oleocene.org

Project Name
Project Size
(MM tons CO2 /yr)
Year Begun, to Begin
Project Summary

• K12B
  Initial inj.: 30 kt/yr
  2006+: 0.4 MMt/yr
  Total: 8 MMt
  2004
  Enhanced gas recovery demo project.
• RECOPOL
  Designed: 20 t/d
  Achieved: 1-1.3 t/d
  Total: 3 Mt
  2004
  Injection into coal seam has been more difficult than expected.
  Horizontal wells have been drilled.
• Hokkaido
  Injection rate: 2 t/d
  Total injected: 24 t
  2004
  CO2 -ECBM test project.
  
  Spring 2005 wells will be refurbished (original cementing not satisfactory) and new more extensive CO2 injection test planned.
• CASTOR
  Rate: 10 kt/yr
  2004
  Currently conducting pilot-scale tests of post combustion capture and case studies of four potential geologic storage sites.
• Quinshi
  Total injected: 200 t Duration: 22 d
  2005
  The next phase of the project will involve a multi well test, the design of which will be complete in 2005.
• Otway
  Rate: 160 t/d
  Duration: 2 yrs
  Total: 0.1 MMt
  Late 2005
  Planned pilot-scale project.
  Saline formation and depleted gas field.
• CO2 SINK
  Rate: 30 kt/y
  Duration: at least 2 yrs
  2006
  Project to test and evaluate CO2 capture and storage at an existing natural gas storage facility and in a deeper land-based saline formation.
• ARC ECBM Recovery Project
  
  
  Pilot-scale project (3 test wells).
• Sleipner
  1.0
  1996
  CO2 is captured from an off-shore natural gas processing platform and injected into a saline formation.
  
  Project motivated by a net tax on CO2 emissions.
• Weyburn
  1.5
  2000
  CO2 is captured in North Dakota and piped across the US-Canada border to the Weyburn oilfield in Saskatchewan.
  
  Significant modeling and field testing of CO2 monitoring equipment being conducted in parallel to EOR project.
• In Salah
  1.2
  2004
  CO2 captured from natural gas processing and reinjected to enhance natural gas recovery.
• Snow White (Snohvit)
  0.75
  2006
  Need to purify natural gas before liquefaction (raw natural gas 5-8% CO2 ).
• CCPC
  
  2007
  Project still in planning stages.
  
  Leaning toward EOR combined with either post-combustion or oxyfuel.
• Gorgon
  4.0
  2009
  Need to purify natural gas before liquefaction.
  
  Raw natural gas 12% CO2 .
• Alaska gas pipeline project
  12
  
  Need to purify natural gas to meet pipeline standards ( Prudhoe bay raw gas 12% CO2 ).
  
  CO2 capture qualifies for 15% EOR tax credit.
• Stanwell
  
  
  Part of Australia’s clean coal program.
  
  No details on the project available.
• Hypogen
  
  
  Pre-feasibility study complete in January 2005
  
  EU version of FutureGen
  
  Innovation Center Initiative (North Sea EOR)
  
  
  Large-scale proposed project to help Great Britain/Europe meet Kyoto limits and also extend the productive life of the North Sea fields.
  
  CO2 source unspecified.

Bagarre sur la capture de CO2 en Norvège

Le dioxyde de carbone empoisonne la vie du gouvernement norvégien. Après de longues négociations, la coalition de centre gauche au pouvoir vient de donner le feu vert à la construction d'une centrale à gaz à l'ouest du pays. Seule condition : la compagnie Statoil devra équiper l'installation d'un système de capture du CO2 à partir de 2014. Le gouvernement parle d' «une victoire pour l'environnement». Mais les écologistes crient au scandale : pendant quatre ans, la centrale ­ mise en service dès 2010 ­ pourra recracher librement ses gaz à effet de serre dans l'atmosphère.

Pour le chef du gouvernement, c'est l'histoire du verre à moitié plein. Certes, Statoil obtient quatre années de répit, mais le Premier ministre est satisfait : «Avec cet accord, nous réécrivons l'histoire de l'industrie et de l'écologie, affirme Jens Stoltenberg. Nous allons construire la plus grosse unité de capture du CO2 au monde, tout en augmentant la capacité de production gazière du pays.» Après leur victoire électorale en septembre 2005, les travaillistes, les centristes et le Parti de la gauche socialiste s'étaient engagés à faire de la Norvège «le leader mondial dans l'usage environnemental du gaz». Aucune concession gazière ne serait accordée sans l'installation conjointe d'un système de capture et de stockage du CO2.

