EP2236904A1 - Procédé de déchargement et de stockage de gaz naturel liquéfié dans un terminal methanier sans évaporation de gaz. - Google Patents

Procédé de déchargement et de stockage de gaz naturel liquéfié dans un terminal methanier sans évaporation de gaz. Download PDF

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EP2236904A1
EP2236904A1 EP10156097A EP10156097A EP2236904A1 EP 2236904 A1 EP2236904 A1 EP 2236904A1 EP 10156097 A EP10156097 A EP 10156097A EP 10156097 A EP10156097 A EP 10156097A EP 2236904 A1 EP2236904 A1 EP 2236904A1
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Definitions

  • the present invention is in the field of liquefied natural gas storage, or LNG, and more particularly concerns the unloading phases of LNG tankers to LNG LNG receiving and storage terminals.
  • Natural gas or NG
  • Natural gas is transported either by land, via pipelines, or by sea.
  • natural gas At ambient temperature and pressure, natural gas has a very low density, so to transport it by sea under economically viable conditions, it is necessary to increase its density considerably.
  • the most common method is to transport the gas in the liquid state, which state is maintained by maintaining the gas at a temperature of about -161 ° C and near atmospheric pressure. Under these conditions, natural gas has a density about six hundred times greater than at ambient temperature and pressure.
  • the LNG carrier transports the LNG, from a liquefaction plant close to its extraction site, to a receiving LNG terminal, a buffer storage area that then sends the natural gas, after regasification, into a transport network.
  • the LNG terminals are located either on land or at sea, they are respectively on-shore or off-shore terminals.
  • An LNG terminal has four main functions: ship unloading, LNG storage, regasification, and transmission on the transmission system.
  • the storage capacity of a receiving terminal is generally sized to ensure the transmission continuity on the transmission network between two deliveries of LNG so that there is no interruption of delivery of GN in the event of a failure. supply. It depends on the capacity and the number of tanks that the terminal is equipped with.
  • the figure 1 shows a conventional installation of a LNG receiving terminal, when the unloading of an LNG carrier is in progress (flow rates, pressures, temperatures are given as an indication).
  • This comprises a storage tank 1 (a single tank is shown in all the accompanying figures, but it is understood that an installation may comprise several storage tanks, the operating principle remaining the same).
  • the tank 1 in the example of a capacity of approximately 350 000 m 3 , is supplied with LNG from a LNG tanker 2 via pumps 3, one or more lines 4.
  • the LNG pressure at the outlet pumps 3 is about 9 bar a . It is conveyed via line 4 to the tank 1 in which it is stored under conditions close to those of the LNG carrier, that is to say at the near-atmospheric pressure and at a temperature of about -161 ° C. .
  • This quantity of gas is evacuated to maintain a constant pressure inside the tank 1. This evacuation takes place via a duct 6.
  • the quantity of BOG evacuated via this pipe 6 is separated into two parts: a first part is directed to the LNG tanker 2 via a return line 71, at a volume flow rate equivalent to the unloading flow rate, or in example 10 000 m 3 / h. This return flow equivalent to the unloading rate of the vessel is necessary to maintain a constant pressure in the tanks thereof.
  • the second part of the amount of BOG (equivalent in the example to 11 000 m 3 / h) discharged from the tank 1 is, conventionally, recovered via a pipe 72 to be recondensed and reintroduced into the LNG circuit.
  • the reincorporation of this fraction of the total amount of BOG is done by means of a compressor 8, and a recondenser 9.
  • the recondenser 9 has a second input 92 and an output 93 connected in shunt to the line 10. It is necessary that the LNG entering the recondenser 9 by the second input is at a pressure equivalent to the pressure of the BOG entering the recondenser 9 by the first input 91.
  • the tank 1 there is disposed between the tank 1 and the second inlet 92 of the recondenser relaxation equipment 11.
  • the expansion system is positioned on the pipe 10, before the connection to Alternatively, the expansion equipment may be disposed on the branch branch which connects the pipe 10 to the second inlet 92 of the recondenser 9.
  • the LNG which is discharged at the outlet 93 of the recondenser feeds Line 10.
  • the recondensed LNG is thus directed with the LNG directly from the storage tank 1, via a pump 12, to a regasification unit. on 13.
  • the LNG is drawn into the tank 1 via a pump 14 and at an absolute pressure of about 9 bar a .
  • the LNG is at an absolute pressure of about 7 bar a , and a flow rate of about 1300 m 3 / h.
  • About half of the amount of LNG drawn into the storage tank 1 is directed to the second inlet 92 of the recondenser 9 (in the example about 650 m 3 / h), while the remaining amount (about 650 m 3 / h) is directed directly to the pump 12, before which it will be mixed with the amount of LNG leaving the recondenser 9.
  • the flow outgoing recondenser is about 700 m 3 / h, since it is the sum of the quantities from its two inputs 91 and 92.
  • the flow rate entering the pump 12 is therefore about 1350 m 3 / h at a pressure of 7 bar a and a temperature of -161 ° C.
