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اﻟﻤﻌﻬﺪ اﻟﺠﺰاﺋﺮي ﻟﻠﺒﺘﺮول INSTITUT ALGERIEN DU PETROLE
Traitement, liquéfaction et stockage du Gaz Naturel Msc BELKADI Mustapha
Septembre 2014
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Traitement, liquéfaction et stockage du Gaz Naturel
www.iap.dz
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Sommaire Introduction. Généralités sur le gaz naturel. Traitement du gaz naturel. Liquéfaction du gaz naturel. Stockage du gaz naturel. Sources non conventionnelles du gaz naturel. Conclusion
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1. Introduction
Energies Primaires
Energies Fossiles: - Le charbon;
Energies Renouvelables:
- Le pétrole; - Le gaz naturel; - Autres
- Le solaire; L’éolien; éolien; -L - L’hydro; - La biomasse - la géothermie
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1. Introduction Le gaz naturel est la source d'énergie fossile qui a connu la plus forte progression depuis les années 70. Il représente actuellement environ 25% de consommation énergétique mondiale globale (fig. 1.1).
la
L’importance de ses réserves et les avantages qu’il présente sur le plan de l’environnement favorisent son utilisation, notamment dans des secteurs à forte valeur ajoutée.
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1. Introduction
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1. Introduction Le gaz naturel est composé d’hydrocarbures: principalement du méthane (CH4) mais aussi de l’éthane (C2H6), du propane (C3H8), du butane (C4H10) et du pentane ( p (C5H12). ) Le gaz naturel est incolore, inodore, insipide, sans forme particulière et plus léger que l'air. Il se présente sous sa forme gazeuse au delà de -161ºC. Il peut être stocké et transporté. Lors de sa combustion, le gaz génère, à production d’énergie équivalente, de 30 à 50% d’émissions de CO2 en moins que le pétrole.
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2. Généralités sur le gaz naturel 2.1 Historique La découverte du g gaz naturel n’est p pas récente. Il a été découvert au Moyen-Orient au cours de l'antiquité. La Chine trouva, il ya de cela environ 2500 ans, que l’énergie du gaz naturel peut être utilisée pour le chauffage d’eau. En Angleterre, le gaz naturel est connu depuis 1659.
Il a été commercialisé à partir de 1790, mais il n’a pas pu remplacer le charbon qu’après la deuxième guerre mondiale.
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2. Généralités sur le gaz naturel 2.1 Historique Aux Etas Unis, l’utilisation des hydrocarbures gazeux a commencé en 1816 comme source de lumière pour les routes de Baltimore. En 1821 William Hart a réussi à forer le premier puits de gaz naturel en Fredonia, New York. En 1858 la première société de gaz naturel a été créée aux Etas Unis ‘’Fredonia Gas Light Company’’. En 1925 le premier pipeline dépassant les 300 kilomètres de longueur a été construit entre la Louisiane et le Texas. Texas En 1959, une grande étape est franchie en matière de transport du gaz, lorsque le méthanier «Méthane Pioneer» traverse l’Atlantique avec une cargaison de 5 000 m3 de gaz naturel liquéfié livrée à Canvey Island au Royaume-Uni en provenance de Lake Charles en Louisiane. Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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2. Généralités sur le gaz naturel 2.1 Historique En Algérie, le gaz naturel a été découvert en 1956. En 1961, la construction de la première grande usine de liquéfaction à Arzew et La Compagnie Algérienne du Méthane Liquéfié (Camel) est constituée. En 1964, la réalisation de la première chaîne commerciale de GNL dans le monde.
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2. Généralités sur le gaz naturel 2.2 Utilisation Le g gaz naturel est utilisé dans le transport, p , la p production d’énergie, l’agriculture, le secteur domestique ainsi que les activités commerciales et industrielles (fig. 1.2). Il peut être utilisé comme matière première pour l’industrie pétrochimique (production d’hydrogène, méthanol, ammoniac) ou comme combustible industriel ou domestique (chauffage, cuisson). Il participe l’électricité.
pour
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environ
20%
à
la
production
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2. Généralités sur le gaz naturel
Fig. 1.2 : Utilisation du gaz naturel
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2. Généralités sur le gaz naturel 2.3 Différents types de gaz naturel •
Gaz sec, ne formant pas de phase liquide dans les conditions de production ;
•
Gaz humide, formant une phase liquide en cours de production dans les conditions de surface ;
•
Gaz à condensat, formant une phase liquide dans le réservoir en cours de production ;
•
Gaz associé, é coexistant dans le réservoir é avec une phase ‘’huile’’ (gisement de pétrole). Le gaz associé comprend le gaz de couverture (phase gazeuse présente dans le réservoir) et le gaz dissous.
