1B.1

Atelier de formation pratiquedu Groupe consultatif d’experts

sur les inventaires de gaz à effet de serre

Secteur de l’énergie

1B.2

Résumé du cours (suite)

Émissions fugitives Documents de référence Extraction et manutention du charbon Industrie du pétrole et du gaz naturel Questions relatives aux données

1B.3

Secteur de l’énergie – Émissions fugitives

1B.4

Introduction Émissions fugitives : Ensemble des émissions

causées par les déversements accidentels, les fuites de l’équipement, les pertes au remplissage, le torchage, les fuites dans les pipelines, les pertes à l’entreposage et la ventilation, ainsi que de toutes les émissions directes autres que l’utilisation de combustibles.

Surtout le méthane CO2 entraîné important dans certains cas

Faibles émissions de N2O résultant du torchage

1B.5

Sources des émissions fugitives

Combustibles solides (charbon surtout) Extraction, manutention, traitement et

entreposage Industrie du pétrole et du gaz naturel

exploration, production, traitement, raffinage, transport, entreposage et distribution

1B.6

Extraction et manutention du charbon

Libération du méthane piégé durant l’extraction.

La teneur en méthane du charbon sur place peut varier beaucoup.

La plus grande partie des émissions fugitives survient à la mine.

Certaines émissions résiduelles se produisent au cours des activités de manutention et de traitement.

1B.7

Mines à ciel ouvert et mines souterraines

Deux types de mines de charbon Les émissions sont plus élevées dans le cas des

mines souterraines. Les émissions augmentent proportionnellement

à la profondeur de la mine. Les émissions dépendent aussi de la teneur en

gaz du charbon. Une certaine quantité du gaz peut rester dans le

charbon. 60 % à 75 % du gaz est émis durant les activités

d’extraction.

1B.8

Mines abandonnées Les émissions peuvent se poursuivre après que la

mine a cessé de produire du charbon. En général, les émissions diminuent rapidement

lorsque les mines souterraines cessent de produire. Dans certains cas, les émissions des couches

environnantes peuvent être importantes et se poursuivre pendant encore des années.

Les résidus de charbon ou les amas de résidus sont des sources mineures d’émission.

L’inondation de la mine peut empêcher les émissions.

1B.9

Contrôle des émissions Puits de dégazage

Conservation du gaz Torchage

Utilisation de catalyseurs de postcombustion à la sortie des systèmes de ventilation des mines souterraines

1B.10

Données de surveillance et données sur les activités

Teneur en méthane de l’air extrait des mines (niveau 3)

Production de charbon (niveau 1 ou 2) Importations et exportions par type de

charbon Émissions post-extraction, probablement

faibles Renseignements sur la profondeur de

chaque mine (niveau 2)

1B.11

Niveau 1 et niveau 2

facteurs d’émission pour la moyenne mondiale (niveau 1)

facteurs d’émission propres au pays ou au bassin houiller (niveau 2) fondés sur la teneur réelle en CH4 du charbon extrait.

1B.12

Niveau 3 : mines souterraines

Les mines souterraines doivent généralement comporter des systèmes de ventilation et de dégazage pour des raisons de sécurité.

Souvent, des puits de dégazage se trouvent dans les environs de la mine.

On peut utiliser des données pour estimer les émissions ou déterminer des facteurs d’émission plus spécifiques.

Lorsque le méthane des puits de dégazage est récupéré avant l’extraction, les émissions doivent être déclarées pendant l’année où le charbon a été extrait.

1B.13

Concernant l’extraction du charbon…

Appliquer la méthode de niveau 3 aux mines les plus grisouteuses et la méthode de niveau 1 ou 2 aux autres mines.

Il n’est probablement pas possible d’appliquer la méthode de niveau 3 aux mines à ciel ouvert ou aux émissions post-extraction.

Le méthane récupéré et brûlé à des fins énergétiques doit être inclus dans les émissions dues à la combustion de combustibles.

Aucune méthode d’inventaire pour le brûlage du charbon.

L’extraction peut également libérer d’importantes quantités de CO2.