  • the outflow of the pump is equivalent, but at a pressure of 80 bar and a temperature of -161 ° C.
  • gas is obtained at a temperature of 5 ° C. and an absolute pressure of 80 bar a .
  • the figure 2 shows the same facility, when not in the process of unloading a vessel. There is therefore a flow entering the reservoir 1 (via the pipe 4) which is zero. In the tank itself, the evaporation of gas, so the amount of BOG evacuated is less important than during unloading, because there is no piston effect. The amount of BOG evacuated via line 6 is therefore much less important, in the example of the figure 2 of 11,000 m 3 / h. This quantity is entirely directed towards the pipe 72, since it is no longer necessary here to make a return of BOG towards the ship. The flow rate entering the compressor 8 is therefore 11 000 m 3 / h which is equivalent to the inflow of the example of the figure 1 . Other flows remain the same between figures 2 and 1 .
  • BOG management is a known problem in all existing receiving terminals.
  • the state of the art also includes a very large number of documents dealing with the reprocessing of the BOG (recondensation, liquefaction, etc.).
  • the LNG in the storage tank is in the sub-cooled state.
  • the expansion means comprise an expansion device disposed on a drain pipe of the BOG.
  • the fraction of BOG that is not reinjected into the LNG carrier is partially or totally recondensed, in order to be reincorporated with the LNG emitted from the storage tank.
  • the fraction of BOG to be recondensed is recondensed by passage in compression means and in recondensation means.
  • a part of the BOG which is not reinjected into the LNG carrier is used for the supply of machines equipping the receiving terminal.
  • the method is implemented within a receiving terminal which is either off-shore or on-shore.
  • the LNG in the storage tank is in the sub-cooled state.
  • recondensation means make it possible to recondense all or part of the BOG fraction that is not reinjected into the LNG carrier.
  • the BOG recondensation means comprise compression means and recondensation means.
  • the installation comprises means for reincorporating LNG emitted from the storage tank the fraction of BOG recondensed.
  • part of the BOG which is not reinjected into the LNG carrier is recovered for the supply of machines equipping the installation.
  • the installation according to the invention equips a LNG receiving terminal which is either off-shore or on-shore.
  • a LNG tanker 32 is in the process of unloading its tanks containing LNG at an initial pressure Pi which is a quasi-atmospheric pressure and at a temperature of approximately -161 ° C.
  • This quantity of LNG is extracted at a flow rate of about 10,000 m 3 / h by one or more pumps 33, at an absolute pressure of about 9 bar a .
  • One or more pipes 34 allows (tent) to feed a storage tank 31 with the LNG from the LNG carrier 32.
  • the pressure of the LNG rejected by the pipe 34 into the storage tank 1, or storage pressure Ps is at least 200 millibars greater than the pressure of the LNG contained in the tanks of the LNG carrier 32, or initial pressure Pi.
  • This storage pressure Ps is maintained by a pressure regulation system of BOG, for example one or several valves.
  • the pressure Ps in the storage tank 31 is equal to 1.5 bar a .
  • this pressure difference makes it possible to place the storage tank 31 under conditions in which the evacuation of the BOG is due solely to the "piston effect" explained above.
  • the evaporation at the free surface of the LNG due to external heat input to the tank is totally absent.
  • the storage pressure is increased, the equilibrium temperature of the LNG is increased (the LNG is then in a so-called "sub-cooled” state), the evaporations are blocked during the time of return to equilibrium.
  • the contributions of various energy (thermal, mechanical, etc.) that receives the LNG stored in the tank have the sole effect of increasing its temperature (which grows very slowly from -161 ° C to the equilibrium temperature) , without generating evaporation.
  • the rate of warming of the LNG is slow enough to block any evaporation between ship unloadings, typically between several days and ten days.
  • the difference between the storage temperature and the equilibrium temperature of the LNG exceeds 5 ° C. In the example, these temperatures are respectively -161 ° C and -155 ° C. In this example, any evaporation is blocked for more than 6 days.
  • the holding time of the LNG without evaporation can be lengthened by increasing the difference between the storage pressure Ps and the initial pressure Pi.
  • the difference between these two pressures will be less than 3.5 bars.
  • the amount of BOG evacuated from the tank 31 is 10,000 m 3 / h at the absolute pressure of 1.5 bar a , which corresponds, after passage via a pipe 36 and a set of valve and expansion equipment 361, to 13 600 m 3 / h at atmospheric pressure.
  • a fraction is redirected to the LNG carrier, via a return line 371, at a flow rate of 10,000 m 3 / h.
  • the presence of the set of valves and expansion equipment 361 is essential so that the return flow into the LNG carrier is at the same pressure as that prevailing in the tanks of the latter.
  • the remaining fraction ie 3600 m 3 / h at a temperature of -100 ° C., is directed via a pipe 372 to a compressor 38 and a recondenser 39. At the outlet of this compressor, a gas flow rate of 1 is obtained. 000 m 3 / h at about 30 ° C and 7 bar a .
