Chapitre 1

2. Présentation de projet In Salah Gas

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PRESENTATION DU PROJET IN SALAH GAS

2.1 Introduction : L’entreprise nationale Sonatrach et British Petroleum Exploration ont conclu un contrat d’association, connu sous le nom In Salah Gas (ISG), en vue de développer et de commercialiser le gaz de la région du District 3 dans la zone centrale du Sahara algérien. Par la suite, Statoil qui est devenue Statoilhydro a racheté des parts des actions de BP, puis l’association est devenue SH, BP et Statoilhydro.

Le projet In Salah Gas concerne la mise en valeur de 7 champs gaziers principaux dont trois champs Krechba, Reg et Teg sont développés pour une première phase de production “1er gaz”. La production des quatre autres champs (Gour, Mahmoud, In Salah, Hassi Moumene et Garet El Befinat) entrant en production lorsque la pression des premiers puits diminue, seront mis en production à partir de 2014.

Les travaux de conception préliminaires et les études initiales ont abouti à la sélection du concept de développement préféré suivant:  Capacité totale de gaz de vente de 9 milliards de mètres cubiques/an.  Taux de production horaire maximal de 1.243.365 Cm3/h de gaz du District 3 livrés au CNDG, équivalent à 1.184.157 Cm3/h de gaz algérien.  Développement initial des champs Nord de la phase 1er Gaz (Krechba, Teg et Reg) et de la station de compression auxiliaire de Hassi R’Mel,  Développement ultérieur progressif des champs Sud (In Salah, Gour Mahmoud, Hassi Moumene et Garet el Befinat).

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2. Présentation de projet In Salah Gas

2.2

Vue générale sur In Salah Gas :

2.2.1 Situation géographique

Le champ principal Krechba situé au centre du Sahara et à 950 Km au sud de la capitale.

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2. Présentation de projet In Salah Gas

2.2.2 Aperçu général des installations d’ISG :

2.2.3 Synoptique du projet ISG : Le diagramme de vue d`ensemble des installations des sites de la Phase 1 incluant les informations des gazoducs inter-champs et export est illustré ci-dessous.

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2. Présentation de projet In Salah Gas

Teg

Krechba

Gathering, Separation, Dehydration

Year 1-5: 82.9 Bara Years 6+: 66.5 Bara

Year 1-5: 74.2 Bara Years 6+: 54.5 Bara

Gathering, Separation, Stabilisation, Dehydration CO2 Removal, Injection 70.5 Bara

IPS 1

38" / 59.9 km 24" / 13.1 km 48" / 454.6 km ICP

24" / 62.6 km 50.5 Bara IPS 3

Reg Gathering, Separation, Dehydration

IPS 2

Hassi R'Mel Compression, Metering 36"

48" / 5.4 km

Year 1-5: 85.3 Bara Years 6+: 69.5 Bara

72.0 Bara EXPORT

72.6 Bara

72.3 Bara

Hassi R'Mel CNDG

2.2.4 Les installations opératoires dans la Phase 1 d’ISG : La Phase 1 d`ISG comprend les installations suivantes: Les champs de gaz de Teg et Reg se composent de puits de gaz, le système de réseau de collecte et les installations de traitement. Puisque le gaz de chaque gisement est de nature acide (3,75% a 8.65% CO2) et saturé en eau, est déshydraté dans les installations respectives par l`utilisation du procédé de Tri-Éthylène Glycol (TEG). Les installations sont exploitées par un personnel et il y a une base de vie permanente au niveau de chaque site.

Les champs de Reg et Teg sont situés au sud de Krechba à environ 120kms et 60 kms respectivement. Le gaz de Teg et Reg est acheminé vers le point 5

2. Présentation de projet In Salah Gas d`interconnections (ICP) par des gazoducs 24”. De l`ICP le gaz arrive à Krechba par un gazoduc de 38”.

Une partie du CPF de Krechba conçue pour le traitement du gaz de ce champ.

Krechba se compose des installations de traitement et système de collecte de gaz. Les installations de traitement se composent du système de déshydratation à Glycol pour le réglage du point de rosée, et unité de séparation et refroidissement de gaz en utilisant un turbo-expander.

Dans les installations centrales de traitement de Krechba, le CO2 est extrait du courant de gaz combiné a une teneur inférieur à 0.3% par un processus d`absorption qui utilise la solution d`amine comme moyen d`absorption. Le gaz CO2 libéré lors du processus de régénération de la solution d`amine est comprimé et déshydraté avant d`être réinjecté dans le réservoir du carbonifère à une pression allant de 145 bar à 203 bars.

Le gaz traité quittant le CPF de Krechba est acheminé vers les installations d`ISG de compression et de comptage à Hassi-R`Mel dans un gazoduc de 48” de diamètre et 452 kms de longueur, à partir desquelles le gaz est dirigé vers le Centre National de Dispatching CNDG. Le CNDG est situé à 5.2 Km au nord de Hassi-R`Mel.

Dans la Phase 1 d`ISG, le gaz des trois sites Teg, Reg et Krechba est expédié à Hassi-R`Mel par le contrôle de pression en tête des puits et il n`y a aucun compresseur booster intermédiaire dans les premières années mais avec le temps (6 ans après) la pression diminue alors ils ont installés des compresseurs pour maintenir la pression dans les installations.

2.2.5 Objectif du Projet ISG :  Maintenir le taux de production stable à 09 bmc/an  Assurer que le projet peut atteindre les débits instantanés maximaux de production pendant une période prolongée, correspondant à 10.35 bmc/an à taux horaire maximum (MHR) 6

2. Présentation de projet In Salah Gas  Exécuter le Projet avec la philosophie de sécurité « Pas d`accidents, pas de blessures pas de dommage aux équipements, à l`environnement et à la réputation de l`Organisation.

2.2.6 La Phase 1 du projet In Salah Gas: Les installations de traitement existantes ont été installées et commissionnées en juillet 2004 comme Phase-1 du projet ISG. Le gaz brut collecté des puits de Reg, Teg et Krechba est traité avec des processus modernes pour se conformer avec les standards de spécifications du pipe et de commercialisation. Pour produire un gaz conforme aux spécifications du pipeline, le gaz brut en provenance des puits a besoin d`être traité pour éliminer toutes les impuretés présentes dedans.

2.2.7 Spécifications du Produit : Les spécifications du gaz de vente à l`export au niveau du système de transport de Sonatrach au Centre National de Dispatching du Gaz CNDG est comme suit:

Tableau des spécifications : Spécification

Unités

Valeurs

Pression maximale à CNDG

bar

71.0

Température maximale à CNDG

°C

50.0

Mol %

0.3

Teneur maximale en co2 Point de Rosée d’eau

–10 °C

Point de rosée d’hydrocarbures

70 bars

–2 °C

H2S maximum

Mg/Cm3

2.0

Teneur maximal en mercaptan

Mg/Cm3

15.0

Teneur Maximale total sulfure

Mg/Cm3

50.0

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