1B.14

Données sur l’extraction du charbon (suite)

Les statistiques sur le charbon portent surtout les combustibles primaires (anthracite et lignite) et les combustibles dérivés (aggloméré de charbon, coke, coke de gaz, briquettes de lignite, gaz de cokerie et gaz de haut fourneau); peuvent également comprendre la tourbe.

Aucun renseignement habituellement fourni sur la méthode d’extraction (à ciel ouvert ou souterraine) ni sur la profondeur des mines. Une approximation prudente serait que la lignite est extraite à ciel ouvert et que le charbon bitumineux et l’anthracite sont extraits de mines souterraines.

Certaines données utiles inédites, dont la profondeur de la mine, peuvent être obtenues auprès de l’AIE sur demande spéciale.

1B.15

Documents de référence sur les mines de charbon

On peut obtenir des statistiques sur le charbon pour la plupart des pays en consultant les sites suivants : U.S. Energy Information Administration (EIA)

<www.eia.doe.gov> Division de la statistique des Nations Unies <

http://unstats.un.org/unsd/> Agence internationale de l’énergie (AIE) <

www.iea.org>

1B.16

Industrie du pétrole et du gaz naturel

Fuites de l’équipement Ventilation par aspiration à la source et

torchage Pertes par évaporation (manutention et

entreposage du produit, particulièrement lorsque des pertes par vaporisation instantanée se produisent)

Rejet accidentel ou défectuosité de l’équipement

1B.17

Les taux d’émission dépendent …

des caractéristiques des hydrocarbures produits, traités ou manipulés

Pétrole brut classique Pétrole lourd Bitume Gaz sec Gaz corrosif (plus de 10 ppmv de sulfure d’hydrogène (H2S) Gaz associés

du nombre d’équipements, de leur type et de leur âge des pratiques industrielles de conception, d’exploitation et

d’entretien des exigences réglementaires et de leur application à

l’échelle locale

C’est-à-dire teneur en méthane du combustible et inétanchéité de

l’équipement

1B.18

Les émissions dues à la ventilation et au torchage dépendent…

du degré d’application du procédé; des pratiques d’exploitation; des possibilités d’utilisation sur place du

méthane; de l’accès économique aux marchés gaziers; des exigences réglementaires et de leur

application à l’échelle locale.

1B.19

Les rejets accidentels… sont difficiles à prédire; peuvent être un contributeur majeur; peuvent comprendre :

l’éruption d’un puits; la rupture d’un pipeline; les accidents impliquant le camion-citerne; l’explosion de la citerne; la migration du gaz à la surface par l’extérieur du puits; des éruptions du tubage de surface; des fuites provenant de puits abandonnés.

1B.20

Taille des installations Le secteur pétrolier et gazier a tendance à être

constitué de nombreuses petites installations. Exceptions

Raffineries de pétrole Installations intégrées d’extraction et de valorisation

des sables bitumineux Les petites installations sont probablement

responsables de la plus grande partie des émissions fugitives.

On possède moins d’information sur les petites installations.

1B.21

Composition du pétrole et du gaz naturel

Le gaz naturel non traité et le pétrole brut contiennent ce qui suit :

Un mélange d’hydrocarbures Diverses impuretés, dont H2O, N2, argon, H2S et CO2. On élimine les impuretés par transformation, traitement ou

raffinage.

H2S Gaz corrosif si plus de 10 ppmv de sulfure d’hydrogène (H2S) Gaz non corrosif si moins de 10 ppmv de sulfure d’hydrogène

(H2S) La concentration de H2S augmente selon la profondeur du

puits.

1B.22

Gaz acide Sous-produit du procédé d’adoucissement

visant à éliminer le H2S

Peut contenir de grandes quantités de CO2

brut Quel que soit le procédé…

récupération du soufre torchage ou ventilation

…le CO2 brut est libéré dans l’atmosphère.

1B.23

Profils d’émission

Plus on est au début du procédé, plus les émissions sont importantes.

Les émissions diminuent parallèlement à la concentration de H2S dans le

pétrole et le gaz naturel produits.

