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GENERALITES SUR LE TRANSPORT INTERNATIONALDU GAZ

Cours rédigé par Monsieur CAROUGE

1.1.

Intervenant : Monsieur Luc JOIN-LAMBERT

Chef de la Division Opérations et Projets internationauxService Etudes

Direction Production TransportGAZ DE France

Ce document n’est diffusable qu’en accompagnement d’une action de formation TRAN.95.4.CARO

TABLE DES MATIERES

QUELQUES ELEMENTS STATISTIQUES........................................................ 1

Le gaz naturel dans le monde.................................................................... 1

CONSOMMATIONS - RESERVES ............................................................1

TRANSPORT DU GAZ ...............................................................................2LES RESEAUX DE GAZODUCS ............................................................................. 3

LE TRANSPORT MARITIME .................................................................................. 5

COMPARAISON ENTRE DIVERS MODES DE TRANSPORTS......................... 5

Le gaz naturel en France.......................................................................................6

LES APPROVISIONNEMENTS .................................................................6

LE RESEAU DE TRANSPORT ...................................................................7

QUELQUES ORIENTATIONS TECHNIQUES................................................ 9

La conception des réseaux de gazoducs:orientations générales, tendances ........................................................................9

CONCEPTION GENERALE DES RESEAUX...........................................9

GAZODUCS: CHOIX DES MATERIAUX ..............................................10

STATIONS DE COMPRESSION..............................................................10

La construction des réseaux de gazoducs:orientations générales, tendances ......................................................................11

L’exploitation des réseaux de gazoducs:orientations générales, tendances.....................................................................11

Le transport maritime sous forme de gaz naturel liquéfié ..........................12

LA LIQUEFACTION .................................................................................12

LES NAVIRES METHANIERS.................................................................13

LES CUVES AUTO PORTEUSES ......................................................................... 13

LES CUVES INTEGREES A LA COQUE DU NAVIRE..................................... 13

LES RESERVOIRS TERRESTRES.............................................................14

LES INSTALLATIONS DE REGAZEIFICATION .................................14

Le stockage du gaz naturel................................................................... 14

CONCLUSION...............................................................................................................17

GENERALITES SUR LE TRANSPORT DU GAZ NATUREL 1/17

QUELQUES ELEMENTS STATISTIQUES

Le gaz naturel dans le monde

Pendant longtemps, le gaz naturel a été considéré comme un sous-produit dupétrole; il était brûlé à la torche sur de nombreux gisements. Il a commencé à êtreutilisé aux Etats-Unis, dans l’industrie d’abord, puis pour des usages domestiques ense substituant peu à peu au gaz manufacturé.

Son développement a ensuite été très rapide, grâce à l’abondance de ses réserves, àleur répartition sensiblement plus équilibrée que celle des réserves pétrolières et àson excellente qualité pour le consommateur final.

Mais le coût de son transport pèse de plus en plus lourd. Jusqu’à ces dernièresannées, les grandes zones productrices coïncidaient avec les grandes zonesconsommatrices. Ce n’est plus le cas aujourd’hui: les pays industrialisés occidentauxne disposent que de 11% des réserves prouvées de gaz ‘naturel alors qu’ilsreprésentent 49% de la consommation mondiale. Au plan local, ce phénomène serépète; c’est notamment le cas en Amérique du Nord avec les découvertes des zonesarctiques, dans l’ex-URSS où l’essentiel des ressources se situe maintenant en Sibérie,en Europe de l’Ouest avec l’importance prise par la mer du Nord...

Le transport du gaz sur des distances de plus en plus longues et dans des conditionsde plus en plus sévères devient une nécessité impérative pour assurer sondéveloppement.

CONSOMMATIONS - RESERVE

En 1993, la consommation de gaz naturel dans le Monde s’est élevée à 2 158 milliardsde m3 contre 1263 en 1975, soit un taux de croissance moyen proche de 3% par an. Cetaux est nettement inférieur au taux moyen constate entre 1950 et 1975: + 7,5% paran. Il est néanmoins supérieur au taux de croissance moyen de l’ensemble desconsommations énergétiques: + 2,0% par an de 1975 à 1993. En conséquence, la partdu gaz naturel dans la consommation mondiale d’énergie continue de croître; elle estpassée de 10% en 1950 à 23% en 1993.

Les réserves mondiales de gaz naturel étaient estimées, au 1er janvier 1994, à 148 200milliards de m3 représentant soixante deux années de production actuelle. Ellescorrespondent, en contenu énergétique, à 98% des réserves prouvées de pétrole qui,cependant, ne représentent qu’une quarantaine d’années de consommation. Depuisquelques années, les volumes de gaz découverts sont supérieurs aux consommationsd’où un accroissement des réserves (sauf en Amérique du Nord et plus récemmenten Europe Occidentale).

Il faut noter que la recherche actuelle d’hydrocarbures s’oriente vers une explorationdu sous-sol très profond (plus de 3500 m de profondeur) où seuls les hydrocarburesgazeux peuvent exister, ce qui ne peut qu’accentuer la différence de tendance entregaz et pétrole.


Actuellement, 39% des réserves mondiales sont situées en ex-URSS où l’on trouve lesplus larges accumulations de gaz naturel jamais découvertes: neuf des dix-huitgisements supergéants’ du globe. En particulier, Urengoy, avec 7 800 milliards de m3

de réserves prouvées dépasse l’ensemble des réserves de l’Amérique du Nord etYamburg, 4 800 milliards de m3, approche celles de l’Europe Occidentale.

Au-delà de ces réserves raisonnablement démontrées, les évaluations de ressourcesultimes (réserves prouvées + probables + possibles) laissent apparaître un potentieltotal beaucoup plus considérable. La progression de ces ressources s’inscrit, elleaussi, sur une trajectoire fortement ascendante au cours des trois dernières décennies,d’environ 100 000 à 150 000 milliards de m3 en 1960, 275 000 à 325 000 dans lesestimations les plus récentes.