  • the operation of elements retreating the BOG is also identical in the example to the installation of the figure 2 , with the exception of differences in size and capacity of the different elements.
  • This operation is of course identical (with flow rates close) for figures 3 and 4 .
  • the LNG is thus removed from the storage tank 31 via a pipe 310 and a pump 314, at an absolute pressure of about 9 bar a .
  • the LNG passes for part in the recondenser 39, via a second input 392, the first input 391 being connected to the output of the compressor 38.
  • the output 393 of the recondenser 39 is connected to the pipe 310, which is directed to a pump 312 and a regasification unit 313 to the transport network.
  • the required capacity of the compressor 38 is also greatly reduced and thus its operating cost as well. So, in the example of figures 3 and 4 , the required power of the compressor is approximately 0.6 Megawatts, whereas, for the same LNG flow leaving the LNG carrier, the power required in the case of figures 1 and 2 is 5 megawatts.
  • the invention finds a very advantageous application in off-shore terminals because of the space and energy saving necessary for the operation mentioned above. But the invention is also very advantageous for on-shore terminals.

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Abstract

L'invention se rapporte à un procédé de transfert d'un gaz naturel liquéfié, ci-après GNL, contenu à une pression initiale (Pi) dans un méthanier (32), vers au moins un réservoir de stockage (31) à une pression de stockage (Ps), avant sa regazéification pour émission vers un réseau de transport, le procédé comprenant les étapes suivantes : - le GNL est extrait du méthanier (32) par des moyens de pompage (33) ; - le GNL extrait est transféré vers le réservoir de stockage (31) à l'état liquide et à une pression de stockage (Ps), la pression de stockage étant telle que la différence entre cette pression et la pression initiale (Pi) est supérieure ou égale à 200 millibars ; - le GNL étant maintenu dans le réservoir de stockage à l'état liquide et à la pression de stockage (Ps) ; procédé dans lequel - lors du remplissage du réservoir avec le GNL en provenance du méthanier, le GNL évaporé, ci-après BOG est évacué du réservoir de stockage (31), puis détendu par passage dans des moyens de détente (361) de sorte que le BOG soit à une pression équivalente à la pression initiale (Pi) ; - une fraction de la quantité de BOG est prélevée puis réinjectée dans le méthanier (32) à un débit volumique équivalent au débit d'extraction du GNL afin de maintenir la pression dans le méthanier (32) sensiblement égale à la pression initiale (Pi).

Description

  • La présente invention se situe dans le domaine du stockage de gaz naturel liquéfié, ou GNL, et concerne plus particulièrement les phases de déchargement de navires méthaniers vers des terminaux méthaniers de réception et de stockage de GNL.
  • Le gaz naturel, ou GN, est transporté soit par voie terrestre, via des gazoducs, soit par voie maritime. À température et pression ambiantes, le gaz naturel possède une masse volumique très faible, aussi, pour le transporter par voie maritime dans des conditions économiquement viables, il est nécessaire d'augmenter fortement sa masse volumique. La méthode la plus courante consiste à transporter le gaz à l'état liquide, état qui est conservé en maintenant le gaz à une température d'environ -161°C et à pression quasi-atmosphérique. Dans ces conditions, le gaz naturel possède une masse volumique environ six cent fois plus grande qu'à température et pression ambiantes.
  • Le méthanier transporte le GNL, depuis une usine de liquéfaction proche de son lieu d'extraction, vers un terminal méthanier de réception, zone de stockage tampon permettant d'envoyer ensuite le gaz naturel, après regazéification, dans un réseau de transport. Les terminaux méthaniers sont situés soit à terre soit en mer, on parle alors respectivement de terminaux on-shore ou off-shore.
  • Un terminal méthanier assure quatre fonctions principales : le déchargement des navires, le stockage du GNL, sa regazéification, et son émission sur le réseau de transport. La capacité de stockage d'un terminal de réception est généralement dimensionnée pour assurer la continuité d'émission sur le réseau de transport entre deux livraisons de GNL afin qu'il n'y ait pas d'interruption de livraison de GN en cas de sous approvisionnement. Elle est fonction de la capacité et du nombre de réservoirs dont est équipé le terminal.
