Gaz de couche

Le « gaz de couche » parfois dit « gaz de houille  » (expression qui a aussi un autre sens pour les francophones) ou gaz de charbon, est un gaz, principalement constitué de méthane, qui est piégé (adsorbé) au cœur de la matrice solide du charbon dans les bassins houillers, dans les micropores du charbon des veines souterraines profondes de charbon non exploitées ou incomplètement exploitées.

Ce gaz est présent sous forme presque liquide en raison de la pression à laquelle il est soumis.

Dans certaines conditions ce gaz peut être désorbé et valorisé, mais c’est aussi un puissant gaz à effet de serre s’il est perdu dans l’atmosphère, et comme toutes les sources d’énergies fossiles, il produit du CO₂ quand on le brûle.

Vocabulaire

Les anglophones utilisent le sigle CBM pour « coalbed methan » qui désigne de manière générale le méthane houiller, alors que le sigle "ECBM" (pour « Enhanced Coal Bed Methane ») désigne le méthane extrait dans la houille au moyen des techniques modernes^[1].
Il fait partie des « gaz naturels non-conventionnels » (avec les gaz de schistes, les hydrates de méthane (clathrates sous-marins ou des pergélisols), ou le CH4 dissous dans certaines eaux souterraines salines)^[2].

En Australie, on parle aussi de « coal seam gas » (en abrégé "CSG"^[3]).
De petites failles ou fractures naturelles ouvertes dans les couches de charbon (dites « cleats » pour les anglophones) peuvent également accumuler du grisou, quand elles ne sont pas saturées d'eau (par exemple suite à un pompage ou dans une zone de cône de rabattement de nappe).

Histoire

Ce gaz a d’abord été connu comme « grisou », redouté des mineurs en raison des risques mortels d’explosion de poches de gaz formées dans les galeries de mines.
L’industrie gazière cherche aujourd'hui par de nouveaux moyens à le désorber de sa matrice pour l’exploiter, via des puits spéciaux aboutissant à des forages dirigés, horizontaux ou suivant le pendage de la veine de charbon, et à moindre coût car sans galeries ni présence humaine.

Parce qu’essentiellement constitué de méthane, c’est aussi un puissant gaz à effet de serre (le méthane est à court terme plus de 20 fois plus actif que le CO₂ en termes de facteur de réchauffement de l’atmosphère), ce qui explique - pour partie - que cette exploitation soit source de controverses.

À la fin du XX^e siècle, alors que les gisements pétroliers et gaziers conventionnels s’épuisaient, il est rapidement devenu une source importante d'énergie aux États-Unis, Canada, et dans quelques autres pays qui expérimentent des techniques nouvelles de récupération de ce gaz.
L'Australie en possède aussi de riches gisements^[3].

Selon sa nature le charbon est plus ou moins riche en gaz de couche^[4]. En général, contrairement à beaucoup de gaz naturels conventionnels, le méthane de houille contient très peu d'hydrocarbures plus lourds (tels que le propane ou le butane, et peu de CO₂ (environ 1%). Toutefois, certaines veines de charbon (telles que celles de certaines régions de l’llawarra Coal Measures, dans le NSW, Australie) contiennent naturellement peu de méthane et beaucoup de CO₂.

Technologies d’extraction

Il existe deux grandes approches ;

