Analyse Preliminaire de Risques

8/18/2019 Analyse Preliminaire de Risques

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RAPPORT D’ETUDE 07/01/2009

N° DRA-07-79351-11037A

METSTOR : Méthologie de sélection des sitesde stockage du CO2 dans les réservoirssouterrains en France

Contribution de l’INERIS pour les étapes 2, 3 et4 du module 5


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METSTOR : Méthologie de sélection des sites destockage du CO2 dans les réservoirs souterrains en

France

CONTRIBUTION DE L’INERIS AU MODULE 5

Client : ADEME

Liste des personnes ayant participé à l’étude : Pierre ROUX, Brigitte NEDELEC,Charlotte BOUISSOU, Candice LAGNY

Réf. : DRA-07-79351-11037APage 1 sur 58


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PREAMBULE

Le présent rapport a été établi sur la base des informations fournies à l’INERIS,

des données (scientifiques ou techniques) disponibles et objectives et de laréglementation en vigueur.

La responsabilité de l’INERIS ne pourra être engagée si les informations qui lui ontété communiquées sont incomplètes ou erronées.

Les avis, recommandations, préconisations ou équivalent qui seraient portés parl’INERIS dans le cadre des prestations qui lui sont confiées, peuvent aider à laprise de décision. Etant donné la mission qui incombe à l’INERIS de par sondécret de création, l’INERIS n’intervient pas dans la prise de décision proprementdite. La responsabilité de l’INERIS ne peut donc se substituer à celle du décideur.

Le destinataire utilisera les résultats inclus dans le présent rapport intégralementou sinon de manière objective. Son utilisation sous forme d’extraits ou de notes desynthèse sera faite sous la seule et entière responsabilité du destinataire. Il en estde même pour toute modification qui y serait apportée.

L’INERIS dégage toute responsabilité pour chaque utilisation du rapport en dehorsde la destination de la prestation.

Rédaction Vérification Approbation

NOM Pierre ROUX Frédéric MERLIER Sylvain CHAUMETTEQualité Ingénieur

Unité DIAG

Direction des Risques Accidentels

ResponsableUnité DIAG


Responsable du pôle AGIR


Visa

Réf. : DRA-07-79351-11037APage 2 sur 58


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TABLE DES MATIÈRES

1.

INTRODUCTION ............................................................ .............................................................. ....... 3

1.1 OBJET DU PROGRAMME ................................................... ........................................................... ....... 3

1.2 OBJECTIFS GÉNERAUX DES TRAVAUX........................................................... ..................................... 4

1.3 PLAN, DE RECHERCHE/PROGRAMME DES TRAVAUX.......................................................... ................. 5 1.4 PRESENTATION DÉTAILLÉE DU MODULE 5 ..................................................... .................................... 6

1.4.1

Identification des risques technologiques ........................................................................ ....... 7

1.4.2

Identification des risques de fuite du stockage géologique ..................................................... 8

1.4.3

Cartographie des principaux critères de vulnérabilité (CIRED)............................................ 8

1.5 CONTRIBUTION DE L’INERIS POUR LE MODULE 5................................................... .......................... 9

2. ÉTAT DE L’ART ACTUALISÉ DE LA RÉGLEMENTATION S’APPLIQUANT AUPROCESSUS DE SÉQUESTRATION DU CO2...................................................... ................................... 11

2.1 LES CANALISATIONS DE TRANSPORT ................................................... ............................................ 11

2.2 LES INSTALLATIONS FIXES CONNEXES AU TRANSPORT ET AU STOCKAGE........................................ 13 2.3

LE STOCKAGE GÉOLOGIQUE ...................................................... ...................................................... 14

2.4 SEUIL D’EXPOSITION....................................................... ........................................................... ..... 15 2.4.1

Seuil d’exposition professionnel............................................................................................ 15

2.4.2 Seuil d’exposition des populations........................................................................................ 15

2.5

R ÉCAPITULATION DES DISPOSITIFS RÉGLEMENTAIRES ..................................................... ............... 18

3. SYNTHÈSE D’ACCIDENTS INTERVENUS SUR DES INSTALLATIONS COMPARABLES 19

3.1 LES CANALISATIONS ....................................................... ........................................................... ..... 19 3.1.1

Revue d’accidentologie des canalisations........................................................... .................. 19

3.1.2

Les matières ......................................................................................................... ................. 19

3.1.3

Les types et circonstances des accidents .......................................................... ..................... 20

3.1.4

Les causes .............................................................................................. ............................... 21

3.1.5

Les conséquences ....................................................... ........................................................... 21

3.1.6

Synthèse du retour d’expérience « canalisation »................................................................. 22 3.2

LES INSTALLATIONS FIXES CONNEXES AU TRANSPORT ET AU STOCKAGE........................................ 23 3.3 LES STOCKAGES GÉOLOGIQUES .......................................................... ............................................ 24 3.4 LES ACCIDENTS CONCERNANT DIRECTEMENT LE CO2...................................................... ............... 24 3.5 CONCLUSION GÉNÉRALE SUR LE RETOUR D’EXPÉRIENCE CO2 ................................................ ........ 25

4. ANALYSE DE RISQUES « GÉNÉRIQUES » SUR LES INSTALLATIONS DE TRANSPORTET DE STOCKAGE DU CO2....................................................... ........................................................... ..... 27

4.1 COLLECTE DES DONNÉES D’ENTRÉES NÉCESSAIRES ......................................................... ............... 30 4.1.1

Description des procédés et des installations ....................................................................... 30

4.1.2 Recensement des matières et produits................................................................... ................ 38

4.2

TRADUCTION DES DONNÉES D’ENTRÉES ET PRÉALABLES À L’ANALYSE DES RISQUES ..................... 43 4.2.1

Analyse du retour d’expérience...................................................................................... ....... 43

4.2.2

Les potentiels de dangers....................................................... ............................................... 45

4.2.3

Caractérisation et localisation des agresseurs externes potentiels....................................... 49

4.3 ANALYSE PRÉLIMINAIRE DES RISQUES ......................................................... ................................... 50

5. MESURES DE SÉCURITÉ « GÉNÉRIQUES »........................................ ....................................... 54

5.1 R ETOUR D’EXPÉRIENCE EOR............................................................... ........................................... 54 5.1.1

Un exemple de canalisation terrestre.................................................................................... 54

5.1.2 Les moyens de surveillance des canalisations.............................................................. ......... 54

5.2

CHOIX DU TRACÉ DE LA CANALISATION....................................................... ................................... 54 5.3

TECHNIQUES DE MONITORING................................................... ...................................................... 55

6. CONCLUSION ................................................... ........................................................... ...................... 56

7. LISTE DES ANNEXES........ ........................................................... .................................................... 57

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1. INTRODUCTION

1.1 OBJET DU PROGRAMME

Le projet METSTOR a pour objet de concevoir une méthodologie permettant, surla base d’un jeu de données aussi exhaustif et représentatif que possible descaractéristiques du sous-sol français et de critères socio-économiques(inventaire), de proposer des solutions techniques intégrées pour le stockage duCO2 dans des formations géologiques sur le territoire français (on et off-shore).

L’approche de la problématique du stockage de CO2, proposée dans le cadre dece projet, se veut globale afin de ne pas hypothéquer d’éventuelles solutions pourl’avenir.

C’est pourquoi l’inventaire des formations géologiques doit prendre en compte nonseulement les solutions classiques telles que le stockage en réservoir ou laséquestration dans les couches de charbon, mais également de nouvelles voiestelle la séquestration minéralogique dans les roches basiques ou ultra-basiques(basaltes, serpentines). Chacun des types de formations géologiques envisagéespossède ses propres caractéristiques bénéfiques ou défavorables vis-à-vis dustockage du CO2.

Enfin, cet inventaire doit être complété par un inventaire des sources d’émissionsde CO2 en s’attachant, autant que faire ce peut, à caractériser les compositions(quantitatives et/ou qualitatives) des gaz émis.

L’ensemble des données, critères et solutions techniques issues de l’étude doitêtre intégrées dans un système d’aide à la décision accessible en ligne (viaInternet) et exploitable par les industriels aux fins d’analyser les solutionsdisponibles tant en ce qui concerne les capacités de stockage à proximité de leursinstallations que les solutions techniques à mettre en œuvre et les contraintestechniques et environnementales liées soit au site, soit aux solutions techniques

envisagées.

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1.2 OBJECTIFS GÉNERAUX DES TRAVAUX

Ces quelques considérations précédentes démontrent qu’il ne saurait y avoir desolution unique au problème du stockage souterrain du CO2, et qu’il convient a

priori d’identifier les différents critères à prendre en compte pour la recherche desolutions efficaces afin de répondre aux futurs besoins en termes de réduction desémissions des gaz à effet de serre.

Ainsi, en mettant au regard de chacune des sources de CO2 identifiée sur leterritoire métropolitain, les différents réservoirs potentiellement favorables austockage, on doit pouvoir renseigner, pour chacune des solutions proposées, lesparamètres suivants :

capacités de stockage offertes par le milieu naturel,

proximité des sources d’émission du CO2,

faisabilité technique de l’injection en fonction du milieu choisi, risques liés à l’ensemble du processus de la préparation et du stockage de

gaz,

risques d’éventuelles fuites vers les nappes phréatiques et vers la biosphère,

paramètres d’acceptabilité socio-économiques.

