PREMIERE PARTIE : LE CYCLE DE VIE DU GAZ...

Cristian DINCA : e-mail- [email protected]

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PREMIERE PARTIE :

LE CYCLE DE VIE DU GAZ NATUREL

Evaluation environnementale et technico-économique du cycle de vie de la combustion du gaz naturel et propositions d'améliorations techniques

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I. LE CYCLE DE VIE DU GAZ NATUREL

1. INTRODUCTION Energies fossiles, gaz naturel et pétrole se sont formés, il y a des millions d’années à partir des organismes vivants déposés au fond des mers. Lentement incorporés aux sédiments, à l’abri de l’oxygène et de la lumière, ils ont subi de lentes transformations au fur et à mesure de leur enfouissement, avant de connaître des migrations secondaires qui les ont conduits vers des pièges, où ils se sont accumulés.

Le gaz naturel dans le monde

D’abord cantonné aux seuls Etats-Unis, le gaz naturel a connu depuis la fin de la seconde guerre mondiale une régulière et constante évolution de sa consommation. La découverte et l’exploitation de nouvelles réserves dans les années soixante, alliées aux progrès réalisés dans le transport par méthanier ont conféré au gaz naturel une envergure mondiale. Assurant une indispensable diversification du bilan énergétique des Etats et présentant des avantages en matière d’environnement, le gaz naturel a vu sa consommation mondiale passer de 13 % de la demande totale d’énergie primaire en 1960 à plus de 30 % en 1999.

Principalement situées dans quelques régions, les réserves mondiales de gaz naturel sont réparties pour près de 37,2 % dans l’ancien empire soviétique ; 9 % en Asie/Océanie ; 6,7 % en Amérique du Nord ; 6,6 % en Afrique ; 6,4 en Amérique Latine et 4,3 % en Europe Occidentale [VATTENFALL, 1996] (figure 1.1).

Dans la figure 1.1. on présente la situation concernant les réserves globales de gaz naturel dans le monde. On voie que les gisements on shore contiennent plus de 70 % de gaz naturel existant à ce moment, [EPA, 2000].

Obs. - les gisements facilement exploitables ne contiennent que du gaz naturel et dont la pression est suffisante pour qu’il soit extrait sans apport d’énergie.

2. ETAPES DU CYCLE DE VIE DU GAZ NATUREL Le cycle de vie exhaustif du gaz naturel est présenté dans la figure 2.1. Les étapes de ce

cycle seront détaillées dans les sous-chapitres qui suivent.

Fig. 1.1. La situation de gaz naturel dans le monde.


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1. PROSPECTION ET EXTRACTION DU GAZ NATUREL

1.1.Extraction on shore 1.2.Extraction off shore 1.3. Grisou des mines de charbon

2. Traitement du gaz naturel

Transport sur courte distance Transport sur courte distance

2.1. Désulfuration 2.2. Condensation de l’eau

Adjonction d’un odorant 2.3. Dégazolinage

3. Transport du gaz naturel sur longue distance

3.1. Mise sous pression

3.2.1Méthanier

Stockage temporaire (possible)

3.2. Liquéfaction

Usine de regazéification

Transport sur court distance par camion

3.1.1Gazoduc

4. Stockage du gaz naturel

4.1. Cavité saline 4.3. Nappe aquifère

4.2.Ancien site on shore

4.4. Réservoirs en béton

4.4. Réservoirs cryogéniques

Mise sous pression

5. Distribution du gaz naturel (TRANSPORT SUR COURTE DISTANCE)

Poste de détente / détendeur individuel

5.1. Transport haute pression

5.2. Transport moyenne pression

6. Procedes d’Utilisation du gaz naturel

5.3. Transport basse pression

6.1.Matière première

6.3. Energie calorifique

6.2. Energie électrique

COGENERATION

Combustion

Fig. 2.1. Cycle de vie du gaz naturel

Air

Eau

Sol et sous-sol

Air

Eau

Sol et sous-sol


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2.1. Prospection des gisements de gaz naturel

Cette étape représente une activité minière dont le but sera de découvrir des gisements de gaz naturel et de réaliser une étude de faisabilité pour l’évaluation du gisement.

Au début, quand cette étape était insuffisamment développée, les puits de gaz naturel étaient placés intuitivement. Aujourd’hui compte tenu que les coûts de l’étape d’extraction sont très élevés, les grandes entreprises gazières ne permettent pas de forer au hasard. En conséquence, les géologues jouent un rôle très important dans l’étape de prospection des gisements de gaz naturel. Pour trouver des nouveaux gisements de gaz naturel, les géologues analysent la composition des sols trouvés pour les comparer avec celles déjà trouvées. Actuellement, les techniques utilisées donnent des informations très précises en ce qui concerne l’existence de ces gisements. Plus ces techniques sont précises plus la possibilité de trouver un gisement augmente [ROJEY, 1997].

A ce jour, on utilise des systèmes de télémesure dont la transmission des informations vers l’unité d’acquisition des données sismiques se fait par un câble ou par ondes radio. Par exemple, le système Polystyles est basé sur les transmissions des données par ondes radio dont la fréquence varie entre 68-88 MHz et 213-234 MHz [IFP, 1999].

En combinant des méthodes qui utilisent des ondes sismiques avec des données caractérisant le sol à gisement de gaz naturel, il est possible d’améliorer la modélisation géologique et en conséquence d’obtenir des informations à l’égard de l’emplacement du gisement.

Les géologues des sociétés pétrolières partent à la recherche de gaz naturel guidés par un certain nombre d’indices. Examen approfondi de la nature des terrains et de la structure du sous-sol, recherche d’anciens bassins de sédimentation, prospection sismique, qui leur fournissent des éléments de réponse à cette question cruciale : le sous-sol contient-il des hydrocarbures ? Ce n’est qu’à l’issue de ces études qu’ils forent les puits de reconnaissance afin de confirmer la présence d’un gisement.

Gisements mixtes et gisements secs

La recherche dans le sous-sol des « structures – pièges » représente le premier objectif de la prospection et consiste à identifier le gisement de gaz ou de pétrole.

Les structures les plus favorables sont constituées de roches sédimentaires, roches poreuses imprégnées d’hydrocarbures et recouvertes d’une roche imperméable. Ces structures contiennent les deux types de gisements présents dans le sous-sol [EC, 1995]:

• les gisements mixtes qui renferment à la fois du pétrole et du gaz naturel, ce dernier se trouvant systématiquement au-dessus du fait des différences de pressions qui s’exercent selon les densités ;

• les gisements secs qui ne contiennent que du gaz naturel et parfois un peu de pétrole associé. Ils se rencontrent à de plus grandes profondeurs. Le développement des recherches autour de ce type de gisement laisse espérer la découverte de nouvelles réserves de gaz naturel.

A la recherche du gisement caché

La prospection est un véritable jeu de piste avec parfois un retour à la case départ quand les espoirs sont déçus. La première observation se fait donc sur papier, à l’aide de cartes géologiques fournissant une représentation de la structure du sous-sol et indiquant la nature des terrains le constituant. Ces études préliminaires sont généralement complétées par l’analyse photo géologique de vues aériennes.

Les études géophysiques interviennent ensuite. Elles s’intéressent à l’architecture profonde des terrains et font appel à la technique de sismique réflexion. Ce procédé consiste à émettre des ondes et à enregistrer en surface les réponses caractéristiques des différents terrains. Les ondes sont émises par un camion vibrateur ou, technique moins fréquente, par des explosifs enfouis à quelques


mètres dans le sol. Des sismographes installés à la surface, semblables à ceux utilisés pour mesurer l’amplitude des tremblements de terre, enregistrent les retours de ces échos. En répétant ces mesures en de nombreux points, les géologues déterminent l’emplacement et l’inclinaison des couches souterraines. Cette technique est également employée pour la prospection offshore.