  • La figure 1 montre une installation conventionnelle d'un terminal méthanier de réception, lorsque le déchargement d'un méthanier est en cours (les débits, pressions, températures sont mentionnés à titre indicatif). Celle-ci comprend un réservoir 1 de stockage (un réservoir unique est représenté sur l'ensemble des figures annexées, mais il est entendu qu'une installation peut comporter plusieurs réservoirs de stockage, le principe de fonctionnement restant identique). Le réservoir 1, dans l'exemple d'une capacité d'environ 350 000 m3, est alimenté en GNL depuis un navire méthanier 2 via des pompes 3, une ou plusieurs canalisation(s) 4. La pression du GNL à la sortie des pompes 3 est d'environ 9 bara. Il est acheminé via la canalisation 4 jusqu'au réservoir 1 dans lequel il est stocké dans des conditions proches de celles du méthanier, c'est-à-dire à la pression quasi-atmosphérique et à une température d'environ - 161°C. Lors du déchargement du méthanier, il est généré, dans des proportions importantes, une évaporation du GNL que l'on appelle « BOG » (pour « Boil-Off Gaz », gaz d'évaporation). Ces évaporations ont plusieurs origines, au premier rang desquelles l'évaporation générée à la surface libre du GNL à l'intérieur du réservoir de stockage et par les apports de chaleur provenant de l'extérieur du réservoir, mais également l'effet flash et l'effet « sloshing » dû aux mouvements de la mer dans le cadre de terminaux off-shore. Dans l'exemple de la figure 1, pour un débit de GNL sortant du méthanier 2 de 10 000 m3/h, qui correspond au débit entrant dans le réservoir 1, il se produit une évacuation du BOG égale à 21 000 m3/h. La quantité de BOG évacuée correspond au surplus d'évaporation provoquée par les phénomènes définis ci-dessus et par un déplacement de fluide engendré par la différence de masse volumique existant entre le GNL et le BOG, phénomène appelé effet piston.
  • Cette quantité de gaz est évacuée pour maintenir une pression constante à l'intérieur du réservoir 1. Cette évacuation s'opère via une canalisation 6. La quantité de BOG évacué via cette canalisation 6 est séparée en deux parties : une première partie est dirigée vers le méthanier 2 via une canalisation de retour 71, à un débit volumique équivalent au débit de déchargement, soit dans l'exemple 10 000 m3/h. Ce débit de retour équivalent au débit de déchargement du navire est nécessaire pour maintenir une pression constante dans les cuves de celui-ci.
  • La deuxième partie de la quantité de BOG (équivalente dans l'exemple à 11 000 m3/h) évacuée du réservoir 1 est, de manière conventionnelle, récupérée via une canalisation 72 afin d'être recondensée et réintroduite dans le circuit de GNL. La réincorporation de cette fraction de la quantité totale de BOG se fait au moyen d'un compresseur 8, et d'un recondenseur 9. Celui-ci comprend une première entrée 91, connectée à la sortie du compresseur 8, qui permet d'augmenter la pression du BOG d'environ 6 bars, réduisant ainsi dans l'exemple le débit de 11 000 m3/h à 2 500 m3/h.
  • Le recondenseur 9 possède une deuxième entrée 92 et une sortie 93, connectées en dérivation à la canalisation 10. Il est nécessaire que le GNL entrant dans le recondenseur 9 par la deuxième entrée soit à une pression équivalente à la pression du BOG entrant dans le recondenseur 9 par la première entrée 91. À cette fin, on dispose entre le réservoir 1 et la deuxième entrée 92 du recondenseur un équipement de détente 11. Dans l'exemple, le système de détente est positionné sur la canalisation 10, avant le branchement en dérivation du recondenseur 9. En variante, l'équipement de détente peut être disposé sur la branche de dérivation qui relie la canalisation 10 à la deuxième entrée 92 du recondenseur 9. Après recondensation, le GNL qui est rejeté à la sortie 93 du recondenseur alimente la canalisation 10. Le GNL recondensé est ainsi dirigé avec le GNL provenant directement du réservoir de stockage 1, via une pompe 12, vers une unité de regazéification 13.
  • Le GNL est puisé dans le réservoir 1 via une pompe 14 et à une pression absolue d'environ 9 bara. Après passage dans l'équipement de détente 11, le GNL est à une pression absolue d'environ 7 bara, et un débit d'environ 1300 m3/h. Environ la moitié de la quantité de GNL puisée dans le réservoir de stockage 1 est dirigée vers la deuxième entrée 92 du recondenseur 9 (soit dans l'exemple environ 650 m3/h), tandis que la quantité restante (environ 650 m3/h) est dirigée directement vers la pompe 12, avant laquelle elle sera mélangée à la quantité de GNL sortant du recondenseur 9. Le débit sortant du recondenseur est d'environ 700 m3/h, puisqu'il est la somme des quantités provenant de ses deux entrées 91 et 92.
  • Le débit entrant dans la pompe 12 est donc d'environ 1350 m3/h à une pression de 7 bara et une température de -161°C. Le débit sortant de cette pompe est équivalent, mais à une pression absolue de 80 bara et une température de -161°C. A la sortie de l'unité de regazéification 13, on obtient du gaz à une température de 5°C et une pression absolue de 80 bara.
  • La figure 2 montre la même installation, lorsqu'elle n'est pas en cours de déchargement d'un navire. On a donc un débit entrant dans le réservoir 1 (via la canalisation 4) qui est nul. Dans le réservoir lui-même, l'évaporation de gaz, donc la quantité de BOG évacuée est moins importante que lors d'un déchargement, car il n'y a pas d'effet piston. La quantité de BOG évacuée via la canalisation 6 est donc bien moins importante, dans l'exemple de la figure 2 de 11 000 m3/h. Cette quantité est intégralement dirigée vers la canalisation 72, étant donné qu'il n'est ici plus nécessaire d'effectuer un retour de BOG vers le navire. Le débit entrant dans le compresseur 8 est donc de 11 000 m3/h ce qui est équivalent au débit entrant de l'exemple de la figure 1. Les autres débits restent identiques entre les figures 2 et 1.