Afin de permettre cette analyse multi-critère, des études fondamentales doiventêtre menées afin d’identifier les critères déterminants à prendre en compte. Cela

concerne pour l’essentiel : la quantification des potentialités de stockage ou de séquestration en fonction

des formations géologiques candidates,

la réactivité de la formation géologique vis à vis d’autres gaz polluants (SO2,NOx, …) et par conséquence la pureté minimum acceptable du CO2 injecté,

les solutions techniques d’injection et leurs contraintes (gaz supercritique,gaz dissous), pour chaque type de formation géologique concernée,

l’identification des risques techniques liés au stockage souterrain (risquestechnologiques pendant la récupération, la préparation et l’injection de gaz,

fuites, temps de retour vers la biosphère, …), en borner les conséquences, lesprobabilités, et explorer les irréversibilités,

l’identification des critères d’acceptabilité vis à vis des populations.

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1.3 PLAN, DE RECHERCHE/PROGRAMME DES TRAVAUX

Compte tenu de son aspect pluri-disciplinaire, ce projet a pu être aisémentdécoupé en modules pouvant être traités de façon indépendante (études

thématiques). Cependant, il a été nécessaire de tester les différents critèresrésultant des études thématiques sur un jeu de données aussi exhaustif quepossible afin de vérifier la réalité du résultat de l’analyse multi-critère proposéemais également d’identifier les lacunes de connaissance (les verrous) nécessairesde combler pour chacune des solutions proposées.

Il s’agit donc de réaliser un véritable démonstrateur (une application SIGaccessible sur Internet) exploitant une base de données évolutive et pouvant êtrepar la suite complétée par les utilisateurs eux-même.

Les différents modules et leurs objectifs correspondants sont les suivants :

Module 1 « Recueil des données géologiques » (coordination BRGM)

Objectif : Recueillir, sur la base de projets déjà réalisés (publics ou privésmoyennant l’obtention d’une autorisation d’accès des propriétaires des études)et pour l’ensemble des formations géologiques concernées (réservoirsaquifères, gisements - cf. nota bene ci-dessus - et couches de charbon, rochesvolcaniques basiques et ultrabasiques), l’ensemble des données disponiblesrelatives à la géologie, au sein d’une base de données géoréférencée.Identifier les paramètres clés indispensables à l’estimation réaliste descapacités de stockage du CO2.

Module 2 « Inventaire des émetteurs de CO2 en France » (coord. BRGM)

Objectif : Obtenir une cartographie des principaux émetteurs industriels de CO2en France.

Module 3 « Réactivi té de la formation géologique » (coord. IFP)

Objectif : Etablir une synthèse des différentes modélisations réalisées dans lecadre de projets de recherche ou commerciaux permettant d’estimer, pourchaque type de réservoir ou de formation géologique hôte, la réactivité de laformation géologique vis à vis de mélanges de gaz polluants identifiés dans lemodule 2. Régionaliser les résultats de ces études pour chacun des réservoirsidentifiés sur le territoire national. Identifier les contraintes physiques imposées

pour chaque option de stockage ou de séquestration et les caractéristiqueschimiques minimales acceptables du fluide à injecter.

Module 4 « Technique d’injection » (coord. GdF)

Objectif : Présenter une synthèse des solutions techniques actuellementdisponibles concernant les installations de surface et les équipements deforage permettant l’injection de CO2 dans les formations géologiques.

Module 5 « Evaluation des risques techniques » (coord. INERIS)

Objectif : Identifier et évaluer les risques puis sélectionner parmi ceux-ci, ceuxqui présenteront les risques les plus importants vis à vis de l’environnement

physique et humain du stockage afin d’en établir une cartographie.

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Module 6 « Critères d’acceptabilité vis à vis des populations » (coord.CIRED)

Objectif : Evaluer la perception et la communication du risque lié au stockagegéologique du CO2

Module 7 « Démonstrateur » (BRGM)Objectif : Concevoir un outil d’aide à la décision permettant d’informerl’utilisateur sur l’ensemble des données disponibles mais également sur leslacunes de données, et lui permettre de combiner les informations fourniesavec ses propres informations.

Le présent document est rattaché au module 5 qui s’intitule : Evaluation desrisques techniques.

1.4 PRESENTATION DÉTAILLÉE DU MODULE 5

Le CO2 n’est pratiquement pas toxique aux faibles concentrations, mais il devientdangereux, même en présence d’oxygène, si sa teneur augmente. Son actiontoxique porte sur le système sanguin et surtout le système respiratoire. Substituéà l’oxygène de l’air ou diluant celui-ci, il peut également être à l’origine d’un risqued’asphyxie pour les personnes exposées. A titre d’exemple, la réglementationminière en France limite à 1% la concentration de ce gaz dans l’air pendant letravail.

De même, l’ensemble du processus de stockage en milieu géologique souterrain

(la capture, la préparation, le transport, l’injection,…) nécessite l’emploi deméthodes et d’installations technologies spécifiques mettant notamment en œuvredes hautes pressions et des basses températures.

Par ailleurs, même si un des critères principaux pour le choix des sites potentielsde stockage sera une faible perméabilité des terrains de recouvrement, unecertaine migration de gaz vers la surface peut avoir lieu.

Dans le cadre du stockage géologique de dioxyde de carbone, il est doncimportant d’identifier et d’évaluer les risques puis de sélectionner parmi ceux-ci,ceux qui présenteront les risques les plus importants vis à vis de l’environnementphysique et humain du stockage afin d’en établir une cartographie.

Les principales étapes de l’étude concerne donc l’identification :

des risques technologiques sur les sites de la récupération, du traitement et del’injection du dioxyde de carbone,

des risques liés aux fuites de gaz du gîte géologique du stockage vers lasurface du sol, par les terrains de recouvrement et les aquifères,

d’une tentative de cartographie des principaux critères de vulnérabilité del’environnement physique et humain vis à vis du stockage,

Ces différentes étapes de l’étude sont décrites ci-après comme le prévoyait ladéfinition initiale du projet.

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1.4.1 Identification des risques technologiques

L’étude de l’identification des risques technologiques comporte quatre étapes:

Etape 1 : Définition d’un processus « type » de séquestration géologique du CO2

Le but de cette phase est de recueillir l’ensemble des données nécessaires

relatives aux installations technologiques, concernant leur typologie et leurconception.

L’objectif sera d’identifier les principales fonctions des unités et les équipementsassociés. Les caractéristiques de ces derniers seront précisées de telle façonqu’elles puissent servir de base à l’analyse des risques et à l’examen desscénarios envisagés.

Une description fonctionnelle des installations type sera réalisée en indiquant lesparamètres opératoires et procédures prévus pour les différentes phases del’exploitation, de maintenance, de démarrage et d’arrêt.

A l’issue de cette étape, la typologie d’installations « type » sera définie.

Etape 2 : Réalisation d’un état de l’art actualisé de la réglementation et de lasécurité s’appliquant à l’ensemble du processus de séquestration géologique duCO2.

Cette étape vise à réaliser un état de l’art du domaine du processus deséquestration géologique du CO2 en matière de sécurité.

A l’issue de cette étape, un rapport de synthèse rendra compte de cet état de l’arten mettant en avant les contextes réglementaires en Europe et Amérique du Nord

dans lesquels s’inscrivent les différentes installations étudiées en détail sousl’approche sécurité.

Etape 3 : Réalisation d’une analyse de risques « générique » sur les installationsdu processus de séquestration géologique du CO2.

L’objectif sera d’identifier, d’une part, les dangers des installations étudiées, liésaux produits utilisés et aux équipements associés ainsi qu’aux installationsinternes susceptibles d’interactions et, d’autre part, les dangers d’origine externeliés aux activités extérieures (éléments naturels...).

L’INERIS fera une synthèse d’accidents survenus sur des installationscomparables. L’étude de ces accidents et l’analyse des enseignements tiréspermettront de compléter l’analyse de risques.

Etape 4 : Définition des mesures de sécurité « génériques »

L’objectif de cette partie sera d’identifier les consignes de sécurité, l’installation dedispositifs de contrôle, de régulation et de protection à mettre en œuvre sur uneinstallation type afin de maîtriser les risques.

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1.4.2 Identification des risques de fuite du stockage géologique

Ces risques concernent la possibilité de fuites du CO2 depuis le réservoir jusqu’à

la surface du sol par les terrains de recouvrement et les aquifères.Le manque de retour d’expérience sur de longues durées relatif aux stockagessouterrains ne permet pas d’évaluer le comportement et la durabilité d’unstockage sur plusieurs siècles.

Cependant, dans le cas du stockage géologique du CO2, la question n’est pasd’assurer une totale étanchéité du stockage mais de garantir que le temps deretour du gaz stocké vers la biosphère sera suffisamment long et à des fluxsuffisamment faibles pour être acceptables par la population.

De plus, l’impact de la diffusion verticale des gaz stockés sur les éventuelsaquifères sus-jacents devra être estimé afin de ne pas entraîner de pollutions

secondaires. A ce titre, le projet pourra bénéficier des résultats en cours d’acquisition dans lecadre du projet européen CO2REMOVE et par le Laboratoire des FluidesComplexes (Univ. Pau) dans le cadre d’une thèse cofinancée par l’ADEME etTOTAL « Evaluation des paramètres thermophysiques déterminant la sûreté dustockage » qui identifie les paramètres contrôlant les fuites de CO2 par les rochesde couverture et par les aquifères sous-jacents.