Ces mesures sont ensuite traitées par ordinateur pour obtenir une coupe sismique permettant de localiser les gisements éventuels. Les résultats se traduisent par des cartes en isochrones. Elles-mêmes donnent lieu à des cartes en isobathes et des coupes structurales.

Si les géologues ont alors la conviction que du gaz naturel peut se trouver dans le sous-sol, un puits de reconnaissance est foré afin de vérifier cette hypothèse.

Premier forage

Le forage d’un puits d’exploration constitue l’ultime phase de la recherche. C’est grâce à lui que les géologues prennent connaissance des réservoirs et de la nature des fluides qu’ils contiennent : huile, gaz et eau.

La vitesse de pénétration du trépan est analysée pour apprécier la nature lithologique des formations traversées. Dans la figure 2.2, on voit le processus détaillé d’exploitation des gisements de gaz naturel.

2.2. Extraction

Habitue

• gisement o

• gisement o

• gisements o

Le rappvolume de pépeut varier seléquivalent pét
Fig.2.2. Méthodes d’identification des gisements de gaz naturel [GDF-DER, 1995].
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du gaz naturel

llement, on définit trois grands types de gisement de gaz naturel :

ù le gaz naturel n’est pas en contact avec le pétrole ;

ù le gaz naturel est associé au pétrole, le gisement possède alors un chapeau de gaz;

ù le gaz naturel est dissous dans le pétrole selon les conditions du réservoir.

ort gaz – pétrole des gisements (ratio du volume de gaz naturel par rapport au trole selon des conditions standards de température ou de pression – Cf. figure 2.3.) on de grandes proportions, de moins de 150 à plus de 22 000 m3 de gaz pour 1 baril role [ANON, 1998].


17

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000

en m

illion

e de

m3 d

e ga

z na

ture

l ext

rait

par r

appo

rt au

pét

role

Gaz naturelPétrole

L’énergie électrique utilisée par les installations de pompage et des compresseurs est produite dans les installations énergétiques. D’habitude, ces installations sont représentées par un moteur thermique qui utilise le gaz naturel (Cf. figure 2.4).

Tiges de forage et tubage

La technique du forage rotary actuellement utilisée dans la prospection et l’exploitation du gaz naturel a été inventée par les Américains. Ses premiers essais eurent lieu en 1901 au Texas. La méthode met en œuvre un trépan à molettes dentées ou un trépan diamanté (diamants industriels insérés dans une matrice très résistante), sur lequel appuient de lourdes tiges animées d’un mouvement rotatif (Cf. figure 2.5), [EIA, 1998].

32 %

36 %

45 %

59 %

Ratio gaz / pétrole dans des gisements

Fig. 2.3. Le rapport gaz/pétrole dans des gisements [ROJEY, 1997].

drainage transport à courte distance

le séchage Réseau de distribution

Système

énergétique Unité de pompage

K’

K K Traitement

Fig. 2.4. La description de l’étape d’extraction [DINCA, 2002].

Légende :

K – compresseur ;

K’ – compresseur utilisé en fonction de la pression du gaz naturel dans gisement

si est le cas échéant, on produit l’énergie électrique

l’énergie primaire contenue dans le gaz naturel


En tournant, elles permettent aux dents du trépan d’abraser la roche. Ces tiges qui relient le trépan à la surface sont appelées tiges de forage. Elles sont entraînées par une tige carrée, d’une longueur de 11 mètres, qui est suspendu à un énorme crochet, le moufle. Cette dernière tige qui reste toujours en surface est insérée dans une table de rotation laquelle est entraînée par un moteur. Ce montage permet de faire tourner l’ensemble des tiges et du trépan.

Le forage de gisement est effectué à l’aide de tubes concentriques ayant un diamètre de plus en plus petit qui s’emboîtent les uns dans les autres. Ils sont maintenus en place par du ciment. Ce tubage permet de maintenir et d’isoler les terrains traversés afin d’éviter qu’ils ne s’éboulent dès qu’ils sont forés. Ce tubage assure aussi la pérennité du puits tout au long de son exploitation.

Le rôle de la boue

La boue (mélange d’eau, d’argéquilibrer la pression, remonter en surle lubrifier. Injectée à l’intérieur desremonte dans l’espace annulaire compla surface. Collectée à la sortie du puiavant qu’elle ne soit renvoyée dans leexaminés par les géologues qui déterm

La tour de forage

En place le temps du forage, lmat qui peut atteindre 40 m de haumachine de forage. En règle générale,70 m, et contient en son centre une têpuits sont forés et équipés, la surface 2.6. une coupe schématique sur une to

Mise en exploitation

Lorsque le forage atteint la limremonté et un tube de production est gaz circulera. Au bout de ce tube de pque le gaz naturel. En surface, nouségalement appelée arbre de Noël.
Fig. 2.6. Types de trépan.
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ile et de divers additifs), est le meilleur des matériaux pour face les débris de roches arrachées par le trépan, le refroidir et tiges de forages, elle passe dans les orifices du trépan et ris entre le trou et les tiges de forage en entraînant les débris à ts, la boue passe sur un tamis vibrant pour éliminer les déblais circuit. Les déblais sont eux conservés en partie afin d’être inent ainsi la nature des terrains traversés.

e mat de forage démontable disparaît ensuite. Métallique, ce teur, est mis en place sur une plate-forme qui supporte la cette plate-forme a une superficie de 4 200 m2, soit 60 m sur te de puits de 1,20 m de hauteur. Au fur et à mesure que les occupée par le chantier diminue. On peut voir dans la figure ur de forage [IFP, 1999].

ite inférieure de la roche de couverture, le train de tiges est mis en place. C’est dans cette nouvelle série de tubes que le roduction, une crépine est installée. Ce filtre ne laissera passer trouvons la tête de puits, ensemble de vannes de sécurité


Le forage en mer ou forage off

Lorsque le gaz est proddes gaz acides, ne peuvent êproduction dans le gazoduc.fractions liquides, et le gaz nale gaz est traité sur une platconsiste souvent en une plate coûts a entraîné la simplificatque les opérations de contrôleforme centrale. Pour accroîtreil faut installer un compresseusystèmes de production sousmême à la limite la plate-forinstallations terrestres. La conconsidérablement.

Les systèmes utilisés po

a) une plate-forme gravitaire
Fig. 2.6 Coup schématique d’une tour de forage.
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shore

uit en milieu marin (off shore), la séparation des fractions liquides et tre effectués de façon économique sous l’eau avant d’envoyer la

De l’eau et certains hydrocarbures sont donc présents dans des turel doit alors être transporté en plusieurs phases. Après la collecte, e-forme ou à terre. L’équipement requis pour l’extraction offshore forme centrale et des plates-formes satellites. Le besoin de réduire les ion des plates-formes satellites grâce à l’automatisation, c’est à dire et la majeure partie du traitement du gaz sont exécutées sur la plate- la production de gaz et compenser la baisse de pression du réservoir, r qui est aussi habituellement placé sur la plate-forme centrale. Les

-marins sont conçus pour remplacer les plates-formes satellites ou me centrale, en transférant toutes les opérations de traitement aux ception des plates-formes, et des installations de pont, a aussi évolué

ur la production de gaz naturel off shore sont :

;


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b) un système de production flottant avec tourelle ;

c) un système sous-marin avec des raccordements satellites du gisement à une plate-forme hôte.