• la récupération « passive » du grisou « naturellement » exprimé par des mines de charbon anciennes. Ceci ce pratique par exemple en France depuis les années 1970 avec Méthamine (devenu Gazonor) dans le Bassin minier du Nord-Pas-de-Calais en France. Cette activité n’est pas source de polémique, car ce grisou est de toute façon produit par le charbon mis hors d’eau par l’ancienne exploitation minière, et parce qu’il est valorisé comme combustible, tout en faisant en sorte qu’il ne soit ainsi pas émis dans l’atmosphère (ce qui limite nos contributions à l’effet de serre)  ; Dans une certaine mesure il existe un phénomène auto-entretenu de production de grisou : Le réservoir ayant été mis hors d’eau, du grisou peut se lentement s’en désorber. Ceci induit un changement de pression dans la matrice qui modifie la porosité et la perméabilité du charbon par des phénomènes de retrait et gonflement de la matrice charbonnière. Le gaz étant désorbé, la pression qu’il exercait dans les pores du charbon diminue, entraînant leur rétrécissement de la taille et limitant le débit d’expulsion du gaz par le charbon. Mais d’autre part, le rétrécissement rétrécissement des pores fait que l'ensemble de la matrice se décompresse, ce qui peut éventuellement augmenter libérer du gaz qui circulera plus ou moins rapidement dans la couche selon se degré de porosité. Dans d’anciens bassins très exploités tels que le bassin minier du Nord-Pas-de-Calais, l’importance des affaissements et dérèglements de surface laisse penser que les couches sont notablement fracturée. C’est ainsi que Gazonor peut exploiter des quantités significatives de méthane remontant des anciennes houillères.
• Une autre technique est la récupération assistée (par fracking par exemple) de gaz de couche.
  Elle s’appuie sur les techniques pétrolières de forage ; via un forage et tubage d’acier descendant d’abord verticalement, puis orienté au sein de la veine de charbon (à 100 à 1 500 mètres voire plus sous terre). L’opérateur fait diminuer la pression dans la veine de charbon qui libère alors de l'eau et du gaz qui seront séparés en surface. Le gaz est séché et envoyé à une station de compression et injecté dans un gazoduc et l’ «eau de production» est soit réinjectée dans des formations isolées, soit envoyé dans des bassins d'évaporation, soit rejetée dans les cours d'eau, ou parfois utilisée pour l'irrigation. Dans ce cas, des précautions particulières sont à prendre, car cette eau contient typiquement des minéraux dissous, tels que bicarbonate de sodium et des chlorures, voire des métaux lourds ou radionucléides qui étaient antérieurement piégés dans le charbon.
  Cette technique d’extraction nécessite de connaitre l’épaisseur, la largeur et le pendage des couches de charbon qu’on souhaite exploiter (par analyse sismique préalable du sous-sol et modélisation).
  Comme pour les gaz de schistes, cette technique nécessite aussi une matrice (charbon) convenablement micro-fracturée, voire périodiquement re-fracturé par des microséismes artificiels (créés au moyen d’explosifs envoyés dans la veine via le puits et mis à feu à distance) suivies de l’injection d’un fluide de fracturation, ce que permettent de nouvelles techniques de forages dirigés et de fracturation (« fracking » pour les anglophones), techniques dérivées des activités pétrolières et d’extraction du gaz de schiste.
  Ces techniques sont coûteuses et environnementalement décriées, mais rendent théoriquement accessible le « gaz de houille » à grande profondeur. Appliquées aux couches de houilles (plus rares et souvent plus fines), et non aux couches de schistes noirs (riches en matière organique), elles seront probablement moins rentables, ce pourquoi certains opérateurs proposent de leur associer un stockage géologique du carbone.
  Du CO₂ ou mieux, de l’Azote peut être injecté à la place du CO₂ (opération dite CO2-EGR pour les anglophones^[2], EGR (« Enhanced gas recovery ») désignant ici la récupération du CO₂ à l’échappement des centrales thermiques ou de grosses turbines à gaz dans l’industrie^[5]. Les techniques dérivent de celles testées pour la récupération assistée de pétrole (EOR / Enhanced oil recovery) par injection de CO₂ ; procédé testé et selon ses promoteurs commercialement éprouvé, avec un potentiel de plus de 120 Gt de séquestration de CO₂ comme "valeur ajoutée" (pour le monde entier)^[5].

La gazéification in situ de veines souterraines de charbon a également été tentée^[6] à la fin du XX^e siècle, par plusieurs moyens, mais avec des résultats mitigés^[6]. On a aussi cherché à fabriquer des carburants liquides à partir du charbon^[7].

