Créer du méthane à partir du dioxyde de carbone capturé et l’avenir de la capture du carbone

Il y a quelque chose d’intrinsèquement simple dans le concept de carbone (CO2) capture : vous avez simplement le CO2 molécules absorbées ou adsorbées par quelque chose, après quoi vous séparez le CO ainsi capturé2 et placez-le dans un endroit sûr. Malheureusement, en physique et en chimie, ce qui semble facile et direct a tendance à être tout sauf simple, et encore moins économe en énergie. Alors que les méthodes de capture du carbone existent depuis des décennies, la rendre économiquement viable a toujours été un combat.

Cela est vrai à la fois pour le captage et le stockage/séquestration du carbone (CSC) ainsi que pour le captage et l’utilisation du carbone (CCU). Alors que le premier cherche à stocker et, idéalement, à éliminer (séquestrer) de façon permanente le carbone de l’atmosphère, le second capte le dioxyde de carbone pour l’utiliser, par exemple, dans des processus industriels.

Récemment, le Pacific Northwest National Laboratory (PNNL) a annoncé un concept révolutionnaire de CCU, impliquant l’utilisation d’un nouveau solvant à base d’amine (2-EMEPA) qui est censé être non seulement plus efficace que, par exemple, le MEA couramment utilisé, mais également compatible avec créant directement du méthane dans le même processus.

Étant donné que le méthane constitue le principal composant du gaz naturel, cela pourrait-il être un moyen pour CCU de créer une source neutre en carbone de gaz naturel synthétique (SNG) ?

Le captage du carbone en bref

Diagramme de flux de processus d'un processus de traitement aux amines typique utilisé dans les raffineries de pétrole, les usines de traitement du gaz naturel et d'autres installations industrielles.
Diagramme de flux de processus d’un processus de traitement aux amines typique utilisé dans les raffineries de pétrole, les usines de traitement du gaz naturel et d’autres installations industrielles. (Crédit : Raminagrobis, CC BY-SA 4.0)

Le type le plus courant de système de capture du carbone (CC) est un système de CO2 épurateur qui est utilisé avec des centrales électriques à combustibles fossiles ou des sources similaires de gaz de combustion. Ce gaz est conduit à travers le solvant liquide, typiquement à base d’amine. Les amines sont des dérivés de l’ammoniac, au moins un de ses trois atomes d’hydrogène ayant été remplacé par un substituant. Monoéthanolamine (C2H7NO, MEA) est une amine primaire qui, dans une solution à base d’eau, peut absorber efficacement le CO2 et H2S des fumées.

Lorsque le CO résultant2 le solvant riche en amine est ensuite conduit dans une unité de régénération qui chauffe le solvant riche à environ 118 °C à 69 kPa, il provoque l’inversion de l’absorption et la libération des gaz. La plupart du MEA est récupéré de cette manière et peut ensuite être retourné pour absorber plus de CO2 du gaz de combustion.

Les problèmes avec le MEA incluent la teneur élevée en eau dans le solvant. L’eau a une chaleur spécifique élevée, ce qui signifie qu’il faut beaucoup d’énergie pour se réchauffer. Le MEA réagit également avec le sulfure de carbonyle (COS) et le sulfure de carbone (CS2) pour former des sels thermostables, qui éliminent le MEA du procédé et nécessitent une étape de procédé supplémentaire pour être éliminés.

Après le CO2 le gaz a été ainsi capté, il est généralement comprimé avant transport pour utilisation, stockage ou séquestration. Le chauffage du solvant riche en amine dans le processus de régénération, ainsi que la compression du dioxyde de carbone capturé coûtent tous des quantités considérables d’énergie. C’est là que l’économie du CC n’est pas très favorable, et privilégie les gaz d’entrée déjà riches en gaz à capter.