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2. Généralités sur le gaz naturel 2.4 Propriétés physico-chimiques La composition chimique du gaz naturel dépend du champ d’extraction d extraction et du procédé de traitement utilisé. utilisé
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2. Généralités sur le gaz naturel 2.4 Propriétés physico-chimiques Le gaz naturel est naturellement combustible. C'est cette combustion qui est à la base de nombreuses applications. Mais il est important de savoir que le gaz naturel n'est pas auto-inflammable.
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2. Généralités sur le gaz naturel 2.4 Propriétés physico-chimiques Le gaz naturel est caractérisé par: • Masse volumique d’un gaz (Etas-Unis : density): Représente la masse d’une unité de volume du gaz et s’exprime en kg/m3. • Densité (Etas-Unis : specific gravity): Rapport de la masse volumique du gaz dans les conditions de référence sur la masse volumique de l’air dans les mêmes conditions, • Pouvoir calorifique: g g par la combustion complète p p d’une q quantité Quantité de chaleur dégagée spécifiée de gaz dans l’air à pression constante (p1) telle que tous les produits de la combustion sont ramenés à la même température spécifiée des corps en réaction (t1). • Indice de Wobbe: Quotient du pouvoir calorifique supérieur sur une base volumétrique, dans des conditions de référence spécifiées, par la racine carrée de la densité relative dans les mêmes conditions de référence. Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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2. Généralités sur le gaz naturel
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3. Traitement du gaz naturel Le traitement du gaz naturel consiste à séparer au moins partiellement certains des constituants présents à la sortie du puits (eau, gaz acides, hydrocarbures lourds, etc.) : ¾ ¾
Pour amener le gaz à des spécifications de transport, Ou pour se conformer à des spécifications commerciales ou réglementaires.
Il peut ainsi nécessaire d’éliminer au moins partiellement : -
L’hydrogène sulfuré H2S toxique et corrosif ; Le CO2, corrosif et de valeur thermique nulle ; Le mercure, corrosif dans certains cas ; L’eau, conduisant à la formation d’hydrates ; Les hydrocarbures lourds, condensant dans les réseaux de transport ; - L’azote, de valeur thermique nulle.
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3. Traitement du gaz naturel La première étape de traitement permet de réaliser la séparation des fractions liquides éventuellement contenues dans l’effluent du puits : •
fraction liquide d’hydrocarbures (gaz associé ou à condensat),
•
eau libre.
L’étape qui suit dépend du mode de transport adopté (fig. 3.1).
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3. Traitement du gaz naturel
Fig. 3.1 : Principaux traitements du gaz naturel Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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3. Traitement du gaz naturel 7.1 Séparation des condensats A la sortie du p puits,, dans le cas d’un g gaz associé où à condensat, le gaz naturel se trouve en présence d’une phase liquide. Dans certaines circonstances, cette phase liquide peut être transportée en même temps que le gaz, en milieu diphasique. Néanmoins, elle est nécessairement séparée à un stade ultérieur ultérieur. Dans une première étape, la phase liquide est séparée à une pression proche de la pression en tête de puits.
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3. Traitement du gaz naturel
Fig. 3.2 : Séparation des condensats Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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3. Traitement du gaz naturel 7.1 Séparation des condensats Pour réaliser une bonne séparation p entre les p phases liquide q et vapeur, il est nécessaire d’utiliser plusieurs étages de séparation à des pressions décroissantes (2 à 3 étages selon le GOR et la pression en tête de puits).
Fig. 3.3 : Séparation multiétagée des condensats Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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3. Traitement du gaz naturel 3.1 Séparation des condensats La séparation p gaz-liquide g q se réalise p par g gravité et p par collision sur les plaques internes d’un séparateur.