La perméabilité des réservoirs

la Perméabilité du réservoir (veine de charbon) est un facteur clé pour l’exploitation du gaz de houille. Le charbon lui-même est un réservoir assez faiblement perméable pour ce méthane. Selon le type de charbon, il présente une structure en microfeuillets et/ou microfracturée (avec 2 types de microfractures ; en réseaux de microfissures « bout-à–bout » (matrice plus perméables) ou « à angles droits » (moindre perméabilité) et le rapport entre ces deux perméabilité peut varier de 1:1 à 17:1. ; on dit que cette perméabilité est anisotrope.
Des réseaux de microfailles, failles ou des effets de pression différentiée de la veine modulent en outre la perméabilité au sien d’une même veine, de même que la proximité des limites de la veine (« frontières lithologiques »). À petite échelle, l’écoulement des fluides dans les réservoirs de méthane houillier emprunte généralement des chemins orthogonaux. Cette mauvaise perméabilité fait que les aires de drainage autour des puits de méthane de houille sont souvent de forme elliptique.

Propriétés intrinsèques affectant la production de gaz de houille

Le méthane de houille est essentiellement constitué de méthane, avec une faible proportion d’éthane, d’azote, de dioxyde de carbone et de quelques autres gaz. Les propriétés intrinsèques de chaque charbon déterminent la composition exacte du gaz, et la quantité de gaz qui peut en être extraite.

Porosité du charbon

Le porosité des réservoirs de houille est habituellement très faible (de 0,1 à 10 % dans le meilleur des cas).

Capacité d'adsorption du charbon

La capacité d'adsorption du charbon est mesurée par le volume de gaz adsorbé par unité de masse de charbon.
Elle est habituellement exprimée en SCF (standard cubic feet, le volume (en pieds cube dans les pays anglosaxons) mesuré aux conditions normales de température et de pression) en gaz par tonne de charbon.
Cette capacité d'adsorption dépend du type et de la « qualité » du charbon. On trouve ainsi des taux de méthane adsorbé variant de 100 à 800 SCF/tonne pour les veines de charbon étudiées aux États-Unis.
La plus grande partie du gaz présent dans les couches de charbon se présente sous forme adsorbée. Quand un « réservoir » est mis en production, c’est d’abord l’au présente dans les espaces de fracture qui est pompé ; cette mise en dépression améliore la désorption du gaz par la matrice charbonneuse.

Perméabilité fracturale du charbon

Comme indiqué précédemment, et conformément à la théorie de la percolation, c’est la perméabilité permise par le réseau de micro-fracture qui détermine les voies d’acheminement du gaz dans la couche charbonneuse. Plus grande est cette perméabilité, plus élevée sera la production potentielle de gaz.
Dans la plupart des couches de charbon testées aux États-Unis, cette perméabilité était de 0,1 à 50 millidarcys. La perméabilité des réservoirs fracturés peut être augmentée en appliquant certains stress au réservoir, ce qu’on fait avec les techniques de fracturation hydraulique qui doivent cependant être soigneusement maitrisée pour ne pas pousser le gaz hors de la veine ou du système visant à le drainer jusqu’au puits de récupération. Le charbon présente une perméabilité assez sensible aux stress mécaniques, permettant ce que les industriels appellent des opérations de « stimulation » de la production.

Épaisseur de la formation et pression initiale du réservoir

La teneur en méthane varie fortement selon les conditions de la formation du charbon et selon la nature géologique du « réservoir » (intégrité, faillage, etc.).
L’épaisseur de la couche de charbon n’est donc pas nécessairement proportionnelle au volume de gaz potentiellement extractible. Pour qu’un réservoir libère beaucoup de gaz, il faut qu’il en contienne beaucoup et que la différence de pression entre le puits et la couche de charbon soit aussi importante que possible, comme c'est le cas avec n'importe quel réservoir productif.
Certaines formations de charbon (et de schistes) peuvent présenter des concentrations rentables de gaz quelle que soit l'épaisseur de la formation et d’autres non. Par exemple, dans le bassin houiller de Cherokee (Sud Kansas), un puits a remonté une quantité importante de gaz d’une couche de charbon peu épaisse (1–2 pieds) alors qu’une autre couche deux fois plus épaisse n’a à peu près rien produit.