Par ailleurs, à ces ressources de gaz conventionnel, pourraient s’ajouter desressources de gaz naturels non conventionnels, dont certaines sont déjà exploitablesdans les conditions techniques et économiques actuelles: grisou de mines de charbon,méthane dissous dans certains aquifères, hydrates de gaz dans les pergélisols deszones arctiques, éventuellement méthane magmatique.

Le développement de la demande, entraînant la mise en valeur future de cesréserves, s’accompagnera d’un développement du transport de gaz naturel à grandedistance.

TRANSPORT DU GAZ

En 1885, la première ligne de transport de gaz naturel était mise en service; ils’agissait d’une conduite de diamètre 200 mm et de longueur 135 km entre laPennsylvanie et Buffalo, dans 1’Etat de New York. En 1964-65, étaient inaugurés lespremiers transports réguliers de gaz naturel liquéfié entre l’usine de liquéfactiond’Arzew (Algérie) et les terminaux méthaniers de Canvey Island (Royaume-Uni) etdu Havre (France). Il s’agit là des deux formes de transport utilisées dans l’industriedu gaz naturel: la canalisation pour le “gaz” à l’état gazeux et le navire méthanierpour le “gaz” à l’état liquide.

On peut dire que tout m3 de gaz naturel produit est transporté sous l’une et/oul’autre de ces formes avant consommation. Ce transport a été longtempsinternational. Le commerce international du gaz naturel ne représentait que 1% duvolume total produit en 1960. L’éloignement croissant des lieux de production et deconsommation a entraîné une augmentation de ce commerce, le portant à 347milliards de m3 soit 16% du gaz naturel -consommé (dont 83 milliards de m3 sousforme de gaz naturel liquéfié).

En 1993, les principaux pays exportateurs étaient l’ex-URSS (29% du commerceinternational), le Canada (18%), les Pays-Bas (13%), l’Algérie (10%), l’Indonésie (9%)et la Norvège (7%). Les principaux pays importateurs étaient l’Allemagne (19%), les

1 gisement supergéant: plus de 1000 milliards de m3 de gaz récupérable


Etats-Unis (18%), le Japon (15%), l’Italie (10%), la France (9%), la Tchécoslovaquie(4%) et la Belgique (4%).

LES RESEAUX DE GAZODUCS

Hors d’Europe Occidentale, les réseaux les plus importants sont concentrés dans lesrégions suivantes:

• l’Amérique du Nord: l’ensemble du réseau, historiquement le plus ancien, estextrêmement maillé et enchevêtré; il s’étend jusque dans les zones arctiques(Alaska);

• l’ex-URSS: ce pays a réalisé un effort important pour mettre en valeur sesréserves de gaz; le réseau de transport atteint actuellement plus de 200 000 km.

A titre d’exemple de réalisation, le gazoduc Urengoy-Uhzgorod destiné àl’exportation du gaz du gisement d’urengoy a une longueur de 4 451 km dont 120sont posés sur un sol éternellement gelé et un millier d’autres dans la toundramarécageuse et la taïga. L’artère franchit deux massifs montagneux, l’Oural et lesCarpates, et quelques huit cents cours d’eau dont certains sont très importants, laVolga, le Dniepr, le Don. 2,7 millions de tonnes de tubes d’acier de 1420 mm dediamètre ont été assemblés grâce à 2 100 km de soudures. Quarante stations decompression d’une puissance totale de 3 000 MW complètent le système de transport;

• l’Algérie: parmi les pays d’Afrique, l’Algérie possède un important réseau degazoducs destiné principalement à évacuer le gaz du gisement d’Hassi R’Mel versles usines de liquéfaction de la côte méditerranéenne ainsi que vers l’Italie via laTunisie (système TransMed);

• le Mexique et l’Argentine ont développé des systèmes de transport importantspour exploiter leurs ressources nationales;

• l’Iran: son réseau de transport est actuellement sous-exploité du fait de la non-application des contrats de vente signés avant la révolution avec certains paysd’Europe Occidentale.

Pour assurer leurs approvisionnements respectifs, les sociétés gazières européennesen sont arrivées à tisser des interconnexions entre chacun de leur réseau propre et lesdifférentes sources de gaz naturel. L’existence de ces interconnexions etl’organisation concertée des mouvements de gaz, grâce à des relations étroites entreles centres de contrôle (“dispatching”) des différents pays, permettent des échangeset une assistance mutuelle, et donc garantissent une certaine sécuritéd’approvisionnement.

L’ensemble des principaux ouvrages du réseau de transport terrestre européen (horsréseaux d’intérêt national seul) a une longueur cumulée de plus de 6 000 km. En1993, ce réseau a permis aux pays d’Europe Occidentale d’importer 150 milliards dem3 en provenance pour plus de la moitié de pays tiers.


Les principaux ouvrages réalisés en Europe Occidentale sont:

• les gazoducs de gaz de Groningue qui relient les Pays-Bas à l’Allemagne et, viala Belgique, à la France (Taisnières, près de Maubeuge),

• le gazoduc sous-marin Norpipe qui collecte du gaz de la mer du Nordnorvégienne (zone d’Ekofisk) vers Emden, en Allemagne. Il se prolonge d’unepart en Allemagne, d’autre part par le réseau de transport néerlandais puis, pourl’alimentation de la Belgique et de la France, par la canalisation Ségéo aboutissantà la frontière franco-belge à Taisnières,

• le gazoduc sous-marin Statpipe qui collecte le gaz des gisements du nord de lamer du Nord norvégienne, Statfjord, Heimdal et Gullfaks, vers Ekofisk où ilrejoint le Norpipe,

• les gazoducs Megal (Allemagne) et Wag (Autriche) qui assurent à ces pays et à laFrance l’acheminement du gaz de l’ex-URSS; ils débutent en Allemagne àWaidhaus et en Autriche à Baumgarten où ils sont connectés au systèmetchécoslovaque Transgaz,

• le gazoduc Tag (Autriche) qui achemine du gaz de l’ex-URSS livré à Baumgartenet destiné à l’Autriche et à l’Italie,

• le gazoduc TransMed qui transporte le gaz naturel algérien jusqu’au nord del’Italie via les détroits de Sicile et de Messine,

• les deux systèmes de transport sous-marins qui relient au Royaume-Uni lesgisements de Frigg (Frigg’s System) et de la zone de Brent (Flag’s Line), au nordde la mer du Nord.