Enfin, les techniques permettant d’optimiser la sûreté du stockage, et notammentl’étanchéité sur le long terme d’une roche de couverture donnée mise en contactavec du CO2, devront être identifiées (LFC).

1.4.3 Cartographie des princ ipaux cri tères de vulnérabilité (CIRED)

Le but est de définir une méthodologie permettant, sur la base d’une enquêted’experts, d’identifier les critères pertinents permettant de construire une analyserégionalisable des risques.

Trois aspects sont à considérer :

Contraintes réglementaires (cf. item 1 ci-dessus).

Risques technologiques : critères de dangerosité (cf. item 1 et 2 ci-dessus). Risques environnementaux : critères de vulnérabilité vis à vis des écosystèmes

naturels et artificiels, pour divers types de fuite.

Concernant ce dernier point, parmi les critères écologiques de vulnérabilité, deuxcritères devront être identifiés. Ils concerneront respectivement les milieuxnaturels et les populations locales. Les formules seront basées sur les types dedonnées disponibles dans les SIG employés.

Concernant les risques technologiques, l’analyse sera structurée pour chacune

des étapes de la filière : capture / transport / injection, en mettant l’accent, pour ceprojet, sur la troisième étape : les problèmes d’injection, de diffusion et le devenir

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à long terme dans le réservoir. Les informations seront issues pour l’essentiel, destravaux présentés dans les items 1 et 2 ci-dessus et complétés par une enquêteauprès d’organismes ou entités concernées par la thématique. Cette analysepermettra de décrire les divers modes de défaillance et borner leurs probabilitésfutures et leurs effets prévisibles. Elle se basera à la fois sur les modèles

académiques et sur les observations dans le passé récent.La méthodologie permettra d’examiner l’importance de l’ensemble des critèresd’impacts notés dans la littérature sur la gestion industrielle du CO2, incluant parexemple les fuites, les effets sur les écosystèmes souterrains, les risques pour lestravailleurs ou encore les effets des infrastructures sur le paysage. Elle conduira àsélectionner un petit nombre de critères principaux sous la forme de risques type.Les plus importants concerneront le risque de fuite, et on distinguera à cet égardle risque de fuites faibles mais à long terme du risque de fuites fortes etsoudaines.

Des méthodes (ou des tables) pour quantifier ces risques en fonction des

caractéristiques des sites et des techniques mises en œuvre seront élaborées.Les niveaux de dangerosité pourront être exprimés en termes d’intervalles deprobabilité et de conséquence pour les différents types de risque.

Ces résultats permettront une analyse cartographique préliminaire des risques. Ils’agit d’une première approche, puisque pour utiliser des critères plus précis, ilserait nécessaire de construire des hypothèses de mise en œuvre plus explicites.Le but de la méthodologie est de contribuer au screening d’un site pilote, et nond’analyser dans le détail un cas particulier.

1.5 CONTRIBUTION DE L’INERIS POUR LE MODULE 5

La contribution de l’INERIS pour le module 5 du projet concerne :

la réalisation d’un état de l’art actualisé de la réglementation s’appliquant auprocessus géologique de séquestration du CO2 dans le cadre de l’étape 2,

la réalisation d’une synthèse d’accidents intervenus sur des installationscomparables dans le cadre de l’étape 3,

la réalisation d’une analyse de risques « génériques » sur les installations duprocessus géologique de séquestration du CO2 dans le cadre de l’étape 3,

la définition des mesures de sécurité « génériques » dans le cadre del’étape 4.

Les caractéristiques des équipements associés aux principales fonctions desunités technologiques dégagées de l’étape 1 à cet effet, sont destinées à êtreutilisées comme éléments de base à l’analyse des risques et à l’examen desscénarios envisagés.

Pour cette contribution, les différentes étapes de l’étude telles que définies audébut du projet (c.f 1.4.1) ont été adaptées aux évolutions des limites du projet.

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Réf. : DRA-07-79351-11037APage 10 sur 58

Les éléments principaux de ces nouvelles limites redéfinies en accord avec ledonneur d’ordres sont listés ci-dessous :

le domaine global d’intervention a été recentré aux installations situées aprèsla captation jusqu’au stockage géologique et ont été exclus les transports par

bateau et par camion, l’étude des canalisations a été limitée aux seules canalisations terrestres. Les

canalisations maritimes ne sont donc pas considérées,

la longueur de la canalisation de transport depuis le lieu de captage jusqu’aulieu de stockage a été considérée de 100 km. Ainsi, pour couvrir l’ensembledes typologies de stockage, la présence à la surface des sites de stockage, juste avant la tête de puits, soit d’une vanne de détente soit d’une pompe derecompression a été considérée.

tous stockages intermédiaires de CO2 sur le site d’injection ont été exclus duchamp de l’étude,

à souligner enfin, que principalement du CO2 à l’état pur a été considéré maisque la présence d’impuretés a été étudiée au plan des risquessupplémentaires spécifiques qu'elles pourraient engendrées.

Les maillons de la chaîne de transport et de stockage du CO2 concernées par lechamp de l’étude sont donc désormais les suivantes :

les canalisations de transport terrestre depuis le lieu captation (piégeage)vers le lieu de stockage souterrain, sans station de recompression ou de

détente les installations fixes de régulation de pression (vanne de détente ou pompe

de recompression) avant la tête de puits,

les installations d’injection en surface et en sous-sol (tête de puits, puits),

le stockage du CO2 dans le sous-sol profond dans les formationsgéologiques : les aquifères salins, les gisements de pétrole et de gaz épuisés,les veines de charbon non exploitées et les roches basiques.


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2. ÉTAT DE L’ART ACTUALISÉ DE LA RÉGLEMENTATION S’APPLIQUANT AU PROCESSUS DE SÉQUESTRATION DU CO2

Compte tenu des limites fixées pour le projet, la recherche des réglementationss’appliquant à la séquestration du CO2 a porté sur :

les canalisations de transport terrestre,

les installations fixes connexes au transport par canalisation (pompe derecompression ou vanne de détente) et au stockage,

le stockage géologique.

2.1 LES CANALISATIONS DE TRANSPORT

Avant 2006, le CO2 était couvert par la troisième catégorie (produits chimiques) declassement des fluides (autres que l’eau) prévue par la réglementation françaisesusceptibles d’être transportés par canalisation.

Ce classement comportait trois catégories ; les deux autres catégories étant pourla première catégorie : les hydrocarbures et pour la deuxième catégorie : les gazcombustibles.

Les textes applicables pour le CO2 (hors textes généraux régissant les activités àcaractère industriel) à considérer étaient alors:

L’arrêté du 6 décembre 1982,

Le décret 65-881 du 18 octobre 1965 (version consolidée : 28 décembre2003).

En 2006 la réglementation française en matière de transport de gaz parcanalisation été modifiée par l’arrêté du 4 août 2006 portant règlement de lasécurité des canalisations de transport de gaz combustibles, d’hydrocarburesliquides ou liquéfiés et de produits chimiques (publication au JO le15 septembre 2006).

Cet arrêté dont l’objectif est de préserver la sécurité des personnes et des biens et

d’assurer la protection de l’environnement, définit les nouvelles prescriptionsminimales pour la conception, la construction, l’exploitation, et l’arrêt (temporaireou définitif) de canalisations de transport de fluides.

L’arrêté du 4 août 2006 distingue désormais 5 classes de fluides, selon descritères de danger suivants. Les classes (en particulier ici la classe E) sontdéfinies selon leur degré de dangerosité par référence à l’article réglementaireR231-51 du Code du Travail .

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Classe* Description

A Liquides non inflammables à base d’eau

B Fluides inflammables ou toxiques en phase liquide à latempérature ambiante et à pression atmosphérique

C Fluides non inflammables et non toxiques en phasegazeuse à la température ambiante et dans les

conditions de pression atmosphérique

D Gaz combustibles

E Fluides autres que ceux de la classe D, inflammables outoxiques en phase gazeuse à la température ambiante et

à pression atmosphérique, qu’ils soient transportés enphase gazeuse ou liquéfiée

Compte tenu de la nature et des caractéristiques du CO2 il apparaît que :

le CO2 pur correspond à la classe C,

le CO2 non-pur, selon la nature et la concentration des composés annexes, estsusceptible d’être classé dans la classe E.

Remarque : Concernant les composés annexes pour un éventuel classementdans la classe E au lieu de la classe C, les éléments suivants peuvent être

avancés :

la présence d’azote (N2), d’argon (Ar) ou d’oxygène (O2) ne doit pas a priorientraîner un changement de classe, si la concentration en oxygène restefaible,

le transport de co-constituants comme l’H2S, le SO2 ou les NOX est a priori àregarder au cas par cas en fonction des concentrations.

Parmi les dispositions nouvelles importantes, l’arrêté du 4 août 2006 stipulequ’une étude de sécurité doit être réalisée sous la responsabilité du transporteur.Celle-ci doit en particulier contenir :

une description du projet de canalisation et de son environnement

une analyse des risques pour l’ouvrage et une application au tracé retenuidentifiant des sources de dangers et des mesures compensatoires associées ;définissant des scénarios de référence et quantifiant des effets redoutés,

des études des points particuliers avec réévaluation éventuelle des effetsredoutés et définition de mesures compensatoires supplémentaireséventuelles.