Composition macérale

Le potentiel gazier d'une veine de houille semble aussi dépendre aussi de sa teneur et composition et répartition (homogènétité/hétérogénéité) en macéraux (les macéraux sont des entités pétrographiques ; l’équivalent microscopique des minéraux, mais dans les roches fossiles d’origine organique). Une teneur élevée en vitrinite est prédictrice d’une chance plus élevée d'extraction rentable de gaz de houille, alors qu’une teneur élevée en inertinite augure un mauvais rendement)

Autres paramètres

Parmi les autres paramètres affectant notamment la densité en gaz du charbon figurent ;

• la densité initiale du charbon ;
• la concentration initiale du gaz (en phase gazeuse) dans le charbon ;
• le seuil critique de saturation en gaz ;
• la saturation irréductible en eau ;
• la perméabilité relative (à l'eau et au gaz) .

Rendements

La qualité du gaz de houille est souvent bonne, mais les rendements des puits d’exploitation sont généralement bien moindres que ceux exploitant des réservoirs conventionnels de gaz naturel, avec typiquement un maximum à environ 0,1 m³/ s par forage ((8,500 m³/j), et ils peuvent générer d'importants coûts initiaux. Les profils de production des puits sont généralement caractérisés par une production de gaz qui augmente dans un premier temps alors que de l'eau est pompée dans la couche (phase de désorption maximale) avant un débit déclinant. Certains opérateur injectent du co2 ou de l’Azote par un autre puits pour « pousser » le gaz restant vers le puits d’extraction.

Qualité du gaz

Elle doit être suivie avec attention, car les appareils à gaz naturel sont conçues pour un gaz sec et à composition précise, au pouvoir calorifique d'environ 1000 BTU (British thermal units) par pied cube, soit presque du méthane pur. Si le gaz contient plus de quelques pourcents de gaz non-inflammables tels qu’azote ou dioxyde de carbone, soit il faut l’en débarrasser pour atteindre les standards minimaux de qualité, soit il faut mélanger ce gaz avec un gaz très propre pour atteindre ces mêmes standards.
Si la teneur en méthane du gaz de houille est inférieur à 92% de méthane, il peut ne pas être commercialisables, bien qu’éventuellement valorisable dans certaines centrales thermiques, mais avec des risques accrus de pollution ou de mauvais fonctionnement des matériels.

Controverses

Ces techniques font l'objet de vives controverses ; d'avord aux États-Unis et au Canada, et de la part d'ONG impliquées dans la protection de la nature ou de l’eau^[8],[9], et depuis fin 2010 en Europe, puis en Aout 2011 en Australie où le Premier ministre de la Nouvelle Galle du Sud (B. O’Farell) a annoncé vouloir interdire deux exploitations de gaz de houille, suite au fait que Ross Sunn, porte parole de l’ Association des exploitants et producteurs de pétrole australien a reconnu que «  le forage, à différents degrés, a un impact sur les aquifères adjacents », après avoir durant plusieurs années affirmé le contraire selon B. O’Farell^[10]., et alors qu'une série de régions administratives demandaient un moratoire sur les exploitations existantes^[11].
Les reproches qui lui sont faits portent principalement sur les impacts environnementaux et sanitaires, directs et indirects.
En théorie - dans la plupart des pays - ces impacts environnementaux auraient dû être décrits par les études initiales d’impacts puis limités ou compensés par des mesures conservatoires ou compensatoires adaptées, sous le contrôle des gouvernements et de certaines de leurs agences et ministères, à l’occasion des procédures d'autorisation d’exploration et d'exploitation, qui offrent généralement une occasion de consultation publique et d'enquête publique.
Les exploitants sont également tenus d'obtenir des permis ou autorisations pour la construction pour les routes, de pipelines et de l’infrastructure technique éventuelle, ainsi que pour les rejets d’eaux usées. Ils devraient également, théoriquement, réparer certains impacts environnementaux quand la loi le demande. Cependant, ces techniques étaient nouvelles, peu connues du public et des agences environnementales et leurs experts étaient au sein des entreprises d’exploration ou d’extraction. De plus, les additifs chimiques utilisés n’étaient pas même connus de l’EPA (jusque fin 2010), les industriels arguant qu’ils relèvent du secret commercial ou de fabrication.