  • A l'instar de l'exemple décrit en relation avec les figures 1 et 2, la gestion de BOG est un problème connu dans la totalité des terminaux de réception existants. L'état de la technique comprend d'ailleurs un très grand nombre de documents traitant du retraitement du BOG (recondensation, liquéfaction, etc.).
  • Toutefois, la prise en compte de ce BOG implique de nombreux inconvénients :
    • l'opération de recondensation du BOG n'est possible que si le débit de GNL puisé dans le réservoir de stockage 1 atteint une valeur suffisante, ce qui suppose que l'on est dans une phase d'émission de gaz vers le réseau de transport, ce qui n'est déjà pas le cas en permanence, et, de plus, que cette émission soit réalisée à un débit suffisant ;
    • plus la quantité de BOG à recondenser est importante, plus la consommation énergétique est élevée, ainsi que les coûts de fonctionnement induits ;
    • lorsque la quantité de BOG ne peut être réincorporée en totalité, la fraction non récupérable est oxydée (via un système d'oxydation 15, ou « torche ») ce qui, outre des pertes coûteuses, génère des gaz à effet de serre, dont du dioxyde de carbone (CO2).
      La question de la génération et du traitement du BOG est encore plus aiguë dans le cadre d'un terminal de réception off-shore car
    • la place disponible est moins importante (d'où une capacité de réincorporation réduite),
    • les mouvements de la mer sont une source de BOG supplémentaire et perturbent de plus le bon fonctionnement du recondenseur.
  • La génération du BOG implique donc des inconvénients qui sont coûteux et qui grèvent l'efficacité des terminaux de réception. Les nombreuses solutions décrites dans l'état de la technique enseignent cependant uniquement comment retraiter efficacement le BOG dans le but de le récupérer. Il y a donc un besoin pour une installation d'un terminal méthanier de réception dont le fonctionnement permette d'éviter la génération de BOG. La demanderesse n'a pas connaissance à ce jour d'une telle installation, et la présente invention y remédie.
  • Ainsi l'invention concerne un procédé de transfert et de stockage d'un gaz naturel liquéfié, ci-après GNL, contenue à une pression initiale dans un méthanier, vers au moins un réservoir de stockage à une pression de stockage, avant sa regazéification pour émission vers un réseau de transport, le procédé comprenant les étapes suivantes :
    • le GNL est extrait du méthanier par des moyens de pompage ;
    • le GNL extrait est transféré vers le réservoir de stockage à l'état liquide et à une pression de stockage, la pression de stockage étant telle que la différence entre cette pression et la pression initiale est supérieure ou égale à 200 millibars ;
    • le GNL étant maintenu dans le réservoir de stockage à l'état liquide et à la pression de stockage; procédé dans lequel
    • lors du remplissage du réservoir avec le GNL en provenance du méthanier, le GNL évaporé, ci-après BOG, est évacué du réservoir de stockage, puis détendu par passage dans des moyens de détente de sorte que le BOG soit à une pression équivalente à la pression initiale;
    • une fraction de la quantité de BOG est prélevée puis réinjectée dans le méthanier à un débit volumique équivalent au débit d'extraction du GNL afin de maintenir la pression dans le méthanier sensiblement égale à la pression initiale.
  • Dans une réalisation, le GNL dans le réservoir de stockage est à l'état sous-refroidi.
  • Dans une réalisation, les moyens de détente comprennent un équipement de détente disposé sur une canalisation d'évacuation du BOG.
  • Dans une réalisation, la fraction de BOG qui n'est pas réinjectée dans le méthanier est partiellement ou totalement recondensée, afin d'être réincorporée au GNL émis depuis le réservoir de stockage.
  • Dans une réalisation, la fraction de BOG à recondenser est recondensée par passage dans des moyens de compression et dans des moyens de recondensation.
  • Dans une réalisation, une partie du BOG qui n'est pas réinjecté dans le méthanier est utilisée pour l'alimentation de machines équipant le terminal de réception.
  • Dans une réalisation, le procédé est mis en oeuvre au sein d'un terminal de réception qui est soit off-shore soit on-shore.
  • L'invention concerne également une installation de réception et de stockage de gaz naturel liquéfié, ou GNL, destinée à stocker du GNL en provenance d'un méthanier contenant du GNL à une pression initiale, avant sa regazéification et son émission vers un réseau de transport, l'installation comprenant :
    • au moins un réservoir de stockage, destiné à stocker le GNL à l'état liquide et à une pression de stockage;
    • des moyens, pour transférer le GNL depuis le méthanier dans le réservoir de stockage à une pression de stockage telle que la différence entre cette pression de stockage et la pression initiale est supérieure ou égale à 200 millibars ;
    • au moins une canalisation d'évacuation permettant d'évacuer le BOG lors d'un transfert de GNL d'un méthanier vers le réservoir de stockage ;
    • des moyens de détente permettant de diminuer la pression du BOG évacué des réservoirs de stockage de la pression de stockage Ps jusqu'à la pression initiale ;
    • des moyens pour réinjecter une fraction du BOG dans le méthanier à un débit volumique équivalent au débit d'extraction du GNL afin que la pression dans le méthanier soit sensiblement égale à la pression initiale.
