Aperçu du marché : L’infrastructure pipelinière du Canada « verdit »

Date de diffusion : 2022-01-12

Le secteur pétrolier et gazier du Canada était le plus grand émetteur de gaz à effet de serre («  GES ») en 2019, totalisant 191,4 mégatonnes (« Mt ») d’équivalent en dioxyde de carbone (« éq. CO₂ »)^{Note de bas de page 1}, soit 26,2 % des émissions canadiennes de gaz à effet de serre (« GES »). De ce total, 10,7 Mt d’éq. CO₂ provenaient des activités liées au transport par pipeline, soit la combustion de gaz aux stations de compression et les émissions fugitives de gaz^*. De nombreuses sociétés pipelinières s’efforcent de réduire leur empreinte carbone en électrifiant leurs stations de compression, en améliorant la détection des fuites et en récupérant la chaleur qui est perdue.

Les stations de compression sont aménagées le long des gazoducs pour repressuriser le gaz et en permettre le transport sur de longues distances en tenant compte des changements d’élévation. Le plus souvent, ces stations sont alimentées par du gaz naturel extrait du gazoduc, ce qui représente une énorme quantité d’énergie et produit des émissions de GES. Ces émissions pourraient être réduites ou éliminées grâce à l’électricité, à condition que celle-ci provienne d’une source à faibles émissions de carbone plutôt que du gaz naturel. Pour les oléoducs, on a le plus souvent recours à des moteurs électriques pour alimenter l’équipement de pompage qui pressurise le pétrole brut et, par conséquent, les émissions de GES sont moindres que dans le cas des gazoducs.

En 2019, les émissions associées au transport par pipeline^{Note de bas de page 2}, principalement dans les stations de compression, ont totalisé 8,3 Mt^* d’éq. CO₂^{Note de bas de page 3}. Selon le Rapport d’inventaire national, le transport du gaz naturel de l’Ouest canadien vers l’est du pays était le principal contributeur des émissions reliées au transport par pipeline. La quantité de gaz transportée d’ouest en est a diminué depuis 1999, supplantée par les importations en provenance du nord-est des États-Unis. Cette proximité a réduit l’utilisation des stations de compression et a donc contribué à une diminution des émissions des gazoducs, qui sont passées de 12,6 Mt d’éq. CO₂ en 1999 à 5,6 Mt en 2011 (figure 1).

Figure 1 – Émissions canadiennes de GES attribuables au transport par pipeline, de 1990 à 2019

En 2019, les émissions fugitives non intentionnelles des oléoducs, des gazoducs et des conduites de transport de CO₂ ont totalisé 1,4 Mt d’éq. CO₂ et celles des conduites de distribution de gaz naturel, 1,0 Mt d’éq. CO₂^{Note de bas de page 4}. Ces fuites peuvent provenir de la corrosion, d’une défaillance de l’équipement, de la désuétude de l’équipement, de dommages causés par des travaux d’excavation à proximité ou d’événements naturels (mouvements du sol ou fortes pluies). Pour réduire ces émissions, on peut installer des systèmes de détection des fuites.

Les trois méthodes de base pour la détection des fuites sont des inspections internes, des inspections externes et des inspections visuelles. La méthode interne la plus utilisée est l’installation d’un système d’acquisition et de contrôle des données (« SCADA »), un ensemble de logiciels et d’éléments matériels qui recueillent des données comme la pression, les débits et la température. Le système de surveillance computationnelle des pipelines complète un SCADA et détecte les fuites possibles. Les systèmes externes consistent en l’installation de capteurs qui détectent les rejets de fluides. Ils sont habituellement installés à l’extérieur de la conduite. Les appareils acoustiques, les câbles à fibres optiques de détection de la température ou des liquides et les caméras infrarouges sont des exemples de systèmes externes. Les inspections visuelles permettent d’examiner la canalisation de l’extérieur, ce qui se fait par des patrouilles aériennes (drone ou hélicoptère) ou au sol. Des chiens (en anglais) ont aussi été entraînés pour détecter les fuites. La Régie a le mandat de veiller à ce que les sociétés mettent en place un système de contrôle des pipelines qui comprend un système de détection des fuites, comme l’exige le Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres^{Note de bas de page 5}.

Figure 2 – Émissions de GES au Canada attribuables à des rejets fugitifs des oléoducs et des gazoducs, de 2014 à 2019

Enfin, il existe des méthodes pour récupérer la chaleur résiduelles produite par les turbines à gaz. L’électricité peut être produite au moyen du cycle de Rankine à caloporteur organique (en anglais), un cycle thermodynamique qui convertit la chaleur en électricité. L’électricité ainsi produite peut être acheminée au réseau électrique ou être utilisée par d’autres industries situées près de la station de compression, ce qui accroît l’efficacité globale de celle-ci.

La figure 3 ci-dessous fait état d’exemples de projets passés, en cours et prévus qui utilisent diverses méthodes pour réduire les émissions de GES produites par l’infrastructure pipelinière.

Figure 3 – Exemples de projets au Canada et aux États-Unis visant à réduire les émissions de GES de l’infrastructure pipelinière

Date de modification :

2023-11-28