada. Husky possède également un important portefeuille d'actions dans les sables bitumineux de l'Alberta.

Site Web du promoteur

http://www.huskyenergy.com (en anglais seulement)

Projet pilote de caractérisation et d'injection de CO₂ dans un grand aquifère salin

Description du projet

Ce projet vise à démontrer la faisabilité du stockage sécuritaire de CO₂ dans le paléorécif Leduc à Redwater, situé au nord-est d'Edmonton, en Alberta. Ce site est à proximité de la région industrielle albertaine de Heartland, où l'on trouve d'importantes sources industrielles d'émissions de gaz à effet de serre (GES), soit des usines de produits chimiques et d'engrais, de même que plusieurs installations de traitement des sables bitumineux en activité, en construction ou en cours de planification. Le paléorécif Leduc à Redwater est en outre situé dans un emplacement stratégique, le long d'un chemin rectiligne entre Fort McMurray et Edmonton, qui pourrait éventuellement servir de trajectoire à une canalisation de CO₂ partant de Fort McMurray. Selon l'estimation réalisée durant les travaux préliminaires, la capacité totale de stockage de la partie saline de l'aquifère du paléorécif serait de 1 gigatonne de CO₂. Ce projet démontrera que le captage et le stockage de CO₂ à l'échelle commerciale (à raison de plusieurs mégatonnes [Mt] par année) peuvent contribuer à réduire considérablement les émissions de GES.

Résultats attendus

À moyen terme, les résultats attendus sont : l'augmentation proportionnelle du projet pilote suivie par une opération de démonstration commerciale (injecter au minimum 1 à 2 Mt de CO₂ par année); le développement local (région de Heartland) de l'infrastructure servant au captage, au transport et à l'injection de CO₂; et l'élaboration de procédures et de protocoles pour contrôler les opérations de stockage à grande échelle de CO₂ dans des aquifères salins profonds.

Profil de l'entreprise

ARC Resources Ltd. est une filiale en propriété exclusive d'ARC Energy Trust, dont le siège social est à Calgary, et est l'une des plus importantes sociétés classiques du secteur de l'énergie au Canada. La société œuvre dans l'exploration, l'acquisition, le développement et la production de propriétés gazières et pétrolières à faible déclin et durables dans l'Ouest du Canada.

Site Web du promoteur

www.arcresources.com (en anglais seulement)

Le captage postcombustion – Épuration aux amines et charbon propre

Description du projet

Le projet d'usine de démonstration du captage de CO₂ postcombustion Genesee d'EPCOR prévoit la construction d'une installation de démonstration qui permettra le captage du CO₂ provenant d'une nouvelle centrale au charbon à l'usine Genesee (150 mégawatts [MW] nets) en Alberta. Le CO₂ capté serait transporté en collaboration avec Enbridge et le Projet d'aquifère salin de l'Alberta et servirait à la RAP ou serait séquestré dans une formation saline située à une centaine de kilomètres de Genesee. Le Projet d'aquifère salin de l'Alberta aurait également la responsabilité de mesurer et de contrôler la quantité de CO₂ qui serait stockée dans l'aquifère salin. L'usine Genesee devrait être mise en service en 2015 et assurerait le captage quotidien de 3 000 tonnes de CO₂, soit près de 1 mégatonne par année.

Résultats attendus

Le résultat attendu de ce projet est la construction d'une usine de démonstration qui mettra en évidence le captage de CO₂ postcombustion. Les réductions des émissions seront mesurables et chiffrables par les opérations de l'usine, de même que les systèmes de mesure, de contrôle et de vérification mis en place sur les sites de stockage.