  • Dans une réalisation, le GNL dans le réservoir de stockage est à l'état sous-refroidi.
  • Dans une réalisation, des moyens de recondensation permettent de recondenser tout ou partie de la fraction de BOG qui n'est pas réinjectée dans le méthanier.
  • Dans une réalisation, les moyens de recondensation du BOG comprennent des moyens de compression et des moyens de recondensation.
  • Dans une réalisation, l'installation comprend des moyens pour réincorporer au GNL émis depuis le réservoir de stockage la fraction de BOG recondensée.
  • Dans une réalisation, une partie du BOG qui n'est pas réinjecté dans le méthanier est récupérée pour l'alimentation de machines équipant l'installation.
  • Dans une réalisation, l'installation selon l'invention équipe un terminal de réception méthanier qui est soit off-shore soit on-shore.
  • L'invention sera mieux comprise à la lecture de la description ci-dessous, à faire en relation avec les figures 1 à 4, parmi lesquelles :
    • la figure 1, déjà décrite, représente une installation connue en cours de déchargement d'un navire et en émission simultanée sur le réseau;
    • la figure 2, déjà décrite représente la même installation connue en cours d'émission de gaz vers un réseau de transport, mais sans déchargement simultané d'un navire ;
    • la figure 3 représente une installation selon l'invention en cours de déchargement d'un navire et en émission simultanée sur le réseau;
    • la figure 4 représente l'installation de la figure 3, en cours d'émission de gaz vers un réseau de transport, mais sans déchargement simultané d'un navire.
  • Sur la figure 3, un méthanier 32 est en cours de déchargement de ses cuves contenant du GNL à une pression initiale Pi qui est une pression quasi-atmosphérique et à une température d'environ -161 ° C. Cette quantité de GNL est extraite à un débit d'environ 10 000 m3/h par une ou plusieurs pompes 33, à une pression absolue d'environ 9 bara. Une ou plusieurs canalisations 34 permet(tent) d'alimenter un réservoir de stockage 31 avec le GNL issu du méthanier 32. Selon l'invention, la pression du GNL rejeté par la canalisation 34 dans le réservoir de stockage 1, ou pression de stockage Ps, est supérieure d'au moins 200 millibars à la pression du GNL contenu dans les cuves du méthanier 32, ou pression initiale Pi. Cette pression de stockage Ps est maintenue par un système de régulation de la pression de BOG, par exemple une ou plusieurs soupapes. Dans l'exemple de la figure 3, la pression Ps dans le réservoir de stockage 31 est égale à 1,5 bara. Selon l'invention, cette différence de pression permet de placer le réservoir de stockage 31 dans des conditions où l'évacuation du BOG est due uniquement à « l'effet piston » expliqué plus haut. Ainsi l'évaporation à la surface libre du GNL dues aux apports de chaleur extérieurs au réservoir est totalement absente. En effet, lorsqu'on augmente la pression de stockage, on augmente la température d'équilibre du GNL (le GNL est alors dans un état dit « sous-refroidi »), les évaporations sont bloquées le temps du retour à l'équilibre. Ainsi, les apports d'énergie divers (thermique, mécanique, etc.) que reçoit le GNL stocké dans le réservoir ont pour seul effet d'augmenter sa température (qui croît très lentement de - 161°C vers la température d'équilibre), sans générer d'évaporation. La vitesse de réchauffement du GNL est suffisamment lente pour bloquer toute évaporation entre deux déchargements de navire, typiquement entre plusieurs jours et une dizaine de jours. Avec une différence entre les pressions de stockage Ps et initiale Pi de 200 millibars, la différence entre la température de stockage et la température d'équilibre du GNL dépasse 5°C. Dans l'exemple, ces températures sont respectivement égales à -161°C et - 155°C. On bloque ainsi dans l'exemple toute évaporation pendant plus de 6 jours. La durée de maintien du GNL sans évaporation pourra être allongée en augmentant la différence entre la pression de stockage Ps et la pression initiale Pi. De préférence, la différence entre ces deux pressions sera inférieure à 3,5 bars.
  • Dans les mêmes conditions de débit d'entrée de GNL que pour le cas de la figure 1, on a donc dans l'installation selon l'invention un débit de BOG à évacuer considérablement diminué, dans l'exemple : 13 600 m3/h au lieu de 21 000 m3/h.
