Au cours des dernières années, les grandes compagnies pétrolières ont investi massivement dans la technologie de captage et de stockage du carbone (CSC), apparemment pour compenser les émissions de CO2 provenant des produits à base de dioxyde de carbone. l’énergie qu’ils produisent. Les environnementalistes ont largement rejeté ces efforts en les qualifiant de simple « greenwashing », tandis que les experts préviennent que la technologie CSC reste à faire ses preuves à l’échelle nécessaire pour une décarbonisation significative. Eh bien, il est possible que les écologistes aient eu raison depuis le début. De nouvelles recherches montrent que le captage du carbone peut accroître la productivité de champs de pétrole presque épuisés pendant plusieurs décennies. Menhwei Zhao, consultant géologue principal basé à Calgary, a dirigé une étude du Bulletin AAPG sur l’utilisation du CSC dans la récupération assistée du pétrole (EOR). ). L’étude a analysé plus de 22 années de données de production du réservoir pétrolier Weyburn Midale, en Saskatchewan, qui reçoit des injections de dioxyde de carbone depuis 2000, ce qui en fait le plus ancien projet RAP au monde. Zhao a conclu que le réservoir aurait cessé de produire du pétrole en 2016 sans les injections de CO2, mais que «la récupération améliorée du pétrole pourrait prolonger la durée de vie du réservoir de 39, voire 84 ans supplémentairesBien que Zhao reconnaisse s’être concentré sur un projet spécifique au Canada, il estime que des « résultats similaires » pourraient être observés pour des projets de CSC à grande échelle partout dans le monde.
Les affirmations de Zhao ne sont peut-être pas exagérées : le projet CO2 RAP de l’unité Denver de Wasson Field a abouti à une augmentation d’environ sept fois de la production de pétrole brut après injection de CO2.
Ces découvertes surviennent alors que les gouvernements du Canada et de l’Alberta devraient fournir plus de 15,3 milliards de dollars en crédits d’impôt aux plus grands producteurs de sables bitumineux du pays pour des projets de CSC. Le Canada n’est pas seul. Le gouvernement britanniquepromet 20 milliards de livres sterling de subventions pour le CSC, tandis que les producteurs américains de pétrole et de gazpeuvent obtenir un crédit d’impôt de 85 $ pour chaque tonne de dioxyde de carbone qu’ils enfouissent dans des formations géologiques souterraines (le crédit est réduit à 60 $ par tonne si le CO2 est utilisé pour le RAP).
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L’année dernière, le géant de l’E&P ExxonMobile (NYSE : XOM)
acquis le développeur de solutions CCS, Denbury Inc. (NYSE :DEN) dans le cadre d’une opération entièrement boursière d’une valeur de 4,9 milliards de dollars. Denbury recycle le CO2 dans le cadre de ses opérations RAP et l’utilise pour produire du pétrole bleu respectueux de l’environnement et à bilan carbone négatif. Désormais filiale d’Exxon, Denbury possède le plus grand réseau de pipelines de CO2 aux États-Unis, totalisant 1 300 milles, dont près de 925 milles de pipelines de CO2 en Louisiane, au Texas et au Mississippi, ainsi que 10 sites de séquestration en surface. L’année dernière, Exxon Mobil a signé un contrat à long termeavec la société de gaz industriels Linde Plc. (NYSE :LIN) qui implique récupérer le dioxyde de carbone associé au projet de production d’hydrogène propre prévu par Linde à Beaumont, au Texas. Exxon transportera et stockera en permanence jusqu’à 2,2 millions de tonnes métriques/an de dioxyde de carbone chaque année depuis l’usine de Linde.Dans le même temps, le prestataire de services pétroliers d’Exxon Schlumberger SA (NYSE : SLB) a récemment formé un Unité SLB New Energy qui investit dans cinq segments de niche, dont le CSC. Selon Gavin Rennick, président de SLB New Energy, chacun de ces segments a un marché potentiel minimum de 10 milliards de dollars par an.
Par Alex Kimani pour Oilprice.com
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