Le choix d’un système gravitaire est aussi préférable lorsqu’il faut forer un grand nombre de puits. L’espace de stockage disponible pour le gaz naturel liquéfié, les liquides du gaz naturel ou le méthanol et autres produits chimiques, y sont beaucoup plus grands que sur des structures flottantes. Cependant, en eau très profonde, un système gravitaire ne sera probablement pas viable en raison des coûts élevés d’immobilisation, et de la difficulté de rendre la plate-forme capable de résister aux très gros icebergs.

Le système de production flottant (qu’il soit monocoque ou semi-submersible) peut être débranché et transporte ailleurs en présence d’iceberg. Mais les systèmes de débranchement sont coûteux et le temps d’arrêt potentiel est plus long. La capacité de charge et le volume de stockage sont réduits. Toutefois, l’un des principaux avantages du système de production flottant est qu’il peut être justifié par la mise en valeur de gisements de gaz plus petits, et il peut même être utilisé pour l’exploitation successive ou simultanée de plusieurs petits gisements. Entre autre, un système flottant peut servir de structure satellite pour un gisement plus important.

La production par têtes de puits sous-marins et le transport du gaz au fond marin permettent l’élimination des plates-formes fixes ou flottantes. Cette solution comporte toutefois d’importantes difficultés techniques. Les méthodes d’installation sont complexes et les systèmes de contrôle à distance perfectionnés doivent être mis en place pour les têtes de puits sous-marins.

L’exploitation des gisements découverts en mer est soumise à des exigences particulières. Les plates-formes doivent durer le temps de l’exploitation (de 15 à 20 ans), résister à la corrosion et à des conditions climatiques souvent très rigoureuses : tempêtes violentes, houles avec des creux de 20 à 30 m, vent pouvant atteindre 200 km/h. Ces plates formes peuvent dépasser 200 m de haut et peser de 50 000 tonnes lorsqu’elles sont construites en acier, à plus de 400 000 tonnes quand elles sont en béton. A titre de comparaison, la Tour Eiffel pèse 7 000 tonnes ! [HEEREMA, 1998].

Si le gaz naturel ne peut être commercialisé, ce gaz appelé gaz de sonde ou gaz fatal est brûlé (en torchère) ou bien injecté dans le gisement afin de maintenir la pression. S’il contient des composants particulièrement intéressants sur le plan économique, tels que le soufre, l’hélium ou des G.P.L., gaz de pétrole liquéfiés, il peut être préalablement traité afin d’en extraire ces substances. Un autre type d’extraction est la gazéification souterraine, qui permet de récupérer du gaz combustible sans avoir à extraire le charbon solide. C’est une méthode qui a été envisagée à la suite des chocs pétroliers mais qui n’a jamais été appliquée industriellement.

Pendant la phase d’extraction, on a une phase de stockage temporaire si ç’est possible. Le stockage est nécessaire pour réaliser un transport de gaz naturel dans des bonnes conditions. Si la phase de traitement ne se trouve pas sur le site d’extraction alors le gaz naturel brut est nécessairement transporté jusqu’à la phase de traitement.

La composition chimique du gaz naturel

La composition chimique du gaz naturel est un facteur des plus importants pour avoir un transport de gaz naturel optimal. La composition chimique du gaz naturel détermine les étapes de traitement que devra subir le gaz. Le sulfure d’hydrogène pose les problèmes les plus graves dans le processus de transport de gaz naturel.

La production de gaz naturel se heurte souvent à des difficultés liées au bouchage des gazoducs à cause des dépôts de cristaux de glace. Ces cristaux sont en fait des hydrates de gaz naturel qui peuvent apparaître bien au-dessus de la température à laquelle se forme la glace. Il s’agit de complexes d’insertion qui d’écoulent de la combinaison d’eau et de certains des constituants du gaz naturel (principalement du méthane).


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Pour prévenir le bouchage des canalisations, il faut protéger les installations de production et de transport du risque de la formation d’hydrates. Pour ce faire, on peut notamment sécher le gaz naturel. Si ce n’est pas réalisable, des conditions de température et de pression doivent être créées pour prévenir la formation d’hydrates ou un inhibiteur doit être ajouté (glycol).

Le tableau 2.1. présente la composition de gaz naturel pour divers gisements existants aux mondes.

Tableau 2.1. La composition volumique du gaz naturel pour des divers gisements

Pays Gisement CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 N2 CO2 H2S Autre composés

sulfuriques

Allemagne Ems

Weser

81,8

88,0

1,6

1,0

0,6

0,2

0,6

0,2

0,6

0,2

14,0

9,5

0,7

0,8 < 0,1

Hollande Groningue 81,7 2,7 0,4 0,1 0,2 14,0 0,8 < 0,1

France Lacq

Saint Marcet

69,3

70,7

3,0

4,3

0,9

1,4

0,4

0,7

0,8

1,0

0,2

3,00

9,5

3,0 15,8 0,1

Ukraine Ukraine de

l’Ouest 97,8 0,5 0,3 0,3 0,3 0,8 - - -

Angleterre Mer de Nord A

Mer de Nord B

86,0

95,0

5,1

2,6

1,3

0,5

0,2

0,2

0,3

0,2

6,8

1,2 0,1 < 0,1 < 0,1

Algérie Hassi R’Mel 79,6 7,4 2,7 1,4 3,6 5,1 0,2 - -

Mislea 75,8 10,0 6,5 3,9 3,8 - - - -

Boldeşti 82,8 9,3 4,0 2,6 1,3 - - - -

Mărgineni 74,0 10,0 7,1 4,5 4,4 - - - - Roumanie

Sărmăşel 96,4 1,8 1,6 0,2 - - - - -

2.3. Traitement du gaz naturel

A sa sortie du gisement, le gaz naturel est inutilisable en cet état. Essentiellement constitués de méthane, il contient en effet, selon sa provenance, une quantité variable d’autres composants dont certains sont impropres à la distribution. Le gaz naturel va donc subir une série de traitements dont la finalité est triple : éliminer les éléments nocifs, augmenter son PCI et donner au gaz son odeur caractéristique.

Le traitement du gaz naturel consiste à séparer l’eau, les gaz acides et les hydrocarbures lourds, afin d’adapter le gaz aux spécifications commerciales ou de transport. La répartition de ces opérations entre le gisement et le point de livraison est dictée par des facteurs économiques. Il est habituellement préférable de n’exécuter sur la plate-forme d’extraction de gaz naturel que les opérations qui permettent le transport du gaz.

Au cours de traitement, le gaz naturel passe par plusieurs étapes telles que le séchage, la désulfuration, le dégazolinage et l’odorisation (Cf. figure 2.7.).

Au cours de la première étape (déshydratation), on sépare les fractions liquides qui pourraient être dans le gaz brut extrait.


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La deuxième étape de traitement consiste dans l’élimination des composées sulfurique et d’ hydrocarbures liquides. Le gaz naturel et ses différentes fractions peuvent être transportés sous diverses formes :

• le gaz naturel comprimé est transporté par gazoduc ;

• le gaz naturel liquéfié est transporté par méthanier.

Chacun de ces modes de transport comporte une succession d’étapes.

Les conditions imposées par le consommateur

Le gaz naturel utilisé n’est pas tout à fait celui qui a été extrait. Pour prétendre au titre de combustible, le gaz naturel doit être « sec », c’est à dire de ne contenir ni eau ni hydrocarbure à l’état liquide. Débarrassé de ses composés acides ou de ses éléments toxiques, le gaz naturel doit avoir un pouvoir calorifique et une densité constante. C’est la mission dévolue au traitement dont l’objet est par ailleurs de récupérer séparément, le cas échéant, les hydrocarbures qui pourraient être commercialisés comme l’éthane, les G.P.L. (gaz de pétrole liquéfiés) ou l’hydrogène sulfuré (H2S).