  • Afin de bien comprendre l'importance des avantages procurés par l'invention, il convient de décrire ici brièvement le cas de la figure 4, dans laquelle l'installation est en cours d'émission de gaz vers un réseau de transport sans qu'il y ait déchargement d'un navire. Dans ce cas, la génération de BOG est absolument inexistante (là où elle était de 11 000 m3/h dans le cas conventionnel de la figure 2). En effet, on a ici un débit entrant dans le réservoir de stockage 31 qui est nul, donc plus d'effet piston, qui est, dans le cadre d'une installation conforme à l'invention, la seule source d'évacuation du BOG. On voit donc ici l'effet majeur et surprenant que procure l'invention avec ce blocage immédiat et durable des évaporations du terminal méthanier, là où les installations connues ne pouvaient que retraiter ce BOG sans parvenir à en limiter la génération.
  • Mais ce n'est pas là le seul avantage de l'invention : en effet, cette diminution impacte positivement le fonctionnement des autres éléments. Revenant à la figure 3, la quantité de BOG évacuée du réservoir 31 est de 10 000 m3/h à la pression absolue de 1.5 bara, ce qui correspond, après passage via une canalisation 36 et un ensemble de vanne et d'équipements de détente 361, à 13 600 m3/h à la pression quasi atmosphérique. Sur cette quantité de BOG, une fraction est redirigée vers le méthanier, via une canalisation de retour 371, à un débit de 10 000 m3/h. La présence de l'ensemble de vannes et d'équipements de détente 361 est indispensable afin que le débit de retour entrant dans le méthanier soit à la même pression que celle régnant dans les cuves de ce dernier. La fraction restante, soit 3 600 m3/h à une température de -100°C, est dirigée via une canalisation 372 vers un compresseur 38 et un recondenseur 39. A la sortie de ce compresseur, on obtient un débit de gaz de 1 000 m3/h à environ 30°C et 7 bara.
  • On voit donc qu'à débit sortant du méthanier égal, le débit de BOG à recondenser est très inférieur dans une installation conforme à l'invention comparée à une installation connue (cf. figure 2.) Le gain est donc double puisque l'on réduit également la capacité requise de l'ensemble des éléments nécessaire au retraitement du BOG, à savoir : le compresseur 38 et le recondenseur 39. L'économie tient donc à la fois des éléments en eux-mêmes et de leur coût de fonctionnement.
  • Le fonctionnement des éléments retraitant le BOG est par ailleurs identique dans l'exemple à l'installation de la figure 2, si l'on excepte les différences de dimensionnement et de capacité des différents éléments. Ce fonctionnement est bien sûr identique (aux débits près) pour les figures 3 et 4. Le GNL est donc prélevé du réservoir de stockage 31 via une canalisation 310 et une pompe 314, à une pression absolue d'environ 9 bara. Après passage dans un équipement de détente 311, le GNL passe pour une partie dans le recondenseur 39, via une deuxième entrée 392, la première entrée 391 étant connectée à la sortie du compresseur 38. La sortie 393 du recondenseur 39 est connectée à la canalisation 310, laquelle est dirigée vers une pompe 312 et une unité de regazéification 313 à destination du réseau de transport.
  • Dans le cas de la figure 3, on voit que le débit entrant via la seconde entrée du recondenseur 39 est très inférieur à celui de la figure 1 dans les même conditions de débit entrant dans le réservoir de stockage (1, 31), 250 m3/h au lieu de 650 m3/h. De même, la valeur de la figure 4 est de 0 m3/h au lieu de 650 m3/h pour l'exemple de la figure 2. On voit donc que la capacité requise pour le recondenseur est très réduite. C'est un avantage important car cela facilite son intégration dans une installation off-shore, où les aspects d'encombrement et de place disponible sont primordiaux. Ensuite, cette capacité réduite fait que le débit d'émission de GNL nécessaire pour retraiter le BOG évoqué plus haut est toujours atteint. Ainsi, sauf exception, il ne sera jamais nécessaire d'oxyder le BOG généré par une installation conforme à l'invention. Toutefois, notamment pour des raisons de sécurité, un système d'oxydation 315, ou torche, est prévu pour oxyder le BOG en cas de nécessité.
  • La capacité requise du compresseur 38 est également fortement réduite et donc son coût de fonctionnement également. Ainsi, dans l'exemple des figures 3 et 4, la puissance requise du compresseur est d'environ 0.6 Mégawatts, alors que, pour un même débit de GNL sortant du méthanier, la puissance requise dans le cas des figures 1 et 2 est de 5 MégaWatts.
  • Il est à noter qu'en général une fraction du BOG peut être utilisée pour l'alimentation de machines du terminal (en particulier pour les terminaux off-shore), et n'est donc pas recondensée. Dans la plupart des cas, le BOG évacué sera en excédent par rapport aux besoins des machines, et cet excédent sera recondensé conformément au procédé exposé plus haut. Il est toutefois possible, dans certaines conditions, que le BOG évacué soit totalement consommé par les machines du terminal, ce qui permet alors d'économiser l'énergie nécessaire à sa recondensation.