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Une description plus détaillée du contenu de l’étude de sécurité est fournie enannexe A. Cette réglementation récente est en train de se mettre en placenotamment au plan de la méthodologie de déroulement de l’étude de sécurité etles conditions de son application ne sont pas totalement arrêtées.

Il est important de souligner que si on fait une analogie avec les études dedangers de la réglementation des Installations classées relative aux installationsfixes, on constate que les démarches adoptées sont très similaires plusparticulièrement pour la partie correspondante à l’identification des sources dedanger et aux mesures compensatoires associées qui reprend les éléments del’analyse préliminaire des risques (APR).

2.2 LES INSTALLATIONS FIXES CONNEXES AU TRANSPORT ET AU STOCKAGE

Ces installations fixes concernent les pompes de recompression ou les vannes de

détente selon le cas ; les équipements d’injection et les installations éventuellesde traitement du CH4 récupéré.

Concernant les installations fixes, les dispositions réglementaires à retenir sontcelles applicables aux installations classées, et notamment le processus d’analysede risques utilisé dans le cadre des études de dangers présentée auparagraphe 4.

Un aspect aussi important est de voir si l’installation fixe concernée relève d’unerubrique de la nomenclature des installations classées afin de prendre en compteles éventuelles prescriptions réglementaires spécifiques correspondantes.

Dans la nomenclature des Installations Classées figure la rubrique 2920 modifiéepar le décret n° 2006-678 du 8 juin 2006 relative aux installations de compressiondont la désignation est :

2920-Réfrigération ou compression (installations de) fonctionnant à despressions effectives supérieures à 105 Pa :

1°/ comprimant ou utilisant des fluides inflammables ou toxiques, la puissanceabsorbée étant :

- a) Supérieure à 300 kW : (A - 1)

- b) Supérieure à 20 kW, mais inférieure ou égale à 300 kW : (D C)2°/ dans tous les autres cas :

- a) Supérieure à 500 kW : (A - 1)

- b) Supérieure à 50 kW, mais inférieure ou égale à 500 kW : (D)

La rubrique fait l’objet d’un « Arrêté type n ° 361 » pour les installations relevant durégime de « Déclaration ». Cet arrêté est présenté en annexe B.

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2.3 LE STOCKAGE GÉOLOGIQUE

Actuellement il n’existe pas de réglementation au plan français pour l’exploitationd’un site de stockage de CO2.

Une mission relative aux dispositions juridiques applicables à de premiers projetsd’injection et de stockage de gaz carbonique a été diligenté au Conseil Généraldes Mines en mai 2005 par le ministre délégué à l’Industrie.

A l’issue de cette mission un rapport tenant compte de l’état de droit internationalet notamment européen en vigueur a été établi. Les principales orientations de cerapport sont les suivantes :

Au stade des premières expérimentations le rapport suggère de se référer aucode minier moyennant l’adoption des textes d’application du code minier pour

les stockages souterrains, nécessités par la codification de 2003, Pour la réalisation des stockages souterrains eux-mêmes, et tout

particulièrement ceux de très long terme, le rapport suggère que desmodifications législatives soient apportées soit au code de l’environnement soitau code minier en indiquant une préférence pour le code minier qui ce quipermettrait de traiter les conflits éventuels entre le stockage et la propriété dusous-sol et une sorte de continuité technique (expériences depuis 50 ans destockage d’autres fluides), industrielle (opérateurs traditionnels déjà reconnus)et juridique (situation déjà prévue par le code minier).

Le rapport signale par ailleurs que des travaux ont été engagés dans diversenceintes et notamment par la commission européenne qui pourraient se traduirepar des évolutions des dispositions applicables.

A noter qu’au plan français, dans le domaine du stockage de fluide il existe uneréglementation particulière du code de l’environnement (décret n° 2002 – 1482 du20 décembre 2002 modifiant le décret n° 62-1296 du 6 novembre 1962 relatif austockage souterrain de gaz combustible et le décret n° 65-72 du 13 janvier 1965relatif au stockage souterrain d’hydrocarbures liquides ou liquéfiés) qui demandede la part de l’industriel exploitant la réalisation d’une étude de dangers et d’unPlan d’Opération Interne (POI) et la fourniture aux autorités publiques leséléments indispensables à l’élaboration du Plan Particulier d’Intervention (PPI).

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2.4 SEUIL D’EXPOSITION

2.4.1 Seuil d’exposition professionnel

Quant au seuil d’exposition en France il n’y a pas pour l’instant de valeur limited’exposition professionnelle pour les industries de surface, indicative ouréglementaire, pour le CO2.

Toutefois la circulaire du code du travail du 9 mai 1985 précise que lerenouvellement de l’air de locaux à pollution non spécifique, la concentrationmaximale admissible de CO2 est d’environ 0,1 %.

A noter que le RGIE pour les industries extractives dans son arrêté du 8 juin 1990fourni des concentrations pour la VME de 1 % et pour la VLE de 2 %.

Au plan européen, la directive 91/322/CE précise quant à elle que pour expositionrégulière sur huit heures de travail, la moyenne pondérée de concentration ne doitpas dépasser 0,5 %.

2.4.2 Seuil d’exposition des populations

Dans les Fiches de données de Sécurité (FDS) des fabricants relatives au CO2, lerisque d’asphyxie est clairement identifié dans les dangers.

Des informations générales sont fournies sur le risque toxicologique stipulantqu’en haute concentration le CO2 cause une insuffisance respiratoire rapide. Lessymptômes sont le mal de tête, les nausées et les vomissements, qui peuvent

conduire à la perte ce connaissance.

Actuellement il n’existe pas de seuil d’effets définis pour le CO2 car il ne fait pasparti des gaz dangereux.

Il est difficile de préconiser pour le CO2 un seuil dans le cadre d'une évaluation dela toxicité aiguë sur la population lors d'un évènement accidentel. En effet:

les seuils disponibles sont établis pour des situations au travail ;

les études sources ne peuvent être évaluées du fait de références nondisponibles ou incomplètes. Les informations proviennent donc des différentsrésumés des monographies relatives au dioxyde de carbone ;

pour l'IDLH (Immediatly Dangerous to Life and Health) la concentration en CO2 utilisée dans l'étude ayant servi à l'élaboration de ce seuil semble élevée pourdes études sur des volontaires humains vis à vis des différents seuilstoxicologiques obtenus après une recherche bibliographique (Cf. tableaux ci-dessous).

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Concentrati on de CO2 (ppm) Temps Effets

170 000 à 300 000inférieur à une minute Inconscience, convulsion, coma et

mort

> 100 000 - 150 000une minute à plusieurs minutes Vertige, somnolence, contractions

musculaires, perte deconnaissance.

70 000 à 100 000

quelques minutes

1,5 minutes à une heure

Perte de connaissance ou prochede la perte de connaissance

Céphalée, augmentation de lafréquence cardiaque, vertige,sudation…

60 000

1-2 minutes


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Cependant :

au vu de la valeur de l'IDLH (40 000 ppm) et des couples concentration-effetprésentés dans les tableaux 2 et 3 (notamment 40 000 ppm - céphalée,vertige, augmentation de la pression sanguine, dyspnée) ;

du fait que l'IDLH est un seuil construit pour une utilisation en situationd'urgence (contrairement aux seuils qui sont relatifs aux conditions de travailclassique) ;

en approche par défaut, l'IDLH pourrait être utilisée comme seuil d'effetirréversible (SEI) pour une exposition de 15 minutes.

A souligner que des études sont en cours pour établir pour le code del’environnement les seuils relatifs à la toxicité aiguë à retenir pour le CO2 dont lesdéfinitions sont rappelés dans le tableau ci-dessous.

SEUILS D’EFFETS TOXIQUES POUR L’HOMME PAR INHALATION

Types d’effetsconstatés

Concentrationd’exposition

Références

Létaux SELS (CL 5%)

SEL (CL 1%)

Irréversibles SEI

Exposi tion de 1 à 60minutes

Réversibles SER

Seuils de toxicité aiguë

Emissions accidentellesde substanceschimiques dangereusesdans l’atmosphère.

Ministère de l’écologieet du développementdurable.

Institut national del’environnementindustriel et des risques.

2003 (et ses mises à jour ultérieures)

Tableau 3 relatif aux valeurs de référence de seuils de toxicité aiguë

Avec dans ce tableau :

SELS : seuil des effets létaux significatifs, SEL : seuil des effets létaux, SEI : seuil des effets irréversibles, SER : seuils des effets réversibles, CL : concentration létale.

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2.5 RÉCAPITULATION DES DISPOSITIFS RÉGLEMENTAIRES

Le tableau ci-après résume les dispositions réglementaires existantes pour lesaspects identification et évaluation du risque :

Installations Identification du risque Evaluation du risque

Canalisations Catégorie C (ou E) (arrêté du4 août 2006)

Etude de sécurité

(arrêté du 4 août 2006)

pompes de recompression

vannes de détente

équipement d’injection

installation de traitement du CH4

Fiche de Sécurité

Retour d’expérience

Etude de dangers

(Code de l’Environnement)

Stockage

géologique

Fiche de Sécurité

Retour d’expérience

Réglementation à mettre en

place


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3. SYNTHÈSE D’ACCIDENTS INTERVENUS SUR DESINSTALLATIONS COMPARABLES

3.1 LES CANALISATIONS

3.1.1 Revue d’accidentologie des canalisations

Le BARPI a effectué une étude statistique des accidents (enregistrés dans la basede données ARIA) survenus sur des canalisations drainant des flux important deproduits, hors site industriels.