Usine de capture de CO2 de Mitsubishi Heavy Industries sur le projet EOR au Texas
Usine de capture de CO2 de Mitsubishi Heavy Industries sur le projet EOR au Texas, aux États-Unis. (Crédit : Hirata et al. (2018), MHI)

Au fil des ans, diverses alternatives au MEA ont été développées qui nécessitent moins d’eau et des procédés qui omettent ou réduisent l’étape de compression. Des exemples des premiers sont par exemple la technologie de capture Cansolv de Shell et le procédé KM CDR de Mitsubishi Heavy Industry avec son solvant exclusif KS-1. Ceux-ci ont tous les mêmes objectifs : utiliser moins d’eau, réduire la quantité de solvant aminé retenu dans les fumées émises dans l’atmosphère et améliorer le taux de récupération du solvant tout en réduisant les besoins énergétiques.

Cependant, aucun de ces processus ne convient à quelque chose comme le CCS à air direct. Bien que l’on puisse techniquement conduire l’air atmosphérique à travers l’une de ces usines de capture, la différence de CO2 le contenu dans l’air par rapport aux gaz de combustion est extrêmement différent (> 9 % dans les gaz de combustion contre 0,04 % dans l’air), ce qui conduit à une cote d’efficacité très faible.

Même ainsi, avec les gaz de combustion, le taux de capture du CO2 est généralement supérieur à 90 %, mais < 99 % (revendication 98 % pour Cansolv, > 90 % pour KM CDR). Cela signifie que bien que la plupart des émissions de CO2 est en effet capté, une partie est encore émise avec les fumées, ainsi que des solvants aminés.

2-EMEPA du PNNL

Dans l’article du PNNL par Heldebrant et al. (2021) intitulé Capture et conversion intégrées du CO2 au méthane en utilisant un CO de post-combustion pauvre en eau2 Capter le solvant plusieurs revendications sont formulées :

  • >90% de conversion du CO capturé2 aux hydrocarbures (principalement du méthane).
  • Plus efficace que le procédé Sabatier habituel (en sautant le CO2 étapes de compression et de transport).
  • Les conditions de process sont de 170 °C et <15 bar H2 pression avec catalyseur au ruthénium.
  • Meilleures performances du 2-EMEPA que du MEA.

Il y a un certain nombre d’étapes impliquées dans ce processus, de l’absorption du CO2, pour l’amener au point où il peut réagir avec l’hydrogène qui est ajouté pour créer les hydrocarbures. Heldebrant et al. Décrivez d’abord le procédé Sabatier, en utilisant comme exemple une usine de turbines à gaz naturel à cycle combiné équipée du procédé Cansolv de Shell (utilisant un solvant aminé à 50 % en poids) :

  1. CO2 capté dans l’absorbeur & libéré dans le stripper (régénérateur) à 2 bars de pression.
  2. CO pur2 est comprimé et mélangé avec de l’hydrogène.
  3. Le mélange est ajouté au réacteur de méthanation pour la réaction de Sabatier.
  4. La réaction de Sabatier fonctionne à 350 °C et 30 bar avec un Ru/Al2O3 catalyseur.
  5. La réaction exothermique fournit de la chaleur pour l’unité de stripping et la production d’électricité.

La version PNNL n’utilise pas le procédé exclusif Cansolv, mais son propre 2-EEMPA (N-(2-éthoxyéthyl)-3-morpholinopropan-1-amine). Heldebrant et al. réclamer un CO2 efficacité de captage > 95 % avec les gaz de combustion dérivés du charbon. Le solvant à base de 2-EEMPA devrait avoir une teneur en eau d’environ 4 % en poids en fonctionnement. A ce ratio d’eau, 74% du CO2 capturé par le 2-EEMPA (sous forme d’EMEPA-carbamate) est converti en hydrocarbures lorsque de l’hydrogène est introduit et avec un Ru/Al2O3 catalyseur présent. Parmi ceux-ci, 92% d’entre eux étaient du méthane.

Dans les mêmes conditions, le MEA a montré un taux de conversion en hydrocarbures < 20 %. L'ensemble de la chaîne de processus peut être résumé comme dans le graphique suivant :

Procédé FG-to-SNG proposé avec la technologie IC3M.
Procédé FG-to-SNG proposé avec la technologie IC3M. (Source : Heldebrant et al. (2021))

Les avantages par rapport au procédé Sabatier traditionnel sont une température de réaction plus basse (170 °C au lieu de 350 °C), une pression plus faible (15 vs 30 bars) et un coût moindre pour la construction et la maintenance de l’équipement.