Fig. 3.4 : Séparateur gaz-liquide Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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3. Traitement du gaz naturel 3.1 Séparation des condensats Un séparateur p gaz-liquide g q se compose p généralement des g éléments suivants :
Fig. 3.5 : Principaux éléments d’un séparateur gaz-liquide Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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3. Traitement du gaz naturel 3.1 Séparation des condensats Il existe trois p principaux p types yp de séparateurs p (vertical,, ( horizontal et sphérique) dont le choix dépend de l’application envisagée.
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3. Traitement du gaz naturel 3.1 Séparation des condensats
Fig. 3.6 : Séparateur vertical Les séparateurs verticaux sont le plus souvent utilisés pour des valeurs faibles ou moyennes de GOR (Gas Oil Ratio) et lorsque des arrivées de bouchons liquides peuvent se produire. Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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3. Traitement du gaz naturel 3.1 Séparation des condensats
Fig. 3.7 : Séparateur horizontal Les séparateurs horizontaux sont utilisés pour les GOR élevés ou en cas de risque de moussage. Septembre 2014
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3. Traitement du gaz naturel 3.1 Séparation des condensats
Fi 3 8 : Séparateur Fig.3.8 Sé t sphérique hé i
Ce type d’équipement présente l’avantage d’être compact et relativement peu coûteux. Par contre, la zone de collecte liquide est relativement réduite. De ce fait, le contrôle du niveau liquide est essentiel et peut être délicat. Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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3. Traitement du gaz naturel 3.2 Déshydratation ¾ Déshydratation par absorption Le séchage du gaz naturel est assuré dans ce cas par un lavage à contre-courant, dans une colonne à plateaux ou à garnissage, avec un solvant présentant une forte affinité pour l’eau.
Le solvant est le plus souvent un glycol (MEG, DEG).
L’abso L’absorption ption est réalisée éalisée dans une ne colonne à plateaux platea o à ou garnissage. Pour les petits diamètres, des garnissages sont généralement employés, tandis que les colonnes plus importantes mettent en œuvre des plateaux à calottes ou à clapets. Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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3. Traitement du gaz naturel 3.2 Déshydratation ¾ Déshydratation par absorption
Fig. 3.9 : Schéma de principe d’une opération de déshydratation par absorption Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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3. Traitement du gaz naturel 3.2 Déshydratation ¾ Déshydratation par absorption Le gaz déshydraté sort en tête de colonne ; le glycol sortant en fond est envoyé à une colonne de régénération par distillation, qui opère généralement à plus basse pression. Après régénération, le glycol est recyclé, après avoir ramené à la température de service de la colonne d’absorption.
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3. Traitement du gaz naturel 3.2 Déshydratation ¾ Déshydratation par adsorption 9 Les procédés de séparation par adsorption sont généralement employés lorsqu’une pureté élevée est recherchée. 9 Ils mettent en œuvre une phase solide présentant une grande surface spécifique, sur laquelle sont retenus d’une manière sélective les constituants à séparer. 9 Il peut s’agir d’alumine activée, de gel de silice (silicagel), de charbon actif ou des tamis moléculaires (Zéolithes).
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3. Traitement du gaz naturel
Fig.3.10 : Procédé de déshydratation par adsorption Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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3. Traitement du gaz naturel 3.2 Déshydratation ¾ Déshydratation par adsorption Le procédé de déshydratation par adsorption en lit fixe fonctionne de manière alternée et périodique, chaque lit passant par des étapes successives d’adsorption et de désorption (régénération). Au cours de l’étape d’adsorption, le gaz à traiter est envoyé sur le lit d’adsorbant qui fixe l’eau. Lorsque le lit est saturé, du gaz chaud est envoyé pour régénérer l’adsorbant. Après régénération, le lit doit être refroidi. Ceci est réalisé en envoyant du gaz froid.
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3. Traitement du gaz naturel 3.3 Désacidification La désacidification consiste à séparer p du g gaz naturel les g gaz acides, essentiellement CO2 et H2S. En général, l’élimination de l’hydrogène sulfuré doit être beaucoup plus poussée que celle du dioxyde de carbone. Les spécifications de teneur en gaz acides sont imposées par des contraintes de sécurité (très forte toxicité de l’hydrogène sulfuré), de transport (corrosion, risques de cristallisation dans le cas de la liquéfaction) ou de distribution (gaz commercial).
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3. Traitement du gaz naturel 3.3 Désacidification Les principaux procédés utilisés pour réaliser la désacidification font appel à ll’absorption absorption, la sélectivité du solvant vis-à-vis des gaz acides étant basée sur une affinité soit de type chimique, soit de type physique.