Elle porte sur 75 accidents survenus au cours de la période 1985-2000, enFrance, sur des canalisations de gaz moyenne et haute pression, ainsi que surdes conduites de liquides divers survenus en France. Elle a été publiée dans le

mensuel « Face au risque » n°366 en octobre 2000. Cette étude est synthétiséedans les paragraphes qui suivent.

3.1.2 Les matières

Les matières les plus fréquemment transportées sont très ciblées.

Elles peuvent être regroupées en quelques familles spécifiques : leshydrocarbures liquides, les gaz liquéfiés ou non (gaz naturel, butane, propane),l’éthylène.... La nature des gaz transportés en masse ou à longue distance ne

présente pas la même diversité que les nombreux transports de fluides parcanalisation généralement rencontrés sur les sites industriels (voir Tableau ci-dessous).

Familles de produitsconcernées

Nombre

d’accidents

% de I’échantillonoù les produits sont

renseignés

Acide (sulfurique) 3 4

Gaz (butane, gaz naturel,propane)

27 36

Hydrocarbures liquides(fuel, gasoil, kérosène,

essence, naphta,pétrole…)

34 45

Ethylène 4 5

Divers (mélasse,phosphogypse, saumureeau)

6 8

Tableau 4: répartition en pourcentage des accidents de canalisations par

type de produits transportés en France, 1985-2000, BARPI

(canalisations drainant des flux important de produits, hors site industriels)

Réf. : DRA-07-79351-11037APage 19 sur 58


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3.1.3 Les types et circonstances des accidents

Dans plus de 9 cas sur 10, on constate un rejet de produit. Les autres cascorrespondent à des endommagements de canalisation n’ayant pas conduit à unpercement (presque accidents) mais ayant affaibli la canalisation. Très souvent,des mesures, telles que la mise en place de périmètre de sécurité, sont dès cestade prises par les autorités en charge des secours (voir Tableau ci-dessous).

Typologie desaccidents

Nombre d’accidents % de l’échantillonavec type renseigné

Rejets dangereux 65 87

Incendies

11 15

Explosions 3 4

Projections, chutesd’équipement

8 11

Presque accident 4 5

Tableau 5: répartition en pourcentage des accidents de canalisations par type d’accidents

(canalisations drainant des flux important de produits, hors site industriels)

Seules les rubriques comprenant plus de trois accidents sont mentionnées. Unmême accident peut correspondre à plusieurs rubriques.

Dans 10 cas, il y a eu inflammation de la fuite. Les inflammations se sontproduites plutôt sur les canalisations de gaz. On dénombre en effet sept cas de cetype contre trois pour les canalisations de liquides inflammables. Les chiffres à cestade sont toutefois trop faibles pour en tirer une tendance significative. Ilsdonnent tout au plus une idée de la situation.

Les explosions sont en nombre très limité mais témoignent du risque latent que lanature et le débit de matière en cause peuvent engendrer : les trois explosionsdénombrées concernent une inflammation de fuite de gaz liquéfié, une fuite de

liquide inflammable et une explosion de vapeurs issues de résurgences de liquideinflammable.

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3.1.4 Les causes

Les causes externes, correspondant à l’impact d’autres activités, constituentl’origine prédominante des accidents.

Le scénario est à chaque fois sensiblement le même : des travaux totalementindépendants de la canalisation, le plus souvent enterrée (2 cas sur 3) sontengagés et les engins (de terrassement, agricoles ou autres) endommagent etsouvent perforent la canalisation.

Cette situation se rencontre dans près d’un accident sur deux. Il a été observéplusieurs cas où la canalisation, initialement enterrée à une profondeursignificative (0,8 m à 1,0 m) lors de sa pose, se retrouve au fil des ans, du fait del’érosion des terrains par exemple, à des profondeurs bien inférieures (jusqu’à0,30 m), hauteur insuffisante pour éviter les impacts de socs de charrue parexemple …

Des insuffisances d’organisation dans la préparation du chantier sontfréquemment mises en évidence ou supposées : absence de demanded’intervention, méconnaissance des servitudes inhérentes au passage de lacanalisation, difficulté de communication ou absence de coordination entre lesdifférents acteurs.

L’autre cause notable d’accidents est liée à l’état des canalisations. Il s’agit alorsde défaillances dues au matériel (pour les cas connus, tenue de piquage,conception des soudures, corrosion, fissuration sous contrainte notamment dansle cas de sollicitation cyclique). Cette situation est observée dans plus d’un cas surtrois.

Les canalisations cheminent souvent sur des zones très étendues et sont d’autantplus exposées aux divers types d’agressions naturelles telles que les glissementsde terrains, le gel et même les impacts de foudre qui frappent les canalisationsmême enterrées.

3.1.5 Les conséquences

Bien qu’ils soient plus rarement évoqués, les éclatements constituent uneparticularité de ce type d’installations : il s’agit en effet d’une ouverture brusque decanalisation pouvant avoir des effets spectaculaires et dangereux en terme de

projection, d’autant plus violentes que les pressions sont élevées. Plusieurs cas,dont certains avec décès des personnes situées à proximité immédiate, se sontproduits. Ils représentent environ 5% des accidents recensés.

En revanche, ces accidents intervenant pour la plupart dans des zones peuurbanisées, le nombre de blessés est proportionnellement très faible.

Les écoulements d’hydrocarbures liquides engendrent le plus souvent : despollutions des sols (1 accident sur 3), des eaux souterraines (1 sur 6), des eaux desurface (1 sur 5). Pour 3 accidents sur 4, il y a aggravation du risque normal dufait de la présence de produit inflammable (fuites de gaz principalement).

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3.1.6 Synthèse du retour d’expérience « canalisation »

Un travail a été réalisé par le Joint Research Center (JRC) pour le compte duMajor Accidents Hazards Bureau européen qui analysé les principaux accidentsmajeurs sur les canalisations terrestres provenant de plusieurs bases de données

publiques.

Cette étude synthétise des informations sur les sources de données, leurs critèresde classement, les dangers des canalisations avec leurs causes, leursconséquences, leurs taux de défaillance, et les enseignements tirés de certainsaccidents. Des indicateurs de « performance » sont établis.

Ce travail fait suite à la publication de la directive SEVESO II 96/82/EC de 1996sur le contrôle des dangers d’accidents majeurs dans les installations chimiquesimpliquant des substances dangereuses, qui n’intègre pas les canalisations dansson champ d’application.

Les enseignements et conclusions de ce travail ont été extraites et traduites parnos soins d’après les publications suivantes :

Review of transmission pipelines accidents involving hazardous substances,1999, Joint Research Center European Commission, G. A. Papadakis, reportEUR 18122 EN ;

Major Hazard pipelines : a comparative study of onshore transmissionaccidents, 1999, Joint Research Center European Commission, G. A.Papadakis, Journal of Loss Prevention in the Process Industries 12 (1999), 91-107.

Ces enseignements et conclusions présentées ci-après rejoignent le retourd’expérience pouvant être tiré de l’étude du BARPI :

Concernant les principales causes et conséquences des accidents, le JointResearch Center fourni les conclusions suivantes :

- 20% des accidents sont liés aux équipements des canalisations detransport (USA, gaz naturel) ;

- les six grandes catégories de causes sont : les agressions externes ouactivités tierces, la corrosion, les défauts de construction ou les défaillances

mécaniques / de matériel, les mouvements de terrains ou les risquesnaturels en général, les erreurs opérationnelles, et enfin les autres causeset les causes inconnues ;

- l’agression externe ou activité tierce est la cause principale pour 40 à 50%des accidents avec des fuites de gaz et la cause secondaire pour lescanalisations de liquides dangereux (20 à 30%). Elle est aussi la principaleresponsable des défaillances de canalisations de gaz de faibles diamètres(inférieurs à 16 pouces). Pour des diamètres plus importants, l’agressionexterne et la corrosion sont équivalentes.

Réf. : DRA-07-79351-11037APage 22 sur 58


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Concernant les enseignements de certains accidents caractéristiques, le JointResearch Center propose de développer les aspects suivants :

- une politique de prévention des rejets d’hydrocarbures accompagnée demesures adéquates limitant les conséquences de ces rejets ;

- la participation de la société civile dans les organisations de secours ;- les systèmes de déclaration de travaux pour la prévention des agressions

externes avec la mise à disposition de tracés des réseaux ;

- l’adaptation des mesures compensatoires à la densité urbaine (sourced’agression externe) et selon la canalisation (existante ou en projet) ;

- la détection de la corrosion, notamment pour les canalisations anciennes.

