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  1. « Shell a par ailleurs demandé lundi à Bruxelles des soutiens pour développer le stockage du carbone  » , or si on injecte du CO2 dans des gisements « obsolètes », la pression exercée pourrait permettre de « récupérer » des hydrocarbures en profondeur.
    Dans ce cas là Shell demanderait à l’UE … tout « bêtement » de financer ses études et recherches. Sous couvert de « sentiment » écologique, bien entendu.
    Rusé, non ?

  3. Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP, Vol. 39 (1984), No. 1, pp. 79-92
    DOI: 10.2516/ogst:1984006
    Récupération assistée du pétrole par le C02 : disponibilités et coûts en Europe de l’Ouest
    Enhanced Oil Recovery by C02: Availability and Cost in Western Europe
    A. Chauvel, S. Franckowiak and O. Vacelet
    Institut Français du Pétrole
    Résumé
    Aux deux périodes de la mise en valeur d’un champ pétrolier par le gaz carbonique : – expérimentation pilote, – puis exploitation industrielle, correspondent des besoins sensiblement différents: de l’ordre de 30 à 100 t/j dans le premier cas, de 300 à 10 000 t/j dans le second, selon l’importance du gisement.
    Pour satisfaire ces demandes, on peut avoir recours : – soit aux sources actuellement exploitées (essentiellement les unités d’ammoniac), dont il convient alors de répertorier les quantités supplémentaires mobilisables ; – soit aux sources potentielles jusqu’à présent inemployées (fumées d’origines diverses), exigeant des procédés d’extraction complexes et gros consommateurs d’énergie qu’il s’avérerait donc nécessaire d’améliorer. Le prix de revient de la purification du CO2 est fonction de la complexité des traitements de récupération; il est compris entre 150 FF/t et plus de 600 FF/t pour les cas les plus défavorables. Le deuxième élément intervenant dans le coût du CO2 rendu sur site est le transport, variable selon la distance et le moyen d’acheminement choisi (pipeline, citernes routières ou ferroviaires) ; pour les faibles demandes, on utilise les citernes routières, pour les fortes le pipeline et les citernes ferroviaires pour les cas intermédiaires, dans la mesure où la ligne de chemin de fer passe près du gisement.
    D’autre part, le prix de la tonne de CO2 payée par l’utilisateur dépend de facteurs plus aléatoires tels que l’état du marché et la marge bénéficiaire du fournisseur résultant des négociations entre acheteur et vendeur.

  4. ***CO2 Injection Offers Considerable Potential Benefits****
    The EOR technique that is attracting the most new market interest is carbon dioxide (CO2)-EOR.
    First tried in 1972 in Scurry County, Texas, CO2 injection has been used successfully throughout the Permian Basin of West Texas and eastern New Mexico, and is now being pursued to a limited extent in Kansas, Mississippi, Wyoming, Oklahoma, Colorado, Utah, Montana, Alaska, and Pennsylvania.
    Until recently, most of the CO2 used for EOR has come from naturally-occurring reservoirs.
    But new technologies are being developed to produce CO2 from industrial applications such as natural gas processing, fertilizer, ethanol, and hydrogen plants in locations where naturally occurring reservoirs are not available.
    One demonstration at the Dakota Gasification Company’s plant in Beulah, North Dakota is producing CO2 and delivering it by a new 204-mile pipeline to the Weyburn oil field in Saskatchewan, Canada.
    Encana, the field’s operator, is injecting the CO2 to extend the field’s productive life, hoping to add another 25 years and as much as 130 million barrels of oil that might otherwise have been abandoned.
    A turning-point in CO2-EOR advances is a project funded by DOE in the Hall-Gurney field in Kansas that seeks to demonstrate this technology’s time has come – providing energy, economic and environmental benefits.
    A companion project underway in the Hall-Gurney field involves testing the feasibility of 4-D high resolution seismic monitoring of CO2 injection in thin, relatively shallow mature carbonate reservoirs.
    Incorporating such time-lapsed monitoring data into CO2-EOR programs could dramatically improve the efficiency and economics of using the technology in many Midcontinent fields.
    New breakthroughs in CO2-EOR recovery technology could further enhance oil recovery in Texas and other oil producing states.
    ********One DOE-industry partnership project is investigating gravity-stable CO2 injection in the Permian Basin in West Texas, ***********where the goal is to increase oil recovery **********in the Scurry Canyon Reef field.
    cf.
    http://www.fossil.energy.gov/programs/oilgas/eor/index.html

  5. On peut donc raisonnablement douter de la phrase :
    « Une action des gouvernements est nécessaire pour stimuler les investissements, car la capture et le stockage du carbone coûte cher et ne génère aucun revenu », a expliqué M. van der Veer.

  8. Je ne comprends pas ce que vous pensez avoir démontré.
    Il y a belle lurette qu’on rajoute de la boue ou de l’eau de mer dans les réservoirs en voie d’épuisement afin d’en extraire davantage de pétrole.
    Autant Shell et consorts sont ravis de s’en mettre plein les fouilles suite à la hausse spéculative des prix, autant ils ne voient pas l’intérêt d’aller chercher du CO2 (sous quelle forme ?) pour faire ce que fait de la boue présente sur site pour un coût quasi nul.

  9. A mon avis, Shell pourrait tenter d’obtenir du CO2 « gratuit » et/ou un financement pour etudes R&D.
    Tout ceci peut être afin de mettre au point un procédé permettant d’ injecter du CO2 dans d’anciens puits de pétrole et , via méthode EOR, recuperer des hydrocarbures qui n’auraient pu être extraits sans cela

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