La variété de composition des gaz naturels implique une diversité semblable de traitement. Ainsi, la désulfuration concerne tous les gaz qui ont une quantité importante de soufre, tandis que le dégazolinage est réalisé à grande échelle pour les gaz qui contiennent notamment des hydrocarbures liquides lourds. En revanche, tous les gaz naturels font l’objet d’une opération de séchage destinée à éliminer l’eau qu’ils contiennent naturellement.

Sorti du puits à une pression de plusieurs centaines de bars et à plus de 100 °C, le gaz naturel subit une détente qui ramène sa pression autour de 80 bars et sa température à peu près de 50 °C. Il suit alors les opérations de traitement suivantes :

• désulfuration,

• déshydratation,

• dégazolinage,

Transport du gaz naturel Déshydratation Désulfuration

Dégazolinage Odorisation

Système énergétique

Transport du gaz naturel

Traitement du gaz naturel

Légende :

on évite les étapes de désulfuration et dégazolinage en fonction de la composition chimique du gaz naturel

l’énergie primaire contenue dans le gaz naturel utilisé

le parcours du gaz naturel par chaque sous-étape de l’étape de traitement

Fig. 2.7. L’étape de traitement du gaz naturel [BADEA, 2002].


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• odorisation.

Déshydratation

L’eau et le gaz naturel sont intimement liés. Sous forme vapeur, l’eau n’est pas gênante. A l’état de liquide elle occasionne la corrosion des canalisations, le blocage des détendeurs par la formation du givre (glace) où il y a le risque de formation d’hydrates de gaz naturel. Le séchage est effectué sur le lieu de production et à la sortie du stockage souterrain. Divers procédés sont utilisés, dont la condensation de l’eau par abaissement de la température du gaz au cours d’une détente contrôlée (l’augmentation ou la diminution de la pression pour éliminer les hydrocarbures lourds) ou le lavage sélectif par injection d’un liquide hygroscopique tel que le glycol.

La désulfuration

Le sulfure d’hydrogène (H2S) est un composé toxique et corrosif pour les canalisations. Pour l’éliminer, ce gaz est, par exemple, neutralisé avec un réactif organique (ammoniac - NH3) [NOCKER, 1998]. Après séparation et traitement à la vapeur d’eau, la base est régénérée et l’hydrogène sulfuré est récupéré. Transformé en soufre, il est commercialisé. Au cours de l’opération, le CO2 est également éliminé.

S2OH2OSH2 222 +→+ (2.1.)

Au cours de l’étape de désulfuration, il peut être nécessaire d’enlever, du moins partiellement [ROJEY, 1997]:

• le sulfure d’hydrogène (H2S) qui est toxique est corrosif ;

• le dioxyde de carbone (CO2), qui est corrosif. De plus, il n’a aucun pouvoir calorifique et peut se cristalliser en cours des procèdes cryogéniques si le gaz naturel est transporté à l’état liquide ;

• le mercure, qui est toxique et corrosif, surtout avec des alliages à base d’aluminium ;

• l’eau, qui mène à la formation d’hydrates et à la corrosion ;

• les hydrocarbures lourds, qui se condensent dans le système de transport ;

• l’azote, qui n’a aucun pouvoir calorifique.

Actuellement, l’IFP (Institue français de pétrole) propose plusieurs méthodes de traitement du gaz naturel dont la plus connue est l’IFPEXOL. Cette technologie comprend deux étapes : IFPEX 1 et IFPEX 2 qui sont indépendants et pourrait être combinées avec d’autres technologies.

Ces méthodes comprennent à la fois des étapes comme la déshydratation du gaz naturel la séparation des hydrocarbures lourds et des gaz acides. L’IFPEX 1 traite la déshydratation du gaz naturel tandis que l’IFPEX 2 traite la séparation des gaz acides.

La figure 2.8. présente les deux étapes de traitement. IFPEX 1 – représente une étape pour la déshydratation du gaz naturel et pour la récupération des liquides. Pour éviter le point de rosé, la température dans l’échangeur de chaleur est de –100 °C. La concentration en méthanol (CH3OH) dans l’eau extrait est de 50 ppm. Le gaz est envoyé dans une colonne à contre-courant avec un débit d’eau et de méthanol provenant d’un séparateur de basse température. Le liquide qui sort de la première colonne est en grande partie de l’eau déminéralisée. La quantité de solvant est suffisante pour empêcher la formation des hydrates pendant l’étape de transport. Après la déshydratation et la séparation des hydrocarbures on élimine les gaz acides. Ils sont injectés dans la deuxième colonne à contre courant (IFPEX 2) et rencontrent un solvant à base de méthanol.


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Les gaz acides comme H2S, CO2 et d’autres composées sulfuriques réagissent avec le méthanol pour former des esters (relations 2.2. et 2.3.). Pour améliorer l’absorption des gaz acides et pour éviter de perdre du méthanol, une nouvelle étape de refroidissement est nécessaire [IFP, 1999]. Ce processus permet de récupérer plus de 99 % de soufre contenu dans le gaz naturel.

SHCHSHOHCH 323 −→+ (2.2.)

2323 HCOOCHCOOHCH −−→+ (2.3.)

Le dégazolinage

Les hydrocarbures lourds présents dans le gaz naturel, tels que l’éthane, le butane et le propane, sont récupérés au cours de l’étape de dégazolinage. Outre le fait qu’ils peuvent être commercialisés, ils risquent de se liquéfier dans le réseau de transport du gaz naturel et causer des dommages. La technique du dégazolinage fait appel au phénomène de condensation rétrograde des gaz composés d’hydrocarbures. Un gaz pur que l’on comprime se liquéfie à une certaine pression qui dépend de la température à laquelle on opère. La décompression de ce liquide amène sa vaporisation. Dans certaines conditions de température et de pression, le comportement d’un gaz composé d’hydrocarbures, comme le gaz naturel, est différent, en se détendant, il peut engendrer la formation de liquide.

On travaille à une température constante et une pression supérieure de plusieurs dizaines de fois à la pression atmosphérique. Lorsque nous décomprimons ce gaz à un certain niveau de pression, une première goutte de liquide apparaît lorsque nous rentrons dans la zone de condensation rétrograde. A cette pression et température, on se trouve au point de rosée. Si l’on continue à abaisser la pression, la quantité de liquide déposé augmente.

Si la pression s’abaisse encore, on observe le phénomène inverse et classique, le liquide déposé se revalorise jusqu’à disparaître et il ne reste plus qu’une seule goutte de liquide, c’est le deuxième point de rosée. Si nous abaissons encore la pression, seul le gaz demeure. Toutefois, dans la réalité, les choses sont un peu plus complexes car lorsque l’on détend un gaz, sa température ne reste pas constante mais diminue. A l’issue de l’opération, il reste le gaz épuré constitué de méthane pratiquement pur. Dans la figure 2.9., on présente les étapes de traitement pour que le gaz naturel réponde aux conditions demandées par le consommateur. Pendant la phase de traitement du gaz naturel, on peut obtenir dans l’étape de dégazolinage des autres produits qui peut être utiliser comme matière première dans l’industrie de verrerie, céramique, porcelaine et d’automobile. Ces types de produits ne sont pas pris en compte dans notre étude.