Profil de l'entreprise

Les filiales appartenant en propriété exclusive à EPCOR construisent, possèdent et exploitent des centrales, des réseaux de transmission et de distribution de l'électricité, des usines et infrastructures de traitement de l'eau et des eaux usées au Canada et aux États-Unis. Avec son siège social situé à Edmonton, EPCOR représente l'un des principaux fournisseurs d'énergie et de services et produits connexes au Canada. L'entreprise compte environ 3 000 employés et exploite des installations de production d'énergie ayant une capacité brute de plus de 3 400 MW. EPCOR est régie par un conseil d'administration indépendant, et son unique actionnaire est la Ville d'Edmonton.

Site Web du promoteur

www.epcor.ca (en anglais seulement)

Projet d'intégration de captage et stockage de CO₂

Description du projet

Ce projet vise le captage des émissions de CO₂ des sites industriels de la région industrielle de Heartland en Alberta. Le CO₂ capté sera transporté vers le centre de l'Alberta pour y être injecté dans des réservoirs de pétrole parvenus à maturité, à des fins de RAP. Il y demeurera séquestré en permanence. Le projet vise le captage du CO₂ en provenance de deux sources : une importante usine d'engrais et une installation de traitement des sables bitumineux (en attente de construction), dans le but de démontrer la faisabilité d'employer un réseau unique pour collecter le CO₂ provenant de nombreux émetteurs industriels. Cette technologie pourrait être appliquée à bon nombre de réservoirs géologiques semblables en Alberta, pouvant chacun assurer la séquestration de mégatonnes (Mt) de CO₂. D'ici à 5 ans, ce projet permettrait le captage et la séquestration d'une quantité annuelle de CO₂ pouvant atteindre 1,9 Mt, soit l'équivalent des émissions annuelles de 358 000 véhicules automobiles. À longue échéance, cette méthode permettrait le captage et le stockage de 15 Mt de CO₂ par année. Le projet permettrait également la récupération d'une quantité importante de pétrole qui ne peut actuellement être atteinte par les méthodes classiques.

Résultats attendus

Un résultat à moyen terme serait la construction et le développement de la première partie d'une infrastructure de captage et de transport de CO₂ en Alberta. À plus long terme, les résultats attendus comprendront : la récupération de réserves de pétrole supplémentaires qui ne peuvent être atteintes par les méthodes de récupération secondaire assistées actuelles; et la séquestration de 15 Mt de CO₂ dans les réservoirs Clive et Bashaw pendant et après les activités de RAP.

Profil de l'entreprise

Enhance Energy Inc. est une entreprise basée à Calgary qui se spécialise dans l'optimisation des champs de pétrole et de gaz existants par la mise en œuvre de la récupération secondaire et tertiaire assistée. L'expertise de l'entreprise réside dans l'injection de fluides miscibles de CO₂, l'injection d'eau et l'injection de polymère. L'équipe de leadership a des antécédents professionnels qui font état de la mise en œuvre réussie de projets de récupération assistée complexes et de grande envergure.

Site Web du promoteur

www.enhanceenergy.com (en anglais seulement)

Infrastructure de transport et de stockage de CO₂

Description du projet

Le PASA est une initiative de l'industrie dirigée par Enbridge pour déceler les aquifères salins profonds en Alberta, qui pourraient être utilisés dans un projet pilote de séquestration de CO₂. Le but du PASA est de : repérer des sites de stockage de CO₂ le long du trajet prévu pour la canalisation allant vers les installations de RAP; capter le CO₂ provenant des sites d'émission existants et futurs; et développer la capacité de fournir simultanément du CO₂ aux installations de RAP et de stocker l'excédent de CO₂ dans des aquifères salins. Enbridge travaillera en collaboration avec EPCOR pour assurer le transport et le stockage du CO₂ capté (1 mégatonne ou plus par année) dans ses installations de captage et de stockage de CO₂.

