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1B.1 Atelier de formation pratique du Groupe consultatif dexperts sur les inventaires de gaz à effet de serre Secteur de lénergie.

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1 1B.1 Atelier de formation pratique du Groupe consultatif dexperts sur les inventaires de gaz à effet de serre Secteur de lénergie

2 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

3 1B.3 Secteur de lénergie – Émissions fugitives

4 1B.4 Introduction Émissions fugitives : Ensemble des émissions causées par les déversements accidentels, les fuites de léquipement, les pertes au remplissage, le torchage, les fuites dans les pipelines, les pertes à lentreposage et la ventilation, ainsi que de toutes les émissions directes autres que lutilisation de combustibles. Surtout le méthane CO 2 entraîné important dans certains cas Faibles émissions de N 2 O résultant du torchage

5 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

6 1B.6 Extraction et manutention du charbon Libération du méthane piégé durant lextraction. 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.

7 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 dextraction.

8 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 démission. Linondation de la mine peut empêcher les émissions.

9 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

10 1B.10 Données de surveillance et données sur les activités Teneur en méthane de lair 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)

11 1B.11 Niveau 1 et niveau 2 facteurs démission pour la moyenne mondiale (niveau 1) facteurs démission propres au pays ou au bassin houiller (niveau 2) fondés sur la teneur réelle en CH 4 du charbon extrait.

12 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 démission plus spécifiques. Lorsque le méthane des puits de dégazage est récupéré avant lextraction, les émissions doivent être déclarées pendant lannée où le charbon a été extrait.

13 1B.13 Concernant lextraction 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 nest probablement pas possible dappliquer 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 dinventaire pour le brûlage du charbon. Lextraction peut également libérer dimportantes quantités de CO 2.

14 1B.14 Données sur lextraction 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 dextraction (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 lanthracite sont extraits de mines souterraines. Certaines données utiles inédites, dont la profondeur de la mine, peuvent être obtenues auprès de lAIE sur demande spéciale.

15 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) Division de la statistique des Nations Unies Agence internationale de lénergie (AIE)

16 1B.16 Industrie du pétrole et du gaz naturel Fuites de léquipement 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 léquipement

17 1B.17 Les taux démission 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 dhydrogène (H 2 S) Gaz associés du nombre déquipements, de leur type et de leur âge des pratiques industrielles de conception, dexploitation et dentretien des exigences réglementaires et de leur application à léchelle locale Cest-à-dire teneur en méthane du combustible et inétanchéité de léquipement

18 1B.18 Les émissions dues à la ventilation et au torchage dépendent… du degré dapplication du procédé; des pratiques dexploitation; des possibilités dutilisation sur place du méthane; de laccès économique aux marchés gaziers; des exigences réglementaires et de leur application à léchelle locale.

19 1B.19 Les rejets accidentels… sont difficiles à prédire; peuvent être un contributeur majeur; peuvent comprendre : léruption dun puits; la rupture dun pipeline; les accidents impliquant le camion-citerne; lexplosion de la citerne; la migration du gaz à la surface par lextérieur du puits; des éruptions du tubage de surface; des fuites provenant de puits abandonnés.

20 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 dextraction et de valorisation des sables bitumineux Les petites installations sont probablement responsables de la plus grande partie des émissions fugitives. On possède moins dinformation sur les petites installations.

21 1B.21 Composition du pétrole et du gaz naturel Le gaz naturel non traité et le pétrole brut contiennent ce qui suit : Un mélange dhydrocarbures Diverses impuretés, dont H 2 O, N 2, argon, H 2 S et CO 2. On élimine les impuretés par transformation, traitement ou raffinage. H 2 S Gaz corrosif si plus de 10 ppmv de sulfure dhydrogène (H 2 S) Gaz non corrosif si moins de 10 ppmv de sulfure dhydrogène (H 2 S) La concentration de H 2 S augmente selon la profondeur du puits.

22 1B.22 Gaz acide Sous-produit du procédé dadoucissement visant à éliminer le H 2 S Peut contenir de grandes quantités de CO 2 brut Quel que soit le procédé… récupération du soufre torchage ou ventilation …le CO 2 brut est libéré dans latmosphère.

23 1B.23 Profils démission Plus on est au début du procédé, plus les émissions sont importantes. Les émissions diminuent parallèlement à la concentration de H 2 S dans le pétrole et le gaz naturel produits.

