Rapport d’inventaire des émissions de polluants atmosphériques du Canada 2022 : annexe 2.2

A2.2 Méthodes d’estimation pour la catégorie Industrie pétrolière et gazière par secteur/sous-secteur 

Stockage en vrac et distribution de produits pétroliers raffinés (sous Industrie pétrolière et gazière en aval)

Description

Le sous-secteur Stockage en vrac et distribution de produits pétroliers raffinés couvre les émissions fugitives de composés organiques volatils (COV) provenant des terminaux de distribution en vrac et des dépôts de stockage. Il comprend les composants volatils des combustibles qui sont émis pendant le transport de la raffinerie jusqu’à l’utilisateur final chaque fois que les réservoirs sont remplis ou vidés, ou lorsque les réservoirs sont ouverts à l’air libre, peu importe s’il s’agit de réservoirs hors-sol, de camions-citernes ou de wagons. De plus, le sous-secteur englobe les émissions découlant de l’évaporation de combustibles déversés au cours d’opérations de transfert.

Seules les émissions fugitives de COV provenant de terminaux de distribution en vrac sont estimées à l’interne.

Méthode d’inventaire générale

Polluants estimés :
COV

Le calcul des émissions tient compte des ventes brutes d’essence pour les véhicules automobiles routiers qui ont été multipliées par les coefficients d’émission établis par Tecsult Inc. (2006).

Données sur les activités

Ventes brutes d’essence pour les véhicules automobiles : Statistique Canada (s. d. [a])

Coefficients d’émission (CE)

Étude portant sur la récupération des vapeurs dans les réseaux de distribution au Canada : Tecsult Inc. (2006)

Distribution de gaz naturel (sous Industrie pétrolière et gazière en aval)

Description

Le sous-secteur Distribution de gaz naturel comprend les émissions de toutes les infrastructures utilisées pour recevoir du gaz naturel sous haute pression provenant des pipelines de transport, puis réduire la pression pour la distribution aux utilisateurs finaux. Ce secteur se compose de gazoducs de distribution (réseaux de distribution principales et lignes de service) et de postes de mesure et de régulation, jusqu’à l’inclusion des compteurs de gaz des clients.

Les émissions provenant des activités de construction connexes, des structures et activités auxiliaires (immeubles, bureaux, etc.) et des sources mobiles sont incluses dans les activités de construction, l’utilisation de combustibles–secteurs commercial et institutionnel et les secteurs pour la catégorie de sources Transport et équipements mobiles, respectivement, de l’Inventaire des émissions de polluants atmosphériques (IEPA).

 

Méthode d’inventaire générale

 

Polluants estimés  :
MPT, PM10, PM 2,5, SOx, NOx, COV, CO, NH3

Les estimations d’émissions sont établies à partir de données provenant d’inventaires globaux (EC, 2014; ACPP, 2005) et d’extrapolations (ACPP, 2005b) depuis 2012, selon la longueur des gazoducs.

Données sur les activités

Longueur de gazoduc, par province : Statistique Canada (2020)

Coefficients d’émission (CE)

EC (2014)

Transport et stockage de gaz naturel (sous Industrie pétrolière et gazière en amont)

Description

Le sous-secteur Transport de gaz naturel englobe les émissions de toutes les infrastructures utilisées pour transporter du gaz naturel par gazoduc destiné aux entreprises de distribution locale. Ce secteur se compose de gazoducs de grand diamètre, de stations de compression et d’installation de compteurs. Le Stockage du gaz naturel comprend les émissions de toute les infrastructures servant à entreposer le gaz naturel pendant une période autre qu’une période de pointe (p. ex., l’été) en vue de sa livraison pendant des périodes de demande de pointe (p. ex., l’hiver). Le gaz est stocké dans des champs de production épuisés, des nappes aquifères ou des cavernes de sel, avec les installations comprenant les conduites, les compteurs, les stations de compression et les déshydrateurs.

Les émissions qui proviennent de services intermédiaires (usines de chevauchement, entre autres) et d’usines à gaz font partie du sous-secteur Production et traitement du gaz naturel. Les émissions provenant des activités de construction connexes, des structures et des activités auxiliaires (bâtiments, bureaux, etc.) et des sources mobiles sont incluses sous Activités de construction, Utilisation de combustibles – commercial et institutionnel, et les sources de Transport et équipements mobiles, respectivement, de l’IEPA.

Méthode d’inventaire générale

Polluants estimés :
MPT, PM10, PM2,5, SOx, NOx, COV, CO, NH3

Les estimations d’émissions sont établies à partir de données provenant d’inventaires globaux (EC, 2014; ACPP, 2005a) et d’extrapolations (ACPP, 2005b) après 2012. Les émissions inhérentes au transport du gaz naturel sont extrapolées selon la longueur des gazoducs et les émissions attribuables au stockage du gaz naturel, selon les volumes annuels du gaz injecté et extrait.