Résultats attendus

L'initiative est conçue en trois étapes. Au cours de la Phase I, terminée en avril 2009, les membres du PASA ont désigné des sites d'aquifères salins qui conviendraient à la séquestration de CO₂. Au cours de la Phase II, les membres du PASA obtiendront toutes les approbations réglementaires nécessaires et élaboreront un projet pilote qui injectera réellement du CO₂ dans les aquifères désignés. Ce projet pilote offrira l'occasion à Enbridge et aux autres membres du PASA de mettre à l'essai les technologies qu'ils utiliseront et de démontrer qu'elles sont sécuritaires et fiables. Selon les résultats de la Phase II, la Phase III consistera à transformer le projet pilote en une exploitation commerciale à grande échelle et à longue échéance.

Profil de l'entreprise

Enbridge Inc. est un chef de file dans le domaine du transport et de la distribution d'énergie en Amérique du Nord et ailleurs dans le monde. Enbridge exploite, au Canada et aux États-Unis, le plus long système de canalisations de pétrole brut et de liquides au monde. Ces systèmes de canalisations sont en activité depuis plus de 55 ans et totalisent maintenant environ 13 500 kilomètres de canalisations, transportant plus de 2 millions de barils de pétrole brut et de liquides par jour. Enbridge s'occupe également de projets énergétiques internationaux et de la commercialisation des liquides. En tant que distributeur d'énergie, Enbridge possède et exploite la plus importante entreprise de distribution de gaz naturel au Canada, Enbridge Gas Distribution, qui fournit du gaz à des clients industriels, commerciaux et résidentiels en Ontario, au Québec et dans l'État de New York. Enbridge distribue du gaz à 1,9 million de clients et crée actuellement un réseau de distribution de gaz au Nouveau-Brunswick. L'entreprise compte environ 6 000 employés, principalement au Canada, aux États-Unis et en Amérique du Sud.

Sites du projet (en anglais seulement)

www.enbridge.com/ASAP/
www.albertaasap.com/

Captage postcombustion – Ammoniaque refroidie et charbon propre

Description du projet

Pioneer est un projet d'envergure de captage et de stockage de CO₂ (CSC) envisagé pour l'une des centrales de l'entreprise située dans la région de Wabamun Lake. TransAlta propose de construire l'une des premières grandes installations de CSC au monde, qui aura plusieurs vocations : l'intégration de la technologie de captage de pointe postcombustion, par le procédé de l'ammoniaque refroidie dans une centrale électrique, permettant le captage annuel de 1 mégatonne (Mt) de CO₂; le transport du CO₂ à des fins de RAP vers un site de stockage géologique permanent; la démonstration de la sûreté et de la sécurité du stockage permanent à grande échelle dans les aquifères salins; et la réalisation d'énormes réductions en matière d'émissions de CO₂ d'ici à 2012.

Résultats attendus

TransAlta construira la première grande installation de CSC au monde, qui : intégrera une technologie de captage de pointe concurrentielle dans une centrale électrique permettant le captage de 1 Mt de CO₂ par année; transportera du CO₂ à des fins de RAP vers un site de stockage géologique permanent; démontrera la sûreté et la sécurité du stockage permanent à grande échelle dans les aquifères salins; et réalisera véritablement une réduction notable des émissions de CO₂ d'ici à 2012.

Profil de l'entreprise

TransAlta est une entreprise de production d'énergie électrique et de commercialisation en gros. Elle génère de l'électricité — alimentée au charbon, au gaz naturel, à l'eau, géothermique et au moyen d'éoliennes — et la vend à des clients grossistes dans différentes régions du Canada, des États-Unis et de l'Australie. TransAlta œuvre dans le domaine de l'électricité depuis près de 100 ans. La production de ses 50 centrales totalise plus de 8 000 mégawatts, soit suffisamment pour fournir de l'énergie à 7 millions de foyers.