24 1B.24 Fuites de léquipement Tendent à être des émetteurs continus. Émissions faibles à modérées. Tout léquipement fuit jusquà un certain point. Seulement une portion des sources potentielles dun 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, linstallation est considérée comme étant bien entretenue.

25 1B.25 Sources des fuites de léquipement 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 détanchéité des pompes et des compresseurs Évents des accumulateurs Joints détanchéité des agitateurs Joints détanchéité des portes daccès

26 1B.26 Tendances des fuites de léquipement 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 léquipement est soumis à de fréquents cycles thermiques, à des vibrations ou à des produits cryogéniques.

27 1B.27 Pertes à lentreposage Des pertes surviennent dans les réservoirs de stockage en raison de lébullition ou de la vaporisation instantanée du méthane. Ces pertes se produisent dans les installations de production et de traitement lorsque les liquides dhydrocarbures sortent directement dun récipient sous pression où ils sont entrés en contact avec le gaz naturel.

28 1B.28 Méthodologies Méthode de niveau 3 : Nécessite un inventaire détaillé de léquipement, des infrastructures et des facteurs démission (ascendants). Méthode de niveau 2 : Fondée sur une estimation par bilan massique de la quantité maximale de méthane qui pourrait être rejetée. Seulement dans lindustrie 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 démission regroupés.

29 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 lindustrie pour connaître les pratiques de répartition types entre la ventilation et le torcharge. Les données sur les fuites de léquipement dans les petites installations sont impossibles à obtenir ou elles sont incomplètes. Installations à lemplacement du puits Installations au champ

30 1B.30 Données sur les émissions fugitives (suite) Recueillir les données sur les activités relatives aux sources démissions fugitives est difficile et exigeant en terme de ressources. Il ny a pas vraiment de raccourci. La première étape peut consister à rencontrer des experts de lindustrie pour discuter des pratiques et procédés courants. Leur demander de comparer les pratiques nationales avec celles des pays dont on connaît le profil démissions (p. ex. les pays visés à lannexe I).

31 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.

32 1B.32 Données sur lindustrie pétrolière et gazière Les données internationales sur la production sont exprimées en chiffres nets (cest-à-dire après contraction, pertes, réinjection, ventilation et torchage). Le pétrole brut comprend habituellement les liquides dhydrocarbures 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.

33 1B.33 Données sur lindustrie 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 quon 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.

34 1B.34 Documents de référence pour lindustrie pétrolière et gazière Autres manuels de méthodologie : American Petroleum Institute (API) Association canadienne des producteurs pétroliers (IPAC) Association canadienne du gaz (ACG) Gas Technology Institute (GTI) Statistiques sur le pétrole et le gaz naturel : U.S. Energy Information Administration (EIA) Division de la statistique des Nations Unies natlinks/sd_natstat.htm Agence internationale de lénergie (AIE)

35 1B.35 Documents de référence sur lindustrie 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

36 1B.36 Documentation et présentation Les caractéristiques les plus importantes des inventaires nationaux sont la transparence et la documentation! Sans documents à lappui, rien ne prouve ce qui a été fait ou si ça a été fait correctement. Lutilisation du logiciel facilite grandement le travail du secrétariat de la CCNUCC.

37 1B.37 Remarques finales… Un inventaire national nest pas un projet de recherche… Cest 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.

38 1B.38 Questionnaire 20 minutes

39 1B.39 Réponses au questionnaire Energy Quiz 1 (key).doc

40 1B.40 Oxydes dazote (NO x ) Gaz à effet de serre indirect Lutilisation des combustibles est la principale source anthropique de No x. Industries énergétiques Sources mobiles Deux mécanismes de formation : No x des combustibles No x thermiques

41 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

42 1B.42 Composés organiques volatils non méthaniques (COVNM) Gaz à effet de serre indirect Produits dune combustion incomplète Sources mobiles et combustion résidentielle, en particulier combustion de la biomasse Émissions faibles dans le cas des grandes installations de combustion

43 1B.43 Dioxyde de soufre (SO 2 ) Précurseur daérosols. 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

44 1B.44 Questionnaire 20 minutes

45 1B.45 Réponses au questionnaire Fugitives Quiz 1 (key).doc

46 1B.46

47 1B.47 Exercice relatif à la base de données sur les facteurs démission Recherchez les facteurs démission de CH 4 pour les résidus de culture et de la biomasse utilisés pour nimporte quel type de combustion de combustible…

48 1B.48 Résultats de la recherche dans la base de données sur les facteurs démission


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