Cet ensemble va continuer à se développer grâce à des extensions en cours deréalisation ou projetées; les plus importantes sont les suivantes:

• en vue de recevoir sur le continent une partie du gaz naturel des gisementsnorvégiens de Troll et Sleipner, le gazoduc sous-marin Zeepipe a été construitentre Sleipner et Zeebrugge (Belgique). Il est opérationnel en 1993; il seraprolongé ultérieurement vers le gisement de Troll;

• une liaison trans-Manche entre le Royaume-Uni et le continent est envisagée.Interconnectant les réseaux britannique et européen, elle permettraitl’acheminement de gaz de la mer du Nord (norvégienne ou britannique) vers lecontinent ou d’autres gaz (ex-URSS, Algérie,...) vers le Royaume-Uni. D’autrepart, une liaison est en cours de construction entre l’Irlande et le Royaume-Unipermettant aux Irlandais l’accès à d’autres sources d’approvisionnement queleurs gisements nationaux;

• une nouvelle canalisation, Europipe, accroîtra la capacité d’exportation de gaznorvégien vers le continent. Son tracé suivrait celui du Norpipe et sa mise enservice est prévue en 1996;


• une décision devrait être prise dans les prochains mois par les autoritésnorvégiennes concernant la réalisation du gazoduc Norfra entre la zonenorvégienne de la mer du Nord et la côte française près de Dunkerque; cegazoduc serait le plus long gazoduc sous-marin du monde (plus de 650 km);

• un système de transport Midal-Stegal vient d’être construit en Allemagne,reliant Emden à Ludwigshafen d’une part et à la frontière germano-tchèqued’autre part, créant une nouvelle liaison entre les gisements de la mer du Nord etceux de l’ex-URSS;

• les réseaux français et espagnol sont interconnectés depuis 1993 par un gazoductranspyrénéen Lacq-Calahorra, permettant à l’Espagne l’importation de gaznorvégien;

• le système TransMed entre l’Algérie et l’Italie est en cours de renforcement pourdoubler sa capacité actuelle.

LE TRANSPORT MARITIME

Depuis 1965, le transport maritime du gaz naturel liquéfié s’est fortement développé.Il représente environ 24% du commerce international et 3,8% de la consommationmondiale. Les principales chaînes de gaz naturel liquéfié intéressent deux zonesgéographiques distinctes:

• le Moyen et l’Extrême-Orient avec des liaisons entre, d’une part, les zonesproductrices des îles de la Sonde (Brunei, Indonésie), d’Abu Dhabi, d’Australie etde l’Alaska et, d’autre part, le Japon, la Corée et Taiwan,

• la zone méditerranéenne et atlantique avec des liaisons entre, d’une partl’Algérie et la Libye et, d’autre part, des pays consommateurs européens (France,Belgique, Espagne, Italie) ainsi que les Etats-Unis.

Du fait de la commercialisation future de gaz naturel produit par des gisements deplus en plus éloignés des zones de consommation, le transport maritime de gaznaturel liquéfié va se développer très rapide ment d’ici la fin du siècle; de nombreuxprojets existent; les plus avancés concernent les liaisons Algérie - Turquie (1994),Algérie - Grèce (1995-96), Nigeria - Europe de l’Ouest et Nigeria - Etats-Unis (1997),Qatar - Japon (1998).

COMPARAISON ENTRE DIVERS MODES DE TRANSPORTS

Les capacités de transport de divers moyens utilisés dans les industries de l’énergiesont très variables. Ainsi, un gazoduc de 600 mm de diamètre peut transporter 15%d’énergie de plus qu’une ligne électrique double très haute tension (400 kV) et qu’ungazoduc de 1400 mm de diamètre peut en transporter 9 fois plus.


Le gaz naturel en France

Le gaz naturel, sans avoir un rôle prépondérant, occupe une place importante dans lasatisfaction des besoins en énergie primaire de la France. Pratiquement inexistant en1950, le gaz naturel représentait en 1993 13,2% de l’énergie consommée. Cette partdevrait se maintenir, voire croître légèrement, dans les prochaines années.

LES APPROVISIONNEMENTS

Les approvisionnements au titre des contrats actuellement en vigueur proviennentdes sources suivantes:

• La production nationale: commencée en 1962, la production du sud-ouest s’estmaintenue depuis 1972 à un niveau de 80 TWh² par an et a commencé à décroîtreen 1981. Elle est actuellement d’environ 30 TWh. Une relance de la recherched’hydrocarbures est en cours dans diverses régions du territoire national.

• Le gaz néerlandais: les importations de celui-ci ont débuté en 1967; elles ontatteint leur maximum d’environ 100 TWh au cours de la période 1974-1981. Ellesont été de 52 TWh en 1991. Le contrat actuellement en vigueur expire en 1996. Ilsera relayé par un nouveau contrat, déjà conclu, portant sur un volume totald’environ 80 milliards de m3.

