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mars 2014

Liquéfier le gaz naturel en mer

La demande de gaz naturel est en forte croissance et cela va s’accentuer dans le futur. La production va pouvoir suivre car les ressources de gaz naturel sont abon­dantes, représentant près de deux siècles de consommation. Néanmoins, elle va devoir s’adapter, créant ainsi une oppor­tunité de développement et d’innovation pour l’industrie toute entière.

La valorisation et la mise à disposition des ressources de gaz naturel passent aujourd’hui par la mise en œuvre de la liqué­faction du gaz en mer directement sur les sites de produc­tion, garantissant ainsi un approvisionnement flexible, diver­sifié et sécurisé des grandes zones de consommation en Europe et en Asie.

L’industrie parapétrolière, française en particulier, a beau­coup investi pour développer les technologies nécessaires et elle en maîtrise maintenant la mise en œuvre sur les grands projets dits de «FLNG» (Floating Liquiefied Natural Gas).

Le rôle majeur du gaz naturel dans l’énergie mondiale

Non seulement la demande mondiale de gaz augmente plus vite que celle de l’énergie en général et plus vite que celle du pétrole en particulier, mais on voit aussi ce décalage s’accélérer. Le gaz naturel couvre aujourd’hui plus de 21% de la demande mondiale d’énergie primaire et cette part dans le mix énergétique mondial devrait passer à 25% en 2035 (Scénario présenté par l’Agence Internationale de l’Énergie en juin 2011 : un «âge d’or du gaz»), le gaz devenant ainsi la deuxième source d’énergie primaire après le pétrole à cet horizon dans ce contexte de croissance soutenue.

Relativement peu polluant, abondant, facile d’utilisation et économique, le gaz naturel jouera un rôle déterminant pour satisfaire la croissance future de la demande énergétique des pays de l’OCDE, mais aussi des économies dites émergentes, Chine entête, qui représenteront environ 80% du surcroît de la demande gazière.

Au rythme des prévisions de consommation actuelles, la durée de vie des réserves prouvées mondiales de gaz naturel sont de plus de 60 ans, mais atteignent près de 200 ans si on y inclut les ressources à développer et les gaz «non conven­tionnels».

 

Cliquez pour agrandirLes principaux flux de Gaz Naturel en 2012 (source BP)

La chaîne d’approvisionnement en gaz naturel

Les réserves étant jusqu’à présent concentrées en Russie, au Moyen-Orient (Iran et Qatar), en Algérie, en Norvège et en Indonésie, leur acheminement vers les centres de consom­mation (Europe, Amérique du nord, Japon-Corée) se faisait par deux voies : 

  • Gazoduc : techniquement possible et économiquement viable à terre, ou sur des distances et à des profondeurs modérées en mer. Le pays consommateur est ainsi physi­quement lié au pays producteur et de plus soumis aux aléas géopolitiques des pays de transit.
  • Chaîne GNL :
    • des champs à terre («Onshore») ou en mer («Offshore») relativement proches des côtes, dont la production rejoint la terre par canalisations sous-marines,
    • une unité de liquéfaction terrestre avec des réservoirs de stockage cryogéniques de gaz naturel liquéfié (GNL),
    • une jetée de chargement, voire un port pour la protéger, - une flotte de navires méthaniers qui chargent le GNL et le transportent par mer de la région de production vers la région de consommation,
    • un terminal de réception et «regazéification» dans le pays ou la région d’utilisation avec des réservoirs de stockage et une connexion aux réseaux de distribution.

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Zone de projets de liquefaction de gaz en mer + FLNG Saipem + Cuve de stockage à membrane GTT

 

L’opération de liquéfaction du gaz naturel permet une très grande réduction de volume sans majoration importante des épaisseurs de parois des cuves dans les navires puisque l‘on reste à pression atmosphérique : 650m3 de gaz à pression atmosphérique et température ambiante n’occupent qu’un mètre cube à l’état liquide, toujours à pression atmosphé­rique, à -161°C.

Cela permet le transport de quantités commercialement viables par des navires adaptés : cuves cryogéniques, maîtri­se de l’évaporation par réchauffement marginal du «boil off gaz» et sa récupération pour la propulsion du navire.

C’est typiquement le schéma en œuvre aujourd’hui pour le gaz en provenance du golfe Persique, d’Indonésie et d’Australie vers l’Europe, le Japon et la Corée.