Une histoire de facteurs externes

Comme mentionné plus haut dans cet article, l’efficacité du processus est une considération majeure avec la capture du carbone. Si l’on considère que le CCU tel que proposé ici repose sur une riche source de CO2, ainsi qu’une source pure d’hydrogène, il semblerait que le premier devrait provenir des gaz de combustion et des flux de déchets similaires de l’industrie des combustibles fossiles. Pour ces derniers, les choses sont plus problématiques si l’on souhaite ne pas créer de déchets supplémentaires.

Actuellement, pratiquement tout l’hydrogène sur le marché est produit par reformage à la vapeur (SMR) du gaz naturel. Cela le rend non neutre en carbone : s’il faut du gaz naturel comme entrée pour le SMR pour créer l’hydrogène nécessaire à la création du SNG, on peut aussi bien utiliser directement le gaz naturel.

Ceci est encore éclairé par Howarth et al., dont l’étude récente détaille l’efficacité de ce qu’on appelle «l’hydrogène bleu», qui utilise le CCS avec le SMR du NG et est parvenu à la conclusion qu’il est plus efficace de simplement brûler le NG directement. Cela ne laisse alors que l’hydrogène dit «vert» comme intrant viable pour ce processus SNG afin de le rendre éventuellement neutre en carbone.

En 2020, seulement 4 % de l’hydrogène mondial était produit par électrolyse, dont une partie à partir de sources d’énergie à faible émission de carbone. Même si tout l’hydrogène de ces installations de production de SNG provenait d’installations d’électrolyse alimentées par VRE ou par l’énergie nucléaire, cela laisserait toujours le CO2 comme un problème. Si cela provient de combustibles fossiles, cela reporte simplement le moment où ce carbone pénètre dans l’atmosphère au moment où le SNG est brûlé.

Un véritable carburant neutre en carbone est concevable, mais jusqu’à présent, aucune source viable de carbone n’a été trouvée. Le carbone des gaz de combustion coûte environ 7,5 $ la tonne, l’extraction du carbone de l’eau de mer sous forme d’acide carbonique coûterait environ 50 $ la tonne et la capture directe du carbone dans l’air entre 94 et 232 $ la tonne. Cela laisse alors le processus du PNNL principalement comme un moyen d’utiliser le carbone des combustibles fossiles (charbon ou GN) deux fois, mais à un investissement énergétique considérable.

Pas de repas gratuit

À la lumière de ces considérations et également sur la base du propre communiqué de presse du PNNL, il semble clair que la capacité de générer du méthane à l’aide de cette méthode est principalement transitoire, pour soutenir la transition vers des moyens à faible émission de carbone pour alimenter le monde moderne. La seule exception probable à cette règle est probablement l’exploration extraterrestre, où l’utilisation des ressources in situ (ISRU) est susceptible de devenir une grande chose.

L’une des raisons pour lesquelles les moteurs de fusée Raptor de SpaceX à destination de Mars sont alimentés au méthane est due à la relative facilité avec laquelle le méthane peut être produit même sur des emplacements comme la surface de Mars. Lorsque la source de méthane terrestre la plus proche se trouve soudainement à une planète, les coûts électriques et autres du DACC et de l’électrolyse de l’eau pour créer lentement un filet de carburant méthane pour le voyage de retour ou pour entretenir une colonie ne semblent plus aussi scandaleux.

L’un des principaux avantages des solvants pauvres en eau comme le 2-EEMPA est également susceptible d’être la capture plus efficace du CO2 dans les usines de combustibles fossiles. Que cela suffise à inciter de grands acteurs comme MHI et Shell à s’asseoir et à prêter attention reste à deviner, mais il est difficile de nier les avantages d’un CSC plus efficace dans les usines de combustibles fossiles.