Aujourd'hui, les organisations écologistes estiment que l'accord passé avec Statoil va à l'encontre de cette promesse. La centrale devrait produire 1,3 million de tonnes de gaz à effet de serre par an. Mais la compagnie pétrolière ne sera tenue de filtrer qu'un dixième de ses émissions pendant les quatre premières années. Le reste sera recraché dans l'atmosphère. Le 15 octobre, plus d'une centaine de personnes se sont réunies devant le Parlement, à Oslo, afin d'exprimer leur solidarité aux «victimes des changements climatiques». L'ancienne ministre de l'Environnement, Guro Fjellanger, a fustigé la politique menée par le gouvernement, critiquant «l'argument curieux selon lequel il faut augmenter les émissions afin de pouvoir les réduire ensuite».
D'autant que, si le protocole de Kyoto autorise la Norvège à accroître de 1 % ses émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990, la pétromonarchie dépassait déjà, l'an dernier, de 10 % le niveau autorisé. Frederic Hauge, président de la Fondation Bellona, une ONG environnementale, tempère. Il estime que «le Premier ministre se trompe quand il dit que la capture du CO2 ne pourra techniquement pas commencer avant 2014». Mais l'accord passé avec Statoil est, selon lui, une avancée, puisqu'il va permettre à la Norvège «de développer et de réduire le coût des technologies de capture». Reste que la compagnie pétrolière a jusqu'en 2012 pour investir dans un système de capture du CO2. Et c'est là que le bât blesse. Car les Norvégiens sont appelés aux urnes en 2009, et les deux principaux partis d'opposition ont déjà promis de reconsidérer l'accord «s'il n'était pas profitable» à Statoil.

CO2 Capture and Storage: This covers enhanced oil recovery,
natural gas CO2 separation, and CO2 capture from fossil fuel use.
To develop commercial storage sites by 2015.

Appendix A: Project Proposals
CFE-06-e1 CO2 Capture and Storage Program 9
CFE-06-e2 Ultra-Supercritical Pulverized Coal with Carbon Capture and Storage Near Zero Emissions Workshop and Design Guides for APP Countries 11
CFE-06-e3 Ultra Clean Coal (UCC) Project 13
CFE-06-e4 Oxy-fired Combustion Program 15
CFE-06-e5 Callide A Oxy-fuel Demonstration Project 18
CFE-06-e6 Assessing Post-Combustion Capture and Storage Technologies for Emissions From Coal-Fired Power Stations 20
CFE-06-e7 Integrated Gasification Combined Cycle with Carbon Capture and Storage Workshop and Design Information for APP Country Coals Asia 22
CFE-06-e8 Asia Pacific Gas Market Growth 25
CFE-06-e9 Evaluating and Reducing Emissions in Producing, Processing and Transporting Natural Gas 27
CFE-06-e10 Information Exchange on LNG Public Education Campaigns 30
CFE-06-e11 Asia Pacific Gas Hydrate Cooperation 32
CFE 06-e12 Costs and Diffusion Barriers to Deployment of Low Emission Technologies 35
CFE-06-e13 APP Enhanced Coal Bed Methane (CSIRO-JCOAL –ECBM) 37

Carbozyme, Inc. (Monmouth Junction, N.J.) will evolve a second generation of their enzyme-based membrane design for capturing CO2 from the flue gas of coal-fired power plants. The technology has demonstrated high capture efficiency and low energy cost.. (DOE share: $944,807; recipient share: $229,863; duration: 36 months)

Membrane Technology and Research, Inc. (Menlo Park, Calif.) will develop a cost-effective, membrane-based process to separate CO2 from the flue gas of coal-fired power plants. They also intend to deliver condensed, high-pressure, supercritical CO2 to a pipeline for sequestration. (DOE share: $788,266; recipient share: $197,067; duration: 24 months)

University of Akron (Akron, Ohio) will develop a highly efficient, low-cost CO2 capture system. Built on integration of metal monoliths, material synthesis, and low-cost fabrication techniques, the researchers anticipate a breakthrough technology for the removalof CO2 from the flue gas of coal-fired power plants. (DOE share: $764,995; recipient share: $156,702; duration: 48 months)

Carbozyme, Inc. (Monmouth Junction, N.J.) will design, construct, test, and demonstrate a simple, efficient, and readily scalable enzyme-based flue gas cleanup technology for CO2 capture and will demonstrate a method for reasonable-cost treatment of other pollutants to achieve near-zero emissions from pulverized coal power plants. (DOE share: $4,799,175; recipient share: $1,370,430; duration: 36 months)

Praxair, Inc. (Tonawanda, N.Y.) will develop an oxycombustion process using an oxygen transport membrane to capture CO2 from coal-fired power plants. (DOE share: $4,742,780; recipient share: $2,553,806; duration: 36 months).