Sites du projet (en anglais seulement)

www.transalta.com
www.projectpioneer.ca

Projet polygénérationnel intégré de CSC

Description du projet

Ce projet propose la réalisation de l'ingénierie préliminaire et d'autres travaux préalables à la décision de mettre en œuvre un projet de 5 milliards de dollars pour construire et mettre en service une installation polygénérationnelle à Belle Plaine, en Saskatchewan. Si ce projet voit le jour, d'importants volumes de coke de pétrole (un produit de peu de valeur issu de la valorisation du pétrole lourd) pourraient être gazéifiés et utilisés pour fabriquer certains produits, comme l'hydrogène, la vapeur et le soufre, et pour produire jusqu'à 500 mégawatts (MW) d'électricité, ce qui permettrait éventuellement d'éliminer des centrales au charbon vieillissantes de la Saskatchewan. Le CO₂ issu du processus serait également utilisé par deux grandes usines d'engrais situées près de l'emplacement projeté pour l'installation polygénérationnelle. Une réduction des émissions de CO₂ résulterait du captage et de la séquestration de 80 à 90 p. 100 du CO₂ produit par l'installation polygénérationnelle, et du fait de ne plus utiliser de gaz naturel pour produire de l'hydrogène et de la vapeur dans les usines d'engrais. Le CO₂ capté serait séquestré dans des sites de RAP et des aquifères salins du sud-est de la Saskatchewan.

Résultats attendus à long terme

Les résultats attendus à long terme de ce projet sont : la construction, la mise en service et le fonctionnement de la première installation polygénérationnelle intégrée de CSC en Amérique du Nord; le captage annuel de 1 mégatonne d'émissions de gaz à effet de serre (GES) séquestrée dans des sites de RAP et d'aquifères salins; la réduction d'émissions d'autres polluants atmosphériques (oxydes de soufre, oxydes d'azote, monoxyde de carbone, matière particulaire, mercure); et le remplacement de centrales au charbon vieillissantes, ce qui apportera une réduction nette des émissions de GES de la Saskatchewan, conformément à l'inventaire national.

Profil de l'entreprise

TransCanada, basé à Calgary, est un chef de file canadien dans la conception et l'exploitation de l'infrastructure énergétique nord-américaine. La société gère un réseau de canalisations de plus de 59 000 kilomètres qui permet de puiser dans les plus gros bassins d'alimentation en gaz d'Amérique du Nord. TransCanada est l'un des plus grands fournisseurs d'Amérique du Nord en matière de stockage de gaz et de services connexes, ayant une capacité de stockage d'environ 370 milliards de pieds cubes. TransCanada est un producteur d'électricité indépendant en pleine croissance qui possède, contrôle et génère environ 10 900 MW d'énergie.

Site Web du promoteur

www.transcanada.com (en anglais seulement)

Faisabilité du stockage de CO₂ dans un aquifère salin

Description du projet

Le projet quinquennal Aquistore, qui sera réalisé de juillet 2008 à juillet 2013, permettra d'étudier la faisabilité du stockage de dioxyde de carbone (CO₂) dans un aquifère salin. Ce projet de recherche, issu d'une collaboration entre les gouvernements et l'industrie, permettra de capter quotidiennement 500 tonnes de CO₂ émises par la raffinerie Consumers' Co-operative Refineries Limited, située à Regina, en Saskatchewan. Ce CO₂ sera transporté et injecté sous la surface de l'eau dans un réservoir aquifère salin d'une profondeur suffisante. Le stockage sera vérifié, contrôlé et mesuré pendant plusieurs années à l'aide de nouvelles technologies novatrices des plus variées. La procédure approfondie de vérification, de contrôle et de mesure permettra d'étudier et de déterminer la faisabilité du stockage à long terme comme stratégie à adopter pour atténuer les émissions de gaz à effet de serre. Un financement de 5 millions de dollars canadiens a été accordé pour le projet Aquistore.

Résultats attendus

Les connaissances acquises dans le cadre de ce projet de démonstration pourront être mises en application dans l'ensemble du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien et partout dans le monde.