1B.24

Fuites de l’équipement Tendent à être des émetteurs continus. Émissions faibles à modérées. Tout l’équipement fuit jusqu’à un certain point. Seulement une portion des sources potentielles d’un

site fuit suffisamment à un moment ou un autre pour nécessiter une réparation ou un remplacement.

Si moins de 2 % des sources potentielles totales fuient, l’installation est considérée comme étant bien entretenue.

1B.25

Sources des fuites de l’équipement

Vannes, robinets et soupapes Brides et autres raccords Pompes Compresseurs Clapets de surpression Drains de procédés Conduites ou vannes ouvertes Évents de dégazage du système d’étanchéité des

pompes et des compresseurs Évents des accumulateurs Joints d’étanchéité des agitateurs Joints d’étanchéité des portes d’accès

1B.26

Tendances des fuites de l’équipement

Moins de fuites à mesure que la toxicité des matières augmente.

Moins de fuites lorsque le gaz a été odorisé (par conséquent moins de fuites dans la section de gaz corrosifs des installations).

Plus de fuites là où l’équipement est soumis à de fréquents cycles thermiques, à des vibrations ou à des produits cryogéniques.

1B.27

Pertes à l’entreposage Des pertes surviennent dans les réservoirs

de stockage en raison de l’ébullition ou de la vaporisation instantanée du méthane.

Ces pertes se produisent dans les installations de production et de traitement lorsque les liquides d’hydrocarbures sortent directement d’un récipient sous pression où ils sont entrés en contact avec le gaz naturel.

1B.28

Méthodologies Méthode de niveau 3 : Nécessite un inventaire

détaillé de l’équipement, des infrastructures et des facteurs d’émission (ascendants).

Méthode de niveau 2 : Fondée sur une estimation par bilan massique de la quantité maximale de méthane qui pourrait être rejetée.

Seulement dans l’industrie du pétrole. Se fonde sur le rapport du gaz naturel au pétrole.

Méthode de niveau 1 : Utilise les données nationales sur la production gazière et pétrolière et les facteurs d’émission regroupés.

1B.29

Données sur les émissions fugitives

Souvent, les données sur la ventilation et le torchage sont incomplètes et de piètre qualité.

Communiquer avec les représentants de l’industrie pour connaître les pratiques de répartition types entre la ventilation et le torcharge.

Les données sur les fuites de l’équipement dans les petites installations sont impossibles à obtenir ou elles sont incomplètes.

Installations à l’emplacement du puits Installations au champ

1B.30

Données sur les émissions fugitives (suite)

Recueillir les données sur les activités relatives aux sources d’émissions fugitives est difficile et exigeant en terme de ressources.

Il n’y a pas vraiment de raccourci. La première étape peut consister à rencontrer des

experts de l’industrie pour discuter des pratiques et procédés courants.

Leur demander de comparer les pratiques nationales avec celles des pays dont on connaît le profil d’émissions (p. ex. les pays visés à l’annexe I).

1B.31

Données sur la ventilation et le torcharge

Brûler à la torche si le gaz représente un problème (odeur, santé ou sécurité).

Autrement, ventiler. Les données sur la ventilation et le torcharge

divulguées par les entreprises sont souvent incohérentes.

Problème : On déclare brûlés à la torche des volumes ventilés.

1B.32

Données sur l’industrie pétrolière et gazière

Les données internationales sur la production sont exprimées en chiffres nets (c’est-à-dire après contraction, pertes, réinjection, ventilation et torchage).

Le pétrole brut comprend habituellement les liquides d’hydrocarbures provenant des puits de pétrole et les condensats (liquides du séparateur) récupérés aux installations de gaz naturel. Peut également comprendre le pétrole brut synthétique des sables bitumineux et des schistes bitumineux.

Les données sur les infrastructures sont plus difficiles à obtenir que les statistiques sur la production.

1B.33

Données sur l’industrie pétrolière et gazière (suite)

On peut généralement obtenir uniquement des organismes régionaux les renseignements sur le nombre et le type des grandes installations; le type de procédé utilisé à ces installations; le nombre et le type de puits en exploitation; le nombre de puits forés; la longueur des pipelines.