Lavage aux amines Diéthanolamine ‘DEA’, etc.).
(Monoéthanolamine
‘MEA’,
Les amines agissent par affinité chimique, en raison de leur caractère basique :
Lavage au Carbonate de Potassium (K2CO3).
L’adsorption est également employée pour réaliser des purifications poussées. Elle est employée lorsqu’une très grande pureté est requise sur le gaz traité. Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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3. Traitement du gaz naturel 3.3 Désacidification Le schéma de base d’un procédé de désacidification par lavage aux amines (fig. 3.11) consiste toujours à mettre en contact le gaz avec le solvant dans une colonne d’absorption. La solution est régénérée, après échange de chaleur et filtration, dans une colonne de distillation. La MEA et la DEA restent à l’heure actuelle les amines les plus utilisées. utilisées La MEA est utilisée en solution à des teneurs de 10 à 15% poids. Elle est très active et permet d’éliminer simultanément de manière non sélective l’hydrogène sulfuré et le dioxyde de carbone.
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Fig.3.11 : schéma de principe d’un procédé de désacidification aux amines Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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3. Traitement du gaz naturel 3.4 Fractionnement des HC Lorsque q le g gaz naturel contient une fraction relativement importante d’hydrocarbures autres que le méthane (gaz à condensat ou gaz associé), la séparation d’au moins une partie de ces hydrocarbures peut devenir nécessaire pour éviter la formation d’une phase liquide au cours du transport. Cette séparation est en général réalisée par abaissement de température avec formation d’une phase liquide. Elle peut être également effectuée par une opération d’absorption ou d’adsorption.
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3. Traitement du gaz naturel 3.4 Fractionnement des HC Le gaz sortant du séparateur haute pression est refroidi par g de chaleur avec le g gaz traité,, suivi d’une étape p un échange de réfrigération.
Fig. 3.12 : Fractionnement par abaissement de température L’étape de réfrigération est réalisée soit au moyen d’un cycle de réfrigération externe, soit par détente. Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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3. Traitement du gaz naturel L’abaissement de température permet d’obtenir successivement les fractions liquides suivantes :
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3. Traitement du gaz naturel 3.4 Fractionnement des HC La réfrigération par détente isenthalpique à travers une vanne représente é t le l procédé édé le l plus l simple. i l C’est aussi un procédé relativement inefficace, le travail de détente étant dégradé en chaleur. L’abaissement de la température obtenu par isenthalpique est qualifié d’effet Joule-Thomson.
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3. Traitement du gaz naturel 3.4 Fractionnement des HC
Fig. 3.13 : Réfrigération par détente isenthalpique. Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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3. Traitement du gaz naturel 3.4 Fractionnement des HC La détente à travers une turbine (Turbo-Expander) (fig. 3 14) quii se rapproche 3.14) h d’ d’une dét t détente i isentropique t i estt beaucoup plus efficace. Elle est surtout utilisée lorsqu’une séparation poussée des hydrocarbures autres que le méthane est recherchée. La turbine de détente entraîne en général un compresseur, pour recomprimer partiellement le gaz détendu. Le procédé, fonctionnant à basse température, nécessite un séchage poussé du gaz et éventuellement une décarbonatation, pour éviter la cristallisation du dioxyde de carbone.
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3. Traitement du gaz naturel 3.4 Fractionnement des HC
Fig. 3.14 : Réfrigération par turbine d’expansion Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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3. Traitement du gaz naturel 3.4 Fractionnement des HC L’utilisation d’un cycle de réfrigération externe permet p du g gaz à traiter sans réduire la d’abaisser la température pression, aux pertes de charge près.
Fig. 3.15 : Réfrigération avec un cycle frigorifique externe Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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3. Traitement du gaz naturel 3.4 Fractionnement des HC Lorsqu’il s’agit de séparer la fraction C3+ ou la fraction C2+ avec un rendement de récupération p élevé,, il est nécessaire d’avoir recours une opération de distillation.