Profil du promoteur et des partenaires

Le PTRC est un organisme de recherche et de développement sans but lucratif dont les bureaux et les laboratoires sont situés à Regina, en Saskatchewan. Le PTRC a été fondé en 1998 grâce au soutien de Ressources naturelles Canada, du ministère de l'Industrie et des Ressources de la Saskatchewan, du Conseil de recherche de la Saskatchewan et de l'Université de Regina, de même que de l'industrie gazière et pétrolière de l'Ouest canadien. Le PTRC gère actuellement le projet de stockage de CO₂ Weyburn-Midale, le programme conjoint d'extraction par la vapeur (JIVE), le programme de recherche sur la récupération assistée du pétrole, le projet Aquistore et d'autres programmes. Les autres partenaires dans le cadre de ce projet sont le ministère de l'Environnement de la Saskatchewan (Go Green Fund), la Consumers' Co-operative Refineries Limited, SaskEnergy, Schlumberger et Enbridge.

Site Web du promoteur

www.ptrc.ca (en anglais seulement)

Captage de CO₂ – Gazéification à la centrale alimentée au charbon proper

Description du projet

Grâce à ce projet, on pourra étudier l'ingénierie préliminaire d'une centrale utilisant la technologie de gazéification intégrée à cycle combiné qui permettrait d'améliorer la qualité de l'air et de capter les émissions de CO₂ en prévision d'un stockage permanent. Si les décisions subséquentes relatives aux investissements et à la construction respectent le plan établi, une centrale de 270 mégawatts (MW) nets utilisant la nouvelle technologie pourrait être opérationnelle en 2015. Dans le cadre de ce processus, EPCOR a sélectionné Siemens comme fournisseur de la technologie de gazéification. Pour la première fois, la technologie de gazéification de Siemens sera utilisée pour la réalisation d'un projet de gazéification intégrée à cycle combiné à l'échelle réelle. Au cours des prochaines années, les centrales de gazéification intégrée à cycle combiné pourraient contribuer grandement à l'établissement d'un approvisionnement énergétique plus fiable qui convienne davantage au climat et à l'environnement.

Résultats attendus

EPCOR construira une centrale de 270 MW. Environ 1,2 mégatonne de CO₂ sera captée chaque année et pourra être utilisée dans les applications de RAP ou distribuée en prévision d'un stockage géologique permanent.

Profil de l'entreprise

Les filiales appartenant en propriété exclusive à EPCOR construisent, possèdent et exploitent des centrales, des réseaux de transmission et de distribution d'électricité, ainsi que des usines et des infrastructures de traitement de l'eau et des eaux usées au Canada et aux États-Unis. EPCOR, dont le siège social est situé à Edmonton en Alberta, figure parmi les principaux fournisseurs d'énergie et de produits et services connexes au Canada. L'entreprise compte environ 3 000 employés et exploite des installations de production d'énergie ayant une capacité brute de plus de 3 400 MW. Elle est dirigée par un conseil d'administration indépendant, et son unique actionnaire est la Ville d'Edmonton.

Site Web du promoteur

www.epcor.ca (en anglais seulement)

Vérification, contrôle et mesure de stockage géologique de CO₂

Description du projet

Lancé en 2000, ce projet de recherche international consiste à étudier l'injection et le stockage géologique de CO₂ dans les champs de pétrole épuisés du sud-est de la Saskatchewan. Il est réalisé parallèlement à deux injections commerciales de CO₂ où d'importants volumes de gaz (2,8 millions de mégatonnes [Mt] par année) sont injectées afin d'accroître la production de pétrole. Le CO₂, un sous-produit de la Synfuels Plant de la Dakota Gasification Company, est transporté par une canalisation de 323 kilomètres au champ d'EnCana à Weyburn et au champ d'Apache à Midale.

La phase finale du projet de recherche de l'Agence internationale de l'énergie (AIE) [2007-2011] prend appui sur les réalisations de la première phase (2000-2004) pour mettre en place le cadre favorisant la mise en œuvre du stockage géologique de CO₂ à l'échelle mondiale. Plus particulièrement, le projet permettra de mettre au point les solutions technologiques essentielles à la conception, à la mise en œuvre, au contrôle et à la vérification de projets de stockage géologique de CO₂, et d'en faire la démonstration, ainsi que de favoriser et d'accélérer l'élaboration de bonnes politiques gouvernementales en ce qui a trait aux règlements, aux communications publiques et au contexte opérationnel.