Régénérateur

IFPEX 1 IFPEX 2

CH3OH Echangeur de chaleur

Echangeur de chaleur

Gaz doux secs

Gaz acides secs

Gaz acidesséparateur Gaz naturel

humide

Hydrocarbures condensés

Gaz froids secs

la récupération de l’eau

Fig. 2.8. Le traitement du gaz naturel [IFP, 1999].


25

L’odorisation

Si l’ancien gaz de ville possédait naturellement une odeur bien particulière, le gaz naturel est inodore. Il faut donc lui donner une odeur caractéristique qui ne puisse être confondu avec un autre et soit décelable par tous. On utilise soit du T.H.T. (tétrahydrothiophène) soit d’autres mercaptans. Au poste de livraison, on injecte l’odorant afin de le rendre facilement perceptible, avant que sa concentration n’atteigne un niveau critique.

2.4. Transport du gaz naturel

Une fois extrait du sous-sol et épuré, le gaz naturel doit être acheminé vers les zones de consommation, parfois extrêmement éloignées du lieu de production. Donnée fondamentale pour l’approvisionnement des pays consommateurs, le transport est effectué soit par gazoducs en phase gazeuse, soit par méthanier sous forme de gaz naturel liquéfié (G.N.L.).

2.4.1. Gazoducs

Le gaz naturel doit être comprimé sous haute pression avant d’être transporté par gazoduc. Pour ce type de transport, les spécifications de transport visent à prévenir la formation d’une phase liquide, le bouchage des canalisations par les hydrates, et une corrosion excessive. Pour un gaz commercial, les spécifications sont plus strictes et comprennent aussi une fourchette limitée par le pouvoir calorifique. Le contenu maximal d’azote dans un gaz traité est habituellement très faible.

La croissance du transport du gaz naturel par gazoduc a mené à l’établissement d’un vaste réseau de gazoducs dans le monde entier. La longueur totale des gazoducs à l’échelle mondiale est

Fig. 2.9. Le schéma des opérations de traitements dans l’usine de LACQ [GDF-DER, 1995].

GAZ UT

DETENT

SEPARATI

DESULFURATION DES

T

PRODUCTION DU U

DESULFURAT

DEGAZOLIN

SOUFRE

ACIDE SULFURIQUE

GAZ ÉPURÉ (MÉTHANE)

ETHANE

PROPAN

BUTANE

ESSENC

CARBURANT AUTO

HYDROGENE SULFURE LIQUIDE

METHYLE -MERCAPTAN

COMPOSES T AN

ETHYLE

BENZEN

STYREN

CYCLOHEXA

POLYETHYLENE

POLYSTYR

NYLON

eau

condensats

gaz brut

gaz acides

gaz désulfuré

H2S


26

d’environ deux fois la longueur utilisée pour le transport du pétrole brut, et dépasse les 600 000 milles.

La conception des gazoducs comporte les étapes suivantes : Au départ, une tâche importante est le choix du tracé. Un fond marin accidenté, des sols durs ou très mous et des icebergs sont des zones à éviter. Il faut envisager l’utilisation des matériaux convenant aux gazoducs en fonction de ses propriétés et de la température des fluides. Il faut choisir entre des canalisations souples ou rigides, de l’acier ordinaire, de l’acier inoxydable ainsi que des canalisations gainées et chemisées. Le concepteur doit étudier les matériaux pour les revêtements de béton, les joints et l’isolation thermique.

Ensuite, les gazoducs sont enterrés à un mètre de profondeur ou bien immergées. Ils sont constitués par des tubes en acier épais de quelques millimètres et de 0,9 à 1,40 m de diamètre, soudés les uns aux autres. Dans ces canalisations, le gaz naturel circule à 30 km/h sous l’effet de la différence de pression existant entre le gisement (ou bien l’étape de traitement) et les points de consommation. Pour maintenir cette haute pression d’environ 70 bars, des stations de compression sont installées tous les 80 à 120 km.

Traitement du gaz naturel

Gazoduc

Gazoduc

Unité de compression ou recompression

Stockage de gaz naturel

gazeux

Usine de liquéfaction


liquide

Méthanier


liquide Regazéification


gazeux

Unité de distribution

C



Légende :

- collecteur du gaz naturel ;

- énergie électrique utilisée soit pour transporter le gaz naturel gazeux soit pour le stocker soit pour le liquéfier ;

- énergie primaire contenue dans le gaz naturel utilisée pour la production d’énergie électrique

C

Fig. 2.10. Transport du gaz naturel [BADEA, 2002].


27

L’intérieur des tubes est régulièrement nettoyé par des pistons racleurs qui chassent dépôts et impuretés de façon à conserver au gaz naturel sa célérité. En surface, des inspections périodiques sont effectuées pour détecter d’éventuelles fuites. La gestion des mouvements de gaz du réseau est assurée par le centre de répartition national au moyen d’un système de conduite entièrement informatisé.

Le réseau de transport s’arrête où commence celui de distribution, c’est-à-dire aux portes des villes, communes et villages. Les gazoducs cèdent alors la place à des conduites plus petites où la pression est moindre. Toutefois certains industriels gros consommateurs sont alimentés directement par le réseau de transport.

Le réseau de transport qui part du gisement ne s’arrête pas aux frontières des pays. C’est un véritable lien physique qui relie une zone de production et un espace de consommation constitué d’une pluralité de pays. A partir des années 1970, les sociétés gazières internationales s’emploient à réaliser des interconnexions entre leurs réseaux respectifs. Une imbrication qui s’explique par le caractère spécifique du commerce gazier :

• coût du transport au niveau élevé des investissements ;

• rigidité des contrats de fourniture ;

• recherche de rentabilité et de sécurité de l’approvisionnement.

2.4.2. Méthaniers

Le gaz naturel liquéfié doit demeurer liquide à la pression atmosphérique. La température à laquelle le gaz naturel est stocké sous forme liquide est proche de point de l’ébullition du méthane. Le gaz est liquéfié sous pression, puis il subit un sous - refroidissement pour rester liquide à la pression atmosphérique.

La liquéfaction est effectuée à une pression déterminée par des facteurs économiques. Une pression plus élevée réduit l’énergie nécessaire pour liquéfier le gaz naturel puisque la plage des températures monte au cours du processus de liquéfaction. Le gaz naturel est liquéfié au cours d’un intervalle de température en fonction de la présence d’hydrocarbures autre que le méthane. La température initiale de liquéfaction est plus élevée pour un contenu d’hydrocarbures lourds. Par exemple, il peut commencer aux environ –10 °C et continuer jusqu’à une température proche de celle où le méthane sous pression atteint un équilibre vapeur – liquide (autour de –100 °C). La troisième phase liquide obtenue subit ensuite un sous – refroidissement jusqu’au point d’ébullition du gaz naturel liquéfié à la pression atmosphérique, [LACSON, 2000].

Acheminé par gazoduc depuis le gisement jusqu’au port d’embarquement, le gaz naturel est liquéfié par refroidissement à –163° C. Il est alors stocké dans des réservoirs avant d’être chargé sur le méthanier. A son arrivée au terminal de réception, le gaz naturel liquéfié est stocké. Il est regazéifié qu’au moment d’être injecté dans le réseau, par compression puis réchauffement. Redevenu gazeux, il reprend son volume initial. La maîtrise de ce procédé et la construction des méthaniers ont permis de créer une chaîne de transport G.N.L. En résumé, le transport par méthanier comprend les principales étapes suivantes, [FINN, 1999]:

• traitement et transport par gazoduc vers la cote ;

• traitement du gaz produit pour répondre aux spécifications de liquéfaction ;

• liquéfaction du gaz naturel, accompagnée éventuellement de fractionnement (séparation des hydrocarbures lourds) ;

• stockage et chargement (le terminal) ;


28

• transport par méthanier ;

• réception (installations qui aide à la décharge) et stockage ;

• regazéification.