  • L'invention trouve une application très avantageuse dans les terminaux off-shore du fait du gain de place et d'énergie nécessaire au fonctionnement évoqué ci-dessus. Mais l'invention est également très avantageuse pour les terminaux on-shore.

Claims (14)

  1. Procédé de transfert et de stockage d'un gaz naturel liquéfié, ci-après GNL, contenu à une pression initiale (Pi) dans un méthanier (32), vers au moins un réservoir de stockage (31) à une pression de stockage (Ps), avant sa regazéification pour émission vers un réseau de transport, le procédé comprenant les étapes suivantes :
    - le GNL est extrait du méthanier (32) par des moyens de pompage (33) ;
    - le GNL extrait est transféré vers le réservoir de stockage (31) à l'état liquide et à une pression de stockage (Ps), la pression de stockage étant telle que la différence entre cette pression et la pression initiale est supérieure ou égale à 200 millibars ;
    - le GNL étant maintenu dans le réservoir de stockage à la pression de stockage (Ps) ; procédé dans lequel
    - lors du remplissage du réservoir avec le GNL en provenance du méthanier, le GNL évaporé, ci-après BOG est évacué du réservoir de stockage (31), puis détendu par passage dans des moyens de détente (361) de sorte que le BOG soit à une pression équivalente à la pression initiale (Pi) ;
    - une fraction de la quantité de BOG est prélevée puis réinjectée dans le méthanier (32) à un débit volumique équivalent au débit d'extraction du GNL afin de maintenir la pression dans le méthanier (32) sensiblement égale à la pression initiale (Pi).
  2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le GNL dans le réservoir de stockage est à l'état sous-refroidi.
  3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, dans lequel les moyens de détente comprennent un équipement de détente (361) disposé sur une canalisation (36) d'évacuation du BOG.
  4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, dans lequel la fraction de BOG qui n'est pas réinjectée dans le méthanier (32) est partiellement ou totalement recondensée, afin d'être réincorporée au GNL émis depuis le réservoir de stockage (31).
  5. Procédé selon la revendication 4, dans lequel la fraction de BOG à recondenser est recondensée par passage dans des moyens de compression (38) et dans des moyens de recondensation (39).
  6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, dans lequel une partie du BOG qui n'est pas réinjecté dans le méthanier (32) est utilisée pour l'alimentation de machines équipant le terminal de réception.
  7. Procédé selon l'une des revendications 1 à 6, le procédé étant mis en oeuvre au sein d'un terminal de réception soit off-shore soit on-shore.
  8. Installation de réception et de stockage de gaz naturel liquéfié, ou GNL, destinée à stocker du GNL en provenance d'un méthanier contenant du GNL à une pression initiale (Pi), avant sa regazéification et son émission vers un réseau de transport, l'installation comprenant :
    - au moins un réservoir de stockage (31), destiné à stocker le GNL à l'état liquide et à une pression de stockage (Ps) ;
    - des moyens (33, 34) pour transférer le GNL depuis le méthanier (32) dans le réservoir de stockage (31) à une pression de stockage (Ps) telle que la différence entre cette pression de stockage (Ps) et la pression initiale (Pi) est supérieure ou égale à 200 millibars ;
    - au moins une canalisation d'évacuation (36) permettant d'évacuer le BOG lors d'un transfert de GNL d'un méthanier vers le réservoir de stockage (31) ;
    - des moyens de détente (361) permettant de diminuer la pression du BOG évacué de(s) réservoir(s) de stockage de la pression de stockage (Ps) jusqu'à la pression initiale (Pi) ;
    - des moyens pour réinjecter une fraction du BOG dans le méthanier (32) à un débit volumique équivalent au débit d'extraction du GNL afin que la pression dans le méthanier (32) soit sensiblement égale à la pression initiale (Pi).
  9. Installation selon la revendication 8, dans lequel dans lequel le GNL dans le réservoir de stockage est à l'état sous-refroidi.
  10. Installation selon la revendication 8 ou 9, dans laquelle, des moyens de recondensation (38, 39) permettent de recondenser tout ou partie de la fraction de BOG qui n'est pas réinjectée dans le méthanier (32).
  11. Installation selon la revendication 10, dans laquelle les moyens de recondensation du BOG comprennent des moyens de compression (38) et des moyens de recondensation (39).
  12. Installation selon la revendication 10 ou 11, comprenant des moyens (393) pour réincorporer au GNL émis depuis le réservoir de stockage (31) la fraction de BOG recondensée.
  13. Installation selon l'une des revendications 8 à 12, dans laquelle une partie du BOG qui n'est pas réinjecté dans le méthanier (32) est récupérée pour l'alimentation de machines équipant l'installation.
  14. Installation selon l'une des revendications 8 à 13, équipant un terminal de réception méthanier qui est soit off-shore soit on-shore.
EP20100156097 2009-04-03 2010-03-10 Procédé de déchargement et de stockage de gaz naturel liquéfié dans un terminal méthanier sans évaporation de gaz. Not-in-force EP2236904B1 (fr)

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