Il faut noter aussi que, grâce au développement fulgurant de leurs gaz de schistes, les États-Unis, premier consommateur mondial de gaz en 2006 et importateur historique, sont rapi­dement devenus producteurs, détrônant même la Russie comme premier producteur mondial de gaz naturel en 2009. Ils s’organisent maintenant pour exporter ce gaz, le ministère de l’Energie (DoE) ayant à ce jour donné l’autorisation aux divers exploitants privés d’exporter 65 Mtpa (Million de tonnes par an) à priori sous forme de GNL.

Cliquez pour agrandir Saipem FLNG

 

L’augmentation très rapide constatée ces dernières années de la demande de GNL, tirée entre autres par la demande asiatique, ne devrait pas se ralentir car le GNL permet :

  • de s’affranchir des contraintes géopolitiques auxquelles sont soumis les gazoducs lorsqu’ils traversent des terri­toires nationaux,
  • d’apporter de la flexibilité, une diversification des sources d’importation et une amélioration de la sécurité de l’approvisionnement.

Le GNL représente déjà 1/3 des importations de gaz en Asie. Depuis l’accident de Fukushima, le Japon a arrêté presque toutes ses centrales nucléaires et a multiplié ses importations de GNL pour produire son électricité, représentant à lui seul 1/3 des échanges mondiaux.

Cela reste néanmoins une solution complexe qui implique de nombreuses infrastructures (usines de liquéfaction et de «regazéification») et de lourds investissements.

Depuis quelques années, pour s’affranchir des contraintes de réalisation des terminaux d’importation à terre, des unités flottantes de «regazéification» ont été conçues, réalisées et installées tout près des côtes (au Brésil, au Chili, au Paraguay, aux États Unis, en Lituanie, en Malaisie), voire en mer ouver­te (« Livorno» au large de la Toscane, en Italie).

Les gisements de gaz du futur et le FLNG

Cliquez pour agrandir Module de traitement de gaz «Asgaard B» + Levage de module sur FPSO DALIA + Déchargement du FSRU «Livorno»

Aujourd’hui, les grandes découvertes et les gisements de gaz à exploiter dans l’avenir se trouvent en mer par des profon­deurs d’eau de plus en plus importantes (1 500 à 2 000 mètres) et/ou éloignés des côtes, ou bien au large de côtes inhospitalières, démunies d’installations industrielles, voire de toute infrastructure, ou même quasi-désertes.

C’est le cas en mer de Timor au nord-ouest de l’Australie, au Mozambique, en Papouasie.

Il peut s’agir aussi tout simplement de pays où les coûts directs de réalisation d’importantes unités industrielles ou ceux induits par les contraintes environnementales peuvent tout simplement condamner ce type de développement comme l’Australie et le Canada.

Envisagée depuis quelques années, la liquéfaction du gaz directement «Offshore» sur son site de production a donc été sérieusement étudiée et entre maintenant dans l’ère indus­trielle.

C’est ce que l’on appelle le «FLNG» (Floating Liquefied Natural Gas).

Plusieurs projets sont actuellement en cours ou à l’étude tout d’abord en Australie mais aussi en Afrique de l’est.

Ces projets bénéficient des progrès technologiques de l’industrie parapétrolière «Offshore» et de l’expérience des uni­tés flottantes de «regazéification», avec une douzaine d’unités en service dans le monde (dont «Livorno» développée par Saipem, la première en mer ouverte).

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Cycle de liquefaction «Dual Mixed Refrigerant» + Saipem Tandem Offloading System

 

Les défis techniques du «FLNG»

La taille

Afin d‘en assurer la rentabilité pérenne dans un marché en pleine évolution, les premiers projets étudiés le sont pour des gisements capables de produire durablement de grandes quantités de gaz (jusqu’à 6.5 Mtpa) et de stocker à bord plu­sieurs semaines de productions.

Nous arrivons ainsi à des «navires» de l’ordre de 490 m de long et 76 m de large, supportant 80 000 à 90 000 tonnes d’unités de production et déplaçant plus de 600 000 tonnes en opération.

Paradoxalement, cette grande taille pour des unités navales ne constitue pas le plus gros problème. En effet les trois grands chantiers navals coréens et certains chinois se sont équipés depuis plusieurs années de cales sèches de très grande dimension afin d’y fabriquer des porte-conteneurs de plus de 400m, ainsi que plusieurs FPSO (Floating Production Storage and Offloading : unité flottante de pro­duction et de stockage de pétrole et de gaz) et des plate-formes de production de pétrole ou de forage en parallèle.