On reproche notamment au gaz de houille :

• la fracturation hydraulique, de plus en plus utilisée, et massivement utilisée en Amérique du Nord depuis quelques années, qui consomme et pollue une grande quantité d’eau, qui consomme beaucoup d’énergie, utilise de nombreux produits chimiques dont certains sont très toxiques, et qui produit des quantités considérables de déchets;
• Jusqu’en 2010 au moins, les industriels gaziers semblent ne pas avoir fait preuve de transparence, même envers les administrations qui auraient légitimement du être informées. Ils ont notamment refusé de divulguer au public, aux sénateurs américains, à l’État de New-Yord et à divers ONG environnementales la liste des produits chimiques qu’ils injectaient dans les fluides de forage et de fracturation ;
• Aux USA et Canada où des dizaines de milliers de puits ont été creusés en moins d’une décennie, les forages et leur exploitation semblent avoir généré, outre d’importants impacts paysagers, des effets négatifs imprévus (fuites de méthanes ou de produits toxiques vers la surface ou les eaux potables) et dans certaines cas avec des effets graves pour l’environnement et la santé, notamment dénoncés par le film Gasland. Au Colorado la société EnCana a eu une amende de 371,000 dollars, la plus forte amende donnée à une société gazière pour un accident de 2004 qui a eu lieu à Divide Creek (importante fuite de méthane^[12];
• Un autre problème est l’incertitude sur le comportement à moyen et long terme des couches explorées (ou enrichies en CO₂ dans le cas d’une utilisation secondaire des pores du charbon comme séquestrateur de carbone), dont en cas de tremblement de terre et/ou de remontée rapide d’aquifères circulants (suite à des arrêts de pompages industriels ou d’exhaure par exemple).
  La porosité du charbon, mais aussi la perméabilité verticale et horizontale des couches qui entourent la veine de charbon (grès, schistes, plus ou moins imperméables ou faillés.) sont en général évaluées par modélisation. Or, ces paramètres sont importants et devraient être connus pour éviter un drainage minier, notamment en présence de systèmes artésiens circulants^[13] ;
• Au fil du temps, alors que les rendements baissent, l es puits peuvent être de moins en moins espacés pour extraire le méthane restant ;
• L'eau remontée peut contenir des taux important ou excessifs de substances dissoutes toxiques ou indésirables (métaux lourds, radionucléides), en proportion variable selon le type de charbon et son degré de fracturation.
• Les prélèvements d'eau ou les forages traversant les aquifères peuvent affecter la ressource générale en eau, de même que les rejets d’eaux de mauvaise qualité en rivière^[14]. À titre d’exemple, selon le “Wyoming State Geological Survey”, l’extraction de gaz de couche a nécessité le pompage de 6 millions de barrils d’eau souterraine (191 millions de gallons) rien que pour les couches de houille du « Powder River Basin » située dans le sous sol sud du Montana et du Wyoming et la plupart de ces eaux a été rejetée dans des bassins d’évaporation ou rejetée en surface sans usages spécifiques^[15], gaspillage d’eau jugé en 2010 inconstitutionnel par un tribunal du Montana^[15]