• Le gaz algérien: quatre contrats d’achat de gaz naturel liquéfié ont été signés avecla société algérienne Sonatrach:

º commençant en 1965, pour des quantités annuelles de 6 TWh



º commençant en 1992, pour des quantités annuelles de 6 à 12 TWh

Pour chacun de ces contrats les livraisons sont faites aux terminaux méthaniers deFos-sur-Mer et Montoir-de-Bretagne. Le transport maritime est effectué par cinqnavires méthaniers (dont deux de la classe des 125 000 m3) construits en France etaffrétés par le Gaz de France.

• Le gaz russe: trois contrats ont été signés avec Gazexport (initialementSojuzgazexport):



21 TWh= 1 milliard de kWh



• Le gaz norvégien: quatre contrats ont été conclus dans le cadre d’un consortiumd’acheteurs européens (Gaz de France, Ruhrgas, Gasunie et Distrigaz). Le gazprovient des gisements de mer du Nord norvégienne, Ekofisk, Eldfisk, Albuskjellet Tor. Le démarrage de ces contrats s’est échelonné de 1977 à 1979, le niveau delivraison pour Gaz de France atteignant 27 TWh en 1983.

De nouveaux contrats ont été conclus dans le cadre du consortium d’acheteurseuropéens, élargi par la participation de trois autres sociétés allemandes, pourl’achat de gaz des gisements de Statfjord (depuis octobre 1985), Heimdal (depuisavril 1986) et Gullfaks (depuis juillet 1987).

En 1986, Gaz de France, Ruhrgas, BEB, Thyssengas, Gasunie et Distrigaz ontconclu un accord avec les producteurs Statoil, Shell, Saga, Norsk Hydro, Elf etTotal en vue de la mise en valeur du gisement géant de Troll situé sous uneprofondeur d’eau de plus de 300 m à une centaine de kilomètres à l’ouest descôtes norvégiennes. L’accord porte aussi sur le gisement de Sleipner.Conformément à cet accord, Gaz de France recevra des quantités de gazatteignant 8 milliards de m3 pendant chacune des vingt années de la phaseplateau après une montée en régime progressive de 1993 à 2002.

Deux nouveaux contrats ont été conclus en 1994 et début 1995 pour une livraisonglobale annuelle de 6 milliards de m3;

A partir de 2005, Gaz de France disposera ainsi d’un total de 15 milliards de m3 degaz norvégien par an;

• Le gaz nigérian: en 1992 Gaz de France a signé avec la société NLNG (Nigerianliquefied natural gas) un contrat de livraison de gaz naturel liquéfié pour unequantité de 0,5 milliards de m3 à partir de 1997. Ce gaz sera transporté par desméthaniers affrétés par NLNG et livré au terminal méthanier de Montoir-de-Bretagne.

LE RESEAU DE TRANSPORT

Parvenu aux frontières françaises ou disponible à la sortie des gisements du sud-ouest, le gaz naturel est réparti sur l’ensemble du territoire national par un importantréseau de gazoducs de transport. Ce réseau, entièrement interconnecté, mesureenviron 31000 km de longueur (dont 27 000 km pour le réseau Gaz de France). Leplus gros diamètre utilisé est de 900 mm. Les stations de compression sont aunombre de 44; les puissances installées dans chaque station s’échelonnent de 1,7 à 43MW, la puissance totale étant de 480 MW.

L’ensemble du réseau de transport est équipé de postes de manœuvre:

• 2 300 postes de ligne, postes de sectionnement (répartis tous les 10 à 20 km)permettant d’isoler et de décomprimer un tronçon en cas de nécessité, postes


de coupure permettant l’introduction et la réception de pistons racleurs de nettoyage;

• 775 postes de comptage ou de prédétente pour faciliter le suivi des débits et leréglage des pressions;

• 3 900 postes de livraison (détente et/ou comptage) situés aux points deraccordement avec les réseaux de distribution et les installations industriellesdirectement alimentées par le réseau de transport.

Les gazoducs enterrés sont protégés par des revêtements extérieurs isolants etbénéficient en outre d’une protection cathodique active, principalement assurée pardes dispositifs de soutirage (470 postes). Il faut y ajouter environ 80 postes dedrainage destinés à canaliser les courants vagabonds, particulièrement au voisinagedes voies ferrées électrifiées.

Le système de télétransmission du réseau de transport du Gaz de France comprendenviron 1 000 sites surveillés pour plus de 12 500 mesures, signalisations, alarmes,commandes et réglages. Les principales informations (pression, débit) relatives auxpoints importants du réseau sont transmises aux différents centres de surveillance oude répartition à partir desquelles on peut contrôler le fonctionnement des ouvrages etcommander à distance les principales manœuvres. Le Centre de répartition national(CRN) est chargé d’assurer la gestion des mouvements de gaz dans les ouvrages duréseau principal. A cette fin, il est équipé de calculateurs industriels traitant en tempsréel les données provenant du système de télétransmission. Les centres desurveillance régionaux (CSR) sont chargés d’assurer la surveillance générale desréseaux et d’effectuer les mouvements de gaz propres aux réseaux régionaux; leurscalculateurs sont reliés à ceux du CRN.


QUELQUES ORIENTATIONS TECHNIQUES

La conception des réseaux de gazoducs: orientations générales, tendances

CONCEPTION GENERALE DES RESEAUX

Les caractéristiques essentielles d’un réseau de transport (pression maximale deservice et diamètre des conduites, espacement des stations de compression et taux decompression) sont déterminées à l’issue d’un processus d’optimisation technique etéconomique.

Pour les réseaux terrestres, les pressions de service les plus courantes sont comprisesentre 70 et 100 bar avec un espacement des stations de compression de 110 à 200 km.Dans quelques cas particuliers, des pressions de 120 bar ont été retenues dans zonesoù l’utilisation de stations de compression intermédiaires était limitée (zonearctique).