Données sur les activités

Longueur des gazoducs, par province : Statistique Canada (2021)

Injection du gaz naturel, y compris le stockage du gaz naturel et son extraction : Statistique Canada (s. d. [b])

Coefficients d’émission (CE)

EC (2014)

Industrie pétrolière et gazière en amont

Description

Le secteur Industrie pétrolière et gazière en amont comprend les émissions provenant des infrastructures utilisées pour localiser, extraire, produire, traiter et transporter du gaz naturel, du pétrole brut (pétrole léger/moyen, pétrole lourd, bitume), du gaz de pétrole liquéfié (GPL) et du condensat jusqu’au marché. Cette industrie comprend également les émissions des installations territoriales et extracôtières ainsi que le forage et l’exploration, la production de gaz et de pétrole classiques, l’exploitation minière à ciel ouvert, la production in situ de sables bitumineux, le traitement du gaz naturel et le transport du pétrole. Plus précisément, le secteur est composé des sous-secteurs suivants :

Les émissions provenant des activités de construction connexes, des structures et des activités auxiliaires (bâtiments, bureaux, etc.) et des sources mobiles sont incluses, respectivement, dans Activités de construction, Utilisation de combustibles – commercial et institutionnel, les sources de Transport et équipements mobiles, de l’IEPA.

Méthode d’inventaire générale

Polluants estimés :
MPT, PM10, PM2,5, SOx, NOx, COV, CO, NH3

Les estimations d’émissions sont produites à l’aide de données d’inventaires globaux (EC, 2014; ACPP, 2005a) et d’extrapolations (ACPP, 2005b) depuis 2012, et elles ont fait appel à diverses données sur les activités à l’échelle provinciale et territoriale.

Les émissions d’évacuation et de torchage déclarées par l’Alberta sont calculées directement (c’est-à-dire non extrapolées) pour les années 2010 à 2020 en utilisant des données volumétriques mensuelles conventionnelles (Petrinex, 2021) et des données détaillées sur la composition du gaz pour chaque canton de l’Alberta (Tyner et Johnson, 2020).

Les émissions d’évacuation et de torchage déclarées par la Saskatchewan sont calculées directement pour les années 1990 à 2020 à l’aide des volumes soumis à l’évacuation et au torchage (SKMER, 2021a) et des données détaillées de la composition des gaz provenant de cinq catégories de production Note de bas de page 1  , fournis par le ministère de l’Énergie et des Ressources de la Saskatchewan (SKMER, 2021b).

Les émissions de COV de l’Alberta et de la Colombie-Britannique découlant de la purge des tubages de surface (PTS) sont calculées directement pour les années 1990 à 2020 grâce aux rapports provinciaux sur les déclarations relatives à la PTS (AER, 2021e; BCOGC, 2021c). Les déclarations pour chaque PTS détectée sont liées aux données provinciales sur les puits pétroliers et gaziers (AER, 2021f; BCOGC, 2021d, 2021e), qui fournissent les principales dates et caractéristiques où la PTS a eu lieu. L’information sur l’emplacement des puits en Alberta permet d’appliquer les données sur la composition des gaz propres à chaque canton (Tyner et Johnson, 2020) aux rejets de la PTS, tandis que la composition des rejets de la PTS en Colombie-Britannique est déterminée à partir de données représentatives de l’Alberta. Ces informations ont été combinées pour estimer l’ampleur et la durée de ces rejets, et ensuite aggréger les émissions annuelles pour les attribuer au sous-secteur pétrolier et gazier en amont approprié.

Données sur les activités

Déversements et accidents : AER (2021a), CPGCB (2021a), OCTNLHE (2021a), MB (2021) et MERSK (2021a)

Puits forés : ACPP (2021)

Puits en exploitation : ACPP (2021) et OCTNLHE (2021b, 2021c, 2021d, 2021e, 2021f)

Volumes déclarés de gaz brûlés par torchage et dégazés : AER (2020), C.-B. (2019), CPGCB (2020, 2021b), OCTNLHE (2021g) et MERSK (2021b)

Volumes de gaz combustibles : AER (2021b), C.-B. (2019), CPGCB (2021b) et MERSK (2021a)

Volumes de production de bitume in situ : AER (2021c)

Volumes de production de gaz naturel non associés : RCE (2021)

Volumes de production de pétrole brut et de gaz naturel : EDRNB (2021), MERSK (2021d, 2021e) et Statistique Canada (s. d. [c], s. d. [d], s. d. [e], s. d. [f])

Perte de gaz naturel : AER (2021d) et C.-B. (2021)

Données volumétriques mensuelles conventionnelles de l’Alberta : Petrinex (2021b)

Purge des tubages de surface en Alberta et en Colombie-Britannique : AER (2021e, 2021f) et CPGCB (2021c, 2021d, 2021e)