Fig. 3.16 : Fractionnement méthane-LGN par distillation
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4. Liquéfaction du gaz naturel La liquéfaction du gaz naturel a pour objectif de réduire son volume (d’un facteur 600) pour pouvoir le transporter par bateau sur de très grandes distances, ou à travers des mers profondes (lorsque le transport par gazoduc n’est pas économique). q ) Le transport par bateau permet également de s’affranchir des contraintes géostratégiques et de ne pas dépendre d’un fournisseur unique. La liquéfaction est également employée, en plus petite capacité, pour faire face aux variations saisonnières de consommation, en stockant une partie du gaz sous forme liquide en période de plus faible consommation, pour le vaporiser lorsque la demande est forte.
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4. Liquéfaction du gaz naturel 4.1 Unités de liquéfaction Les unités de liquéfaction sont classées en ‘’Peak-shaving’’ unités ité ou ‘’Base-load’’ ‘’B l d’’ unités ité selon l l’ bj tif ett la l’objectif l capacité ité de liquéfaction. •
Unités Peak-shaving: Destinées à faire face aux pointes de consommation de gaz naturel, ces unités sont disposées sur le trajet des gazoducs dans leur partie la plus en aval.
•
Unités Base-load: Destinées pour la mise en œuvre des chaînes de transport par voie maritime (Exportation).
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4. Liquéfaction du gaz naturel 4.2 La chaine GNL Le gaz naturel, une fois stabilisé sur le champ de production ( é (séparation ti d des condensats d t ett ajustement j t t des d points i t de d rosée eau et hydrocarbures pour éviter les condensations et la corrosion dans la canalisation), est transporté par gazoduc jusqu’à l’unité de liquéfaction. Il est de nouveau purifié, cette fois pour pouvoir respecter les spécifications de vente, et également les impératifs de liquéfaction : tous les composés pouvant se solidifier doivent être éliminés pour éviter le bouchage des échangeurs cryogéniques. Le gaz purifié est ensuite liquéfié est stocké dans de vastes stockages cryogéniques avant d’être chargé dans un méthanier.
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4. Liquéfaction du gaz naturel
Fig. 4.1 : La chaîne GNL Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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4. Liquéfaction du gaz naturel 4.2 La chaine GNL A l’arrivée dans le pays consommateur, le méthanier est dé h déchargé é par un bras b cryogénique é i vers un autre t stockage t k cryogénique. Le GNL est regazéifié et injecté, au fur et à mesure des besoins, dans le circuit distributeur. Le processus de liquéfaction permettant d’obtenir le GNL s’effectue en plusieurs étapes et consomme une quantité importante d’énergie. Il nécessite ll’utilisation utilisation d d’électricité électricité et de chaleur, chaleur produites à l’intérieur même des sites chargés de la liquéfaction, à partir d’une partie du gaz naturel reçu (autoconsommation).
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4. Liquéfaction du gaz naturel 4.2 La chaine GNL Comparé au coût de transport par canalisation qui varie pratiquement ti t linéairement li é i t avec la l di distance, t l coût le ût de d la l chaîne GNL en dépend peu ; il ya égalité des coûts pour une distance de transport qui dépend des quantités transportées (tableau 4.1).
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4. Liquéfaction du gaz naturel 4.2 La chaine GNL En effet, il ne sera question pour le coût de la chaine GNL que de l’investissement,, q q qui est l’élément essentiel du coût total, et le GNL devient plus économique pour le transport sur de longues distances.
Fig. 4.2 : Comparaison des coûts de transport par canalisation et par chaîne GNL Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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4. Liquéfaction du gaz naturel 4.3 Procédé de liquéfaction Le gaz naturel liquéfié doit avoir la possibilité d’être stocké et transporté p à la p pression atmosphérique. p q En effet, le transport sous pression a été écarté pour des raisons économiques et de sécurité. La température à laquelle le gaz est stocké sous forme de GNL est voisine de la température d’ébullition du méthane (-161.49°C). Le gaz naturel est liquéfié sous pression, puis sous-refroidi de manière à pouvoir être maintenu liquide à la pression atmosphérique. t hé i
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4. Liquéfaction du gaz naturel 4.3 Procédé de liquéfaction Pour liquéfier le gaz naturel, le chemin thermodynamique suivi est indiqué q par la figure p g 4.3.
Fig. 4.3 : Chemin thermodynamique de liquéfaction de gaz naturel Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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4. Liquéfaction du gaz naturel 4.3 Procédé de liquéfaction Les différents procédés industriels réalisant ce type de liquéfaction q sont tous basés sur des cycles y à compressionp détente (cycle de réfrigération à compression de vapeur). Le principe de ces cycles est présenté sur la figure 4.4.