La mer constitue une contrainte pour le transport du gaz naturel. Trop profonds, certains fonds rendent impossible la pose d’un gazoduc sous-marin et le transit du gaz naturel par bateau en phase gazeuse n’est pas rentable (Cf. figure 2.11). Seule la réduction du volume du gaz par sa liquéfaction peut rendre économique son transport par bateau. Le trafic de GNL représente aujourd’hui plus de 30 % des échanges internationaux de gaz naturel.

L’investissement dans les solutions de transport du gaz naturel

On présente dans le tableau suivant le coût total des investissements pour un système de transport, y compris le traitement, le chargement et la réception.

Tableau 2.2. Investissement pour un système de transport pour divers débits

(millions de dollars), [DRUMMOND, 1998] 2,83 106 m3 / jour 5,66 106 m3 / jour 11,32 106 m3 / jour 14,15 106 m3 / jour

Etapes de transport Gazoduc Méthanier Gazoduc Méthanier Gazoduc Méthanier Gazoduc Méthanier

Traitement et chargement 21 775 41 1550 83 3101 103 3876

Transport 348 225 447 225 547 450 597 450

Réception 25 41 25 83 25 165 25 207

Total 394 1042 514 1858 655 3716 725 4533

Système de transport Gazoduc de 355,6

mm *

1 méthanier

Gazoduc de 457,2

mm

1 méthanier

Gazoduc de 558,8

mm

2 méthaniers

Gazoduc de 609,6

mm

2 méthaniers

* - il s’agit du diamètre de gazoduc

L’analyse porte sur 4 niveaux de débit de gaz, allant de 2,83 106 m3/jour (petite exploitation à gisement unique) jusqu’à un maximum de 14,15 106 m3/jour (l’équivalent d’une exploitation à gisements multiples).

On constate que, globalement, la filière de transport par méthanier ne représente pas une option économique viable. En revanche, si on regarde que l’étape de transport proprement dite, la solution par gazoduc est plus chère que la solution par méthanier. Mais l’analyse doit tenir compte de l’étape de traitement et de chargement du gaz naturel ainsi que de l’étape de réception de gaz naturel, [VITO, 1997].


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

2.83 5.66 8.49 11.32 14.15

(mill

ions

de

dolla

rs)

Gazoduc

Méthanier

2.5. Stockage du gaz naturel

Les réservoirs de gaz naturel sdes consommations tout au long deréservoirs cachés sous terre échapppourvue d’une structure semblable à cavités salines. Ces deux types de stosous-sol français tandis qu’en Rouma

Il est difficile de bien faire cordes consommateurs. En effet, la conjournée le plus creuse de l’été et le jode 1 à 8. Pour assurer en permanencensemble de réservoirs souterrains dfourniture à la clientèle en cas de défa

L’industrie du gaz naturel estformes de stockage possibles et ssouterrains. Les Européens, dont l’igisements épuisés. Ils ont donc eu l’id

Les réservoirs souterrains sonsaline ou en nappe aquifère, teccomplémentaires permettent une gest

2.5.1. Les réservoirs en nappe aquifè

Pour concevoir un réservoir profondeur, une structure géologiqugisement, à savoir une roche poreuseet une roche de couverture imperméasous une pression qui chasse l’eau etdensité moins forte prend place au-desont nécessaire pour remplir entièrem
106 m3 de gaz transporté Fig. 2.11. Comparaison des coûts globaux entre les deux modes de transport.
29

ont des régulateurs tampons qui adaptent l’offre à la variation l’année. Mais, à la différence des citadelles en béton, les ent à nos regards. Ils sont soit situés en nappe aquifère et celle d’un gisement naturel, soit crées par l’homme dans des

ckage sont complémentaires, quatorze d’entre eux ponctuent le nie il n’y a pas que de stockage dans des gisements épuisés.

respondre les approvisionnements en gaz naturel et les besoins sommation de gaz naturel suit les aléas du climat. Entre la ur le plus chargé de l’hiver, elle peut évoluer dans un rapport e l’équilibre entre les ressources et la demande, on a créé un ont l’une des fonctions stratégiques est aussi de garantir la illance d’une source d’approvisionnement.

née aux Etats-Unis. Très tôt les Américains ont imaginé les ongent à utiliser les gisements épuisés comme réservoirs ndustrie gazière est plus récente, n’ont pratiquement pas de ée d’équiper des structures géologiques favorables.

t de deux natures, suivant qu’ils sont réalisés dans une cavité hnique la plus ancienne. Ces deux types de réservoirs ion optimale des besoins en gaz naturel

res

en nappe aquifère il faut trouver, entre 400 et 1 200 m de e présentant des caractéristiques identiques à celles d’un

et perméable imprégnée d’eau susceptible de contenir le gaz, ble (Cf. figure 2.12). Premièrement, on injecte un gaz inerte assure l’étanchéité du réservoir vers le bas. Le gaz naturel de ssus, bien calé sous la roche couverture. Une dizaine d’années

ent le réservoir car il faut une injection relativement lente,


mais il est exploitable dès la première année. Par la suite, il est rempli en été et utilisé, si nécessaire, tout au long de l’hiver pour compléter les approvisionnements.

Les stockages sont donc particulièremcapacité utile ou la qnécessaire de prévoir pour éviter que l’eau n

2.5.2. Les réservoirs

Choisies à caparticularité de supporréservoirs sont-ils crécontrainte de porositégéologiques comportamarnes étanches (argilde vastes cavités où lePlusieurs cavités hautfaut environ trois ans d

Par rapport au celui-ci offre la possiben période de pointe.moment. Le réservoiprofondeur, ni pour l’e

Pour trouver dcelles de la recherche

Un autre type dque le gaz naturel a été

Pour le transpo

• des réservoirs cryo

• des réservoirs en b
Fig.2.12. Les réservoirs en nappe aquifère, [GDF-DER, 1995].
30

de ce type offrent les plus grandes capacités avec 2,5 à 7 milliards de m3 et ent adaptés pour fournir le gaz naturel en période hivernale. Toutefois, leur

uantité de gaz naturel réellement utilisée, est sensiblement moindre. Il est un coussin de gaz occupant environ la moitié du volume total de stockage e reprenne sa place dans la roche réservoir lors du soutirage.

en cavités salines

use de leurs qualités de «plasticité », les cavités salines présentent la ter des pressions importantes sans se fissurer mais en se déformant. Aussi, les és dans d’épaisses couches de sel par 1 000 à 1 500 m de profondeur, sans , ni de perméabilité. Cependant, on privilégie généralement des dépôts

nt un massif salifère inférieur composé de sel gemme et d’une couverture de es). Par injection d’eau, on lessive le sel et l’évacuation de la saumure génère gaz naturel est stocké à une pression élevée. Il est soutiré par simple détente. es d’une centaine de mètres sont nécessaires pour constituer un stockage. Il e lessivage pour une cavité de 200 000 m3 de volume (Cf. figure 2.13).

stockage précédent, la capacité n’est que de 0,65 milliard de m3, en revanche ilité de prélever brièvement mais très rapidement de grandes quantités de gaz Le stockage de gaz naturel en cavité saline peut être interrompu à tout r est alors « dégonflé » sans risque, ni pour les couches géologiques en nvironnement à la surface.

es structures géologiques favorables on utilise des méthodes identiques à d’un gisement. La recherche d’un site adéquat demande entre 2 et 5 ans.

e stockage de gaz naturel est constitué par les anciens sites on shore. Après extrait ce type de gisement est le lieu parfait pour stocker le gaz naturel.

rt en méthaniers, les deux types de stockage sont utilisés :

géniques ;

éton.