Cliquez pour agrandir Échangeur cryogénique

L’industrie parapétrolière a aussi développé les concepts de modularisation. Ainsi, plusieurs chantiers, dont celui de Saipem construit à dessein sur l’ile de Karimun en Indonésie, sont capables de fabriquer de très gros modules (3 000 à 8 000 tonnes). Des grues flottantes type «sheerleg» existent aussi ou sont en construction pour lever de tels modules et les installer sur les coques (jusqu’à 10 000 tonnes).

La «marinisation» des équipements

Les équipements de procédés de liquéfaction, échangeurs cryogéniques, colonnes de traitement de gaz et turbines de compression initialement conçus pour les usines terrestres doivent maintenant être adaptés aux contraintes d’une ins­tallation pérenne en haute mer, sur un support flottant. L’industrie parapétrolière a travaillé pendant de nombreuses années sur cette problématique avec les grosses plateformes de mer du nord («Asgaard B» en 1998 par exemple, toujours la plus grosse au monde) et les fournisseurs de ces équipe­ments sont maintenant prêts à en assurer le bon fonctionne­ment.

Les colonnes seront équipées de packing adaptés, les échan­geurs compactés au maximum et calculés pour résister au «stress» induit par les mouvements du navire.

Les matériaux sont optimisés bien sûr pour résister à la cor­rosion et minimiser les poids embarqués.

Le déchargement

Cliquez pour agrandir Bras de déchargement

L’un des pro­blèmes majeurs reste le déchar­gement de ce gaz liquéfié (à -161°C donc) d’une ins­tallation de pro­duction flottante vers un méthanier lui-même en pleine mer.

En conditions de mer clémentes, les bras de chargement classiques des installations por­tuaires existantes peuvent être adaptés, le méthanier venant donc «à couple».

Lorsque les conditions de mer sont plus diffi­ciles, il est préférable de faire l‘opération en «tan­dem», le méthanier étant positionné à dis­tance de sécurité du FLNG et maintenu dynamiquement en position (pas d’ancrage par 2 000 m d’eau). Saipem et Trelleborg (Clermont-Ferrand) ont ainsi développé un système de transfert de gaz liquéfié par canalisations souples et flottantes (3 fois 20 pouces de diamètre).

Conclusion

Compte tenu des coûts de mise au point de cette technolo­gie, de la taille et de la complexité des unités de liquéfaction à mettre en œuvre «Offshore», les premiers projets de FLNG apparaissent être des «mégaprojets» comme l’ont été, à l’instar de GIRASOL, y a plus de 15 ans les premiers projets de FPSO dont les coques de 300m, les superstructures de 30 000 tonnes et les capacités de stockage de deux millions de barils sont maintenant la norme.

C’est justement grâce à ces formidables projets déjà réalisés et aux capacités des ingénieries parapétrolières, au rang des­quels les entreprises françaises occupent une très bonne place, que l’industrie est maintenant prête à relever les défis du FLNG. ■

 

Auteur

ENERGIES MARINES RENOUVELABLES
DIRECTEUR GÉNÉRAL / DIRECTEUR DU DÉVELOPPEMENT COMMERCIAL

Consultant / Expert indépendant depuis Septembre 2022.
Entre 2017 et Septembre 2022 , en charge du développement des activités Energies Marines Renouvelables ( Offshore Renewable) pour le groupe SAIPEM dans le monde entier avec un focus sur la France, l’Europe du sud, l’Asie et l’éolien flottant.

Entre 2009 et 2017, directeur du développement commercial FPSO/FLNG de SAIPEM en me concentrant sur le Brésil, la Norvège, l’Australie, l’Indonésie et l’Afrique de l’Ouest.
Basé à Singapour en 2007 / 2008, j’ai remanié l’organisation et les compétences ingénierie de SAIPEM Asie Pacifique et pris la responsabilité du développement commercial des grands projets offshore EPCI en Asie du Sud-Est.
En 2003 j’ai été nommé Directeur Général de SOFRESID (groupe Saipem) pour fusionner les différentes filiales et coordonner l’ensemble des opérations d’ingénierie auprès des clients externes.
J’avais créé en 2000, puis développé jusqu’en 2007 le centre de profits «Ingénierie Amont» au sein de Bouygues Offshore, branche «Pétrole-Gaz» du groupe Bouygues, intégrée dans Saipem en 2002.

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