Fig. 4.4 : Principe de base des cycles de liquéfaction de gaz naturel Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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4. Liquéfaction du gaz naturel 4.3 Procédé de liquéfaction Dans les systèmes actuels, la liquéfaction du gaz ne pas uniquement q par un apport p pp de froid au g gaz s’obtient p mais par un effet combiné de ce refroidissement et de la propre détente adiabatique du gaz après qu’il ait été préalablement comprimé. Avant d’entamer toute opération de liquéfaction, le gaz doit être traité pour éliminer tous les composants susceptibles de se solidifier à basse température. Suivant sa composition, le traitement sera plus ou moins coûteux. Pour des raisons purement commerciales, le propane et le butane peuvent aussi être séparés du gaz naturel.
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4. Liquéfaction du gaz naturel 4.4 Transport de GNL Le transport de GNL par méthaniers est le maillon faible de l chaine la h i GNL GNL.
Fig. 4.5 : Chaîne de transport de GNL Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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4. Liquéfaction du gaz naturel 4.4 Transport de GNL Le transport de GNL par méthaniers a débuté dans les années é 60 ett a pris i son réel é l essor au cours des d années é 70 70. Dès le départ, deux conceptions basées sur l’utilisation soit de cuves intégrées, soit de cuves autoporteuses (fig. 4.6 et 4.7), ont coexisté.
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4. Liquéfaction du gaz naturel
Méthaniers
Fig. 4.6 Méthanier à cuves intégrées Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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4. Liquéfaction du gaz naturel
Fig. 4.7 Méthanier à cuves autoporteuses Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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4. Liquéfaction du gaz naturel 4.4 Transport de GNL Quelle que soit la conception du méthanier et la qualité de l’i l ti l’isolation, il se produit d it nécessairement é i t une fuite f it thermique th i entre l’intérieur et l’extérieur des cuves. Cette fuite thermique entraîne une vaporisation de GNL et libère du gaz (gaz de boil-off) qui est de l’ordre de 0.2% de la cargaison de GNL par jour. Cette vaporisation est liée à la qualité de l’isolation et résulte d’une optimisation technico-économique. En améliorant ll’isolation isolation, sensiblement ce taux.
il
est
possible
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4. Liquéfaction du gaz naturel 4.4 Transport de GNL Le gaz de boil-off est utilisé pour alimenter le système de propulsion l i d méthanier du éth i quii estt en général é é l constitué tit é par une turbine à vapeur. Une autre option consiste à utiliser un moteur diesel pouvant consommer du fuel, moins coûteux que le GNL, et à reliquéfier ce gaz.
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5. Stockage du gaz naturel Le stockage de gaz naturel et nécessaire pour assurer l’ajustement saisonnier des consommations et des ressources en gaz. En effet, effet ll’utilisation utilisation du gaz en chauffage résidentiel entraîne une augmentation importante de la consommation en hiver. Compte tenu du volume spécifique important occupé par le gaz naturel dans les conditions ambiantes de température et de pression, son stockage se heurte à des difficultés analogues à celles qui sont rencontrées lors de son transport. Deux modes principaux de stockage sont utilisés : Le stockage cryogénique dans des cuves (bacs de stockage), sous forme de GNL. Le stockage souterrain en nappe aquifère ou en cavité saline.
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5. Stockage du gaz naturel 5.1 Stockage cryogénique La conception des cuves de stockage est généralement basée sur l’association d’une enceinte interne,, destinée à contenir le liquide stocké et d’une enceinte externe, qui contient l’isolation placée autour de l’enceinte interne, protège cette dernière et la supporte le cas échéant.