3.2 LES INSTALLATIONS FIXES CONNEXES AU TRANSPORT ET AU STOCKAGE En interrogeant la base du BARPI sur l’accidentologie et en exploitant son rapportsur l’accidentologie relative aux installations de réfrigération, des données sur lescauses des d’accidents impliquant des compresseurs, pompes (et des stations decompression) peuvent être fournies. Ces causes sont listées ci-dessous :

des incendies comme pour les accidents du 1/08/2005 survenu sur une plate-forme pétrolière aux îles Shetland au Royaume-Unis (N° 30457) et du21/06/2005 survenu dans une station de recompression de gaz natureltransporté par gazoduc à Cherre suite à une inflammation d’huile delubrification (N° 30082).

des mises à l’atmosphère intempestives par les dispositifs de sécurité suite àdes problèmes de fonctionnement comme pour les accidents du 30/06/2005survenu dans une usine pétrochimique de Berre- l’étang (N° 30217) et du29/06/2005 survenu dans une usine chimique de Martigues (N° 30252),

des ruptures d’accessoires occasionnant des fuites accidentelles commel’accident du 16/05/2005 survenu sur un site d’extraction de gaz naturel à Lacqsuite à la rupture d’un graisseur (N° 29850) et l’accident 9/10/1994 survenu surun site chimique à Château Arnoux Saint Auban suite à la rupture d’unegarniture (N° 5921),

des incidents consécutifs à des opérations de maintenance commel’accident du 22/8/1981 survenu dans une usine chimique à Pierre Bénite surune installation de, réfrigération d’une unité de production d’acide fluorhydriqueen arrêt technique saisonnier (N° 5222),

des détériorations par la foudre comme l’accident survenu le 14/08/1998 àPerry aux Etats Unis dans une station de compression de gaz naturel

(N° 13942).

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3.3 LES STOCKAGES GÉOLOGIQUES

En interrogeant la base du BARPI sur l’accidentologie relative aux stockagessouterrains, des données sur des causes des d’accidents impliquant des

stockages peuvent être fournies. Ces causes sont listées ci-dessous : des incendies comme pour l’accident du 9/02/2004 survenu sur un centre de

stockage souterrain gaz naturel de Etrez (N° 26382) sur une unité dedéshydration du gaz,

des explosions comme pour l’ accident survenu sur un centre de stockagesouterrain de gaz naturel du 7/05/2003 à Gournay sur Aronde (N° 24548) dansun local électrique en surface suite à une fuite de gaz sur une tuyauterieproche du local,

des fuites accidentelles de pétrole, de gaz et d’eau comme pour l’ accident

survenu sur un centre de stockage souterrain de gaz naturel du 24/02/2004 àNovare (N° 4775) en Italie lors du forage d’un puits d’extraction suite àl’utilisation supposée de tubes défectueux.

des incidents consécutifs à des opérations de maintenance commel’accident du 26/11/2002 survenu dans un site de stockage souterrain de gaznaturel à Beynes (N°24457) sur la station centrale de compression du gaz,

des fuites de gaz à travers les anfractuosités du terrain comme l’accident du20/1/2001 survenu dans un site de stockage souterrain de gaz naturel àHutchinson (N°20712) aux Etats-Unis.

A noter qu’à Baohé en Chine (N°5739) le 11/10/1993, une explosion souterrainesuivie d'une boule de feu serait survenue dans un stockage souterrain de gaznaturel à la suite du dysfonctionnement d'un puits d'extraction. L'accident serait àl'origine de la mort de 70 personnes. Un mauvais entretien de systèmes deprotection contre les surpressions serait à l'origine de l'accident.

3.4 LES ACCIDENTS CONCERNANT DIRECTEMENT LE CO2

L’accidentologie fournie également des données sur des causes des d’accidentsimpliquant directement le CO2. Ces causes sont listées ci-dessous :

Le dioxyde de carbone comme d’autres produits non inflammables a entraînédes BLEVE.

C'est notamment le cas de l'accident qui s'est produit à Repcelak (Hongrie) en1969, au cours duquel un réservoir de stockage de dioxyde de carbone aexplosé, ainsi que celui qui s'est produit à Haltern (ex RFA) en 1976, au coursduquel un wagon rempli à 90 %, contenant quelques 231 tonnes de CO2, aexplosé.

Les caractéristiques essentielles du BLEVE (sans boule de feu) sont alors

l'explosion physique et l'onde de choc qui lui est associée. Cette onde de chocpeut s'accompagner de l'émission de fragments.

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Le dioxyde de carbone a entraîné des intoxications de personnes.

C’est notamment le cas de l'accident qui s'est produit à Sète en 1963, au coursduquel trois personnes ont été intoxiqué (1 mort) après avoir inhalél’atmosphère d’une cuve à vin contenant plus de 12 % de CO2 et le cas del'accident qui s'est produit à dans une mine de Pologne en 1964, au coursduquel quarante cinq personnes ont été intoxiqués après avoir inhalél’atmosphère des galeries contenant 20 % de CO2.

3.5 CONCLUSION GÉNÉRALE SUR LE RETOUR D’EXPÉRIENCE CO2

Les accidents caractéristiques ayant permis de réaliser le retour d’expérience del’accidentologie sont détaillés dans l’annexe C.

Nous pouvons noter qu’il n’existe aucun évènement accidentel concernant la mise

en œuvre du CO2 aussi bien pour le stockage géologique que pour le transport parcanalisation.

Il n’existe que peu d’installation de ce type à ce jour, aussi nous avons élargil’analyse à d’autres produits dangereux.

A noter que les BLEVE ont concernés des capacités de stockage (citerne routièreet réservoir).

Cependant, le risque de BLEVE froid sur une canalisation aérienne de transportne peut pas a priori être écarté dans la mesure où les conditions que l’on retrouvedans une capacité peuvent être atteintes. Chaque situation est à analyser au caspar cas.


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4. ANALYSE DE RISQUES « GÉNÉRIQUES » SUR LESINSTALLATIONS DE TRANSPORT ET DE STOCKAGE DU CO2

L’analyse de risques a pour objectif, d’une part, d’identifier les situations quipeuvent être à l’origine d’un accident, et d’autre part, d’analyser les barrières desécurité (mesures de prévention, moyens de protection et d’intervention) qui ysont associées.

Il s’agit en définitive d’examiner :

les défaillances d’origine interne : dangers liés aux produits, défaillancesintrinsèques liées au dysfonctionnement des installations, mauvaiseconception ou exploitation du matériel…,

les défaillances d’origine externe, qui résultent de la défaillance du matériel,elle-même consécutive à une agression externe (autres activités extérieures,

risques naturels…).

L’objectif de la démarche retenue est de passer en revue l’ensemble desinstallations dangereuses susceptibles d’être à l’origine d’un accident.

Les installations les plus dangereuses et/ou celles nécessitant le plus grandniveau de maîtrise du fait de la proximité de cibles particulièrement vulnérablessont examinées à l’aide d’un outil systématique d’analyse de risques.

Le choix de ces installations est ainsi lié à l’identification des potentiels de dangerset des cibles, l’objectif étant de déterminer les scénarios d’accidents à caractère

« majeur », pouvant concerner les différents maillons de la chaîne de transport etde stockage du CO2.

L’analyse des risques doit intégrer les étapes préalables suivantes :

identification des enjeux humains,

identification des potentiels de dangers,

analyse du retour d’expérience et notamment des accidents et incidentsrépertoriés,

étude des risques et des incompatibilités liés aux produits, substances et

matériaux mis en œuvre.

La localisation des cibles et enjeux, l’identification des sources de dangersinternes et externes ainsi que l’étude du risque produit (au sens large) sontessentielles car elles permettent d’identifier a priori les situations potentiellementdangereuses en imaginant les types d’accidents pouvant survenir. L’analyse duretour d’expérience et des accidents et incidents répertoriés complète utilement cetravail en mettant en lumière les accidents survenus de façon récurrente ou enapportant parfois des données pertinentes sur la défaillance ou le bonfonctionnement sur sollicitation des barrières de sécurité, etc…

Ces différentes étapes fournissent de plus les données essentielles pour menerl’analyse des risques.

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Compte tenu des objectifs globaux assignés, le champ de l’étude a été limité àune analyse quantitative des risques menée dans le cadre des enjeux strictementhumain.

Les enjeux environnementaux et patrimoniaux sont à prendre en compte par uneestimation qualitative des risques dans le cadre d’un système d’aide à la décision.

Pour avoir une unicité de la démarche et du fait des similitudes des méthodesd’analyses de risques « canalisation » et d’analyses de risques « installation fixe »(cf. 2.1) la méthode d’analyse de risques retenue ici est celle pratiquée par l’étudede dangers.

Le processus de l’étude de dangers qui s’appuie en majeure partie sur une analyse des risques qui en est le cœur , se décompose en 3 étapes :

la première étape est une étape préliminaire au cours de laquelle desdonnées d’entrées nécessaires sont collectées relativement à la chaîne detransport et de stockage du CO2 et son environnement,

la deuxième étape est une étape de préparation à l’analyse de risque et aucours de laquelle les données d’entrées recueillies à la première étape sonttraduites et des phases préalables à l’analyse des risques sont réalisées,

la troisième étape est consacrée à l’analyse de risques proprement dites de lachaîne de transport et de stockage du CO2 et son environnement etcomprends :

- dans une première phase, une analyse préliminaire des risques menéeau sein d’un groupe de travail avec le décideur. L’analyse préliminaire desrisques (APR) conduit notamment à l’identification des phénomènes

dangereux susceptibles de se produire suite à l’occurrence d’événementsnon désirés, eux-mêmes résultant de la combinaison dedysfonctionnements, dérives ou agressions extérieures sur le système.