2.6. Distribution du gaz

Le réseau de distaux canalisations de movillages et assurer l’alim

Au début du XIXsouterraines. Il s’agit alodes rues et des foyers. Lcentimètres de profondeles affaissements dus à mètre. Toutes ces condu

Les réseaux de circule à haute pression dire les réseaux de moyecomme dans les installambar). Ces derniers résede nos appareils domesréseaux de moyenne pre

Dans les réseaudirectement chez l’utilispar un détendeur collectcomposent plus de 30 %bitumée d’abord, puis loffrant une meilleure ré
Fig. 2.13. Les réservoirs en cavités salines, [GDF-DER, 1995].
31

naturel

ribution prend le relais du réseau de transport. Les gazoducs cèdent la place yenne ou basse pression, pour conduire le gaz naturel à travers villes et entation de la clientèle domestique et professionnelle.

siècle, le gaz alimente déjà quelques villes par un réseau de canalisations rs de gaz manufacturé, circulant à basse pression et utilisé pour l’éclairage es différentes conduites qui serpentent sous nos pieds sont enterrées à 80

ur en moyenne, de préférence sous les trottoirs pour éviter les vibrations et la circulation automobile. Leur diamètre varie entre 35 millimètres et un ites forment un maillage qui assure la sécurité d’alimentation.

transport sont comme des boulevards. Dans ces gazoducs, le gaz naturel (70 bars). Après un passage au poste détente, partent les avenues, c’est-à-nne pression (4 bars) qui délivrent le gaz, soit directement chez les clients tions récentes, soit vers d’autres rues ou réseaux de basse pression (20 aux qui nous fournissent le gaz à la pression nécessaire à la l’alimentation tiques : cuisinière, chauffe d’eau, etc., tendent à disparaître au profit des ssion et ce pour des raisons de sécurité (figure 2.14).

x récents, le gaz naturel, livré en moyenne pression, est donc détendu ateur au moyen d’un détendeur individuel ou bien au niveau de l’immeuble if. Entre les tuyaux en bois à l’origine et les conduites en polyéthylène qui de réseau de distribution actuel, bien des métaux ont été utilisés. La tôle

a fonte grise, abandonnée parce que trop cassante, au profit d’une fonte sistance aux diverses contraintes mécaniques. En 1960, l’arrivée de l’acier


32

la supplante à son tour, avant qu’elle-même ne soit finalement détrônée par le polyéthylène. Ce matériau moins onéreux, plus facile à poser, est assemblé par raccords électro-soudables.

2.7. Procédés d’utilisation du gaz naturel

Le gaz naturel est utilisé d’une façon générale soit pour être brûler et produire de l’énergie électrique ou thermique ou les deux soit comme matière première pour l’industrie (Cf. figure 2.15). Etant donné que l’objectif principal de l’étude consiste dans le choix de la solution énergétique optimale, l’étude va se concentrer sur la production de l’énergie électrique et thermique.

Fig. 2.14. Schéma de distribution du gaz naturel dans les villes, [GDF-DER, 1995].

Distribution du gaz naturel

Odoriser le gaz naturel

Combustion

Matière première

T.H.T ou mercaptan

Synthèse d’ammoniac urée

Synthèse méthanol alcool

Procédé Fischer - Tropsch Reformage

Energie électrique

Energie thermique

Cogénération

ammoniac et urée

méthanol ou alcool supérieure

Production d’essence

distillats intermédiaires

Hydrogène

Fig. 2.15. L’utilisation du gaz naturel [BADEA, 2002].


33

Combustion du gaz naturel Dans cette thèse on a analysé l’utilisation du gaz naturel dans le secteur énergétique pour

produire l’énergie électrique à partir des vapeurs et l’énergie thermique (eau chaude ou surchauffée) à partir soit des gaz évacués soit de la vapeur extraite de la turbine à vapeur. La cogénération, c’est à dire la production à la fois d’énergie électrique et thermique, est une voie privilégiée pour promouvoir une politique de respect de l’environnement car elle permet une utilisation optimale des combustibles: ce qui devrait se traduire par une réduction des rejets des polluants dans l’atmosphère, principalement pour le CO2. La cogénération devient très intéressante dans l’hypothèse d’une politique de limitation et de taxation des rejets en gaz carbonique dans le cadre de la lutte contre l’effet de serre, [JOUANY, 1983].

On a distingué trois grandes familles d’installations de cogénération, [RASHEED, 1997] :

A. les turbines à vapeur en contre pression et éventuellement avec extraction de vapeur et en condensation avec soutirage de vapeur;

B. les turbines à combustion appelées turbine à gaz avec chaudière de récupération de la chaleur contenue dans les gaz d’évacuation avec ou sans postcombustion [LORANCHEET, 1998];

C. les moteurs thermiques ou à combustion interne.

Le choix entre ces diverses familles d’installation dépend de multiples facteurs dont les principaux sont les suivants [RONCATO, 1996]:

• le niveau souhaité de récupération thermique: haute, moyenne et basse température ;

• la gamme de puissance concernée ;

• le rapport entre puissance électrique auto produite et puissance thermique récupérée ;

• les variations de puissance susceptibles d’être imposées à l’unité de cogénération ;

• les contraintes liées au cycle de démarrage.

On présente dans le tableau 2.3, pour quelques solutions énergétiques, les valeurs du rapport de cogénération (yc) et du rendement global (ηG). L’indice de cogénération est défini comme le rapport entre les besoins en électricité E et en chaleur Q.

Q

Ec Q

Eyαα

== (2.4.)

Avec :

Eα - % d’énergie primaire valorisée en énergie électrique

Qα - % d’énergie primaire valorisée en énergie thermique

Le rendement global (ηG) d’un cycle énergétique est le rapport de la somme de l’énergie électrique E et de la quantité de la chaleur produite (Q) par la même quantité de combustible correspondante ( )bQ :

QEbQQE

Gα+α=+=η , (2.5.)

L’indice de cogénération n’est généralement pas constant dans le temps, pour une même installation. Il dépend en particulier des conditions extérieures et des conditions demandées par les utilisateurs (consommateurs).


34

Tableau 2.3. Caractéristiques des cycles énergétiques, [POULLAIN, 1995]

Cycles énergétiques Indice de

cogénération yc =E/Q

Rendement global ηG (%)

Turbine à condensation de vapeur ∞ 25 à 43 Turbine à gaz (sans la récupération de la chaleur de gaz évacué) ∞ 25 à 39 Moteur thermique alternatif sans récupération thermique ∞ 32 à 40 Cycle combiné gaz – vapeur (turbine à gaz et turbine à vapeur) ∞ 36 à 50 Turbine à contre pression de vapeur 0,07 à 0,25 84 à 92 Turbine à gaz avec récupération sans postcombustion

-sans contre pression -avec contre pression

0,50 à 0,75 0,6 à 1,00

70 à 85 69 à 83

Turbine à gaz avec récupération avec postcombustion -sans contre pression -avec contre pression

0,25 à 0,50 0,30 à 0,70

83 à 89 82 à 87

Moteur thermique avec récupération sans postcombustion 0,40 à 0,90 75 à 85 Moteur thermique avec récupération avec postcombustion 0,20 à 0,40 85 à 90

Commentaires :

• comme on voit dans le tableau ci-dessus, yc varie entre 0,07 et ∞ . L’indice de cogénération est ∞ quand la quantité d’énergie thermique produite est zéro;

• le rendement global est plus grand pour les solutions en cogénération que pour les solutions qui produit l’énergie électrique d’une façon séparée car l’énergie thermique contenue dans les gaz évacués est récupérée dans le cas des solutions en cogénération.