Pour les réseaux sous-marins, les pressions de service sont plus élevées; lescontraintes mécaniques généralement imposées aux tubes lors de la pose desouvrages rendent nécessaire l’adoption d’épaisseurs plus fortes supportant despressions internes élevées. Ainsi la pression des réseaux de mer du Nord est-ellecomprise entre 150 et 170 bar. Dans le cas de gisements de pétrole et de gaz associés,la tendance s’oriente vers l’utilisation de pressions encore plus importantes afin depouvoir évacuer vers la côte, dans une seule conduite et en phase unique, le gaznaturel et les condensats d’hydrocarbures extraits des gisements.

L’évolution technique et l’augmentation des quantités de gaz transportées ontconduit à un accroissement progressif des diamètres des canalisations; les premiersgazoducs de diamètre 900 mm ont été posés dans les années 1960, suivis quelquesannées plus tard par des ouvrages de 1200 puis de 1400 mm de diamètre.

L’industrie mondiale (Europe, Japon) est actuellement en mesure de fournir destubes de 1600 mm de diamètre pour des pressions de service égales à 100 bar maisaucun projet dans cette gamme de diamètre n’est aujourd’hui envisagé. L’industriefrançaise, quant à elle, s’est dotée des moyens nécessaires à la fabrication de tubes de1400 mm.

Pour les réseaux sous-marins la même tendance à l’accroissement des diamètres estobservée. Toutefois les pressions de service élevées et les difficultés de constructionet de réparation des conduites font qu’on se limite actuellement aux diamètresd’environ 1000 mm.

Un autre moyen d’augmenter la capacité de transport des ouvrages consiste àabaisser la température du gaz transporté. Cette technique s’est développée surcertains réseaux en zone arctique, principalement en ex-URSS. L’industrie française acontribué à sa promotion; un consortium constitué de Sofregaz (filiale d’ingénieriedu Gaz de France et d’Elf) et de Creusot-Loire a livré les équipements des six stationsde refroidissement du gaz d’Urengoy.


GAZODUCS: CHOIX DES MATERIAUX

Les gazoducs sont constitués de tubes d’acier assemblés par soudage sur chantierterrestre ou barge de pose en mer.

Le coût des tubes représente une part importante du coût total des ouvrages (30 à50% à terre, 10 à 20% en mer); par ailleurs la nature du produit transporté et lesexigences de fiabilité des réseaux font que les aspects “qualité” et “performances”des matériaux sont primordiaux. Un effort important de l’industrie est dirigé vers lamise au point d’aciers aux caractéristiques élevées et vers des procédés de fabricationdes tubes garantissant une homogénéité de production et des taux de défauts trèsbas.

Dans le domaine des aciers les développements sont orientés vers l’amélioration descaractéristiques mécaniques (limite d’élasticité) et de la ductilité de façon à éviter lesruptures en domaine fragile. Ces progrès sont atteints sans dégradation des qualitésde soudabilité. Avant 1960, les aciers présentant la plus haute résistance étaient detype E360 (limite élastique 52 000 psi soit 360 MPa) et avaient une compositionchimique de type carbone-manganèse. Aujourd’hui les aciers jugés économiquementoptimaux sont de type E450 (X65) et E480 (X70). Ces aciers sont des produits à faiblesteneurs en soufre et phosphore, obtenus par micro-alliage avec des éléments divers,vanadium, niobium, molybdène, nickel, terres rares... Parallèlement à cetteaugmentation de la limite élastique, les utilisateurs ont imposé des spécifications derésilience de plus en plus sévères et introduit des tests nouveaux permettant decaractériser le mode de rupture (tests Charpy V). Bien qu’aujourd’hui des aciers E620(X90) et même E680 (X100) puissent être fabriqués par traitement thermiqueadditionnel, une limite semble avoir été atteinte dans l’emploi de nuances àcaractéristiques élevées pour des projets terrestres. Pour les gazoducs sous-marins, lerecours à ces dernières nuances pourra être justifié dans l’avenir dans le cas de fortesprofondeurs.

Dans le domaine de la fabrication des tubes, la mise en place de systèmesd’assurance-qualité avec essais et contrôles non destructifs sévères à toutes les étapesde production de la tôle d’acier et du tube s’est progressivement généralisée. Lesprogrès permanents dans l’instrumentation (rayons X, ultrasons, courants hautefréquence) et le traitement informatique des résultats de mesure devraient permettreune amélioration de l’homogénéité de production et une meilleure détection despetits défauts.

STATIONS DE COMPRESSION

La tendance la plus marquante dans la conception des stations de compression estl’emploi de plus en plus fréquent des compresseurs centrifuges entraînés parturbines à gaz, les compresseurs à pistons entraînés par moteurs à pistons étantréservés aux stations ayant le taux d’utilisation le plus élevé. Les turbines à gazpeuvent être soit des turbines industrielles soit dérivées des turbines aéronautiques.

L’accroissement du coût du gaz carburant a stimulé ces dernières années lesrecherches en matière d’économie d’énergie et les dispositifs permettant de récupérer


une partie de la chaleur contenue dans les produits de combustion à l’échappementdes turbines. L’utilisation de cette chaleur pour actionner des turbines à vapeurcombinées aux turbines à gaz est une technique qui commence à être utilisée. Lesautres évolutions dans la conception des stations sont la standardisation et lamodularisation des équipements ainsi que le développement des techniques detélécommande, télésurveillance et d’automatisation des stations.