• Localement l'eau extraite des couches profondes est évaporée dans les grands bassins, produisant des eaux très salines et enrichies en métaux ou substances indésirables. Les oiseaux ou d'autres animaux (Ex : Chinchilla) peuvent s’y intoxiquer, et autour de certains de ces étangs la teneur en sel peut dégrader la végétation. Récemment, des entreprises gazières ont offert leur eau pour le refroidissement à de centrales électriques (après épuration par osmose inverse) ou la rejettent dans des cours d'eau.
• enfin, il s’agit encore de ressources fossiles qui détournent des moyens humains, financiers et techniques d’autres solutions alternatives plus écologiques et à moindre risque permettant de produire une énergie plus sûre et mieux répartie sur la planète, dans une économie décarbonée telle que la promeuvent le scientifique et politicien allemand Ernst Ulrich von Weizsäcker et Karlson Charlie Hargroves^[16]avec l’approche Facteur 4 (« deux fois plus de bien-être en consommant deux fois moins ») devenue Facteur 5 (qui vise à réduire de 80 %, des émissions de carbone dans la production et la consommation de biens)  ;

Plusieurs défis persistent^[5] pour une application à grande échelle de la séquestration géologique dans les lits d'hydrocarbures fossiles exploités ou en cours d’exploitation, avec :

• des coûts de capture encore élevés, auxquels s’ajoutent des coûts de traitement et d’injection du CO₂ anthropique^[5];
• une compréhension encore incomplète des structures et systèmes de « réservoirs » naturels de pétrole et de nombreux réservoirs houillers, notamment dans les zones frontalières ou les zones faillées et/ou à risque sismique^[5];
• un suivi plus rigoureux des impacts et une vérification de la fiabilité de ce type de stockage, pour convaincre les régulateurs et le grand public que la séquestration est sûre et à long terme^[5];
• développer des garanties reconnues et certification de systèmes de quotas ou d'échange d'émissions^[5];
• la résolution de conflits opérationnels^[5] entre la séquestration (qui veut « stabiliser » le gaz CO₂ et récupération assistée qui veut déplacer et transférer le gaz vers la surface).

Ces défis peuvent être surmontés en s'appuyant sur les technologies existantes de l'EOR, le stockage souterrain du gaz, et la production naturelle de CO₂ et les industries du transport et ciblées fondamentale et appliquée de R & D^[5].

Enjeux, avantages espérés et inconvénients

Par rapport à d’autres gaz naturels, il présente l’avantage d’être souvent un «gaz non corrosif», ou peu corrosif en raison de sa pauvreté en sulfure d'hydrogène (acide, corrosif et toxique), alors que le gaz naturel « conventionnel » tel que celui extrait à Lacq en France durant plusieurs décennies en contient des quantités significatives. Les promoteurs de cette technique estiment que combinée au principe des « puits-couplés », elle permettrait aussi une séquestration géologique du carbone, sous forme de CO₂ auquel on ferait en quelque sorte prendre la place du méthane extrait ; le CO₂ injecté par un puits d’injection servant à pousser le méthane vers le puits d’extraction.
D’autres estiment que dans la réalité, c'est-à-dire dans des couches hétérogènes, souvent mise en contact avec de l’eau lors de leur fracturation, ou naturellement fracturées, ou fracturées par une exploitation ancienne comme dans les bassins miniers exploités au XIX^e et XX^e siècle, le CO₂ ainsi piégé ne le serait pas fiablement ou non durablement (John Gale et Paul Freund promoteurs de cette technique disent que ce CO₂ sera « séquestré pendant de nombreuses années »^[1], sans s’engager sur la durée de séquestration) et considèrent qu’il y a «  des améliorations sont encore nécessaires » aux techniques d’origine pétrolières utilisées, sans garantir que le CO₂ ne puisse pas peu à peu remonter vers la surface ou poser problème en changeant la chimie des couches profondes (c’est un facteur d’acidification). Si toutes les mines de charbon connues étaient utilisées pour y stocker de la sorte du CO₂ associé dans le cadre d’une exploitation de type ECBM, le potentiel de stockage serait d’environ 150 Gt de CO₂^[1], mais selon les analyses économiques disponibles, seuls 5 à 15 Gt de dioxyde de carbone pourraient ainsi être éventuellement séquestrés avec un bénéfice net, 60 Gt de capacité supplémentaire de piégeage peuvent être disponibles à un coût modéré (de moins de 50 $ / t CO₂ aux conditions économiques des années 1990^[1], c'est-à-dire quasiment sans études d’impacts ni compensations environnementales).