Opérations de stockage

Champ Weyburn – EnCana
Le projet de RAP à l'aide de CO₂ à Weyburn a commencé en 2000, lorsque de nouvelles installations ont été mises en place pour l'injection de CO₂. En injectant du CO₂, EnCana produit actuellement environ 28 000 barils de pétrole par jour, soit une augmentation de 180 p. 100. La technologie relative à la RAP à l'aide de CO₂ a également augmenté la capacité d'injection. Celle-ci est passée à environ 6 500 tonnes de CO₂ par jour (125 MPCSJ), soit un stockage annuel de 2,4 Mt.

Depuis le début de l'injection de CO₂, plus de 13 Mt de CO₂ ont été stockées à Weyburn en toute sécurité. Pendant la durée de vie du champ, on prévoit qu'environ 30 Mt de CO₂ seront stockées au total dans le cadre du projet de RAP. Une fois le projet terminé, l'infrastructure pourrait être utilisée exclusivement pour le stockage de CO₂, ce qui représente une capacité d'environ 25 Mt en plus des 30 Mt qui seront stockées au moyen de la RAP.

Champ Midale – Apache Canada
Utilisant la même source d'approvisionnement en CO₂ qu'EnCana, Apache a commencé à injecter du CO₂ dans le champ voisin de Midale en 2005. La production de pétrole supplémentaire est de l'ordre de 6 500 barils par jour par suite de l'injection quotidienne de 1 300 tonnes de CO₂ (25 MPCSJ), soit près de 0,5 Mt par année. Plus de 1,8 Mt de CO₂ a été stockée à Midale jusqu'à présent, et on prévoit en stocker plus de 10 Mt au cours des 30 années que durera ce projet de RAP.

Résultats attendus

La principale réalisation attendue du projet de recherche de l'AIE est un manuel détaillé de pratiques exemplaires, dans lequel figureront des protocoles concrets pour la conception et la mise en œuvre de mesures de stockage géologique de CO₂, plus particulièrement dans le contexte de la RAP. Parallèlement, le projet favorisera l'élaboration de règlements clairs et viables pour le stockage géologique de CO₂, tout en prenant appui sur les cadres de réglementation courants des champs de pétrole. Le projet définira des processus efficaces de consultation et de sensibilisation du public, notamment l'établissement d'un site Web sur le captage et le stockage de CO₂ (CSC). Il permettra également de créer un contexte opérationnel d'encouragements fiscaux afin de favoriser l'établissement d'infrastructures et de mécanismes de CSC importants en vue de monétiser des crédits relatifs au stockage de CO₂.

Profil de l'entreprise

Le consortium se compose de six gouvernements et organismes gouverne-mentaux, notamment Ressources naturelles Canada, les gouvernements provinciaux de l'Alberta et de la Saskatchewan, le département de l'Énergie des États-Unis, le Japanese Research Institute of Innovative Technology for the Earth et le Programme de recherche et de développement sur les gaz à effet de serre (GES) de l'AIE. Le projet est également appuyé par 10 sociétés d'énergie canadiennes et internationales, notamment Apache Canada, l'Aramco Services Company, Chevron, la Dakota Gasification Company, l'EnCana Corporation, OMV, Nexen Inc., SaskPower, Schlumberger et Shell Canada Limitée. Les travaux techniques sont dirigés par le Petroleum Technology Research Centre à Regina, en Saskatchewan.

Sites Web du projet

(en anglais seulement)

IEA Research: www.ptrc.ca/weyburn_overview.php
Encana Weyburn: www.encana.com/operations/canada/weyburn
Apache Midale: www.apachecorp.com/Operations/Canada/Stewardship/EOR.aspx