La construction des réseaux de gazoducs: orientations générales, tendances

La plupart des gazoducs construits dans le monde sont des gazoducs enterrés et leschantiers connaissent des conditions climatiques et de terrain qui n’ont riend’exceptionnel. Les techniques de pose employées restent classiques; aucunchangement notable n’est intervenu depuis de nombreuses années dans lesdifférentes opérations de construction: creusement de la tranchée, soudure des tubes,préparation et remise en état des pistes... Par contre, des améliorations ontprogressivement été introduites dans leur mise en œuvre: amélioration desprocédures de revêtement des tubes, amélioration des techniques de soudage(vitesse, méthodes telles que fil fourré sans gaz), perfectionnement des techniques decontrôle aux diverses phases de la construction notamment pour le contrôle desjoints soudés (rayons X, ultrasons...).

Dans deux domaines particuliers des techniques nouvelles ont été développées et deschangements technologiques s’opéreront nécessairement dans l’avenir:

• la pose de canalisations sous-marines qui a entraîné la conception et laconstruction de barges spécialement adaptées ainsi que la mise au point deméthodes de construction spécifiques (pose selon une courbe en S ou en J, posepar tronçons lestés et allégés). L’accroissement des profondeurs de pose devraitexiger une évolution des méthodes et technologies;

• la construction en zone arctique pour laquelle les contraintes écologiques (absencede dégradation du pergélisol), les conditions climatiques et les problèmeslogistiques ont conduit à adapter les techniques traditionnelles. Des progrès sontencore attendus dans le fonctionnement des engins à basse température, lestechniques de creusement et remblaiement en sol gelé, les conditions deréalisation d’essais hydrostatiques.

L’exploitation des réseaux de gazoducs: orientations générales, tendances

Grâce aux règles de conception, aux spécifications imposées lors de la constructiondes ouvrages tant aux matériaux qu’aux procédures, le transport par gazoduc s’avèreparticulièrement sûr. Néanmoins le souci permanent d’accroître la fiabilité desréseaux a conduit les compagnies gazières à rechercher certaines améliorations enmatière de protection anticorrosion des conduites et de surveillance des réseaux.

Dans le domaine de la protection active anticorrosion, les techniques de protectioncathodique des tubes d’acier sont bien maîtrisées. Le Gaz de France possède sur cepoint une longue expérience industrielle. Les techniques développées de façoninterne ont été mises en œuvre sur les réseaux de gazoducs comme sur d’autres


installations industrielles complexes, usine marémotrice, centrales électriques...

Quant au revêtement des tubes, les efforts ont porté sur l’amélioration de leur qualitépar l’introduction de matériaux nouveaux, polyéthylène, époxy, en remplacement dubrai de houille et du bitume de pétrole.

Pour le contrôle et la surveillance des gazoducs, des progrès importants ont étéaccomplis particulièrement dans les techniques de contrôle par voie interne de l’étatdes conduites à l’aide de pistons instrumentés ainsi que dans l’enregistrement desmesures. Des progrès nouveaux sont attendus dans les domaines suivants:

• détection de types de défauts internes ou externes plus variés (la détection desdéfauts géométriques est actuellement la technique la plus fiable) etaccroissement de la sensibilité et du seuil de détection des appareils;

• amélioration de la précision de localisation des défauts détectés;

• accroissement de la capacité de stockage d’informations des pistons instrumentés.

Le transport maritime sous forme de gaz naturel liquéfié

Ce mode de transport est utilisé depuis un peu moins de trente ans pour franchirl’obstacle que constituent les espaces marins. Le gaz naturel, généralement issu d’ungisement situé à l’intérieur des terres, est d’abord conduit jusqu’au bord de mer parune canalisation de transport terrestre. Une usine de liquéfaction l’amène à l’étatliquide réduisant son volume dans un rapport de 600 à 1. Après passage dans descuves de stockage, nécessaire du fait de la discontinuité du transport maritime, le gaznaturel liquéfié est chargé dans un navire méthanier. A l’issue du trajet maritime, cenavire est déchargé dans un terminal méthanier où sa cargaison est à nouveaustockée avant d’être regazéifiée et émise dans un réseau de transport terrestre. Destechniques spécifiques ont dû être mises au point pour établir cette chaîne etl’industrie française a joué et continue de jouer un rôle primordial dans cesrecherches et ces réalisations.

LA LIQUEFACTION

Le produit que l’on veut obtenir est du gaz naturel liquide sous une pression voisinede la pression atmosphérique normale, c’est-à-dire à une température d’environ -160°C. Pour cela, la technique est très proche, au moins dans son principe général, decelle utilisée dans les réfrigérateurs domestiques.

Dans les premières installations telle celle d’Arzew en Algérie, le refroidissement dugaz naturel était obtenu par passage dans une série (cascade) de machinesfrigorifiques utilisant comme fluides frigorigènes des hydrocarbures purs àtempérature d’ébullition de plus en plus basse, par exemple successivement dupropane, de l’éthylène et du méthane pur. Des procédés n’utilisant que deux fluidesfrigorigènes ont été mis au point pour simplifier les installations et limiter lesinvestissements, en particulier en moyens de compression. Les fluides sont le plussouvent des mélanges d’hydrocarbures légers. Un tel mélange est utilisé commefluide frigorigène unique dans le procédé Tealarc élaboré par les sociétés françaises


L’Air liquide et Technip et employé dans l’usine algérienne de liquéfaction deSkikda.

LES NAVIRES METHANIERS

A partir du moment où il quitte les installations de liquéfaction, le gaz naturelliquéfié est stocké et transporté sans qu’un apport de froid supplémentaire lui soitfourni. Il se trouve en état d’ébullition naturel du fait de la différence entre satempérature et celle du milieu ambiant. Tout l’art du technicien consiste à limitercette ébullition. Le principe est toutefois simple; c’est celui de la bouteille Thermos.La réalisation en est plus complexe de par les effets de la très basse température dugaz naturel liquéfié qui entraînerait la fragilisation et la contraction des matériauxordinaires avec lesquels il se trouverait en contact. Les nombreuses techniquesproposées pour la construction de navires méthaniers peuvent être réparties en deuxcatégories.