- Elle permet également une hiérarchisation de ces situations accidentelles etune sélection des phénomènes dangereux pouvant conduire un accidentmajeur au sens de l’arrêté du 10 mai 2000 modifié

- dans une deuxième phase, une analyse détaillée des risques. L’étudedétaillée des risques consiste en un examen approfondi des accidentsmajeurs potentiels identifiés lors de l’APR, des scénarios (séquencesd’événements) susceptibles d’y conduire et des mesures de maîtrise des

risques associées. Relativement à la réduction des risques, il s’agit aussi àce stade de s’assurer de la performance et de l’adéquation des barrières desécurité aux risques.

Dans le cas présent, l’analyse détaillée des risques nécessite l’évaluation d’unepart de l’intensité des effets et d’autre part de la gravité des conséquences desphénomènes dangereux liés au transport et à la séquestration du CO2.

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Le retour d’expérience sur les accidents ayant impliqué le CO2 (cf.3.4) montre quedeux grands types d’accidents peuvent être induits par ce gaz :

Il s’agit tout d’abord de fuites ayant entraîné des effets toxiques sur l’homme,principalement lorsque les rejets avaient lieu dans des milieux confinés.

Ensuite, il s’agit d’explosions de capacités ayant contenu du CO2 soit à l’étatgazeux ou soit à l’état liquéfié pressurisé. Dans le premier cas, il s’agitd’éclatements « classiques » de capacités. Dans le second cas, le terme de« BLEVE » est employé (accidents de HALTER de1976 ou de REPCELAK de1969 par exemple).

L’étude des conséquences des scénarios d’accidents à caractère « majeurs »retenus à l’issue de l’analyse de risques doit permettre d’exposer les effetsattendus, les distances associées, les cibles susceptibles d’être atteintes, etc…Cette étape entend la définition d’hypothèses, la mise en œuvre d’outils demodélisation et la prise en compte de seuils d’effets définis réglementairement.

Soulignons que les outils de modélisation sont plus ou moins adaptés à desproblématiques particulières avec des domaines de validité plus ou moinsétendus. Concernant la dispersion de CO2 susceptible de concerner des maillonsde la chaîne de transport et de stockage, l’étude du comportement d’un gaz àl’état supercritique est peu développée.

En règle générale, il faut employer l’outil le plus adapté aux phénomènes à traiteret à l’environnement du site tout en veillant à trouver un compromis raisonnableentre complexité et temps de calcul d’une part et précision nécessaire et suffisanted’autre part.

Classiquement comme dans les études de dangers les résultats de l’évaluationdes conséquences des phénomènes étudiés sont présentés en termes dedistances limites en deçà desquelles pourraient être observés :

Les effets irréversibles ou dangers significatifs sur la santé humaine,

Les premiers effets létaux ou dangers graves pour la vie humaine,

Les effets létaux significatifs ou dangers très graves pour la vie humaine.

Pour le cas du CO2 présent dans les installations de surface de la chaîne CO2, leconstat suivant peut-être fait :

L’état supercritique du CO2 modifie assez fortement le comportement du gaz etles modèles classiquement utilisés par l’INERIS tel que le logiciel PHAST pourles fuites de gaz toxique doivent être adaptés à ce cas particulier et pour sefaire une approche expérimentale est nécessaire pour permettre d’estimercertaines données d’entrée,

Les seuils d’effets sur l’homme ne sont pas totalement arrêtés car le CO2 enterme d’accidents industriels ne fait pas partie des gaz les plus dangereux.

Ces aspects nécessitent des études complémentaires et par voie de conséquence

l’analyse détaillée des risques sera abordé sur un plan général mais ne fera pasl’objet d’une étude complète et détaillée.

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4.1 COLLECTE DES DONNÉES D’ENTRÉES NÉCESSAIRES

La collecte des données d’entrées nécessaires est constituée par la description dela chaîne de transport et de stockage du CO2, de son environnement, de sonfonctionnement, de son organisation ainsi que la compréhension des procédés etdes installations constituant les maillons en vue de collecter de façon factuellel’ensemble des informations nécessaires et suffisantes pour être en mesure deréaliser l’analyse de risques.

Au plan de l’analyse des risques, cette étape permet de :

mettre en évidence, en fonction des installations et des procédés mis enœuvre, les situations dangereuses génératrices d’accidents,

recenser les substances présentes dans l’établissement et les quantitésconcernées et de mettre en évidence leurs propriétés intrinsèquementdangereuses.

4.1.1 Descr ipt ion des procédés et des installations

La description des maillons de la chaîne de transport et de stockage du CO2 doitpermettre d’identifier les points sensibles et dangereux et de réaliser l’analyse desrisques. Brièvement, les objectifs à poursuivre sont :

de disposer d’une description suffisante des installations à haut risque pour lesdifférentes phases d’exploitation, voire les phases dégradées, de maintenance,de démarrage ou d’arrêt lorsqu’elles sont concernées par ces risques ;

pour les autres installations, d’en comprendre le fonctionnement et leurarticulation dans le procédé.

L’analyse de risque a pour périmètre d’étude : la sortie du site industriel decaptage, lieu de production du CO2 jusqu’au stockage souterrain.

Le CO2 provenant du site de captage est transporté par pipelines (canalisationsterrestres) jusqu’au lieu de stockage.

Le CO2 est transporté en phase dense, sous une pression supérieure à 74 bars(état super critique), jusqu’au site de stockage souterrain distant de moins de 100km et pour ce faire selon le cas une pompe de recompression ou une vanne dedétente est disposée à la surface du site de stockage à proximité de la tête dupuits d’injection.

L’utilisation d’une pompe de recompression ou d’une vanne de détente dépend dela pression d’entrée d’air au fond du puits d’injection. La pression d’injection nedoit pas être supérieure à la pression d’entrée d’air pour éviter la fracturation de laroche de couverture

Au niveau du lieu de stockage le CO2 est injecté par un puits muni d’une têted’injection jusqu’au stockage souterrain.

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Les maillons de la chaîne de transport et de stockage du CO2 à considérer sontles suivantes :

les canalisations de transport terrestre depuis le lieu captation (piégeage)vers le lieu de stockage souterrain, sans station de recompression ou de

détente, les installations fixes de régulation de pression (vanne de détente ou pompe

de recompression) avant la tête de puits,

les installations d’injection en surface et en sous-sol (tête de puits, puits)

le stockage du CO2 dans le sous-sol profond dans des formationsgéologiques : les aquifères salins, les gisements de pétrole et de gaz épuisés,les veines de charbon non exploitées et les roches basiques.

Ces maillons sont décrits ci-après tour à tour :

4.1.1.1 Les canalisations de transport terrestre

Source : Elément du rapport Gaz de France M.DRX.PSMS.2007 sur les conditionsde transport d’injection et des puits d’observation

4.1.1.1.1 Conditions de transport du CO2

En général, le CO2

est transporté sous forme de phase dense, c’est à dire à une

pression supérieure à la pression critique (74 bar) à température supérieure à

31°C. Il faut que le CO2 reste sous cette phase pendant tout le transport pouréviter la formation de flux à deux phases et l’augmentation des pertes de chargesdans la canalisation. Il peut également être transporté sous forme de liquideréfrigéré pour des faibles distances. La pression à atteindre est alors plus faible,mais, il faut réfrigérer le fluide et isoler la canalisation. Une étude technico-économique devra alors être réalisée pour déterminer la forme sous laquelle leCO2 sera transporté. Dans le cas de la réutilisation de canalisations

dimensionnées pour le gaz naturel, le transport à l’état gazeux sera envisageable(cas du pilote de Lacq).

4.1.1.1.2 Le matériau

Le principal problème à considérer pour le choix du matériau est la présenced’eau qui pourrait provoquer de la corrosion. Le CO

2considéré dans ce projet est

exempt d’impuretés et déshydraté. L’utilisation d’un acier ordinaire devrait doncsuffire. Le retour d’expérience en EOR confirme ce choix.Pour protéger la canalisation de la corrosion externe, il faudra ajouter uneprotection cathodique.

4.1.1.1.3 La configuration des canalisations

Les paramètres à prendre en compte pour dimensionner une canalisation sont ledébit de CO2 à transporter et la pression de service du CO2. Ces deux paramètres

permettront de calculer le diamètre de la canalisation et l’épaisseur d’acier

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nécessaire. Des facteurs de sécurité seront appliqués suivant les zonestraversées par la canalisation. Pour le gaz naturel, les tronçons de canalisation sont d’une longueur de 12 m ou24 m et sont raccordés par des soudures uniquement (se référer à la norme ISO13847 pour les types de soudure autorisés).

Lors du transport de fluides de haute énergie, une propagation rapide des fissurespeut avoir lieu. C’est pourquoi, sur les canalisations de CO2, il faudra ajouter des

arrêteurs de fissure. Un arrêteur de fissure est en général une gaine soitconstituée d’acier de même qualité que l’acier constituant la canalisation soit d’unacier renforcé par des fibres soit par des matériaux composites.

4.1.1.1.4 Les accessoires de canalisation

Les clapets anti-retour permettent de contrôler le sens de circulation du CO2. Ils

permettent le passage du fluide dans un sens et bloque le flux si le sens de celui-

ci venait à s’inverser (dépressurisation).Les vannes d’isolement sont situées aux extrémités de la canalisation, ainsiqu’avant et après chaque station de recompression. Elles doivent fonctionner enposition totalement fermées ou grande ouverte et jamais en mode détente. Cesvannes sont entourées de robinets by-pass qui assurent l’équilibrage de pressionavant ouverture.