En plus des estimations obtenues par extrapolation, les estimations des émissions de SOx provenant des activités de traitement du gaz naturel en Alberta sont ajustées pour tenir compte de la réglementation élaborée après la création du modèle d’origine. Les corrections apportées sont fondées sur les données historiques provinciales et territoriales, et les données de l’Inventaire national des rejets de polluants (INRP) jusqu’à 2005. Depuis 2006, les données de l’INRP sur les émissions de SOx des usines de gaz de l’Alberta ont été utilisées, car elles couvrent l’ensemble des installations. Pour les provinces de l’Atlantique, les données de l’INRP ont été utilisées au lieu des estimations du modèle, en raison de l’exhaustivité des données fournies par les installations dans cette région. De plus, les estimations extrapolées pour les installations d’extraction in situ des sables bitumineux sont rapprochées avec les données de l’INRP pour éliminer la double comptabilisation. Les données de l’INRP relatives à l’exploitation, à l’extraction et à la valorisation des sables bitumineux sont également utilisées, compte tenu de la couverture globale des installations du sous-secteur.

Coefficients d’émission (CE)

EC (2014)

Les émissions de torchage de l’Alberta de 2010 à 2020 sont calculées à l’aide de données volumétriques mensuelles conventionnelles (Petrinex, 2020) et de coefficients d’émission calculés à partir des données détaillées sur la composition du gaz (Tyner et Johnson, 2020) par canton albertain. De même, les émissions de torchage de la Saskatchewan de 1990 à 2020 sont calculées à l’aide des volumes de torchage par catégorie de production et les coefficients d’émission le sont à l’aide de données sur la composition des gaz (MERSK, 2021). Les coefficients d’émission du SO2 pour le torchage sont calculés comme indiqué dans l’équation A2-2.1.

Equation A2–2.1

CESO2,i= ∑j ((y(i,j)∙n(s,j)∙ PMSO2)/VSTP) ∙gc

où :

CESO2,i = coefficient d’émission de SO2 pondéré en fonction du volume pour la zone i (g/m3)

yi,j = fraction molaire du composant j dans la zone i

ns,j = nombre d’atomes de soufre par molécule du composant j

PM SO2 = poids moléculaire du SO2 (g/mol) = 64,066 g/mol

VSTP = volume de gaz aux conditions normales (101,325 kPa et 15 °C) = 23,6444813 m3/kmol

gc= constante de proportionnalité = 1 000 mol/kmol

Le coefficient d’émission de COV est calculé comme indiqué dans l’équation A2-2.2.

Equation A2–2.2

CE i,j = ∑ j (yi,j∙PMj∙(1-RC)/V STP)  ∙ g c

où :

CEi,j = coefficient d’émission pour la zone i et le composant COV j (g/m3)

PMj = poids moléculaire du composant COV j (g/mol)

RC = rendement de combustion = 0,98 (EC, 2014)

Les coefficients d’émission de NOx, de CO, de PM2,5, de PM10 et de MPT pour le torchage sont calculés à l’aide de l’équation A2-2.3.

Equation A2–2.3

CE i,j = TÉ j∙PCS i

où :

CEi,j = coefficient d’émission pour la zone i et le polluant j (g/m3)

j = taux d’émission de torchage pour le polluant j (g/MJ)

PCSi = pouvoir calorifique supérieur pour la zone i (MJ/m3)

Les taux d’émission de NOx, de CO, de PM2,5, de PM10 et de MPT pour le torchage sont les suivants :

Les taux d’émission
Polluant Taux d’émission (g/MJ) Incertitude Source
NOx 0,0292 ±50 % EC (2014)
CO 0,1591 De -55 % à +181 % EC (2014)
MPT, PM10, PM2,5 0,057 ±50 % EC (2014)

Les émissions d’évacuation déclarées pour l’Alberta de 2010 à 2020 et pour la Saskatchewan de 1990 à 2020 sont calculées à l’aide des volumes évacués et des données sur la composition détaillée du gaz, comme le montre l’équation A2-2.4.

Equation A2–2.4

Emisi,j=yi,j∙Voli∙ρj

où :

Emisi,j = émissions évacuées du composant j dans la zone i (kt)

yi,j = fraction molaire du composant j dans la zone i

Voli = volume de gaz évacué dans la zone i (103 m3)

ρj = densité du composant j aux conditions normales (101,325 kPa et 15 °C) (kg/m3)

Enfin, les émissions de COV provenant de la PTS en Alberta et en Colombie-Britannique sont déterminées à l’aide des taux de rejet de gaz totaux déclarés. Dans les cas où une PTS est déclarée sans débit gazeux, les débits moyens ont été appliqués en fonction de l’emplacement du puits et des caractéristiques de la PTS. Le produit du débit gazeux total et de la durée estimative donne le volume de gaz rejeté, qui a été ensuite utilisé pour calculer les émissions de COV à l’aide de l’Équation A2-2.4.

Références, Annexe 2.2, Méthodes d’estimation pour la catégorie Industrie pétrolière et gazière

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