Aux États-Unis

L’industrie pétrolière cherche à éviter les taxes sur les émissions de carbone par des techniques permettant de conjointement extraire des ressources fossiles et à injecter en profondeur du Carbone.

• Une expérimentation-pilote d’utilisation aux États-Unis de gaz de couche avec stocker de CO₂ en retour (projet « CO2-ECBM »). Depuis 1996, plus de 57 millions de m³ (2 milliards de pieds cubes) de CO₂ auraient ainsi été ainsi plus ou moins bien séquestré dans des veines de charbon^[1]. Aux prix du gaz en vigueur, et étant donné les couts d’investissement, les promoteurs de cette technique ont estimé que des méthodes telles que celles expérimentées par le projet CO2-ECBM pourrait être profitable aux États, avec un potentiel de séquestration du CO₂ estimé à environ 8,5 Gt pour les États-Unis^[1]. (soit à titre de comparaison, près de 3 fois moins que les seules émission excédentaires (24 Gt, que les puits de carbone naturels n’ont pas pu absorber) émises par les activités humaines en 2007. Ces évaluations ont estimé que le CO₂ était correctement absorbé par le charbon et n’ont pas tenu compte des coûts sociaux, environnementaux évoqués par les détracteurs du fracking^[1].
• Un projet de recherche dit « Coal-seq » a lieu d’octobre 2000 à octobre 2003 aux États-Unis, financé par le département à l'énergie, DOE, avec les compagnies AMOCO et BP (qui teste cette technique depuis les années 1980).

Au Japon

Des géologues japonais ont estimé que les veines de charbon existantes au Japon et les fonds marins autour de l’archipel pourraient absorber environ 10 GT de CO₂ pendant que sur ces mêmes zones 2,5 trillions de m³ de CH₄ (gaz de couche notamment) pourraient être exploités^[2]. Cependant le risque sismique élevé qui caractérise cette région du monde pose également question sur la fiabilité des matériels, puits, stockages… .

En Europe

Un projet européen « RECOPOL » (projet équivalent du projet américain Coal-seq lancé pour 3 ans en oct 2000 aux États-Unis, par le département à l'énergie, DOE, avec AMOCO et BP (qui teste cette technique depuis les années 1980), initié en novembre 2001, pour 3 ans, dont 18 mois d'expérience de terrain en Pologne, de 3,5 M€ financé à 50 % par le 5^e PCRD (programme cadre pour la recherche) de récupération de méthane de couche dit "ECBM" (Enhanced Coal Bed Methane) et stockage souterrain de CO₂ dans les veines de charbon par injection de CO₂^[17]. Il faudrait pour cela pomper l'aquifère (localement très pollué, et se remplissant à partir de la nappe de la craie) pour que le méthane puisse se désorber du charbon, et si l'on veut un débit important de gaz de fracturer le sol (fracking) et éventuellement d'injecter un autre gaz (CO₂ et/ou N₂ par ex) dans des systèmes de doubles forage. Le CO₂ se combine à l'eau pour former de l'acide carbonique, qui facilite la circulation des métaux lourds et la dissolution de la craie là où le contact existe).

Voir aussi

Articles connexes

Filmographie

• Gasland, film documentaire américain de Josh Fox (2010)

Liens externes

• (fr)
• Cette section est vide, insuffisamment détaillée ou incomplète. Votre aide est la bienvenue !

Bibliographie

• Cette section est vide, insuffisamment détaillée ou incomplète. Votre aide est la bienvenue !

Références

• Portail de l’énergie
• Portail de l’environnement et du développement durable