Les vannes d ’arrêt d’urgence sont en général automatisées et fonctionnent enposition grande ouverte, et sont fermées uniquement en cas d’urgence.

Il n’y a aucune contre-indication à l’utilisation de racleurs pour contrôler lescanalisations de CO

2

[1]. Il faudra juste concevoir des gares fixes de racleurs.

Il faudra ajouter des capteurs de pression pour détecter les fuites. Par ailleurs, sile flux contient des impuretés type H2S ou SO2, les impacts éventuels des fuites

seraient amplifiés.

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4.1.1.2 Les installations fixes de régulation de pression

Les vannes de détente ou de régulation comprennent les vannes de régulationde pression, de débit, de by-pass ou des soupapes de sécurité. La plupart sont

automatisées et peuvent s’ouvrir et se fermer de manière lente ou rapide.

Remarque : Ici, les stations de re-compression ne sont pas traitées, mais, elleserait, dans le cas du transport de CO

2sur de plus longues distances, constituées

d’une pompe, d’éléments de contrôle de la pression et de vannes d’isolement.

4.1.1.3 Les installations d’injection en surface et en sous-sol

Les technologies de forage et de complétion des puits ont été très étudiées dansle domaine du pétrole et du gaz : il est possible de forer et de compléter les puitsdans des formations très profondes de façon verticale et horizontale, les puitspeuvent disposer de plusieurs complétions et supporter des fluides corrosifs.Grâce à cette longue expérience dans ces domaines, le forage et la complétiondes puits de CO2 ont pu être réalisés avec quelques adaptations : les principaux

paramètres à prendre en compte pour implanter un puits injecteur de CO2

sont la

pression, l’utilisation de matériaux résistants à la corrosion (pour les flux contenant

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des impuretés et si l’injection se fait dans un réservoir contenant de l’eau) et lesdébits d’injection et de production (EOR).Les équipements nécessaires pour les puits de CO2 sont similaires à ceux utilisés

pour les champs de pétrole (EOR) et les stockages de gaz naturel.

Cependant, tous les composants en fond de puits doivent être plus résistants auxhautes pressions et à la corrosion. Ces équipements ont déjà été éprouvés pourl’EOR.

Le nombre de puits nécessaires pour un projet de stockage dépend du débit totald’injection, de la pression maximale d’injection, de la perméabilité et de l’épaisseurde la formation et de la surface disponible au-dessus du réservoir.

Les puits comprennent les puits d’exploitation et les puits d’injection.

Les puits d’exploitation assurent l’injection de CO2. Ils sont constitués des

éléments suivants (figure ):• le cuvelage constitué an général d’un casing 7 ‘’, isolé des fluides eau ou gaz

présents dans le réservoir souterrain afin d’éviter la corrosion et les fuites enmême temps que les variations de température ou de pression lié àl’exploitation et susceptibles d’entraîner la détérioration de la cimentation,

• la vanne de sécurité situé à une trentaine de mètres de la surface du sol etcommandée à la surface (commandes automatique et manuelle)

• le cuvelage est arrêté au toit du réservoir et une crépine permet une meilleuredispersion dans le réservoir.

Les puits d’injection pour l’EOR sont en général équipés de deux vannes pour lecontrôle du puits : l’une pour une utilisation régulière, l’autre réservé à la fermeture

en cas de danger. Dans les cas d’injection de gaz acides, il en est de même : unevanne de sécurité est ajoutée en fond de puits dans le tubing de telle sorte que, siles équipements en surface ne fonctionnent pas ou ont un défaut, le puits estfermé pour éviter les remontées de gaz à travers le puits et les éventuelles fuites.Il est recommandé d’utiliser pour les puits de CO2 une vanne automatique d’arrêt

d’urgence pour assurer qu’aucune fuite n’ait lieu. Un contrôleur annulaire depression permet de détecter les fuites dans le packer et le tubing. Dès qu’une fuitea lieu, il faut arrêter l’injection de CO

2pour éviter une montée en pression dans les

équipements de surface. Des disques de rupture et des vannes de sécuritépeuvent être utilisés pour libérer les gaz montés en pression.

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1 - Tête de puits

2 - Commande de la vanne de sécurité

3 - Canalisation de raccordement

4 - Tube d’injection

5 - Vanne de sécurité automatique

6 - Tube cimenté

7 - Obturateur annulaire

8 - Couverture

9 - Crépine

10 - Réservoir

Figure 2 Coupe d’un puits d’exploitation pour le gaz naturelSource : Rapport Gaz de France M.DRX.PSMS.2007

Les matériaux conventionnels utilisés pour l’isolation des puits pour le gaz naturelsont des ciments de type Portland. Ces ciments ne pourront être utilisés pour lestockage de CO2 car ne sont pas assez résistants au CO2 (réaction avecl’hydroxyde de calcium).En EOR de nombreux puits ont fui en raison des mauvaises propriétés du ciment.La fuite par le puits sera nettement plus rapide que celle pouvant arriver dans lesstructures géologiques.

La figure ci-après décrit de façon plus précise le fond du puits et la tête de puitsdans le cas du WAG (Water alternating gas : injection alternée d’eau et de CO

2

pour récupérer le pétrole).

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Figure 3 Puits d'injection de CO2 et tête de puits

Source : Rapport Gaz de France M.DRX.PSMS.2007

Tous les équipements dans le puits doivent être dimensionnés pour anticiper lespics de pression ou de température. Dans le cas de gaz humide, il faut utiliser desmatériaux résistants à la corrosion. Dans le cadre du projet Metstor, le gaz estdéshydraté, il n’y a donc pas besoin d’utiliser ces matériaux sauf pour leséléments en contact avec le réservoir si on injecte le CO2 dans une formation

contenant de l’eau.

Les puits de contrôle permettent de suivre les mouvements de gaz et de vérifierla qualité des eaux dans la couche réservoir et dans les couches aquifèressupérieures.

Dans la figure ci-après se trouve la disposition des puits de contrôle pour le CO2.

Figure 4: Emplacement des puits de contrôle pour le CO2

Source : Rapport Gaz de France M.DRX.PSMS.2007

Les emplacements des puits d’observations sont obtenus en combinant lamodélisation du réservoir, à la sismique 3D et à la gravimétrie.

Si on ne s’intéresse qu’à l’injection de CO2, les installations de surface sontlimitées. Effectivement, il ne reste que l’armoire de commande des vannesautomatiques, la tête de puits, et l’éventuelle pompe sur le site de stockage.

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4.1.1.4 Le stockage géologique

Le CO2 doit être à l’état supercritique en arrivant au stockage souterrain.

Le CO2 est à l’état super critique à la pression de 74 bar à température extérieuresupérieure à la température critique ou plutôt “phase dense”, si la température

extérieure est inférieure à la température critique = 31 °CPar ailleurs, la pression maximum à laquelle doit être injecté le CO2 dépend deplusieurs facteurs :

de la pression limite d’entrée d’air dans la première couche géologique pouréviter la fracturation de la roche de couverture,

de la profondeur du réservoir de stockage.

En tenant compte de ces différents paramètres, il est possible de calculer lapression qui va devoir être appliquée en tête de puits, et par déduction dedéterminer quelle sera l’action à mettre en œuvre avant l’injection à savoir soit unerecompression par une pompe ou soit une détente par une vanne de détente.

En effet, le CO2 peut dans certain cas de figure être injecté à l’état gazeux pourarriver à l’état super critique au réservoir de stockage.

Des stockages sont envisagés dans quatre sortes de formations géologiques :

les aquifères salins,

les gisements de pétrole et de gaz déplétés,

les veines de charbon non exploitées,

les roches basiques et ultrabasiques.Selon le cas, des produits dont y faut tenir compte dans l’analyse de risques sontprésents initialement à l’intérieur des formations géologiques. Le tableau suivantles récapitule :

Réservoir Produits présents

Aqui fères salins Eau, saumure

Gisements de pétrole et de gaz Eau

Pétrole brut

Gaz

Veines de charbon EauMéthane

Roches basiques Eau

Un certain nombre de critères limitant l’éventualité d’une fuite de CO2 stocké dansun réservoir vers la surface à travers les aquifères et les terrains de recouvrementpeuvent être identifiés. Ces critères déclinés communs pour chaque type deréservoir sont présentés dans le tableau ci-après.

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Évolution des propriétés intrinsèques dustockage (après exploitation)

Type de stockage Contextegéologique

Propriétésintrinsèques dustockage (avantexploitation)

Conditionsd’exploitation

Sur 10 ans Sur 100 ans Sur 1000 ans

Aquifères salinsGisements depétrole et de gazdéplétés

Gisements decharbon(CBM/autres)

Roches basiqueset ultrabasiques

-Roche decouverture

-Failles

-Puits

-Pendage /

structureanticlinale

-Nappe

-Profondeur …

-Perméabilitérelative

-Perméabilitéintrinsèque

-Pressiond’entrée d’air

-Epaisseur

-Porosité

- Piézométrie

-Hydrogéochimie

-Pressiond’injection/pressionfinale

-Températured’injection

-Mélange injecté

-Réactivité dustockage (géochimie,fragilisation,fatigue/temps,gonflement)

-Séisme

injection Tenue dustockage

Tenue dustockage

Tableau 6 : Evènement redouté : fuites (soudaines, brutales) vers la surface (

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Analyse Preliminaire de Risques