Research Triangle Institute (Research Triangle Park, N.C.) will expand on the process they have developed to capture CO2 from power plant flue gas using an inexpensive, dry, regenerable sorbent. (DOE share: $3,211,997; recipient share: $803,175; duration: 36 months)

SRI International (Menlo Park, Calif.) will fabricate a technically and economically viable CO2-capture system based on a promising membrane material for pre-combustion-based capture of CO2 . (DOE share: $4,047,695; recipient share: $1,036,159; duration: 36 months)

University of Notre Dame (Notre Dame, Ind.) will focus on the development of a new liquid absorbent for efficient post-combustion capture of CO2 from coal-fired power plants. (DOE share: $2,214,590; recipient share: $793,861; duration: 36 months)

UOP LLC (Des Plaines, Ill.), a Honeywell Company, will develop a process that uses novel microporous metal organic frameworks having extremely high adsorption capacities for the removal of CO2 from coal-fired power plant flue gas. (DOE share: $2,238,171; recipient share: $559,543; duration: 36 months)

Selon ce qu'a dit au Globe and Mail le pdg de Shell Canada, Clive Mather, le projet permettrait une spectaculaire expansion du secteur des sables bitumineux au Canada, sans augmenter les rejets de gaz à effet de serre (GES) du pays.

La pétrolière canadienne propose de transporter le CO2 rejeté par ses installations à Edmonton et à Fort McMurray vers des champs pétrolifères qui en feraient un meilleur usage.

Jusqu'à maintenant, aucun des deux paliers de gouvernement n'a cependant fourni d'incitatifs pour que les entreprises développent la technologie, qui n'est pas rentable. D'après M. Mather, le Canada s'apprête ainsi à rater une chance en or de devenir un meneur sur le plan du captage et du stockage du CO2.

Certaines compagnies gazières et pétrolières nord-américaines réutilisent déjà des rejets de dioxyde de carbone dans certains de leurs vieux puits pour en extraire plus de matière. Les technologies utilisées la plupart du temps ont cependant recours à de l'eau ou à des fluides tirées du gaz naturel, ce qui diminue leur valeur écologique.

D'après des sources de l'industrie, le projet de Shell doit encore faire ses preuves du point de vue économique, et il nécessite l'établissement d'un cadre réglementaire clair.

David Keith, un professeur de génie environnemental de l'Université de Calgary, indique en outre que les occasions d'utiliser un tel procédé sont beaucoup moins importantes que la nécessité de réduire les émissions de CO2 à la source.

Il estime tout de même que l'industrie pourrait adopter la technique du captage même si elle apporte peu d'avantages économiques, puisqu'elle leur permettrait de réduire leurs rejets de GES. À une condition cependant : que le gouvernement fixe bientôt des objectifs de réduction des émissions qui serviront d'incitatifs clairs pour les pétrolières.

More cities reject coal-fired power
They join L.A. against contract renewal with a Utah plant as pressure over pollution mounts.
By Janet Wilson, Times Staff Writer
November 22, 2006


In an abrupt about-face, Burbank and several other Southern California cities are joining with the Los Angeles Department of Water and Power in abandoning plans to renew long-term contracts for coal-fired electricity from a Utah power plant.

marcoilbiondo a écrit :Si on remplace du méthane ou du pétrole, évidemment le bilan sera négatif en GES (puisque le méthane est pire).
Stocker de grosses masses de CO2 peut être mortel en cas de fuite (cf lac Nyos) et comment éviter les fuites de gaz d'un réservoir naturel ? GDF n'arrive déjà pas à assurer la sécurité de ses propres conduits !

Le CO2 dilué n'est pas si mauvais que ça pour la vie (il est même indispensable), il y en a eu bien plus dans des ères reculées, et la Terre a su l'absorber

Donc plutôt que de faire croire qu'on va pouvoir continuer à produire (développement durable) en stockant nos polluants, ce qui n'est pas possible (bilan négatif, trop de volume à stocker et trop cher), il serait finalement moins utopique d'annoncer qu'il faut produire moins, car cela dépend uniquement de notre volonté politique.

Les centrales électriques fonctionnant au gaz ou au charbon et équipées de technologies de piégeage du CO2 pourraient produire jusqu'à 30% de l'électricité totale en Allemagne. C'est ce que révèle une étude du centre de recherche de Jülich (FZJ) qui évalue à 60 millions de tonnes par an le volume d'émissions de CO2 ainsi évitées.