Il se peut qu’on ne puisse obtenir, même auprès des sociétés pétrolières, les renseignements sur les installations plus modestes (p. ex. équipement à la tête de puits, postes de raclage, entrée des gisements et stations de pompage).

Les seules données sur les infrastructures qui pourraient être requises pour la méthode de niveau 1 est le dénombrement des puits et la longueur des pipelines.

Les renseignements sur les installations ne sont requis que pour le niveau 3 du GIEC.

1B.34

Documents de référence pour l’industrie pétrolière et gazière

Autres manuels de méthodologie : American Petroleum Institute (API) <www.api.org> Association canadienne des producteurs pétroliers (IPAC) <

www.capp.ca> Association canadienne du gaz (ACG) <www.cga.ca> Gas Technology Institute (GTI) <www.gastechnology.org>

Statistiques sur le pétrole et le gaz naturel : U.S. Energy Information Administration (EIA) <www.eia.doe.

gov/neic/historic/hinternational.htm> Division de la statistique des Nations Unies <http://unstats

.un.org/unsd/methods/inter-natlinks/sd_natstat.htm et http://unstats.un.org/unsd/databases.htm>

Agence internationale de l’énergie (AIE) <www.iea.org/statist/index.htm>

1B.35

Documents de référence sur l’industrie pétrolière et gazière

(suite)

Oil and Gas Journal <www.ogjresearch.com>: Des données sur les infrastructures (nombre de puits,

liste des usines à gaz, annonce de grands projets) Projets de raffineries, de pipelines et de traitement du

gaz naturel dans le monde Projets antérieurs de raffineries, de pipelines et de

traitement du gaz naturel Enquête sur la production des champs pétrolifères

dans le monde Enquête sur le raffinage dans le monde Enquête sur le traitement du gaz naturel dans le

monde Enquête sur la récupération assistée du pétrole

1B.36

Documentation et présentation

Les caractéristiques les plus importantes des inventaires nationaux sont la transparence et la documentation! Sans documents à l’appui, rien ne prouve ce

qui a été fait ou si ça a été fait correctement. L’utilisation du logiciel facilite grandement le

travail du secrétariat de la CCNUCC.

1B.37

Remarques finales…

Un inventaire national n’est pas un projet de recherche…

C’est un programme national qui œuvre de concert avec les établissements de recherche et de

statistiques en vue de produire des données de qualité supérieure sur les émissions.

1B.38

Questionnaire

20 minutes

1B.39

Réponses au questionnaire Energy Quiz 1 (key).doc

1B.40

Oxydes d’azote (NOx)

Gaz à effet de serre indirect L’utilisation des combustibles est la

principale source anthropique de Nox. Industries énergétiques Sources mobiles

Deux mécanismes de formation : Nox des combustibles

Nox thermiques

1B.41

Monoxyde de carbone (CO) Gaz à effet de serre indirect Provient surtout des véhicules automobiles,

mais également de la combustion dans les établissements résidentiels et commerciaux.

Produit intermédiaire du procédé de combustion

1B.42

Composés organiques volatils non méthaniques (COVNM)

Gaz à effet de serre indirect Produits d’une combustion incomplète Sources mobiles et combustion résidentielle,

en particulier combustion de la biomasse Émissions faibles dans le cas des grandes

installations de combustion

1B.43

Dioxyde de soufre (SO2)

Précurseur d’aérosols. Peut avoir un effet refroidisseur sur le climat. La concentration augmente avec la

combustion de combustibles fossiles qui contiennent du soufre.

Lien étroit avec la teneur en soufre du combustible

1B.44

Questionnaire

20 minutes

1B.45

Réponses au questionnaire Fugitives Quiz 1 (key).doc

1B.46

1B.47

Exercice relatif à la base de données sur les facteurs d’émission

Recherchez les facteurs d’émission de CH4 pour les résidus de culture et de la biomasse utilisés pour n’importe quel type de combustion de combustible…

http://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/EFDB/find_ef_s1.php

1B.48

Résultats de la recherche dans la base de données sur les facteurs d’émission