LES CUVES AUTO PORTEUSES

Il y a indépendance entre les cuves calorifugées qui contiennent le gaz naturelliquéfié et la coque de navire qui les supporte. Ce principe a été retenu lors de laconstruction du méthanier Jules Verne en 1964: sept cuves cylindriques d’unecapacité totale de 25 000 m3 selon une technologie Worms - Gaz de France. Celle-cin’a pas connu d’autres applications mais le Jules Verne (actuellement rebaptiséCinderella) détient le record du nombre de voyages effectués par un navireméthanier.

Une autre technique utilisant des cuves auto-porteuses, de forme sphérique, est parcontre fortement répandue (33 méthaniers). Il s’agit de la technique norvégienneMoss-Rosenberg. Elle autorise de fortes capacités puisque 29 de ces méthanierspeuvent transporter chacun environ 125 000 m3.

LES CUVES INTEGREES A LA COQUE DU NAVIRE

Contrairement aux cuves auto-porteuses les cuves intégrées sont uniformémentappuyées sur la coque du navire qui constitue l’enveloppe résistante absorbant lescontraintes mécaniques dues à la cargaison. Elles comprennent, de l’extérieur versl’intérieur:

• la double coque du navire

• une isolation thermique rigide transmettant vers la coque les efforts de lacargaison

• une barrière de sécurité pour contenir les fuites éventuelles

• une membrane d’étanchéité qui forme le réservoir proprement dit.

Deux techniques seulement sont commercialisées, mises au point par deux sociétésfrançaises, Gaz-Transport et Technigaz. Elles équipent près de 50% de la flotteméthanière existante. Elles diffèrent pour l’essentiel par la nature de la membraned’étanchéité qui, pour Gaz-Transport, est une membrane plane de 0,7 mm


d’épaisseur en acier Invar à 36% de nickel, alors que Technigaz utilise une membranegaufrée de 1,2 mm d’épaisseur en acier inoxydable chrome-nickel 18-10.

LES RESERVOIRS TERRESTRES

Le gaz naturel liquéfié est stocké dans des réservoirs terrestres avant chargement desméthaniers dans l’usine de liquéfaction et après déchargement au terminalméthanier. Comme sur les navires, les cuves de stockage terrestre peuvent être auto-porteuses ou à membrane. Ces deux techniques ont été utilisées dans le terminalméthanier mis en service en 1982 par le Gaz de France à Montoir-de-Bretagne. C’estl’un des plus importants du monde pour sa capacité de réception, plus de 10 millionsde m3 de gaz naturel liquéfié par an. Deux réservoirs de 120 000 m3 de capacitéunitaire ont été construits par la société BSL-Technigaz et utilisent donc la membraneTechnigaz décrite ci-dessus. L’enveloppe extérieure est en béton précontraint de 90cm d’épaisseur. L’isolation thermique latérale est constituée de panneaux de chlorurede polyvinyle. Un troisième réservoir de même capacité a été mis en service en 1984.Réalisé par les Constructions métalliques de Provence (CMP), il est constitué d’unecuve auto-porteuse interne en acier à 9% de nickel dont l’épaisseur varie de haut enbas de 9,5 mm à 25,8 mm avec un toit suspendu en aluminium. L’isolation est assuréepar de la perlite et de la laine de verre, l’enveloppe extérieure étant, comme pour lesautres réservoirs, en béton précontraint de 90 cm d’épaisseur.

LES INSTALLATIONS DE REGAZEIFICATION

Un terminal méthanier est un ensemble relativement complexe où sont mises enœuvre les techniques cryogéniques les plus modernes. Les terminaux méthaniersétant construits en bordure de mer, des échangeurs de température où circulent,d’une part le gaz naturel liquéfié, d’autre part de l’eau de mer assurent laregazéification. En secours ou en complément la plupart des installationscomprennent des regazéifieurs autonomes utilisant le plus souvent des brûleurs àcombustion submergée.

Le stockage du gaz naturel

Le transport à grande distance de gaz naturel, qu’il s’effectue par canalisation ou parvoie maritime, nécessite des dépenses d’investissement considérables. Celles-ci sontengagées après conclusion d’un contrat d’achat de gaz naturel liant un vendeur (ouun consortium de vendeurs) et un acheteur (ou un consortium d’acheteurs). Pourassurer une rentabilité correcte des capitaux investis, ces contrats sont généralementde longue durée (15 à 25 ans) et comportent un certain nombre de clausesrestreignant fortement les possibilités de modulation des enlèvements annuels etintra-annuels.

Le gaz acheté au titre de ces contrats est revendu, directement par l’acheteur ou parl’acheteur ou par l’intermédiaire de sociétés de distribution, sur un marchéconsommateur. Une part, le plus souvent assez importante, de cette consommationde gaz naturel satisfait des besoins de chauffage de locaux. Par exemple, pour la


France, cette part est supérieure à un tiers. De tels besoins se traduisent par unemodulation saisonnière fort importante. C’est ainsi que la France consomme près dequatre fois plus de gaz naturel en janvier qu’en août. Il n’y a donc pas adéquationentre ces besoins saisonniers très modulés et des disponibilités presque constantes dufait de la rigidité des contrats d’importation.

Heureusement, le gaz naturel, comme tout fluide, est stockable. Il est donc possible etnécessaire d’installer, près des marchés consommateurs, des capacités de stockage.Celles-ci peuvent être de plusieurs types:

• les gazomètres: ce type de stockage est très utilisé, avec diverses techniques,lorsqu’il s’agit d’un gaz produit en usine à partir de charbon ou de produitspétroliers. Cette production, à l’origine de la plupart des industries gazièresnationales, reste importante dans certains pays (Japon) mais a disparu en Franceau profit du gaz naturel. De plus, le rôle de ces gazomètres était limité au lissagejournalier et intra-journalier de la demande (le plus souvent locale) pour éviterdes variations trop rapides du fonctionnement des usines. Ils ne pouvaientrépondre à un besoin de régulation saisonnière.