3. POINTS TECHNIQUES FAIBLES DE LA FILIERE DU GAZ NATUREL En ce qui concerne la combustion du gaz naturel, le traitement des fumées ne comprend que

l’étape de dénitrification. Il existe des procédés primaires (pendant la combustion) et des procédés secondaires (après la combustion) de dénitrification.

Les valeurs des émissions à la sortie des fumées de cheminée sont présentées pour la Roumanie et pour les normes européennes dans les tableaux 3.1 et 3.2. Tableau 3.1. Normes de rejet selon la loi de la Protection de l’Environnement en Roumanie pour les installations qui

fonctionnent sur gaz naturel, 1995, [IONEL, 1996] Emissions Nouvelle installation Anciennes installation

Poussière 5 5 pour P > 150 MW

SOx (SO2) 35 50 pour P > 150 MW

CO 100 -

NO (NO2) 350 500 pour P > 150 MW

P – puissance thermique Les polluants sont exprimés en mg/Nm3 La norme européenne présente les valeurs limites acceptables pour les émissions dans trois

cas : • Chaudières ; • Turbines ; • Moteurs.


35

Tableau 3.2. Norme européenne pour les installations qui fonctionnent sur gaz naturel [ARNOUX, 2001]

Polluants Chaudières Turbines Moteurs

Poussière 5 15 50

SOx (SO2) 35 12 30

CO - 100 650

NO (NO2) 150 pour P ≤ 10 MW

100 pour P >10 MW150 350

Légende : Les limites de rejets en concentration sont exprimées en mg/m3 sur gaz sec, la teneur en oxygène étant ramenée

à 3 % en volume pour chaudière, 15 % en volume lorsqu’il s’agit de turbines et 5 % en volume pour les moteurs. La puissance P correspond à la somme des puissances des appareils de combustion sous chaudières qui composent l’ensemble de l’installation.

3.1. Procédés primaires de dénitrification des fumées

Ils réduisent les émissions NOx au moment de la combustion, d’où le nom de procédés primaires. Lorsque ces procédés ne permettent pas d’atteindre les limites imposées par les réglementations, on utilise des procédés secondaires de traitement des fumées. Ces procédés primaires sont, [LAZAROIU, 2000]:

• brûleurs bas NOx,

• recirculation des fumées,

• réduction du temps de séjour dans le foyer (haute température),

• réduction de la température dans le foyer soit par injection d’eau soit par injection de vapeur.

Les brûleurs bas NOx, visent à réduire les émissions de NOx par la recirculation interne des gaz de combustions et de plus ils donnent la possibilité de réaliser la combustion dégradée.

En général, ces brûleurs sont alimentés avec de l’air pour permettre une combustion en trois étages [PANOIU, 1993]. Ils aspirent les gaz de combustion de foyer pour les recirculer dans le brûleur. Ils séparent l’air primaire de l’air secondaire par un courant de gaz inertes de combustion. Ils règlent les débits du gaz naturel ce qui permet de diriger le gaz naturel dans les zones de basse concentration en NOx.

Les principaux brûleurs de gaz naturel utilisés sont:

• brûleur TRICEM – 10 ;

• brûleur ATT – 10.

Le brûleur TRICEM – 10 a été conçu par ICEM et il est produit en série par ARGAZ Medias (figure 3.1. et 3.2.). Les principaux éléments du brûleur (le corps, le stabilisateur et l’embrasure céramique) assurent la formation d’un jet en forme hélicoïdale d’air de combustion mélangé avec le gaz naturel et d’un jet central de combustible qui donne la possibilité de la formation des particules de carbone solide. Ce type de brûleur mélange le combustible avec l’air en deux degrés et en fonction d’un débit de combustible nominale de 10 Nm3 /h et à une pression de 5000 Pa.


36

Le brûleur ATT – 10 (Cf. figure 3.2.) est produit aussi par ARGAZ Medias. Les principaux éléments assurent le partage de l’air primaire et de l’air secondaire de la façon où on peut obtenir une combustion étagée.

Gaz naturel

Air de combustion

Gaz périphérique

Gaz central

Fig. 3.1. Le schéma du brûleur TRICEM – 10, [GHIA, 2000].

Air primaire

Air secondaire

Gaz naturel

Air de combustion

Gaz naturel

Fig. 3.2. Schéma du brûleur ATT – 10, [GHIA, 2000].


37

3.2. Procédés secondaires appliqués pour la réduction de NOx

Les procédés conventionnels secondaires de dénitrification des fumées sont :

• réduction catalytique sélective (SCR) ; comme le processus se passe à 350 °C, il est nécessaire d’utiliser un catalyseur. Les catalyseurs peuvent être les métaux précieux (Pt, Rh) et les oxydes métalliques (V2O5, WO3) qui sont actifs dans un intervalle de température (300 – 450 °C). Les réactions sont toujours les mêmes comme pour la réduction non catalytique sélective (relations 3.1., 3.2. et 3.3.) (SNCR), [PANOIU, 1993],

• réduction non catalytique sélective (SNCR), les réactions dans ce cas sont :

OH6N4ONH4NO4 2223 +→++ (3.1.)

OH3N2NH2NONO 2232 +→++ (3.2.)

OH6N3ONH4NO2 22232 +→++ (3.3.)

Ce processus a lieu dans un intervalle étroit de température (800 – 1000 °C).

• réduction par recombustion : elle consiste dans une réduction des NOx en utilisant les hydrocarbures dans un milieu peu oxydant. Pour le méthane, la réaction sera :

OH2CONOCHNO2 22224 ++→++ (3.4.)

Cette réaction est réalisée en 3 étapes [IONEL, 1996]:

• la combustion du combustible principale si c’est possible, avec un petit excès d’air pour limiter la quantité d’oxygène dans les gaz de combustion,

• l’injection, après la combustion principale, d’un hydrocarbure avec une quantité d’air insuffisante pour réaliser une bonne combustion de cet hydrocarbure,

• l’injection, après les hydrocarbures, de la quantité d’air nécessaire pour brûler les particules qui ne sont pas encore brûlées.

3.3. Justification de la réduction des NOx pour la filière du gaz naturel

Les oxydes d’azote (NOx) sont considérés comme un polluant majeur par ses effets sur les écosystèmes et la santé humaine. Ils sont produits lors de la combustion dans les équipements (fours, chaudières, etc.) et les machines (turbine à gaz, moteurs à gaz, etc.) thermiques.

La quantité d’oxydes d’azote formée lors d’une combustion peut, en partie, être réduite par action sur les conditions de cette combustion : diminution de la température maximale de la flamme, diminution de l’excès d’oxygène, etc. Lorsque ces mesures sont insuffisantes, il faut dénitrifier les fumées.

Cette dénitrification, ou réduction, peut se faire par « rebrûlage » à l’aide d’un hydrocarbure ou par injection dans les fumées de produits qui, en libérant un radical NH2, transforme les NOx en N2 et en H2O. Cette transformation peut se faire avec ou sans catalyseur, mais dans des conditions très précises de mélange et de température.

PREMIERE PARTIE : LE CYCLE DE VIE DU GAZ...

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