Fig. 4.8 : Stockage cryogénique du gaz naturel Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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5. Stockage du gaz naturel 5.1 Stockage cryogénique Le nombre de bacs résulte d’une étude spécifique qui prend en considération idé ti : La capacité de production de l’unité de liquéfaction, Le stockage minimum entre deux chargements et les contraintes opérationnelles, L’autonomie en stockage pour éviter l’arrêt des trains de liquéfaction pour stock haut, haut Le nombre de méthaniers, leurs capacités et les durées de voyages. Possibilité d’une production off-spec. Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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5. Stockage du gaz naturel 5.1 Stockage cryogénique
Fig. 4.9 : Bac de stockage du gaz naturel liquéfié Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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5. Stockage du gaz naturel 5.2 Stockage souterrain Le stockage souterrain s’est surtout développé sous la f forme d stockage de t k en nappe aquifère ifè (Fi (Fig. 4 10) ett de 4.10) d manière plus limitée en cavité saline. Le cycle annuel d’exploitation du stockage en aquifère comporte schématiquement deux phases :
nappe
une phase d’injection au cours de laquelle le gaz naturel est envoyé dans le réservoir en refoulant l’eau de la nappe aquifère ; une phase de soutirage pendant laquelle le gaz est produit en tête des puits, l’eau venant récupérer les pores d’où elle avait été chassée pendant la phase d’injection.
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5. Stockage du gaz naturel
Fig. 4.10 Stockage du gaz naturel en nappe aquifère Msc Belkadi – UFR GRP - IAP
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5. Stockage du gaz naturel 5.2 Stockage souterrain Le bon fonctionnement d’un stockage de gaz en nappe aquifère ifè nécessite é it le l maintien i ti en fin fi de d soutirage ti d’ d’une importante quantité de gaz naturel, dite ‘’gaz coussin’’ ; la pression et l’épaisseur de la couche de gaz doivent rester suffisantes pour assurer les soutirages, éviter le noyage des puits d’exploitation et permettre le redémarrage rapide de la phase d’injection. Ce gaz coussin, environ 1.2 m3 (n) /m3 (n) de volume de stockage utile, représente une part importante des investissements. Pour cette raison, différentes études et expériences ont été réalisées pour substituer à une partie de ce gaz coussin un gaz inerte, tel que l’azote ou des gaz de combustion.
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5. Stockage du gaz naturel 5.2 Stockage souterrain Le stockage en cavité saline est beaucoup plus limité en capacité. ité La cavité saline est obtenue par dissolution (lessivage) de couches de sel profondes. Le volume de gaz coussin nécessaire est plus réduit que dans le cas du stockage en aquifère, de l’ordre des deux tiers de m3 (n) / m3 (n) de stockage utile.
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6. Sources non conventionnelles du GN Selon la profondeur et les types de gisements, le gaz peut être conventionnel ou non conventionnel. Cela dépend de sa difficulté d’extraction et de sa mise en exploitation. •
Le gaz de schistes (shale gaz) : Les gaz de schistes sont des gaz formés principalement par du méthane contenu dans des roches argileuses. Une grande partie de ce gaz reste piégée dans les argiles car elles sont presque imperméables. Il faut donc les fracturer artificiellement pour produire ce gaz.
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Le gaz des mines de charbon (Coal bed methane) : le gaz de charbon ((le g grisou)) est naturellement p présent dans les p pores du charbon.
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6. Sources non conventionnelles du GN •
Le gaz de réservoirs sableux compacts (tight gas) : le gaz compact est emprisonné dans des réservoirs gréseux très peu perméable (tight sandstones) caractérisé par une faible porosité (7 à 12 %). )
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Gaz dissous dans des aquifères profonds : il s’agit de gisements où le gaz ne forme pas de phase individualisée, mais se trouve à l’état dissous dans l’eau.
•
Les hydrates de méthane : Les hydrates de méthane sont un mélange d'eau et de méthane qui, sous certaines conditions de pression et de température, cristallise pour former un solide qui ressemble à de la glace. glace Ils se trouvent sous les océans et dans les zones permafrost. A ce jour aucune exploitation commerciale n'est envisagée, seuls deux sites pilotes au Canada et au Japon testent les méthodes de production [IFP Panorama 2012].
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7. Conclusion Malgré des obstacles à son développement, le gaz naturel devient, à partir des années 70, un acteur majeur sur la scène énergétique internationale. Le gaz naturel est désormais considéré comme une énergie de premier choix pour le 21ème siècle.
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Références Bibliographiques
Références Bibliographiques
[1] Rojey A., Le Gaz Naturel : Production Traitement Transport, Editions Technip, 1994. [2] Faulkner L. L., Fundamentals of Natural Gas Processing, 2006. [3] Smith R.V., Practical Natural Gas Engineering, 2nd Edition. [4] Pierre Petit, Liquéfaction du gaz naturel, TI (j3601), 2010.
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