• les gisements épuisés: lorsqu’un gisement de gaz naturel est considéré commeépuisé et que sa situation géographique et sa configuration géologique sontfavorables, il peut être utilisé comme stockage saisonnier. Les Etats-Unis ontfortement développé cette technique car ils disposaient, de par l’ancienneté deleur industrie du gaz naturel, de nombreux sites exploitables à cette fin. Ce n’estmalheureusement pas le cas dans la plupart des autres pays gaziers et, enparticulier, en France.

• les stockages en nappe aquifère: comme la précédente, il s’agit d’une techniquede stockage souterrain. On réalise artificiellement un gisement de gaz dans uneroche poreuse et perméable surmontée d’une couche de terrain imperméableayant généralement la forme d’un dôme. Un réservoir souterrain de ce typecomporte donc, pour l’essentiel, un anticlinal de roche imperméable qui coiffe unterrain perméable imprégné d’eau où sera stocké le gaz. Celui-ci, injecté par despuits semblables aux puits d’exploitation des couches pétrolifères, prend la placede l’eau dans la roche réservoir constituée de sable, de grès ou de calcaire. Lapression du gaz dans cette roche reste voisine de la pression naturelle de la nappeaquifère. Le soutirage du gaz s’effectuera par détente en utilisant les mêmes puitsqu’à l’injection. Pour le bon fonctionnement technique du réservoir, un “coussin”de gaz, qu’on ne cherchera pas à récupérer en régime normal d’exploitation,demeure en place à la fin du soutirage, réduisant la capacité utile du réservoir àenviron la moitié du volume total stocké.

Cette technique, apparue aux Etats-Unis, a été introduite en Europe par le Gaz deFrance qui, dès 1956, a mis en service le réservoir en nappe aquifère deBeynes supérieur. Actuellement, en France, 12 réservoirs de ce type sont enexploitation (deux d’entre eux appartenant à la Société nationale Elf-Aquitaine) ou en cours de remplissage. La capacité utile globale représente plusdu quart de la consommation annuelle de gaz naturel. Le développement


.futur de cette capacité nécessite de rechercher et d’équiper des sites géologiquesadéquats. Il faut souligner que les techniques de recherche et d’exploitation, trèsproches de celles utilisées par l’industrie pétrolière, sont complexes et coûteuses, enparticulier du fait d’un taux de réussite assez faible: sur cinq sites repérés, étudiés etexplorés de façon plus ou moins approfondie, un seul en moyenne se révèle apte àêtre utilisé comme stockage de gaz.

• les stockages en cavités salines: il s’agit d’une technique relativement récente. Leprincipe en est le suivant: lorsqu’il existe dans le sous-sol des massif salifèrescompacts et d’épaisseur suffisante, on y réalise des cavités profondes endissolvant le sel par injection d’eau douce et en évacuant la saumure. D’une formevoisine de celle d’une poire ou d’une bouteille, ces cavités ont un volumegéométrique de 200 000 à 400 000 m3. Le gaz y est stocké sous forte pression(pouvant atteindre 220 bar), le soutirage s’effectuant par simple détente jusqu’àune pression voisine de 80 bar.

Sur un même site, on creusera généralement plusieurs cavités afin d’obtenir unvolume global suffisant. La saumure formée lors du lessivage peut être utiliséepar l’industrie chimique, en tant que matière première pour la production dechlore et de soude. C’est le cas pour les trois sites de stockage de ce type exploitéspar le Gaz de France.

Toutefois, la comparaison des caractéristiques des stockages en nappe aquifère et encavités salines a amené le Gaz de France à privilégier la première technique dans sapolitique de développement des réservoirs souterrains. En effet, elle permet lestockage de volumes importants (régulation saisonnière et constitution d’un stock desécurité). Par contre, le stockage en cavités salines est particulièrement intéressantpour la couverture des pointes extrêmes de consommation puisque, rapporté auvolume en stock, le débit de soutirage instantané peut atteindre des valeurs plusélevées que celui des stockages en nappe aquifère.

L’importance de ce dispositif de stockage a permis au Gaz de France et à l’ensemblede l’industrie gazière française d’acquérir une expérience et un savoir-faire en grandepartie originaux. En particulier la Direction des études et techniques nouvelles duGaz de France met en œuvre d’importants moyens humains et matériels dans lesdomaines, d’une part, de la recherche et de l’exploration de nouveaux sites, d’autrepart, de la maintenance des différents puits (exploitation, contrôle) équipant les sitesexploités. Ces moyens répondent, bien sûr, aux besoins propres au Gaz de Francemais sont également disponibles pour toutes demandes émanant de sociétés gazièresétrangères.


CONCLUSION

Le gaz naturel doit dans l’avenir occuper une place de plus en plus importante dansla satisfaction des besoins en énergie du monde entier et, en particulier, de la France.Les réserves existent et s’accroissent mais leur situation géographique par rapportaux zones consommatrices entraînera un fort développement du commerceinternational et donc des divers moyens de transport à grande distance. Cette placecroissante occupée par le gaz ne devrait pas, toutefois, en faire un élément directeursur le marché mondial de l’énergie (sauf exceptions localisées, comme les Pays-Bas).

Le commerce international du gaz naturel devrait donc continuer à être soumis à descontraintes extérieures (telles que la concurrence des autres énergies) qui s’ajoutent àses contraintes propres (en particulier l’importance des investissements nécessaires àla réalisation des chaînes de transport terrestres ou maritimes). Les développementsà venir restent donc liés à une bonne entente réciproque entre producteurs etconsommateurs afin de satisfaire au mieux les intérêts à long terme des uns commedes autres.

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